📰 研报摘要
查看全文 ➔摘要： 本次会议围绕新能源电力行业的发展现状、未来展望及信用风险展开。重点分析了新能源装机规模的增长趋势、电力市场定价机制的转变（136号文）、储能技术路线、以及 AI 和交通电气化带来的电力需求增量。最后对比了中央发电企业与地方能源集团在规模、盈利能力及信用风险方面的差异。
行业主线：
- 装机结构与目标：预计到 2030 年新能源装机占比将达 55%，2035 年突破 36 亿千瓦。风电将在未来十年重新成为主舞台，风光增量配比显著提升。
- 定价机制市场化：受 136 号文影响，新能源电价由补贴驱动转向市场定价，波动性增加，企业竞争核心从“规模扩张”转向“精细化运营”。
- 需求侧新驱动：AI 大模型导致数据中心用电量剧增（如东数西算集群），交通领域则由铁路主导向道路电气化（电动货车等）扩展。
关键变化与分歧：
- 电源角色切换：火电由主力电源转向调节电源，但仍具备不可替代的兜底作用；水电在雅鲁藏布江下游等巨型工程推动下，占比将进一步提升。
- 资源错配与外送：通过特高压电网解决西部资源与东部需求的空间错配，跨省输电量增速保持高位。
- 盈利中枢靠拢：随着市场化交易推进，不同类型企业的收益率趋向行业中枢，但地方企业因地域资源差异导致盈利分化更严重。
受益方向与风险：
- 受益方向：具备规模优势的央企发电集团、特高压电网建设及外送相关环节、AI 算力基础设施电力配套。
- 核心风险：新能源电价整体下行趋势、各省落实市场化定价的进度差异、重资产模式下的负债率压力。