【新能源产研】

1、国家能源局推动煤电与新能源融合，鼓励配建储能储热

2、工信部部署工业碳排放双控：建设约500个零碳工厂和算力设施

3、上海新能源上网电量全面入市，取消保量保价优先发电

4、锂价跌至10万元附近，储能电芯回调、系统价格持稳

5、光伏产业链价格整体持稳，减产尚未形成涨价支撑

6、阳光电源、欣旺达共设10亿元储能资产基金

7、呼和浩特1GWh独立储能项目启动设备采购，交货期仅40天

8、ST南都流动性危机加深，押注AIDC仍难解近忧

政策风向

1、国家能源局推动煤电与新能源融合，鼓励配建储能储热

近日，国家能源局印发《关于推动煤电与新能源融合发展的实施意见》，提出在不降低煤电系统支撑和调节能力的前提下，推动煤电降碳与新能源消纳协同发展。

《意见》明确五类场景：近区新能源接入公用煤电并协同送出；新能源与热电联产机组协同供热；海上风电利用沿海煤电通道送出；新能源与自备煤电打捆利用；新能源替代煤电厂用电。部分项目碳排放较改造前降低5%以上，并力争达到10%以上。

政策鼓励煤电机组实施深度调峰、增容改造，配建储能、储热、电制热等系统，实现新能源“低储高放”。新能源原则上距煤电厂不超过100公里，可接入储能储热设施、厂内配电装置或送出系统，并与煤电分别计量。

融合项目可由同一主体或联合体开发，支持参与电力、绿证及碳市场交易；新能源弃电不纳入利用率考核。符合条件的项目可获得中央资金补助。

锐评：政策为储能、储热和协同控制打开煤电改造市场，但项目收益仍取决于调峰补偿、市场交易、接网成本及煤电与新能源之间的利益分配。

2、工信部部署工业碳排放双控：建设约500个零碳工厂和算力设施

近日，工信部印发工业和信息化领域碳排放双控实施方案。到2030年，规模以上工业单位增加值二氧化碳排放较2025年降低17%以上，单位增加值能耗下降10%以上；制定约400项重点工业产品碳足迹核算规则标准，建设约500个国家级零碳工厂和零碳算力设施。

各省级工信部门须制定本地区五年目标及分年度指标，工信部将对全国和各地年度进展进行评价。监管范围除钢铁、有色、石化、建材等传统高耗能行业外，还将加大对光伏、算力设施等能耗增长较快领域的节能监察力度。

政策支持园区和企业发展绿电直连、新能源接入增量配电网、源网荷储一体化及工业绿色微电网，集成光伏、风电、储能、氢能、余热利用和智慧能源管理，并完善碳足迹、碳排放核算及“两高”项目评价制度。

锐评：零碳项目扩容与节能监管同步推进，意味着绿电、储能和能碳管理需求上升，但光伏、算力企业也将面对更严格的能效与碳数据约束。

3、上海新能源上网电量全面入市，取消保量保价优先发电

近日，上海市发展改革委发布新能源上网电价市场化改革通知。集中式风电、光伏，分布式光伏、分散式风电及生物质发电等项目，上网电量将全部进入电力市场，通过交易形成价格。

新能源项目可采用报量报价方式直接参与，也可聚合入市；未直接或聚合参与的项目，默认接受市场形成的价格。

上海将完善中长期和现货市场机制，探索多年期交易，推动新能源公平参与实时市场，并加快实现自愿参与日前市场。现货结算将由差量方式调整为差价方式，同时适当放宽价格限值。

新能源上网电量不再作为保量保价优先发电，电网企业可通过市场化采购满足居民、农业及代理购电用户需求。上海还将建立可持续发展差价结算机制，相关费用纳入系统运行费；存量项目每年签订差价协议，自主确定机制电量比例，但不得高于上一年度。

锐评：全面入市将把新能源收益由固定电价转向交易能力。发电预测、中长期对冲、聚合运营和储能配置将成为企业稳定现金流的关键。

行业趋势

4、锂价跌至10万元附近，储能电芯回调、系统价格持稳

近一周，电池级碳酸锂均价降至10.2万元/吨，环比下跌6.4%；锂辉石精矿均价为1500美元/吨，下降2%。矿山复产、海外发运恢复及需求放缓预期压制价格，但现货库存和仓单仍在下降，短期或围绕10万元/吨震荡。

储能电芯价格小幅回落。100Ah电芯均价为0.415元/Wh，环比下降1.2%；280Ah和314Ah均为0.358元/Wh，下降0.7%。100Ah受供应宽松及大容量规格替代影响，价格压力更大；314Ah仍有大型储能项目需求支撑。

储能系统价格保持稳定：直流侧2小时系统均价0.49元/Wh，交流侧1小时、2小时和4小时系统分别为0.84元、0.58元和0.53元/Wh。中核2.98GWh集采报价集中在0.4995—0.5329元/Wh，显示低价竞争仍在延续。

