近日，贵州省能源局印发《贵州省能源领域碳达峰实施方案》。方案提出，到2025年，全省风电和光伏发电规模分别达到1080万千瓦、3100万千瓦；到2030年，力争风电和光伏发电总装机规模达到7500万千瓦。到2025年，能源安全保障能力持续增强，能源绿色低碳发展成效显著。非化石能源消费比重达到20%左右、力争达到21.6%，新型电力系统建设稳步推进，新能源占比逐步提高，电能占终端用能比重达到30%左右，能源生产环节持续降碳提效，能源利用效率大幅提升，为实现碳达峰、碳中和奠定坚实基础。 方案还提出，到2030年，清洁低碳安全高效的现代能源体系初步形成，新型电力系统建设取得重要进展，非化石能源消费比重达到25%左右，电能占终端用能比重达到35%左右，能源绿色低碳技术创新能力显著增强，能源转型体制机制更加健全。 原文如下： 关于印发《贵州省能源领域碳达峰实施方案》的通知 黔能源发〔2022〕15号 省教育厅、省科学技术厅、省工业和信息化厅、省财政厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省住房和城乡建设厅、省交通运输厅、省水利厅、省农业农村厅、省商务厅、省应急管理厅、省市场监督管理局、省广播电视局、省统计局、省乡村振兴局、省大数据局、省地方金融监管局、省气象局、人行贵阳中心支行、贵州银保监局、贵州证监局，各市(州)能源主管部门，贵州电网公司： 为深入贯彻落实党中央、国务院和省委、省政府关于碳达峰、碳中和重大决策部署，在保障能源安全供应基础上有序推动能源绿色低碳转型、支持做好碳达峰工作，现将《贵州省能源领域碳达峰实施方案》印发给你们，请结合实际认真贯彻落实。 贵州省能源局          贵州省发展和改革委员会  2022年12月30日 (此件公开发布) 贵州省能源领域碳达峰实施方案 为深入贯彻落实党中央、国务院和省委、省政府关于碳达峰、碳中和重大决策部署，在保障能源安全供应基础上有序推动能源绿色低碳转型、支持做好碳达峰工作，根据《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》(中发〔2021〕36号)、《2030年前碳达峰行动方案》(国发〔2021〕23号)、《国务院关于支持贵州在新时代西部大开发上闯新路的意见》(国发〔2022〕2号)和《贵州省碳达峰实施方案》(黔党发〔2022〕24号)、《贵州省碳达峰碳中和“1+N”政策体系编制工作清单》等文件要求，结合贵州省实际，制定本实施方案。 一、总体要求 (一)指导思想 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的第二十次全国代表大会会议精神，深入贯彻习近平生态文明思想，立足新发展阶段，贯彻新发展理念，融入新发展格局，坚持以高质量发展统揽全局，围绕“四新”主攻“四化”，落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，从我省实际情况出发，处理好发展和减排、整体和局部、长远目标和短期目标、政府和市场的关系，在保障能源安全基础上，着力推动能源结构转型，着力强化绿色低碳技术创新，着力推进能源产业链减排，着力加快转变用能方式，着力完善体制机制，构建清洁低碳安全高效的现代能源体系，科学有序推动如期实现碳达峰、碳中和目标。 (二)基本原则 坚持系统观念、保障安全。保障能源安全稳定供应、支撑我省经济社会持续快速高质量发展，是我省能源领域开展“碳达峰、碳中和”的基本前提。需坚持系统观念，将安全发展贯穿于能源绿色低碳转型、能源领域“碳达峰、碳中和”的各方面和全过程。先立后破，坚持全省一盘棋，传统能源的转变应建立在新能源安全可靠的替代基础之上。立足我省能源以煤炭、煤电为核心的实际情况，协调推进碳达峰各项工作。 坚持目标导向、统筹推进。围绕我省“2030年前实现碳达峰目标”，明确推动能源绿色低碳转型、支持碳达峰的分步骤路线图和具体任务，系统谋划、稳妥实施，调动能源生产、消费、运行、管理等各方积极性，推动各项工作任务有序实施。 坚持创新驱动、转型升级。发挥创新引领作用，加快能源领域技术创新和产业升级，着力推动关键技术突破，促进绿色低碳新技术、新模式、新业态加快发展，大力推动煤炭清洁高效利用，推进非化石能源高质量发展。 坚持市场主导、政策引导。深化能源领域体制机制改革，加快推进市场机制创新、价格形成机制改革等，鼓励各类市场主体参与绿色低碳转型。强化政策支持引导，健全任务分解落实、过程监管和考核评价机制。 二、主要目标 按照确保2030年前实现碳达峰目标的总体部署安排，推动能源绿色低碳转型工作。主要目标如下： 到2025年，能源安全保障能力持续增强，能源绿色低碳发展成效显著。非化石能源消费比重达到20%左右、力争达到21.6%，新型电力系统建设稳步推进，新能源占比逐步提高，电能占终端用能比重达到30%左右，能源生产环节持续降碳提效，能源利用效率大幅提升，为实现碳达峰、碳中和奠定坚实基础。 到2030年，清洁低碳安全高效的现代能源体系初步形成，新型电力系统建设取得重要进展，非化石能源消费比重达到25%左右，电能占终端用能比重达到35%左右，能源绿色低碳技术创新能力显著增强，能源转型体制机制更加健全。 三、加快推动能源结构调整优化 (一)大力发展风电和光伏发电 稳步推进风电协调发展。鼓励采用先进技术因地制宜建设低风速风电场，针对不同的资源条件，加强设备选型研究，高海拔区域选择大功率抗凝冻低风速风机及配套高塔筒、长叶片，提高风资源开发效率，减少用地需求，推进集中式风电开发。鼓励因地制宜建设中小型风电项目，充分利用电网现有变电站和线路，综合考虑资源、土地、交通、电网送出消纳以及自然环境等建设条件，开发建设就近接入、就地消纳的分散式风电项目。利用好风能和太阳能发电在时间上的互补特性，积极推动风光互补项目建设。积极推进光伏发电多元化发展。在太阳能资源较好的毕节、六盘水、安顺、黔西南、黔南等市(州)打造百万千瓦级大型光伏基地，大力推进光伏基地建设。以大型水电基地及现有(规划)火电厂为依托，积极推进多能互补发展。统筹本地消纳和外送，建设乌江、北盘江、南盘江、清水江流域四个水风光一体化可再生能源综合基地;充分利用我省火电厂富裕通道容量，结合存量煤电及新增煤电布局与风光资源情况，建设风光火(储)一体化项目。积极推进开阳、播州、关岭等整县(市、区)屋顶分布式光伏项目建设。结合光伏场区岩溶、石漠化、煤矿塌陷区等脆弱区域的生态修复，发展各类符合我省实际的“光伏+”综合开发利用模式，积极打造农光、林光互补等光伏利用方式。到2025年，全省风电和光伏发电规模分别达到1080万千瓦、3100万千瓦;到2030年，力争风电和光伏发电总装机规模达到7500万千瓦。 (二)积极推动水电优化发展 研究推动流域梯级水电站扩机。优化挖掘梯级水电深度开发潜力，研究梯级水电系统性调整方案，研究开展水电扩机工程前期工作。推进乌江干流等梯级水电优化开发，促进流域风电、光伏等清洁可再生能源的消纳。“十四五”积极开展乌江干流等梯级电站扩机的前期工作，力争到2030年扩机规模达到200万千瓦左右。推进抽水蓄能电站建设。立足贵州水能资源优势及抽水蓄能站点资源优势，积极发展抽水蓄能电站，提高系统灵活调节能力，促进新型电力系统建设。根据流域梯级水电站的梯级落差、水头衔接及库容情况，研究主要大中型梯级水电站建设混合式抽水蓄能电站的可行性，及时将具备建设条件的抽水蓄能电站项目纳入国家和省级滚动规划，形成常规纯抽蓄、混合式抽蓄和中小型抽蓄多元发展的抽水蓄能开发格局。“十四五”期间，积极推进贵阳抽水蓄能电站、黔南抽水蓄能电站等项目开工建设。到2025年，全省水电总装机2200万千瓦以上，到2030年增加到2400万千瓦以上，以水电与新能源相结合的可再生能源体系基本建立。 (三)因地制宜推动非化石能源非电利用 积极推进地热能开发利用。围绕城市功能区、城镇集中区、工业园区、农业园区、旅游景区“五区”驱动，以示范引领，通过试点推进，从单体到集群、从公共建筑到民用建筑，推动不同利用方式、不同应用场景的浅层地热能供暖制冷项目建设，初步实现浅层地热能供暖制冷建筑规模化、商业化应用。到2025年，全省地热能供暖制冷建筑面积达到2500万平方米;到2030年，地热能供暖制冷建筑面积力争达到5000万平方米。 (四)有序发展核电、氢能等清洁能源 推动核能工业供热应用示范，加快推进铜仁玉屏清洁热能项目建设;继续做好核电(大堆)厂址保护工作，结合国家内陆核电政策及省内需求，安全稳妥推进核能开发进度。