一、重点政策分析

（一）国家级核心政策：市场化改革全面落地

2025年6月是我国新能源产业发展的关键转折点，以国家发改委、能源局联合发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号，简称“136号文”)为核心的政策体系正式实施，标志着新能源产业彻底告别“计划呵护”时代，全面拥抱“市场定价”新机制。该政策通过制度创新重构行业发展逻辑，主要呈现三大核心特征：

1.存量与增量分类管理机制

存量项目（2025年6月1日前投产）：延续现行电价政策过渡安排，实行“多退少补”差价结算机制。具体而言，机制电价按原保障性电价执行(不高于当地煤电基准价)，项目在规模范围内可自主调减机制电量比例(不得高于上一年度)，为老项目提供收益“减震器”。例如蒙西地区存量项目执行0.2829元/千瓦时的煤电基准价，新疆存量项目则区分补贴项目(0.25元/kWh)和平价项目(0.262元/kWh)。

增量项目（2025年6月1日后投产）：完全市场化定价，通过“省级竞争”确定机制电价上限。政策要求各地组织已投产和未来12个月内投产的项目自愿参与竞价，按报价从低到高确定入选项目，机制电价按入选项目最高报价确定(不得高于竞价上限)，如山东光伏限价0.30元/度，湖南设定0.26-0.38元/kWh的竞价区间。此举既保护早期投资，又倒逼新增项目技术降本，推动行业从“规模扩张”迈入“精细化运营”时代。

2.配套改革措施突破

取消强制配储：终结行政捆绑模式，明确“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网前置条件”，储能需通过现货套利(如山东峰谷价差达0.5元/度)、容量租赁(如内蒙古0.35元/度补偿)或调频服务(溢价达正常电价的3-5倍)实现市场化盈利。

绿证独立交易：实现新能源环境价值与电能量价格解耦，允许企业动态分配绿证与机制电量(如绿证>4元/张时减少机制电量)，为绿电长期协议(PPA)提供定价基础。

打破省间壁垒：统一跨省交易规则，依托价差套利(如西北-华东价差0.3元/度)激活跨区域资源优化，大幅提升资源配置效率。

3.全面市场化交易要求

根据136号文要求，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。政策完善了现货市场价格机制，放宽现货限价，申报价格上限考虑工商业用户尖峰电价水平(如蒙西上限1.5元/千瓦时)，下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定(如蒙西下限-0.05元/千瓦时)。同时推动中长期交易向高频、精细演变，交易周期缩短(向周/日级别)并推行分时段签约(如广东峰平谷差异化定价)，提升市场灵活性。

（二）地方政策：差异化落地实践

1.省级实施方案对比分析

内蒙古作为全国第5个转入正式运行的电力现货市场，于6月25日率先发布《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》，自7月1日起实施。该方案明确存量项目机制电价为蒙西煤电基准价0.2829元/千瓦时，分布式光伏、分散式风电等项目的实际上网电量全部参与市场交易。

新疆于6月22日出台的试行方案采取分类保障策略：存量项目中，带补贴项目机制电价为0.25元/千瓦时(电量比例30%)，平价项目0.262元/千瓦时(电量比例50%);增量项目则通过年度竞价形成机制电价，区间为0.15~0.262元/千瓦时，采用边际出清方式分类型(风电、光伏)竞价。

湖南在《深化新能源上网电价市场化改革实施细则》中规定存量项目机制电价统一为0.45元/千瓦时(显著高于西北省份);增量项目机制电量比例仅20%，竞价上限0.38元/千瓦时、下限0.26元/千瓦时，执行期限10年。特别设置月度分解系数：1、7、8、12月(保供紧张月)按96%执行，3-6月(消纳困难月)降至64%，体现灵活调节。

2.分布式光伏管理创新

自用比例约束：四川对“三州一市”(阿坝州、甘孜州、凉山州、攀枝花市)的一般工商业分布式光伏设定年自发自用电量不低于50% 的刚性门槛，为大型项目接入现货市场预留空间3;山东则采取经济惩罚机制，对年自用比例低于50%的项目，次年在电网调峰时予以“惩罚性”增加调峰力度。

接入条件优化：福建大幅放宽电压等级限制，允许大型工商业项目接入电压等级放宽至220千伏，总装机容量不超过50兆瓦，且不设自发自用比例限制，为大型项目开发创造条件。

电价信号引导：江苏创新设置与光伏出力高峰匹配的午间深谷电价，在春秋季10:00-14:00、夏冬季11:00-13:00执行谷段电价，下浮幅度达65%，通过价格信号激励用户提升自发自用比例；天津同样在征求意见稿中提出除7、8月外，每日12:00-14:00执行2小时谷段电价，峰谷价差拉大至4：1。

