国家能源集团新型储能总体布局 - 截至2025年10月底，公司在运新型储能项目共191项，总规模达770万千瓦/1839万千瓦时，形成以新能源配储为主、多场景协同发展格局 [2] - 公司新型储能项目以电化学储能为主，推动新能源配储、火电配储、独立储能、共享储能等多场景协同发展，有效平衡电力供需并提升电网稳定性 [2] 火电耦合储能项目 - 安徽宿州电厂投运全国首台套吉瓦时级、设计储热容量为1000兆瓦时的火电熔盐储热项目，可满足宿州地区40多家工商业企业用热需求 [3] - 宁夏电力灵武公司建成国内首个全容量22兆瓦/4.5兆瓦时飞轮储能+火电联合调频项目，投运后机组一次调频综合合格率提升至92%以上，AGC综合爬坡性能指标K值提高约30% [20] - 河北公司龙山电厂建成全国首套600兆瓦、规模100兆瓦/400兆瓦时的火电抽汽熔盐储能项目，整体技术经鉴定达到国际领先水平 [22] 多元化技术应用与示范 - 山东公司蓬莱电厂复合储能项目集成飞轮、磷酸铁锂、钠离子及全钒液流4种新型储能技术，其单体大容量4兆瓦级飞轮储能装备入选国家能源局示范项目 [14] - 宁夏电力宁东复合光伏基地配套储能电站为国内首个最大“沙戈荒”构网储能示范工程，并建成包含磷酸铁锂电池、超级电容器和钠离子电池的国内首个混合构网储能示范工程 [10] - 海南公司博鳌零碳示范区项目首次将5兆瓦/10兆瓦时全钒液流长时储能系统应用于海岛建筑光储直柔系统，项目电堆过载能力提升至额定功率的40% [18] 共享储能与商业模式创新 - 国神公司灵州电厂建成集团首座网储共享示范电站，一期规模137.6兆瓦/275.2兆瓦时，可为集团在宁夏的新能源企业提供储能容量共享租赁 [5][6] - 重庆公司柏树储能电站首创“共享储能+电网协同”模式，一期100兆瓦/200兆瓦时从开工到全容量并网仅用60余天，每年可提升新能源消纳1亿千瓦时 [12] 特定场景与技术创新 - 广东公司台山电厂建成国内首个配套大型燃煤机组的60兆瓦/60兆瓦时高压级联直挂储能调频系统，可实现对电网AGC调频指令的毫秒级响应 [16] - 浙江公司温州梅屿新型储能电站规模为100兆瓦/200兆瓦时，同时建设了省级百兆瓦级虚拟电厂项目，有效提升公司在虚拟电厂领域的科技创新实力 [7]

论坛基本信息 - 2025公用事业改革与政府监管论坛于2025年11月15日在北京召开 [1] - 论坛由浙江财经大学中国政府监管与公共政策研究院等四家专业机构联合主办 [1] - 来自全国公用事业与政府监管领域的权威专家、学者及行业代表等150余人参加了本次论坛 [4] 政策方向与监管框架 - 党的二十届四中全会审议通过的"十五五"规划建议明确提出要"稳步推进基本公共服务均等化"和"健全与常住人口相匹配的公共资源配置机制" [3] - "十五五"规划建议对行政监管提出了新要求，需构建协同高效监管格局并推进监管法制化 [3] - 需充分发挥"有为政府"和"有效市场"两只手的作用，以推进新型基础设施的适度超前建设 [3] 能源与电网改革 - 应从复杂适应系统理论出发，推动能源系统从"中心控制"向"多元互动"转型 [4] - 需充分发挥分布式能源主体作用，以构建适应高比例新能源的新型电力系统 [4] 细分领域监管议题 - 论坛专题演讲涉及水公用事业监管、可持续城市更新的规划监管、房地产经纪平台监管策略、城市公用事业韧性水平的标准规制、城市园林绿化监管政策优化以及人工智能监管创新等多个细分领域 [4]

独立储能市场定位与发展情况 - 政策体系不断完善，收益模式向多元化和市场化发展，例如196号文和136号文等政策密集出台[5] - 新型储能累计装机规模快速增加，2025年突破100GW，预计2027年将冲刺180GW[5] - 独立储能收益模式主要包括现货交易、辅助服务和容量电价[5] - 行业核心痛点包括融资门槛高、投资回报周期长以及省级政策变动频繁影响收益稳定性[5] 独立储能项目筛选与投资逻辑 - 选址策略优先考虑网架结构、新能源消纳能力和政策成熟度[5] - 设备选型核心指标包括在线率、运行效率、充放电深度和容量衰减率[5] - 专业运营要求独立储能参与电力市场交易，如中长期、现货和辅助服务市场[5] 独立储能市场开发策略 - 项目成功依赖三大支柱：投资策略、技术方案和收益模型[5] - 投资策略涵盖选址因素和融资模式，如F+EPC、融资租赁和资产收购[5] - 技术方案包括储能技术选择和系统集成优化，例如锂电、液流等[5] - 收益模型结合现货交易、辅助服务和容量电价，并强调第三方专业运营[5] 独立储能融资租赁业务 - 融资租赁业务面临五大痛点，具体内容未详细展开[6] - 2023-2025年部分金租公司投放情况统计涉及国银金租、华夏金租等企业[6] - 业务准入和实务操作包括授信审批要点、增信措施如软兜底和硬兜底[6] - 七大创新模式包括"城投+"、F+EPC+F、经营性租赁等[6] 行业未来展望 - 市场趋势指向深化电力市场改革，丰富储能交易品种[6] - 未来方向强调专业化运营业务护航安全与收益[6]