开展氢能产业技术研究和重大技术联合攻关，推动全省氢能产业布局，打造“一轴、一带、三线”氢能产业发展核心地带，支持贵阳、安顺、六盘水等城市联合申报国家氢燃料电池汽车示范城市群，加强氢储能研发应用。 (五)适度引入区外清洁能源 依托中缅线输气管道推进海气入黔，拓展供应渠道，提升天然气供应保障及调节能力。加快打通川、渝地区页岩气入黔渠道，依托正安-道真-大磏输气管道积极引进重庆页岩气，加快推动黄莺乡-洛龙镇-镇南镇(务川)、重庆秀山县-铜仁松桃县、重庆酉阳县-铜仁沿河县输气管道等省际互联互通项目建设，研究论证泸州-毕节输气管道项目建设，提高川渝气入黔输量。到2025年，渝气入黔能力达10亿立方米/年。提前开展区外清洁电力入黔规划研究工作，统筹经济性与安全性，在适当时机引入适度规模清洁电力作为补充。 (六)加快构建新型电力系统 加快推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进，增强电源协调优化运行能力，创新电网形态和运行模式，显著提升电力负荷弹性，推进电源侧、电网侧和用户侧储能发展，保障新能源消纳和电力安全稳定运行。创新电网结构形态和运行模式。加快全省配电网智能化、数字化提档升级，巩固满足分布式可再生能源接入的配电网，建设以消纳新能源为主的智能微电网，提升电网适应新能源的动态稳定水平，推动清洁能源在全省范围内优化配置。增强系统资源调节能力。统筹考虑系统调节需求、电价影响等因素的基础上，加快推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设;有序推进煤电灵活性改造，布局适当规模分布式天然气调峰电厂;加快新型储能规模化应用，推进新建集中式新能源按照相关规定配套建设储能，支持分布式新能源合理配置储能系统;充分挖掘电力需求侧响应能力，引导企业自备电厂、工业可控负荷等参与系统调节。提升系统智能调度运行水平。积极推动电力系统各环节的数字化、智慧化升级改造，加强电网柔性精细管控，促进源网荷储一体化和多源协调，提高电网和各类电源的综合利用效率，保障新能源充分消纳。到2025年，新型储能装机规模达到100万千瓦;到2030年，在建在运的新型储能装机规模力争达到400万千瓦左右。 专栏1：能源结构调整优化重点行动 推进大型光伏基地建设。结合太阳能资源及土地资源条件，大力推进毕节、六盘水、安顺、黔西南、黔南等市(州)百万千瓦级大型光伏基地建设。推进乌江、北盘江、南盘江、清水江流域四个水风光一体化可再生能源综合基地建设。 推进整县屋顶分布式光伏开发项目建设。积极推进开阳、播州、关岭、镇宁、盘州、镇远、长顺、兴义、望谟、威宁、黔西、松桃等13个试点县(市、区)屋顶分布式光伏项目建设。 推进城乡配电网智能化改造。在贵阳、遵义等重点城市中心城区高标准建设先进城市电网，推动城镇配电网与其他基础设施协同建设改造，形成智慧高效、灵活可靠的现代城市电网。实施农村电网巩固提升工程，增强电网智能控制水平，提高分布式风电光伏并网接纳能力。 加强系统灵活调节能力建设。在全面推进我省现役煤电机组升级改造及灵活性改造基础上，因地制宜发展天然气调峰电站、加快抽水蓄能电站建设、加快新型储能研发应用。到2025年力争新型储能装机规模达到100万千瓦以上;“十四五”期新增分布式气电装机50万千瓦，2025年气电装机达到106万千瓦;“十四五”期间，积极推进贵阳(石厂坝)抽水蓄能电站、黔南(黄丝)抽水蓄能电站项目开工建设。 提升需求侧响应能力。加强电力需求侧响应能力建设，整合分散需求响应资源，引导用户优化储用电模式，高比例释放居民、一般工商业用电负荷的弹性。引导大工业负荷参与辅助服务市场，鼓励电解铝、铁合金、多晶硅等电价敏感型高载能负荷改善生产工艺和流程，发挥可中断负荷、可控负荷等功能。开展工业可调节负荷、楼宇空调负荷、大数据中心负荷、用户侧储能、新能源汽车与电网(V2G)能量互动等各类资源聚合的虚拟电厂示范。力争到2025年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的3%以上。 四、强化能源绿色低碳转型关键技术创新 (七)推动能源科技创新 加强可再生能源发电和综合利用先进技术攻关。聚焦大规模高比例可再生能源开发利用，研发更高效、更经济、更可靠的太阳能、风能、生物质能、地热能等可再生能源先进发电和综合利用技术;攻克高效氢气制备、储运和燃料电池关键技术，推动氢能与可再生能源融合发展。加强新型电力系统及其支撑技术攻关。加快新能源发电并网和主动支撑技术等电网核心技术攻关，支撑建设适应大规模可再生能源和分布式电源友好并网、源网荷双向互动、智能高效的先进电网;突破能量型、功率型等储能本体和系统集成关键技术和核心装备，满足能源系统不同应用场景储能发展需要。加强化石能源绿色高效开发利用技术攻关。开展煤炭绿色高效安全开采、煤炭清洁高效综合利用、煤矿瓦斯综合治理等方面的技术研究，研发适合我省煤炭资源禀赋特点的机械化、智能化采煤掘进关键装备，突破非常规天然气勘探及规模化开发利用关键瓶颈技术，研发更高效率、更灵活、更低排放的煤基发电技术。加强能源数字化智能化技术攻关。聚焦新一代信息技术和能源融合发展，开展“源网荷储一体化”关键技术、智能化矿井运维平台、煤层气水平井采集系统、煤矿井下5G、贵州省能源数据中心等关键技术研究，完善“能源云”平台功能，推动煤炭、油气、电网等传统行业与数字化、智能化技术深度融合，构建省级能源大数据智慧平台。 (八)完善绿色低碳技术创新体系 加强创新能力建设。支持龙头企业、高校、科研院所、金融机构搭建产学研用协同创新平台，打通产业链、创新链、价值链，实现各类创新要素集聚融合、开放共享;聚焦煤矿绿色智能开采、化石能源清洁低碳利用、可再生能源大规模利用、新型电力系统、节能、氢能、储能、动力电池等重点领域，深化应用基础研究，培育一批重点实验室、技术创新研究中心、工程研究中心、产业创新中心和企业技术中心。创新技术攻关机制。建立健全多部门协同的能源科技创新工作机制，围绕产业链部署创新链，实行“揭榜挂帅”制度，开展省级重大能源技术和装备攻关，支持组建跨领域、跨学科攻关联合体, 加强与中国科学院、中国工程院、“双一流”高校等院所学校开展创新合作。加快人才队伍建设。创新人才培养模式，鼓励高等学校加快新能源、储能、氢能、碳减排、碳汇、碳排放权交易等相关学科专业建设和人才培养，建设一批绿色低碳领域现代产业学院。深化产教融合，鼓励校企联合开展产学合作协同育人项目，争创国家储能技术产教融合创新平台。推广应用技术成果。强化低碳技术知识产权保护，建立专利技术申请、转让和许可、信息分享等机制，促进技术创新成果转化;探索设立省、市级绿色科创基金，引导金融机构、社会资本支持绿色低碳技术应用和示范。到2030年，形成一批拥有自主知识产权和核心竞争力的技术和装备，新增10个省级及以上能源科技创新平台。 专栏2：绿色低碳技术创新重点行动 可再生能源开发利用技术攻关。开展高海拔大功率风电机组关键技术研究，浅层地热能开发利用对地质环境影响研究，岩溶复杂地层地埋管施工关键技术攻关，岩溶石山区中深层地热能开发利用尾水回灌技术攻关，高水头、高压力、宽变幅的抽水蓄能设计与施工关键技术研究，中深层地热能岩溶热储高效开发关键技术攻关等。 新型电力系统及其支撑技术攻关。建设国家能源新型电力系统及其数字化技术创新平台(重点实验室)，开展电能、风能、太阳能等多种能量流和由数据构成的信息流的深度融合的研究，突破新型电力系统多能源协同互补机理与调控、大规模新型电力系统信息物理仿真技术、能源系统多源异构数据聚合机制、数据融合分析机理、数据安全保护机制等关键科学问题，初步打通源网荷储各个环节，实现多能源网的协同互动。 数字能源与综合能源技术。开展智能化矿井综合运维服务平台应用研究、贵州煤层气水平井智能排采及数据采集远传控制系统研制与应用，开展综合能源与数字能源系统(源网荷储)一体化关键技术研究及示范、“水、光”一体化技术示范研究、煤矿井下5G应用研究及示范、综合智慧能源运营平台、智慧能源站关键技术研究及应用。 氢能产业技术攻关。鼓励开展高效电解水制氢、生物质制氢等技术及装备研发和产业化;鼓励超高压气态储运氢、固态/液态材料储运氢技术及成套装备研发和产业化;支持依托航空航天技术优势，探索大规模低温液态储运氢技术、装备研发和示范;支持氢气压缩机、储氢瓶/罐及加氢站成套装备研发和产业化。 五、大力推进能源产业链碳减排 (九)加快煤炭绿色低碳智能开采 探索煤矿绿色发展长效机制，支持煤矿充填开采技术推广应用，因地制宜推进保水开采、先采气后采煤、矸石不升井等绿色开采技术。积极支持煤矿采矿权增列煤层气矿业权，实施综合开发。加强对现存矸石分质分级综合利用，强化外排土场治理，绿化矿区环境。