出口退税调整推动部分海外订单提前至四季度，但更多是交付时点前移，2027年初仍需关注订单回落风险。

锐评：原材料降价继续压低电芯成本，但系统端已接近低位。企业竞争将转向配置、质保、海外交付和成本管理，抢出口不能替代真实需求增长。

5、光伏产业链价格整体持稳，减产尚未形成涨价支撑

近一周光伏产业链价格总体稳定。硅料方面，N型复投料维持40—43元/kg，颗粒料40—41元/kg。企业陆续推进减产，但库存压力仍存，下游主要按需补库，价格上涨缺乏成交支撑。

硅片方面，183N、210RN和210N价格分别为0.95—1.00元/片、1.03—1.05元/片和1.10—1.15元/片。210N受国内项目需求支撑相对偏强，其他尺寸以区间震荡为主。

N型电池片均价保持稳定，183N、210RN和210N分别为0.30元/W、0.31元/W和0.295元/W，二三线210RN厂商报价有所松动。海外182P和183N均价分别为0.047美元/W和0.046美元/W。

组件价格同样持稳，国内TOPCon集中式项目为0.65—0.73元/W，分布式为0.68—0.76元/W；BC组件价格相对更高。海外TOPCon均价维持0.114美元/W，美国政策、印度备货及中东物流仍是主要扰动因素。

锐评：产业链减产暂时稳住价格，但终端需求不足制约反弹。企业盈利修复仍取决于库存去化、减产兑现和海外政策变化。

企业动态

6、阳光电源、欣旺达共设10亿元储能资产基金

近日，阳光电源、欣旺达分别公告，将与多方共同投资设立深圳市远致聚欣生荣储能资产私募股权基金，认缴规模10亿元，基金管理人为远致储能。

基金主要投资储能电站等资产，包括电网侧独立储能、绿电直连，以及算力中心、零碳园区配储等高景气细分市场的非标准化储能项目。欣旺达通过全资子公司深圳欣能参与投资。

这并非两家公司首次以基金方式布局下游资产。7月，阳光电源控股子公司参与设立10亿元新能源基金，投向风电、集中式光伏和储能项目；欣旺达同月参与设立5亿元基金，重点投资独立储能，8月又参与设立5亿元基金，覆盖电化学储能电站、光储充站场及相关产业链。

据不完全统计，2025年以来已有十余家储能企业参与设立或扩募产业基金，资金规模累计达到百亿元级。

锐评：储能企业正从设备供应商向资产投资运营延伸，有助于带动订单和项目落地；但认缴不等于实投，项目收益、资金占用和退出能力仍是关键。

7、呼和浩特1GWh独立储能项目启动设备采购，交货期仅40天

近日，中国电建发布中节能呼和浩特新城区250MW/1000MWh独立储能项目设备采购实施前公示，采购人为中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，拟采用邀请谈判方式采购。

项目将建设一座250MW/1000MWh磷酸铁锂储能电站及一座220kV升压站，储能时长为4小时。系统计划配置200套5MWh磷酸铁锂电池预制舱，划分为10回35kV汇集线路，每回容量25MW，并通过一回约280米的220kV电缆接入500kV鸿盛变电站220kV侧。

采购范围覆盖储能设备及元器件的设计、制造、试验、运输、安装调试、培训、验收和试运行等全过程服务。计划交货期为成交通知书发出后40天，交付至项目EPC总承包部指定地点。

锐评：1GWh项目采用4小时、5MWh舱方案，延续储能长时化和大容量化趋势。40天交付周期将考验供应商的现货产能、集成效率与履约能力。

8、ST南都流动性危机加深，押注AIDC仍难解近忧

南都电源曾是储能行业先行者，2023年营收146.66亿元、位列全球储能系统集成商出货量第四，但传统铅产业资产、价格战和重资产扩张持续拖累经营。华铂再生停产并计提约13亿元减值，审计机构还指出公司存在资金、担保及印章管理等重大内控缺陷。

2026年上半年，公司营收16.99亿元，同比下降56.71%；归母净亏损11.11亿元，资产负债率达99.81%，综合毛利率为-12.02%。建设银行已就2.10亿元贷款纠纷起诉公司及相关主体，公司多个银行账户被申请冻结，在建工程也因资金紧张暂停。

控制权转让、出售华铂及预重整等自救方案均未取得实质进展。公司转而聚焦AIDC、海外储能和工商业储能，北美数据中心累计订单超过30亿元、海外大储在手订单约15亿元，但受流动资金不足影响，生产和交付不及预期。

锐评：技术积累和订单不能替代现金流。南都电源的困境警示行业，重资产扩张、低毛利抢单和治理失控，足以吞噬先发优势。

信息来源：Wind资讯、各券商研报、上市公司公告

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