3.辅助服务与系统调节机制

上海6月23日印发《上海市用户侧虚拟电厂建设实施方案(2025-2027年)》，构建“1+5”运行管理体系(1个虚拟电厂运管平台+空调、充换电、储能、数据中心、工业负荷五类资源)。计划到2025年虚拟电厂可调能力达110万千瓦，2027年提升至220万千瓦，明确将用户侧储能接入作为重点发展方向。

江西则通过完善分时电价机制促进储能发展，除冬季外新增2小时午间深谷电价，深谷浮动比例由原平段下浮60%扩大到70%，峰谷比达1.6：1：0.4，并恢复一般工商业用户分时电价执行，为储能创造套利空间。

（三）趋势展望

6月政策变革标志着新能源行业根本性逻辑重构已全面启动。从国家级政策框架到地方实施细则，均体现出从“计划保护”向“市场竞合”的转型。短期内，分布式光伏可能因收益模型重塑出现开发空窗期9.组件价格在抢装潮后面临回调压力;储能行业则因强制配储取消进入市场化洗牌阶段，低效产能加速出清。

● 长期看，政策将驱动三大趋势：

○ 技术降本与模式创新成为生存核心，BC电池、钙钛矿技术产业化提速，AI预测与交易策略价值凸显；

○ 区域开发特征分化，高负荷区域(如江苏、山东)分布式光伏与用户侧储能协同发展，西北大基地依赖跨省价差套利；

○ 电力市场金融化进程加速，绿证交易、多年期PPA合约(购电协议)等风险管理工具广泛应用。

随着各省份差价结算、容量补偿等细则陆续出台，新能源产业将在阵痛中走向更高质量、更可持续的发展新阶段。企业需快速提升市场交易能力、技术创新能力和风险管控能力，方能在电力市场化改革的浪潮中赢得竞争优势。

二、行业动态追踪

（一）技术创新与产品突破

1.电池技术迭代加速

固态电池产业化：国轩高科建成0.2GWh全固态电池中试线(能量密度350Wh/kg)，鹏辉能源签约驻马店市推进固态电池量产；《全固态电池判定方法》团体标准发布，解决行业界定模糊问题。

刀片电池2.0与麒麟电池：比亚迪刀片电池2.0体积利用率达75%，宁德时代麒麟电池量产能量密度300Wh/kg，支持10分钟快充。

2.光伏技术融合升级

效率与标准双突破：TOPCon量产效率26%，BC技术户用发电增益9.55%；《光伏发电站接入电力系统技术规定》推动分布式装机年均增25%，港口岸电太阳能供能占比升至40%。

智能化消纳方案：新型储能配套率提升至73%，虚拟电厂聚合分布式光伏资源规模达1.2亿千瓦，缓解弃光限电问题。

（二）供应链与市场变化

1.光伏产业链价格承压

上游降价明显：6月N型硅料价格环比跌8.3%至3.44万元/吨，硅片排产下降3%，组件产出降9%至53GW；光伏EVA胶膜价格跌至9400-9750元/吨。

装机量激增后回调：5月国内光伏新增装机92.92GW(同比+388%)，政策节点前抢装透支需求，6月转向海外市场(电池片出口同比+94.9%)。

2.锂价下行利好电池成本

碳酸锂价格跌至12万元/吨(2025年累计跌40%)，降低电池制造成本。

（三）企业战略与国际布局

1.产能全球化加速

比亚迪：巴西工厂投产辐射南美市场，6月新能源出口8.6万辆(占中国总量43%)，插混车型在东南亚需求旺盛。

特斯拉：德国柏林工厂量产4680电池版Model Y(续航+15%)，墨西哥超级工厂规划年产能200万辆。

2.技术合作与模式创新

大众与小鹏：合作开发2款纯电车型(2026年上市)，奥迪提前3年停售燃油车。

充电桩智能化：华为液冷超充采用氮化镓半导体，枪线重量减半；上海试点V2G技术支持峰谷套利。

（四）投资与风险提示

1.新兴技术应用拓展

数据中心HVDC(高压直流)成为下一代主流供电方案，禾望电气、盛弘股份等企业布局AI数据中心电源系统。

风电招标景气度攀升：全国已核准待招标海风项目超25GW，2025年或成“招标大年”。

2.行业风险预警

政策合规成本上升：动力电池14%技术滞后企业面临2027年退市风险，充电桩CCC认证将淘汰超10万家企业。

国际贸易波动：美国对华芯片管制升级，欧盟通过《2035燃油车禁售修正案》允许合成燃料车辆销售，印度拟对进口电动车零部件加征10%关税。

* 2025年6月，新能源行业在政策合规压力下加速技术迭代(如固态电池、AI质检)，同时通过产能出海(比亚迪占出口43%)和本地化生产(长城CKD出口占比34.2%)应对贸易壁垒61.短期阵痛(中小厂商退场、产业链价格承压)与长期升级(成本下降、标准统一)并存，企业需在安全性能(如电池新国标)、智能监管(如充电桩物联网)、场景融合(光伏+氢能)三层面构建竞争力。