鼓励利用废弃矿区开展新能源及储能项目开发建设。 (十)大力推动煤炭清洁高效利用 推进煤炭洗选和提质加工。大力发展精细高效煤炭分选，加快煤炭深度提质和分质分级利用，不断提高煤炭资源利用效率;推动新建、技改煤矿建设配套洗选厂，加快落后洗选设施智能化升级改造步伐，实现生产安全与效率双提升。积极推广先进的中高硫煤及优质焦煤深度分选提质、煤泥水高效沉降及煤泥脱水、选煤厂智能化等技术，逐步提高原煤入洗率。到2025年原煤入选率达到100%，焦煤入洗率达到80%。推动煤系固体废弃物资源综合利用。持续推进粉煤灰在新型建筑材料中的应用，积极探索粉煤灰在农业、化工、环保等领域高值化利用途径;加强煤矸石在新型建材、塌陷区治理、矿井充填以及土地生态修复等领域的高值化利用。构建一批煤系固体废弃物综合利用示范技术，发挥行业龙头企业技术装备研发与人才培养优势，打造煤系固体废弃物综合利用产业体系及高质量发展新格局。提升煤炭清洁储装运卸水平。在毕水兴布局建设大型煤炭储配基地。新建、技改煤矿的规划设计优先考虑铁路或管状皮带运输，积极推进矿区运输公路硬化铺油。紧紧围绕煤炭储装运卸全流程治理，推进矿山储煤场所建设标准化、运输装卸无尘化，实现煤炭清洁化储装运卸闭环管理。大力发展新型煤化工。推动毕水兴煤炭资源深加工基地建设，推进中石化织金50万吨/年聚乙醇酸等项目，加快盘南工业园区煤制氢示范项目实施。开展优质无烟煤及煤化工副产品综合利用，发展煤基新型功能材料，提升煤化工作为化工原料的综合利用效能，推进煤化工产品高端化、多元化。加大民用散煤清洁化治理力度。积极探索农村地区建立优质、低排放煤炭产品替代劣质散煤机制，推广使用先进炉具，减少散煤使用。综合推广使用生物质成型燃料、沼气、太阳能等清洁能源。积极推进天然气、电力及可再生能源等清洁能源替代散煤，构建多途径、多通道减少民用散煤使用的格局。 (十一)加快煤电清洁高效发展 根据电力安全供应需要合理规划新建煤电，优先建设大容量、高参数、超低排放燃煤机组，积极推进66万千瓦高硫无烟煤示范机组建设，并形成示范带动效应;鼓励建设100万千瓦级高效超超临界机组。推动以原址扩能升级改造及多能互补方式建设清洁高效燃煤机组。新建煤电机组煤耗标准达到国内先进水平。推动现役煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，重点对省内现役30万千瓦级、60万千瓦级煤电机组实施综合节能改造，鼓励现役亚临界煤电机组开展升参数改造，大幅提升热力系统效率，切实降低煤电机组供电煤耗。有序淘汰落后煤电机组，具备条件的转为应急备用电源，加强企业自备电厂调度运行管理。到 2025年，全省火电机组平均供电煤耗力争达到 305克标准煤/千瓦时;到2030年，火电机组供电煤耗进一步降低。 (十二)推动能源产业全面节能降碳 加强电网老旧设备改造、用户表计轮换和接户线改造，深化同期线损管理。推动煤化工产业转型升级，进一步发挥煤炭的现代工业原料功能。加强煤层气、页岩气绿色开采技术工艺及装备应用。加快能源产业链数字化升级，推动实现能源系统实时监测、智能调控和优化运行，提高能源系统整体效率，降低能源消耗和碳排放量。到 2025年，全省电网综合线损率降至4.65%左右;到2030年，电网综合线损率进一步降低。 (十三)加强能源开发与生态环境协同治理 积极推动清洁能源+生态环境协同治理，加快利用采煤沉陷区、关闭退出煤矿、露天矿排土场及周边地区开展新能源建设，鼓励“新能源+荒漠绿化、土壤改良、地灾治理” 等协同开发，建设一批风电、光伏发电、储能、植物碳汇相结合的新能源项目。探索利用退役煤电场址和输变电设施建设储能或风光设施，强化风电、光伏发电、抽水蓄能电站、小水电建设和生态环境保护协调发展。加强煤炭和非常规天然气资源开发项目环境影响评价管理，强化建设项目环评审批服务。 (十四)加强能源领域碳排放计量监测 积极开展能源行业产业链碳足迹核算，探索建立我省能源领域重点碳排放企业碳账户，核算企业碳排放信息数据;支持行业、企业依据自身特点开展碳排放方法研究，规范后争取纳入国家碳排放统计核算体系。健全区域和重点行业碳排放计量体系，建立健全能源企业碳排放核算、报告、核查体系，开展碳排放信息监测和评价管理，建立碳排放台账;积极推进碳排放在线监测系统建设。加强能源项目规划、设计、建设、运行、退役的全过程碳管理。倡导开展同行业碳排放强度对标，鼓励重点能源企业制定碳减排路线图。 专栏3：能源产业链碳减排重点行动 煤矿绿色高效转型。因地制宜推广保水开采、先采气后采煤、矸石不升井等绿色开采技术应用。提高煤矿瓦斯抽采利用水平，推进黔西南、遵义等煤矿瓦斯规模化抽采利用。推广节水、节材和节能设备。结合煤矿塌陷区等脆弱区域的生态修复、光伏覆盖等实现矿区减碳增汇。 煤炭清洁高效利用。推进中石化织金50万吨/年聚乙醇酸、黔希煤化工40万吨/年聚碳酸酯、兴仁60万吨/年煤制烯烃、盘州500万吨/年煤焦化一体化和兴义宜化、兴化搬迁入园及六盘水煤焦化一体化产业集聚区等项目，加快盘南工业园区煤制氢示范项目实施。 煤电机组节能降耗。严格控制新增煤电项目的煤耗标准，新建煤电机组平均供电煤耗不高于285克标准煤/千瓦时。全面梳理存量煤电机组供电煤耗水平，因地制宜对供电煤耗高、具备条件的机组分类制定改造实施方案。 企业燃煤自备电厂减污降碳。研究制定企业燃煤自备电厂碳排放标准评价规则，开展能耗、排放等在线监测，严格执行大气污染物排放标准，依法依规推动不符合环保要求的企业燃煤自备电厂限期整改或淘汰。推动企业燃煤自备电厂参与系统调峰，扩大清洁能源消纳空间。 能源产业链智慧化减碳。加快数字化技术应用，推动能源全产业链数字化智能化升级，实现能源开发、生产、加工、储运、销售等全过程用能和碳排放监测。鼓励智能光伏等产业技术创新升级和多行业特色应用。鼓励建设智慧能源管理系统。 六、推动用能方式绿色转型升级 (十五)优化化石能源消费结构 完善能耗“双控”制度，强化能耗强度降低约束性指标管理，有效增强能源消费总量管理弹性，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件推动能耗“双控”向碳排放总量和碳排放强度“双控”转变。在确保能源安全保障供应的基础上，合理控制煤炭消费总量。充分消纳新能源发电量、减少电煤使用量，积极引导建材、冶金和化工等重点行业减煤降碳、节能增效。因地制宜推动“煤改电”，进一步扩大散煤禁燃区域，减少煤炭散烧。合理调控油气消费。持续推进天然气基础设施建设，完善输气管网和储气调峰设施布局，开拓工业消费市场，扩大居民商服用户市场，稳步提升天然气消费量;推动油品消费清洁替代和能效提升，合理控制油品在能源消费中的比重。 (十六)推动重点行业绿色低碳用能 扩大新能源在交通运输、数据中心等领域的应用，提高钢铁、建材、有色、化工等重点高耗能行业中可再生能源利用规模，加快工业绿色微电网建设，推进源网荷储一体化和多能互补发展;提升能源利用效率，持续实施节能技改升级，推广节能低碳工艺技术装备，推动重点园区、企业能源系统优化和梯级利用，全面开展能效对标，打造一批能效“领跑者”。深入开展既有建筑节能绿色化改造，重点推动大型公共建筑空调、供配电、照明和动力设备等系统改造，加快太阳能、地热能等可再生能源应用;提高新建建筑能效水平，推动超低能耗建筑、近零能耗建筑规模化发展;推广屋顶光伏、光伏幕墙等光伏建筑一体化建设，推广低碳建材。到2025年，城镇建筑可再生能源替代率达到8%。鼓励应用多式联运，加快发展新能源和清洁能源车船，鼓励重卡、船舶使用LNG替代燃油，加快乌江等流域有用电需求的主要港口岸电覆盖，倡导低碳出行方式。 (十七)大力推进终端用能电气化 拓展电能替代的广度和深度,提升重点用能领域电气化水平。大力推进工业领域电气化，推广电窑炉、电锅炉、电加热等技术，提高工业终端用能设备电气化率。深入推进交通领域电气化，推进城市公共交通工具电气化，大力发展家用新能源汽车，加快电动汽车充电桩等基础设施建设，提升港口岸、空港陆电覆盖率和使用率。因地制宜在部分地区布局分散电采暖、电热锅炉采暖、热泵采暖等居民采暖电能替代;在城市大型商场、办公楼、酒店、机场航站楼等建筑推广应用热泵、电蓄冷空调、蓄热电锅炉等。积极推进农业农村领域电气化，落实乡村振兴战略，持续提升乡村电气化水平，因地制宜推广电气化引提水、灌溉;在农业副产品加工领域巩固电烤烟、电制茶，推广电酿酒。“十四五”期间，全省力争完成替代电量200亿千瓦时以上，2025年电能占终端能源消费比重达到30%左右;2030年电能占终端能源消费比重进一步提高到35%左右。 (十八)大力发展优先消纳新能源的新型负荷 加强电力需求侧响应能力建设，大力发展需求可调控、能量可交互的新型负荷，促进新能源消纳利用。采用数字化技术和先进控制技术，充分调动建筑楼宇、工业可控负荷灵活响应能力参与系统调峰。加强新能源与智能电网、储能、充电桩信息交互，大力推广用户侧储能、大数据中心负荷、电动汽车智能充电、新能源汽车与电网(V2G)能量互动等新模式，实现新能源电力优先储存和高效消纳。发挥资源聚合管理效能，开展综合能源管理，探索建设虚拟电厂。力争到2025年，全省电力需求侧响应能力达到最大用电负荷3%以上;2030年进一步提高到5%以上。 (十九)开展低碳零碳试点示范 积极开展综合能源大受端高比例清洁能源消纳试点示范。充分发挥区域大型煤电、流域梯级电站、储能调节能力，开展多能互补一体化试点;在工业负荷大、新能源资源禀赋相对较优的园区，开展源网荷储一体化绿色供电园区建设试点;支持发展智能微电网、主动配电网，研究推广直流配电网，建设一批园区级能源互联网试点项目，促进清洁能源就近就地消纳;开展清洁能源跨产业跨行业融合试点，推动清洁能源与绿色先进制造、绿色交通、绿色建筑等领域融合发展;发挥电氢耦合长时储能和深度调峰作用，探索氢电一体化综合能源试点。 专栏4：用能方式绿色转型重点行动 控制散烧煤使用。推动重点用煤行业减煤限煤，合理划定禁止散烧区域，制定民用燃煤锅炉限用标准，积极有序推进煤改气、煤改电，逐步减少直至禁止煤炭散烧。鼓励利用生物质能、地热能、风能、太阳能等可再生能源集中供暖制冷。到“十四五”末，民用散烧煤大幅减少。 开展充换电基础设施建设。继续推进“六进一上”工作，“十四五”期间力争建设充电基础设施约2.5万个，进一步提升群众使用充电设施的便利性。建设形成以快速充电为主的高速充电网络和覆盖市、县、乡三级的公共充电网络。2025年全省充电基础设施达到4.8万个。 推动“油气醇电氢”综合能源销售站建设示范。在确保安全的前提下，在贵阳、遵义、安顺、六盘水等重点城市，研究利用现有加油站、加气站、加醇站推动充电、换电、储氢加氢设施建设。因地制宜建设分布式光伏和储能设施。到2025年建成综合能源销售站15座。 推广建筑可再生能源利用。支持新建建筑和社区建设低碳智慧用能系统，鼓励使用太阳能、地热能、生物质能等可再生能源。力争到2025年，学校、医院、政府机关等公共机构新建建筑屋顶光伏安装率达到50%，既有公共建筑应用比例达到15%，力争到2030年新建交通枢纽场站安装面积不低于60%。 开展低碳零碳乡村建设。选择一批拥有特色产业的乡村，引导实施农业生产、乡村产业和生活用能设施全电化改造，优先用于可再生能源电力，推动生物质能、地热能、太阳能等清洁供能，促进乡村能源高质量发展。 七、深化能源绿色低碳转型相关体制机制改革 (二十)构建加快新能源发展的市场机制 健全电力市场体系，规范中长期市场交易，加强辅助服务市场建设，丰富创新辅助服务交易品种，稳妥推进电力现货市场建设。稳步推进南方区域电力市场建设，研究探索“黔电外送”参与省内辅助服务市场，有序推进新能源参与电力市场交易。积极组织参与全国绿电市场交易，试点推进省内绿电交易，做好绿电交易与绿证交易、碳排放权交易的衔接。充分发挥市场机制作用，探索建立容量市场，在确保健康可持续发展前提下，推进煤电向基础性、调节性电源并重转型。 (二十一)健全促进可再生能源发展的价格机制 落实风电、光伏发电、水电价格政策。研究建立抽水蓄能与新型储能价格形成机制。探索建立市场化的容量电价保障长效机制，充分调动调节性电源建设积极性。完善分时电价政策，合理划分峰谷时段和设置峰谷价差，根据贵州电网“双高峰”特点，实施季节性尖峰电价，引导各类用电负荷削峰填谷。完善燃煤发电交易价格机制，有效疏导煤电企业经营压力，保障电力稳定供应和新能源消纳水平。深化输配电价改革，优化输配电价结构，科学评估新型储能输变电设施投资替代效益，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。 (二十二)完善支持能源低碳转型的财税金融政策 加大各级财政资金对能源领域碳达峰重点行动、重点工程的支持力度。落实好固定资产投资加速折旧、企业研发费用加计扣除等税收优惠政策。健全绿色金融体系，大力发展绿色信贷，用好央行碳减排支持工具和支持煤炭清洁高效利用专项再贷款，探索建立绿色贷款财政贴息、奖补、风险补偿、信用担保等配套支持政策。加快绿色债券发展，支持金融机构、非金融企业发行碳中和债券、可持续发展挂钩债券等绿色债券，鼓励保险、理财、绿色或低碳发展基金投资能源领域低碳技术推广和低碳转型项目。支持符合条件的绿色能源企业上市融资和再融资。 (二十三)健全保障能源安全的风险管控机制 统筹能源绿色低碳转型和安全保供，提高适应经济社会发展以及各种极端情况的能源供应保障能力，落实好煤电油气运供应保障协调机制。强化煤炭煤电兜底保障作用，提高煤炭运输保障能力，合理增加煤炭储备能力，加快打造西南地区煤炭保供中心;合理布局建设大容量高参数煤电，推动以原址扩能升级改造及多能互补方式建设清洁高效燃煤机组。充分发挥电网企业和大型发电企业作用，提升电网负荷预测和管理调度水平，增加电力供应安全和应急保障能力。加强极端情形下电力风险管控，做好应对极端天气、尖峰负荷等情况的能源应急保供预案，提高应急处置和抗灾能力。加快天然气储备能力建设，提升油气供应保障能力。完善能源预警机制和应急处置与事后快速恢复能力。加强重要能源设施、能源网络安全防护，构建新型电力系统网络安全防护体系。合理规划能源重点项目投产时序，加强能源规划实施监测评估。 八、组织实施 (二十四)加强组织领导 在省碳达峰碳中和工作领导小组指导下，建立部门、市州联动协调工作机制，统筹推进全省能源领域碳达峰工作。充分发挥省碳达峰碳中和专家库作用，开展碳达峰碳中和重大政策研究和咨询。召开协调会议，解决碳达峰推进过程中存在的问题，推动本实施方案有效落实。 (二十五)强化责任落实 各市(州)要落实主体责任,结合地区发展实际,按照本实施方案确定的工作目标和重点任务,明确责任分解和落实机制,制定具体实施方案,分阶段、分年度形成任务清单，着力抓好各项任务落实。各能源企业要积极发挥市场主体作用，落实企业社会责任，主动作为，推动全省能源低碳转型。 (二十六)强化监督考核 能源主管部门要强化能源碳达峰目标任务跟踪落实，会同有关部门形成监管合力，重点监测能源消费、碳排放总量和强度指标，评估能源绿色低碳转型机制、政策执行情况和实际效果，创新监督管理措施和手段，组织开展监督核查和考核评价，确保各项重点工作任务有效落实到位。 (二十七)加强宣传引导 充分利用网络、报纸、广播、电视等多种形式和手段，全方位、多层次宣传能源绿色低碳发展理念，强化碳达峰碳中和政策宣传引导。积极利用高等院校、科研院所和各种社会力量，开展能源碳达峰碳中和技术培训、知识培训和科普教育活动，促进全社会能源绿色低碳发展。

风电招标持续指引需求向好，海风进入高增长兑现期;整机价格持稳、原材料价格松动有望修复产业链盈利。建议优先配置业绩增速有望匹配或超越行业需求增速的海风、国产化替代环节的龙头企业;维持行业强于大市评级。 支撑评级的要点 2022年装机节奏延后，2023年海风增速可期：受到疫情与大型化供应瓶颈的影响，2022年装机节奏有所延后，2022年1-11月我国风电新增并网容量为22.52GW，同比减少8.83%。但风电招标数据再创新高，指引明年需求向好。具体而言，2022年前三季度国内公开招标市场风电新增招标量76.30GW，同比增长82.10%;其中海上风电新增招标容量11.40GW，同比增长1040.00%，贡献较多增量。我们预计2022-2024年国内新增风电装机分别约48GW、70GW、85GW，同比增速分别约0.90%、45.83%、21.43%，若后续风电核准制大面积转为备案制，则项目审批效率有望提升，需求或将上修。 海风成长加速，海缆、桩基有望受益于当地需求提升，漂浮式风电打开长期成长空间：根据我们的不完全统计，截至2022年12月5日，国内海上风电已招标未并网项目容量已超过17GW，我们预计2022-2023年我国海上风电新增装机量有望分别达到5GW、10GW，2023年的新增装机容量增速或有望达到100%。从地区装机结构来看，“十四五”期间，海风开发重心或从江苏地区转向广东、山东地区，在当地提前布局产能的桩基、海缆企业有望凭借属地优势获取较多本土订单。此外，深远海漂浮式风电已经进入示范阶段，示范项目与海南万宁商业化项目的逐步落地有望为系泊链打开广阔市场空间，头部企业有望受益。 国产替代持续推进，轴承、滚子发展空间广阔：由于风电轴承尚未完成国产化替代且价值量占比较高，风机平价竞争时代，整机厂商具备较强国产化降本诉求。