报告行业投资评级 - 电力设备及新能源行业评级为“强于大市”（维持）[1] 报告核心观点 - 新型储能正从“配角”转变为“主角”，需求前景光明，是构建新型电力系统的重要基础[2] - 能源安全和双碳战略下，中国风光装机体量将持续增长，当前国内储能渗透率不高，需求空间广阔[2] - 政策顶层设计引领叠加电力市场建设推进，独立储能经济性逐渐跑通，为行业增长提供充足动力[2][47][49] 储能概念与重要性 - 储能系统是电力系统的“蓄水池”，用于电能转化和存储，可将实时平衡的“刚性”系统变得“柔性”[2][7] - 储能能平抑风光发电的间歇性和波动性，提高供电质量和用电效率，是推动可再生能源大规模应用的关键技术[2][9][11] - 储能可应用于发电侧、电网侧和用户侧，为电力系统各参与者提供分时价值、可靠性价值和容量支撑价值等[13][15][16] 行业发展逻辑与驱动因素 - 截至2024年底，中国风光装机合计14亿千瓦，占电源装机量的42%，但发电量占比仅18%，显示新能源替代化石能源仍有广阔渗透空间[2][24] - 中国化石能源可开采年数仅30-40年，且原油和天然气对外依存度高，从能源安全角度发展可再生能源需求迫切[2][31][33] - 中国提出到2035年风光装机总量力争达到36亿千瓦的目标，是2024年底装机量的2.6倍[2][33] - 截至2025年9月底，中国新型储能累计装机超1亿千瓦，较“十三五”末增长超30倍，占全球总装机比例超过40%，但功率渗透率（与发电总装机/新能源装机之比）仅分别为3%和6%，提升空间广阔[2][41][42] - 2024年国内电化学储能电站充放电总量约62TWh，占新能源发电量比例3.4%，占发电总量比例仅0.6%[2][41][44] - 政策层面，“强制配储”退出历史舞台，独立储能成为市场投资主体，2027年180GW的装机目标为未来装机规模形成托底[47][48] - 电力现货市场建设稳步推进，独立储能可通过容量租赁、电能量交易、辅助服务、容量补偿等多重方式获得收益，商业模式有望跑通[49][50][52] 储能技术路线与市场现状 - 储能技术路线百花齐放，锂离子电池因其规模范围广、泛用性强、产业链成熟，成为现阶段新型储能主要技术方案[58][61][67] - 截至2025年上半年，中国新型储能累计装机占比已达到60%，锂电池储能实现跨越式增长[67][68] - 2024年全球新型储能新增装机74.1GW，同比增长62.5%，中国、美国、欧洲为三大主要市场，合计占比90%[70][72][74] - 2024年中国新型储能新增装机43.7GW/109.8GWh，同比增长103%/136%，其中大储占比92%，独立储能和新能源配储是主要类型[70][77][80] 投资建议 - 推荐标的包括：海外大储领军者、全球市场竞争力强的阳光电源；国内大储市场地位领先、把握独立储能增长机遇的海博思创；海外市场拓展顺利、重视欧洲和中东新兴市场的上能电气[2][4]

工程核准与投资 - 湘黔、湘粤、渝黔三项网间电力灵活互济工程近日通过国家核准 [1] - 三项工程总投资预计超过156亿元，计划于2024年底前开工建设，2027年迎峰度夏前建成投产 [1] - 工程建成后最大输电能力共计可达900万千瓦 [1] 电网互联能力提升 - 工程投产后，南方电网与国家电网之间的输电通道将从当前的2条增加至5条 [1] - 将分别新建三座容量均为300万千瓦的柔性直流背靠背换流站，分别位于贵州铜仁、湖南郴州和重庆 [1] - 跨省跨区电力互济能力将因此显著增强 [1] 电力互补与保供效益 - 工程将显著提升两个互联区域间的电力互补互济和紧急支援能力 [1] - 以贵州和湖南为例，两地电力负荷存在“冬高夏低”与夏季高峰的时空互补特性，可通过工程实现错峰互济 [2] - 在遭遇极端高温干旱或低温冰冻灾害时，工程可提供紧急电力支援，大幅度提高电网抗灾应急能力 [2] 市场与系统建设 - 工程将为跨电网经营区常态化电力交易提供更坚实的物理基础 [1] - 有助于保障经济社会高质量发展的绿色用能需求 [1] - 电网公司计划加强协同，加大资源投入，以推动新型能源体系和新型电力系统建设 [2]