三、资本市场洞察

（一）IPO与融资动态：氢能锂电引领上市热潮

1.氢能企业扎堆冲刺资本市场

科创板政策松绑：2025年6月18日，中国证监会发布《关于在科创板设置科创成长层增强制度包容性适应性的意见》，明确将氢能等前沿科技企业纳入科创板第五套上市标准适用范围，允许未盈利企业上市融资。

● 典型案例：

○ 东岳未来氢能：科创板IPO于6月27日获受理，拟募资24.46亿元，其质子交换膜产能占全国60%，为国内最大氢燃料电池膜供应商。

○ 鸿基创能：全球膜电极市占率23%(中国46%)，6月27日向港交所提交上市申请，投前估值超41亿元。

○ 国氢科技：中国估值最高氢能企业(B轮估值130亿元)，2月启动IPO招标，计划年内登陆科创板。

2.锂电产业链第二波IPO潮

● 港股成全球化跳板：

○ 亿纬锂能：6月30日递交港交所申请，拟募资支持匈牙利30GWh大圆柱电池项目(2027年投产)及马来西亚86.54亿元储能基地建设。

○ 欣旺达：7月1日公告拟发行H股赴港上市，2024年储能装机量8.88GWh(同比翻倍)。

●  A股聚焦技术细分领域：

○ 高特电子：创业板IPO获受理(6月23日)，拟募资8.5亿元加码储能BMS系统，2024年营收9.19亿元(复合增长率63.31%)。

○ 麦田能源：第三次冲刺创业板(6月26日受理)，募资16.6亿元扩产智慧储能设备，2024年净利润2.67亿元(+80%)。

3.风电材料企业上市突破

道生天合：6月13日通过上交所主板审核，募资6.94亿元投向新能源胶粘剂项目。其风电环氧树脂销量全球第一(2024年14.31万吨)，覆盖147米超长叶片技术。

（二）二级市场：ETF资金流入与车企分化

1.新能源主题ETF资金动向

新能车ETF(515700)：近两周份额增长500万份，规模22.17亿元居行业第一，融资余额突破5100万元。

光伏ETF(516180)：受“反内卷”政策预期推动，单周上涨0.38%，头部企业呼吁退出低价竞争。

2.新能源车企市值驱动因素

● 销量分化显著：

○ 零跑汽车6月交付48.006辆(同比+138.6%)，居新势力榜首；

○ 小鹏上半年交付19.7万辆，超2024年全年总量；

○ 比亚迪6月交付38.3万辆，龙头地位稳固。

出海贡献增量：比亚迪6月出口8.6万辆，占中国新能源车出口总量43%48.

（三）绿色金融创新：REITs与ABS激活存量资产

1.全国首单风电持有型ABS发行

远景能源ABS：6月17日于上交所发行，规模2.85亿元，底层资产为河北魏县100MW风电场(年减排CO₂ 15万吨)。创新采用“浮动收益分红”模式，不设预期收益率，引入险资、银行理财等多元投资者。

意义：破解新能源基础设施“投资周期长、流动性低”痛点，为权益型绿色证券化产品提供范本。

2.股权投资基金聚焦产业链

陕西AIC基金落地：6月30日西安设立全省首只新能源汽车产业链AIC股权投资基金(规模10亿元)，采用“母基金+直投”模式，重点支持成长期企业。

投资逻辑：央地协同(五大行AIC+省市级引导基金)，强化区域产业竞争力。

（四）风险提示与投资策略

1.产能过剩与技术迭代风险

光伏产业链：硅料价格环比跌8.3%至3.44万元/吨，组件排产下降9%，警惕低价竞争导致盈利承压。

欧洲电池困局：Northvolt申请破产保护，欧洲11家电池厂项目推迟/取消，本土化产能建设滞后(审批周期达4年)。

2.战略布局建议

关注技术突围：固态电池(国轩高科350Wh/kg产线)、磷酸铁锂储能(亿纬马来西亚项目);

配置防御性资产：电力运营商(火电转型绿电)、特高压设备商(藏粤直流、蒙西-京津冀工程获批)。