在海外轴承厂普遍涨价背景下，国内产品性价比优势或进一步凸显，掌握大兆瓦主轴轴承、齿轮箱轴承量产技术的国内企业有望领衔国产替代;此外，专业化第三方轴承厂或凭借规模化生产带来的成本优势与技术优势，逐渐提升自身市占率。 投资建议 风电招标量维持高位，整体需求景气持续验证，海上风电高增长进入兑现期。整机价格持稳有助于稳定产业链盈利中枢，大宗原材料价格松动有望修复中游盈利能力，产业链方面，建议优先配置业绩增速有望匹配或超越行业需求增速的海风、国产化替代环节的龙头企业。海风方面，海缆、桩基环节或受益于2023年海风需求同比翻倍式增长;此外，深远海化是海风长期发展的大方向，漂浮式风机项目逐步落地或带动锚链环节需求快速增长。国产替代方面，海外轴承厂涨价背景下，国内轴承性价比优势有望凸显，掌握大兆瓦主轴轴承量产技术的企业有望领衔国产替代，同时国内专业化第三方滚子厂商或凭借成本优势，提升市场份额。推荐东方电缆、汉缆股份、大金重工、海力风电、泰胜风能、天顺风能、五洲新春、新强联、恒润股份、金雷股份、日月股份、三一重能、运达股份、金风科技等，建议关注亨通光电、起帆电缆、宝胜股份、天能重工、长盛轴承、力星股份、明阳智能等。 评级面临的主要风险 价格竞争超预期;原材料价格出现不利波动;国际贸易摩擦风险;大型化降本不达预期;新能源政策风险;消纳风险;新冠疫情影响超预期。 报告正文 Part 1. 2022年装机节奏延后，2023年海风增速可期 受到疫情与大型化供应瓶颈的影响，2022年装机节奏有所延后：据国家能源局数据，2022年1-11月我国风电新增并网容量为22.52GW，同比减少8.83%，相比较2021年全年54.15GW的风电招标容量，今年1-11月风电实际开工与并网节奏较为缓慢。我们认为，上半年，由于风电施工本身存在季节性，同时疫情反复对供应链稳定性形成较大挑战，风电开工情况不容乐观;进入下半年，疫情影响减弱，但由于去年风机大型化进程明显提速，今年如叶片、铸件等零部件环节的大型化供应能力出现一定瓶颈，导致风电市场的交付仍然受到一定限制。 招标容量有望创新高，海风贡献主要增速：根据金风科技业绩材料，2022年前三季度国内公开招标市场风电新增招标量76.30GW，同比增长82.10%;而根据每日风电的不完全统计，2022年1-11月，风电已开标项目规模已经达到90.06GW。我们认为，2022年全年风电招标量或将达到100GW上下，指引后续需求向好。同时拆分招标容量结构来看，海上风电项目的招标增速较快，2022年前三季度海上风电新增招标容量11.40GW，同比增长1040.00%。长期来看，由于我国陆上风电可开发资源较为有限，海上风电项目预计将在“十四五”后期成为重要的风电装机补充。 风电项目有望由核准制转为备案制，国内装机有望快速增长：在风机价格超预期下降、陆上风电经济性充分显现的情况下，当前国内季度风电场新增招标量连续保持高位，指引后续装机需求增速提升，海上风电经济性加速体现则有望进一步增厚“十四五”中后期需求。此外，政策亦在积极简化风电项目审批手续，提高项目审批效率。5月30日国家发改委、国家能源局发布的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》提出：要深化新能源领域“放管服”改革，推动风电项目由核准制调整为备案制。我们认为如风电项目按照备案制管理，风电开发周期有望明显缩短，有利于后续风电潜在需求落地，2023年国内风电装机需求或有望上修。整体而言，我们预计2022-2024年国内新增风电装机分别约48GW、70GW、85GW，同比增速分别约0.90%、45.83%、21.43%。 Part 2.海风成长加速，海缆、桩基有望受益于当地需求提升 “十四五”海风开发重心或转向广东山东，深远海化为长期发展方向 回顾历史，早期海上风电开发以水深较浅的江苏海域为主：根据中国风能协会(CWEA)的统计，截至2021年年底，中国海上风电累计装机容量达到25.35GW。其中，江苏省的滩涂型海岸、低风速风场可以在海风技术发展初期为产业提供适宜的开发环境，因此江苏海上风电起步较早，当地累计装机容量领跑全国，达到11.81GW，占国内海上风电累计装机容量的46.56%。其次，风资源较好的广东、福建、浙江等地区累计装机量占比亦分别达到24.61%、9.15%、7.45%。2021年新增海风装机量同样延续了类似趋势，全国新增14.48GW海风装机主要分布在江苏、广东、福建、浙江、辽宁、上海、山东7个地区。其中江苏、广东贡献主要增长量。 短期来看，海上风电已招标未并网容量充足，“十四五”中后期海上风电开发重心或转向广东、山东：根据我们的不完全统计，截至2022年12月15日，国内海上风电已招标未并网项目容量已超过17GW(不含国电投10.5GW招标框架)。其中，预计在2022-2024年内全容量并网的项目合计体量分别为4.38GW、8.36GW、4.40GW。考虑到部分项目可能提前并网或提前部分容量并网，我们预计2022-2023年我国海上风电新增装机量有望分别达到5GW、10GW，2023年的新增装机容量增速或有望达到100%。按省份进一步划分来看，广东省已招标未并网容量达8.90GW，山东省已招标未并网容量达4.86GW，分别占到总量的50.17%和27.41%，二者或有望成为中国未来短期海风发电最主要地区。除此之外，浙江、江苏、辽宁、福建等地预计在2022-2024年内亦有一定新增装机规模;海南省首个海风发电项目也于近期开始招标，或为海风发展贡献新的力量。 长期而言，海上风电基地列入“十四五”规划，福建、山东、广东等地蓝图宏伟：2022年6月1日，九部委印发《“十四五”可再生能源规划》，《规划》强调统筹推进陆上风电和光伏发电基地建设，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电太阳能发电基地，有序推进海上风电基地建设，重点建设新能源基地和海上风电基地集群。沿海各省、市也陆续出台海上风电“十四五”规划，根据我们的不完全统计，“十四五”期间各地出台海上风电项目规划容量已超过200GW，其中福建、山东、广东等地蓝图宏伟，分别提出了50GW、35GW、28GW的“十四五”规划量;此外，还有四个城市各自提出海风发展规划，分别为广东潮州43.3GW、福建漳州50GW、江苏盐城33GW、河北唐山13GW，我们认为，上述规划的提出有望长期支撑沿海各省市积极推进海上风电发展。 桩基环节：布局占优者有望受益，头部企业跨地区接单能力凸显 海上塔筒桩基整体供应仍较为宽松，提前布局海风新市场的企业有望受益于需求结构变化：根据当前项目招标情况，我们对2022-2023年的塔筒桩基需求进行测算。在2022-2023年我国海上风电新增装机量有望分别达到5GW、10GW的基础上，我们假设，随着单机容量的提升，单台风机塔筒桩基用量略有提升，但基本维持在2000吨/台的范围内，我们测算出2022-2023年，我国海上风电对应的塔筒桩基需求量分别为133万吨、235万吨，而根据我们对于7家塔筒桩基上市公司产能的不完全统计，2022-2023年，其海上塔筒桩基的合计名义产能或达到194万吨、362万吨，整体处于供大于求的状态。但按地理区位拆分产能来看，可以发现大部分产能仍然集中在海上风电开发起步较早的江苏、山东地区，根据我们对7家上市公司的不完全统计，2022年江苏、山东海上塔筒桩基产能占到全国的54.64%、30.93%;而以广东为代表的新兴海风主力市场中，本土产能供应仍较为有限。我们认为，伴随未来海风装机结构的变化，提前布局海风新市场的企业有望更多受益。 广东、山东海风塔筒桩基产能有望保持较高利用率：尽管海上塔筒桩基采用水路运输后，经济运输半径方面的限制相比陆上塔筒有所弱化，但由于塔筒桩基企业通常与产能所在地的政府与业主具备更加密切的合作关系，我们认为，在需求较好的地区具备产能布局的企业仍然拥有一定属地优势。因此，我们拆分梳理了各省项目招标情况与本土产能，并对比了各地区的本土产能供需情况，发现广东山东地区需求旺盛，当地海风塔筒桩基产能有望维持较高的开工率。具体来说，我们测算得到，福建和广东地区2022-2023年合计海上塔筒桩基的需求量分别约为27万吨、92万吨，对应约占7家塔筒桩基上市公司当地合计海风产能的133%、170%。山东地区2022-2023年合计海上塔筒桩基的需求量分别约为72万吨、51万吨，对应约占7家塔筒桩基上市公司当地合计海风产能的120%、46%;考虑到山东地区产能主要由大金重工的蓬莱基地贡献，而这一基地同时肩负大金重工出口产品的生产，实际供应山东本土的有效产能的利用率可能更高。 头部企业或凭借较强交付能力与资源获取能力，实现跨地区接单交付，保持较强竞争力：相比陆上塔筒，运输半径不再构成海上塔筒桩基的硬性门槛，因此头部企业若能够凭借与各地区海风开发业主良好的关系、自身较强的交付保障能力，跨省区获得订单，仍有望保持较强的竞争力与较高的出货量。以海力风电为例，尽管产能主要位于江苏省内，但公司2022年在山东地区中标“中国电建华东院山东能源渤中海上风电B场址工程总承包项目塔筒及其附件标段2采购项目”，该项目对应风电场容量399.5MW，单个项目就已大约占到2022年山东地区海上风电预计并网量的15%。 海缆环节：技术与业绩壁垒较高，一二线企业跑马圈地建立属地优势 海缆环节在风机大型化过程中具备较强“抗通缩”能力: 海上风电场所使用的海缆按照功能可划分为阵列海缆与送出海缆两类。阵列海缆主要应用于风电场场内，连接各台风机并将风机所发电量输送至海上升压站，通常选用35kV海缆，风电场内所选用的阵列海缆总容量需要匹配风电场容量，因此场内海缆的单位用量基本保持稳定。送出海缆则应用于风电场场外，负责连接升压站与陆控站，将电流从海上风电场输送至陆上电网，目前一般采用220kV交流海缆。场外电缆在容量方面同样需要匹配风电场容量，而风电场的离岸距离基本决定了送出电缆的敷设长度。伴随我国海上风电建设从近海逐步推向深远海，送出海缆的单兆瓦用量仍有提升空间。 技术与业绩壁垒较高，行业格局稳定：相比风电其他零部件环节，海缆环节对技术与质量的要求通常更高，这主要是因为：①海缆作为风电场与电网之间的电力输送通道，一旦发生故障往往会影响整个风电场的运行，其损失通常大于其他风机零部件出现故障导致的单台风机停运;同时由于海缆埋于海底，一旦出现故障，需要等待合适的海况条件才能出海进行维修工作，等待过程亦会为风电场带来额外的停运损失。②海缆的工作环境处于高盐、高湿度的水下，需要兼备防水、抗腐蚀等性能，对技术要求较高。出于以上原因，海缆在竞标的过程中通常不会刻意追求低价竞标，而是对技术质量有着较高要求。因此国内海缆招标时，通常会为投标人设置一定的业绩门槛，即要求投标人近期具备一定数量以上的海缆敷设工程业绩。在这种边界条件下，国内海缆行业目前形成了以东方电缆、中天科技为代表的头部企业聚集度较高的格局。 规划产能偏宽松的背景下，订单预计仍将集中在具备历史业绩的头部企业手中: 磷酸根据当前项目招标情况，我们对2022-2023年的海缆需求进行测算。在2022-2023年我国海上风电新增装机量有望分别达到5GW、10GW的基础上，我们假设海缆的单位价值量维持在20亿元/GW，据此可测算出2022-2023年，我国海上风电对应的海缆需求量分别为100亿元、200亿元，而根据我们对于7家海缆上市公司产能的不完全统计，2022-2023年，其海底电缆合计名义产能或达到207亿元、291亿元，产能供应仍然偏宽松。在此背景下，我们判断历史业绩或将成为海缆招投标过程中的重要壁垒，以220kV送出海缆为代表的高电压、高毛利、高价值量产品订单或仍将主要集中在有历史交付业绩的头部手中。 海缆具备较强属地属性，产能布局或成为头部企业间订单归属的重要影响因素：通常而言，海缆环节的准入门槛在于历史业绩，而对于同样具备历史业绩背书的头部企业，海缆的属地属性则较为凸显，产能布局更贴近需求的厂商在竞标中通常更具优势。我们比较了各省海风项目需求与海缆本土产能，发现2022-2023年广东、山东地区项目对应的海缆需求均超过了当地产能的供应能力。因此，我们认为，已经布局广东地区的中天科技，以及计划布局广东地区的东方电缆、亨通光电，已经布局山东地区的汉缆股份，以及计划布局山东地区的中天科技，未来都有望在相应地区的竞争中取得较大的份额。此外，也有部分二线海缆企业规划在尚未配备海缆产能的省份投资建厂，如起帆电缆、太阳电缆分别计划在广西、福建进行布局，伴随“十四五”后期各沿海省份的需求增长，上述前瞻性布局或将为相应公司带来一定成长机会。 锚链环节：深远海化为未来方向，漂浮式项目逐步落地打开锚链市场空间 深远海化是风资源开发的未来方向：我国海岸线辽阔，丰富的海上资源储备为我国海风产业链发展提供了较大空间，但随着海上风电开发进程的加快，近海风能资源的开发或将逐步趋于饱和，在漂浮式技术逐步成熟之后，深远海化的漂浮式风机或将成为海风发展大方向。一方面，我国深远海域的风资源通常优于近海地区，根据龙源电力，水深50m以上的海面风场风能密度通常约为近海区域的2-4倍，具有极高的开发价值;另一方面，在深远海化推进的过程中，海上风电场的可开发面积也将自然提升，根据风能资源普查成果，我国5-25m水深、50m高度海上风电开发潜力约200GW;而5-50m水深、70m高度海上风电开发潜力则约500GW。基于以上原因，我们认为，不受到水深、海底地质条件限制的漂浮式海上风电将成为远期海风发展的主要增量。 漂浮式风电示范项目陆续落地：目前，我国漂浮式风机技术已经进入了示范发展期，第一台单机容量5.5MW的三峡引领号漂浮式示范项目已于2021年并网，第二台单机容量6.2MW的海装扶摇号漂浮式示范项目已在广东湛江罗斗沙海域顺利完成安装，预计将于2022年并网。除此之外，2022年6月，中国电建提出计划投资225亿元，在万宁市东南部海域兴建1GW的漂浮式海上风电项目，标志着我国漂浮式海上风电已经开始逐步商业化。目前，根据我们的不完全统计，国内已经公开的漂浮式海上风电项目规划规模已经达到了 1,065MW，预计将在“十四五”、“十五五”期间陆续投入运行。 系泊系统通常占漂浮式风场总投资的20%-30%，未来系泊链市场空间广阔：根据CWEA数据，系泊系统价值量一般占到漂浮式风电场总投资20%-30%，以海南万宁项目一期50亿元的总投资规模进行测算，假设项目单机容量为10MW，则单套风机系泊系统的价值量约为5,000-7,500万元。而在整套系泊系统中，锚链又占据了大部分成本，以2021年6月亚星锚链中标海装扶摇号系泊链的总报价2,298万元为例，我们认为单台漂浮式风机所需的锚链价值量约为2,000-2,500万元。在单机容量10MW的假设前提下，仅考虑国内已规划的1,065MW漂浮式风电项目，“十五五”前海上漂浮式风电也可为锚链带来至少20亿的市场空间。 高强度系泊链技术壁垒较高，市场竞争格局稳定：系泊链是用在石油钻井平台、漂浮式海上风电 等海洋结构件上起固定作用的产品，通常需要满足良好的耐海水腐蚀、抗疲劳、耐磨损性能。行业通常按照抗拉强度划分锚链等级，从R1到R6锚链强度逐步增大。目前，高强度系泊链市场竞争格局稳定，能够批量供应R5等级及以上的系泊链供应商仅有我国的亚星锚链与西班牙的维西尼两家公司，具备供应能力的厂商预计可以直接受益于漂浮式风电带来的市场空间增长机遇。 Part 3.国产替代持续推进，轴承、滚子发展空间广阔 风机轴承价值量占比较大，平价时代轴承存在降本诉求 风机轴承尚未完成国产化替代：风力发电机轴承可分为主轴轴承、偏航变桨轴承、齿轮箱轴承三大类。其中，主轴轴承与齿轮箱轴承应用于风机传动链，需要同时承担多重载荷，技术指标要求与加工难度高，国内具备齿轮箱轴承、大兆瓦主轴轴承生产能力的企业依然有限;而偏航变桨轴承主要用于调整风机朝向及叶片桨距角，仅在风力风向发生变化时进行间歇性的转动调整，因此对轴承载荷承受强度要求较低，已经实现了较高的国产化率。 风机轴承价值量占比较大，存在降本诉求：整体而言，由于轴承属于风机零部件中的高技术壁垒环节，其价格与价值量占比均较高。根据我们的测算，主轴轴承与偏航变桨轴承合计价值量可以占到风力发电机价值量的约11%，而对于带齿轮箱的双馈式、半直驱式风力发电机，齿轮箱轴承还将占到风机整体价值量的约6%。由于风电轴承价值量较大，且存在国产化替代空间，这一环节的降本也是风电平价过程中备受关注的一部分。 轴承环节：国内厂商逐步突破大兆瓦技术，性价比优势凸显 海外轴承厂商计划涨价，国内产品性价比优势或进一步凸显：近期受能源危机和俄乌战争影响，海外轴承供应商面临经营成本上升的压力，并已开始向国内经销商发放涨价函，平均涨幅在5%-10%不等。其中，斯凯孚宣布10月1日开始的六个月内，欧洲制造的产品价格上调10%;舍弗勒宣布11月3日起，欧洲制造的产品价格上调6%-8%;铁姆肯宣布11月9日起，大中华区所有进口轴承商品价格上调5%-10%。我们认为，由于轴承头部供应商产能集中于欧洲地区，而欧洲供应商近期面临能源、原材料、运输成本上涨的挑战，短期产品销售价格出现明显上浮;但国内厂商供应链稳定，成本可控。在此情形下，国内轴承产品的性价比优势或将进一步凸显，或能够借此机会实现较快的国产化替代。 掌握大兆瓦主轴轴承、齿轮箱轴承量产技术的国内企业有望领衔国产替代：2016年以来，本土企业逐渐突破大功率风机主轴轴承技术，洛轴、瓦轴先后突破6MW主轴轴承技术并交付样品。 2021年起，伴随国内风机的快速大型化，大兆瓦国产主轴轴承的研发与量产也开始提速，目前，新强联已能够批量生产6.25MW主轴轴承并顺利下线12MW海风主轴轴承;洛轴则已与东方电气签订6.25MW主轴轴承供货协议并顺利下线16MW海风主轴轴承。与此同时，滑动轴承技术也有望凭借着更低的成本成为未来齿轮箱轴承和主轴轴承的迭代方向，当前长盛轴承6MW半直驱机型齿轮箱滑动轴承已完成台架测试，明后年有望逐步小批量应用于齿轮箱轴承领域。我们认为，拥有大兆瓦主轴轴承、齿轮箱轴承量产技术的头部国内企业有望受益于风机轴承的国产替代，实现高于行业平均的增速。 滚子环节：规模化第三方厂商具备较强成本优势 滚动体是轴承核心部件，占轴承价值量的10%-15%：轴承通常由外圈、内圈、保持架、滚动体四部分构成。其中，外圈固定在轴承座上，起到支撑滚动体的作用;内圈固定在轴颈上，与轴同步旋转;保持架将轴承中的滚动体均匀地相互隔开，保证滚动体正常滚动;滚动体则装置于内外圈之间，是决定轴承载荷承受能力、旋转精度、转速、寿命的核心零件，滚动体按形状可以划分为钢球和滚子两类， 滚子的加工难度通常大于钢球，根据五洲新春的公司公告，滚子一般占到轴承价值量的10%-15%。 专业化第三方厂商具备成本优势，市场份额或有望逐步提升：滚子市场中的主要参与玩家可以分为外资轴承厂、国内轴承厂、专业滚子厂、小型滚子厂四大类。头部国内外轴承厂商尽管掌握滚子制造技术，但其所生产的滚子主要供应自身使用，较难形成规模效应，同时由于缺乏同业间技术交流，产品生产迭代速度较为缓慢，成本相对较高，因此存在外采低价滚子的降本诉求。第三方滚子厂商中，小型滚子厂通常无法满足风电轴承要求的性能指标;而专业化第三方轴承厂商面对下游多家轴承客户进行出货，容易形成规模，同时由于需要及时响应下游差异化的需求，技术进步较快，综合竞争力较强。我们认为，专业化第三方厂商在技术、成本等方面具备优势，有望在市场竞争中逐步提升自身份额。截至2021年，以五洲新春、力星股份为代表的专业轴承厂商已在产品研发、客户合作方面取得了较多进展。 Part 4.投资建议 风电招标量维持高位，整体需求景气持续验证，海上风电高增长进入兑现期。整机价格持稳有助于稳定产业链盈利中枢，大宗原材料价格松动有望修复中游盈利能力，产业链方面，建议优先配置业绩增速有望匹配或超越行业需求增速的海风、国产化替代环节的龙头企业。海风方面，海缆、桩基环节或受益于2023年海风需求同比翻倍式增长;此外，深远海化是海风长期发展的大方向，漂浮式风机项目逐步落地或带动锚链环节需求快速增长。国产替代方面，海外轴承厂涨价背景下，国内轴承性价比优势有望凸显，掌握大兆瓦主轴轴承量产技术的企业有望领衔国产替代，同时国内专业化第三方滚子厂商或凭借成本优势，提升市场份额。 推荐东方电缆、汉缆股份、大金重工、海力风电、泰胜风能、天顺风能、五洲新春、新强联、恒润股份、金雷股份、日月股份、三一重能、运达股份、金风科技等，建议关注亨通光电、起帆电缆、宝胜股份、天能重工、长盛轴承、力星股份、明阳智能等。 Part 5.风险提示 价格竞争超预期：风电整机与部分零部件产品价格存在竞争超预期的风险，或对产业环节盈利能力造成不利影响。 原材料价格出现不利波动：大宗原材料成本对风电制造业的盈利能力影响权重较大，若原材料价格出现不利波动，将对各制造企业的盈利情况产生负面影响。 国际贸易摩擦风险：对海外市场的出口是部分风电零部件企业销售的主要组成部分，如后续国际贸易摩擦超预期升级，可能会对相关企业的销售规模和业绩产生不利影响。 大型化降本不达预期：风电制造业后续盈利能力在一定程度上依赖于机组大型化带来的制造成本下降，如大型化降本的幅度与速度不达预期，风电制造企业的盈利能力将受到负面影响。 新能源政策风险：目前风电行业整体景气度与行业政策的导向密切相关，如政策方面出现不利变动，可能影响行业整体需求，从而对制造产业链整体盈利能力造成压力。 消纳风险：随着我国光伏、风电装机容量的提升，其发电出力的不连续性对电网造成的消纳压力逐步增大，如电网企业限制后续新能源发电的新增消纳空间，将对新能源发电需求造成不利影响。 新冠疫情影响超预期：新型冠状病毒肺炎疫情尚未结束，如疫情持续或出现反弹，可能因人流、物流受限而影响风电装机需求，同时亦可能对企业研发投入造成负面影响，进而拖慢新技术研发生产进程。

11月份风电招标项目已经出炉，据统计获知，11月风电招标“量价双增”，包含框架协议，1-11月招标量已经逼近100GW。其中，陆风价格稳中有升，并且集中度有所提升，而海风玩家有增多的趋势。国内某风电整机企业相关负责人表示，考虑到大兆瓦机型占比快速提升，陆风机组价格回升代表整机企业的利润空间得到进一步保障。 出货量方面，双一科技相关负责人表示，四季度行业出货量好于三季度，但受限于叶片等关键零部件供应紧张，全年还是不及预期。“目前，公司国内出货正常；海外方面，受益海运费用下调和运力紧张状况缓解，公司出货更为顺畅。” 11月风电招标“量价双增” 据统计，11月风电招标规模达7.35GW，环比上升129%，其中海风招标规模2.50GW，环比上升125%。 据业内统计，2022年1-11月总计有97.38GW风电项目招标（含框架竞配）。“今年风电招标一直保持高景气度，我预计全年有望突破110GW。”中车风电资深人士李彩球表示。 国金电新统计，11月中标价格上升至1725元/KW。1-10月陆风机组加权容量中标均价（扣除塔筒400元/KW）分别为2007元/KW、1996元/KW、1846元/KW、1856元/KW、1694元/KW、1785元/KW、1823元/KW、1848元/KW、1749元/KW、1677元/KW。 可以看出，自5月陆风价格降至最低点后，6-9月陆风价格稳定在1700-1900元/KW区间，11月中标价格环比上升2.85%。 对此，李彩球表示，风电机组均价回暖是一方面，最重要的是，回暖是在机型不断增大的前提下实现的。“现在招投标基本是6-7兆瓦机型，整机厂商的成本压力不断减轻，叠加产品价格稳中有升，后续整机厂商利润空间较为乐观。” 据CWEA统计，2021年国内新增陆风机组平均单机容量为3.1MW。据公开的信息，今年以来单机容量5MW及以上的陆风机组招标占比逐渐提升，截至11月末，5MW及以上的陆风机组招标占比达64%，其中11月单月5MW及以上的陆风机组招标占比达82%，大型化趋势明显。 陆风集中度提升海风玩家增多 近几年，陆风企业内卷不断，价格战此起彼伏，2022年，机组中标集中度提升，行业竞争格局有望优化。 据公开的信息，2019-2021年国内风机龙头CR3集中度连续下降，2021年达47.4%。根据2022年1-11月陆风中标规模统计，金风科技（002202.SZ）、远景能源、明阳智能（300739.SZ）陆风位列前三，分别为11970MW、10384MW、9586MW，CR3达到51.75%，行业集中度提升。 海风方面，由于市场处于快速增长时期，玩家不断增加，海风机组价格继续呈现下降趋势。 对此，李彩球表示，海风市场属于增量市场，今年海风招标量远高于去年，11月海上风电招标多地开花，海南于本月开始“放大招”，启动了首个海上风机招标，12月海南有望继续大规模招标。 “海风利润相对较高，很多企业想进来分一杯羹。” 截至11月末，2021年以来国内已有21个平价海风项目公布招标价格，其中含塔筒机中标/预中标均价在4140元/KW，不含塔筒机组中标/预中标均价在3643元/KW。 公司方面，三一重能（688349.SH）海上风机公司正在试制测试过程中，目前进展顺利，预计明年可正式推出机型，逐步可以参与海上风机的竞标。三一重能方面表示，对于海风机型，公司会进行全系列的研发储备，未来会根据市场需要推出对应的机型。海上综合工程造价持续在下降过程中，预计后续还会有一定的下降空间。“公司募投项目包括研发海上产品6~10MW大兆瓦风机产品项目，力争推出有竞争力的海上风机产品。” 运达股份（300772.SZ）近期接受机构投资者调研时表示，公司对于海上风电非常重视，公司自“十三五”期间布局海上风电，进行了海上风电技术研究及海上产品投运测验。针对2022年开始的海上平价市场，公司2021年9月推出9MW海鹞平台WD225-9000抗台型海上机组，目前该款机组已具备批量化交付能力，同时公司自主研发的110米海上叶片近日已通过静力测试。公司目前已有少量海风项目储备订单，未来公司将积极布局沿海省份市场。

能源化工是不锈钢终端需求中最受关注的板块，其中包括三大部分：石油化工设备、能源发电设备以及环保设备。该板块涉及的各种设备对不锈钢的具体使用情况如何？未来对不锈钢的需求量会有多大的增速？ 1. 石油化工设备 （1）纺织印染：绞盘染色机和绞纱染色机中的染槽，一般为不锈钢材质，主要使用的钢种为316L、2205等含钼元素的不锈钢，以及304、304L、321等不锈钢。 （2）氯碱工业：化学品储存装置多为316L和304L等低碳不锈钢制成。在焊接后或者消除应力后，低碳型不锈钢的抗晶界腐蚀能力较为优秀。 （3）化工填料：脱CH4塔项目装置填料多用304L不锈钢，三相分离器填料多用316L不锈钢。 （4）压力容器：化工压力容器使用的不锈钢多为316L、304L、904L等。 （5）离心机：离心机的内胆和外壳均为不锈钢材质，主要为316L以及904L。 （6）精炼石油设备：蒸馏塔使用的多是400系不锈钢。 2. 能源发电设备 （1）水力发电：发电站的锅炉管道一般为不锈钢管，主要为321和347等稳定性非常好的合金不锈钢。321合金不锈钢添加了钛，在碳化铬形成的情况下，321合金仍然可以保持稳定性；347合金则是添加了钶和钽来保持其稳定性。 （2）风力发电：发电站的锅炉管道一般为不锈钢管，主要为321和347等稳定性非常好的合金不锈钢。 （3）核能发电：发电站的锅炉管道一般为不锈钢管，主要为耐腐蚀性能，焊接性能和热强性能均较为优秀的347H奥氏体不锈热强钢。 （4）火力发电：发电站的锅炉管道一般为不锈钢管，主要为321和347等稳定性非常好的合金不锈钢。 （5）光伏发电：发电站的锅炉管道一般为不锈钢管，主要为321和347等稳定性非常好的合金不锈钢。光伏支架根据主要受力杆件所采用材料的不同，可将其分为铝合金支架、钢支架以及非金属支架，其中非金属支架使用场景较少，而钢支架又包括镀锌镁铝碳钢支架和不锈钢支架。由于材料成本较高，目前304不锈钢支架没有被广泛使用；随着环保理念的深入，不需要防腐维护并且可回收利用价值高的不锈钢支架，或将争夺更多的光伏支架市场。另外，光伏板也有一些不锈钢材质的零部件，如安装在光伏板于铝轨道之间的导电片等。 （6）通信基站：光缆交接箱箱体和户外控制柜柜体多为最常见的304不锈钢材质。 3. 环保设备 （1）污水处理设备：埋地式污水处理水箱和微滤机等污水处理设备对材质的抗晶界腐蚀能力要求较高，一般使用304L不锈钢。 （2）海水淡化设备：系统中的换热管一般为含钼元素的316L或317不锈钢管， 能源化工板块对不锈钢需求量的 增速非常快 。随着国家对环保的重视及新基建板块的高速发展，这一大类需求的 占比有逐年增加 的趋势。传统的风力和火力发电的发展速度在2021年开始下滑，而 光伏和水利发电 则是能源板块需求增量的主力军。根据《“十四五”规划和2035年远景目标刚要》，提到未来将大力提升光伏发电规模；同时纲要再次明确强调了可再生新能源的重要性，要求加快水电站的布局，推动能源清洁化。另外，大气污染防治设备、废水处理设备等环保设备的需求增长量也有亮眼表现。整体来看， 能源设备板块的快速发展将为不锈钢需求量贡献极大的增量 ，预计2027年其需求占比或将达到27%。 敬请期待更多终端板块分析 》点击查看SMM不锈钢现货历史价格  

在俄乌冲突和新冠大流行背景下，欧洲能源危机愈演愈烈，也促使相关国家推出了激进的能源转型政策。但现在看来，欧洲的能源转型进程并不顺利。 据欧洲风能协会(WindEurope)公布的数据显示，猖獗的通胀和供应链问题对欧洲风电行业产生了严重的负面影响，致使风力涡轮机的生产成本飙升了40%，其中大部分被制造商消化了。 欧洲风能协会发言人Christoph Zipf表示，在大多数签订的合同中，并没有考虑到成本增加的因素。欧洲5家风力涡轮机制造商在2022年上半年全部出现亏损，这导致了不可持续的局面。 西班牙风能协会(AEE)能源政策和气候变化主任Heikki Willstedt表示，开发商于2021年获得了能源合同，这些项目将于2024年上线，目前正遭着受风力涡轮机价格飙升的压力。 丹麦风力涡轮机制造商维斯塔斯今年前三个季度净亏损10亿欧元(约合10亿美元)，西门子Gamesa亏损了9.4亿欧元，德国制造商Nordex上半年净亏损2.83亿欧元。 目标恐难达成 上述制造商不得不进行裁员和涨价，欧盟的风电扩张计划也将受到影响。行业官员警告称，如果不将合同与不断上涨的商品价格挂钩，也不制定更快的审批流程，欧盟的风电目标恐难达成。 2022年5月，欧盟公布了“REPowerEU”行动计划，提议将2030年的可再生能源占比目标由40%提高到45%，同时计划到2030年将风电累计装机容量达到480GW。 数据显示，2021年欧洲风电装机容量规模达到17.4GW，同比增加了18%，装机规模创下历史新高。其中，欧盟的风电装机容量仅为11GW，远远低于此前欧盟制定的风电装机目标。 德国的目标是在2025年之前将陆上风电装机容量平均每年提高12GW；还计划在2030年末将海上风力发电能力达到30GW，并在2045年进一步提高到70GW，迅速结束对俄罗斯天然气的依赖。但原材料价格飙升、漫长的审批流程和供应链中断正危及这一目标。 德国风能行业组织BWE指出，德国风电行业面临的问题一直没有得到解决，需要提高风电拍卖参考价格，以确保新项目的可行性。 BWE发言人Frank Gruneisen表示，我们看到德国工业价格指数上升了40%到45%，风电的参考价格也必须上升约40%至45%。 此外，由于复杂的行政程序和审批部门缺乏资源，风能和太阳能项目的审批可能需要数年时间。欧盟呼吁成员国加快审批程序，在某些情况下缩短到两年以下。

据近日报道，全国首个海上风电与海洋牧场融合发展研究试验项目——中广核山东莱州304MW海上风电项目首批机组顺利并网发电。本项目为“深水网箱+海上风电”“深远海养殖+休闲海钓”及海洋牧场、深远海养殖渔场与海上风电融合发展模式的试点，且该项目全容量投运后可实现年上网电量达10亿千瓦时，每年可节约标煤约30万吨。 海风融合为热点，各类产业将延伸 近年来，“海上风电+海洋牧场”的发展模式成为热点。所谓的海洋牧场，是指利用自然的海洋生态环境，将人工放流的经济海洋生物聚集起来放养。由于海上风电场所处的海域水深条件和位置都非常有利于海洋牧场的发展，同时，海上风电投入运行后产生的绿色电力可供给海洋牧场使用，其两者有着高度重合性和互补性，所以两者的融合发展也被提上各地风电建设的发展日程。 目前，广西、山东等多地都在“十四五”能源规划中提出，鼓励海上风电结合海洋牧场融合发展。山东省此前印发的“十四五”海洋经济发展规划的通知中指出，加快现代海洋牧场建设。以青岛、烟台、威海、日照等为重点，高水平建设国家海洋牧场示范区。积极探索三产融合型海洋牧场综合体发展新模式，推动海洋牧场与海工装备、海上风电、休闲旅游等产业融合发展。 随着“海风+牧场”的形式逐步推广，风电融合发展成为主要理念。除与海洋牧场融合发展外，海上风电也于海水制氢项目相联系。在广东省2021年重点建设项目计划中，明阳海洋能源立体化创新开发示范项目探索“海上风电+海水制氢”发展模式，为推动海水制氢商业化迈出关键一步。此外，海洋能、海上风电综合能源岛、海洋旅游等海上风电衍生产业项目也成为近年来的热点。 深海发展受催化，可关注相关标的 近日，上海发改委印发了《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》通知，对海上风电项目给予差异化支持。文件中提到对企业投资的深远海海上风电项目和场址中心离岸距离大于等于50公里近海海上风电项目，根据项目建设规模给予投资奖励，分5年拨付，每年拨付20%。对场址中心离岸距离小于50公里近海海上风电项目，不再奖励。 据中银证券近日研报测算，在14元/W的单位综合成本、2,800的年有效利用小时数的前提假设下，若按照0.5元/W的标准进行补贴，则项目整体IRR有望提升1.15个百分点；在综合成本逐步降低的过程中，上述补贴对IRR提升的幅度还有望进一步扩大。补贴对于项目经济性的改善有望推动上海市风电项目逐步向深远海化发展，同时刺激当地海风新增装机需求较快增长，看好海风零部件各环节。 相关核心标的方面，中银证券认为，建议优先配置业绩增速有望匹配或超越行业需求增速的海缆、塔筒桩基、轴承等环节的龙头企业。关注 东方电缆、大金重工、海力风电、泰胜风能、天顺风能、金雷股份、新强联、恒润股份、日月股份、三一重能、金风科技 等，建议关注 亨通光电、起帆电缆、汉缆股份、天能重工、五洲新春、明阳智能、运达股份 等。