公司核心定位与使命 - 公司定位为安徽省能源安全保障省级队、产业结构调整主力军和双碳行动主平台，核心职责是筑牢电力保供压舱石、推动能源结构优化升级以及拓展多元业务，目标是成为国内一流电力综合服务商 [2] - 公司作为皖能集团旗下唯一的电力产业平台，承载着承担安徽省电力供应主体责任的重任 [2] - 电力行业呈现五高特征，煤电加速向基础保障性和系统调节性电源转型，风电、光伏等新能源将成为新型电力系统的主体能源 [2] 公司发展战略与“十五五”目标 - “十五五”是电力转型从量变到质变的关键期，公司目标是控股火电装机超过1500万千瓦，新能源装机超过1000万千瓦 [1][6] - 为实现目标，公司将密切跟踪国家及省能源规划，主动谋划项目，全力推进项目纳入规划并落实 [6] - 公司战略是坚守能源保供初心、深化低碳转型实践，全力打造国内一流电力综合服务商 [1] “十四五”期间业绩与转型举措 - 通过布局扩大战略，公司控股煤电、气电规模达1407万千瓦，权益规模2454万千瓦，跃居全省首位，并在新疆建成投产4台66万千瓦煤电机组，年发电量超140亿千瓦时，年贡献利润约15亿元 [4] - 通过结构调整战略，公司超常规发展新能源，在建在役规模达175万千瓦，包括80万千瓦新疆奇台光伏项目（今年首次并网）和50万千瓦吐鲁番风电项目（已全容量并网） [4] - 通过创新驱动战略，公司研发经费年均增幅达14%，2025年预计达9.61亿元，煤电机组掺氨降碳燃烧技术达国际领先水平（30万千瓦机组实现掺氨35%稳定燃烧），并前瞻布局聚变能领域 [6] 业务布局与区域拓展 - 公司坚持“深耕省内、拓展省外”，在省内实现气电、储能、抽蓄“零的突破”，在省外“进疆入陕”，拓展“疆电入皖”“陕电入皖”通道电源项目 [4] - 公司携手阳光新能源、国轩新能源成立延安皖能电力，将参股陕电入皖一体化公司，并计划深化新疆、陕西布局，紧盯“蒙电入皖”通道规划 [6] - 安徽“三地一区”建设带来的能源需求增长，为公司深耕省内、拓展省外提供了战略支撑 [3] 低碳转型与具体路径 - 公司将双线发力推动低碳转型：一是抓住2030年前煤电适度增长机遇，推进燃气发电、淮北国安扩建、马鞍山电厂新增机组等项目；二是积极争取新疆新能源基地、陕电入皖配套电源等项目，通过竞争性配置与并购扩大新能源规模 [7] - 公司数字化转型成果包括合肥皖能燃气发电项目、钱营孜电厂二期建成智慧电厂，其中钱电二期获评“2024中国5G+工业互联网大会行业典型应用案例” [7] - 公司未来将持续推动产业与数字技术深度融合 [7] 市值管理与社会责任 - “十四五”以来公司市值增长超90%，通过畅通沟通渠道、深化投资者互动、重视分红回报等举措提升市场信任度 [7] - 控股股东积极履行避免同业竞争承诺，推动能源资产专业化整合 [7] - 公司已累计捐赠1275万元助力乡村振兴，帮扶村的村民人均年收入超1.8万元，未来将深化“八大帮扶”方案履行社会责任 [7]

公司战略定位 - 公司承载能源安全保障省级队、产业结构调整主力军、双碳行动主平台三重使命 [1] - 核心职责聚焦筑牢电力保供压舱石、推动能源结构优化升级、拓展多元业务三大方向 [1] - 目标为全力打造国内一流电力综合服务商 [1] “十五五”发展规划 - 公司“十五五”核心目标为控股火电装机超过1500万千瓦，新能源装机超过1000万千瓦 [1][3] - 公司将密切跟踪国家及省能源规划，主动谋划并推进项目以助力全省能源规划实施 [4] - 目标为实现高质量转型升级，火电装机保持省内领先，新能源装机大幅增长 [5] 行业趋势与公司机遇挑战 - 电力行业呈现五高特征，煤电加速向基础保障性和系统调节性电源转型 [2] - 风电、光伏等新能源将成为新型电力系统的主体能源，是公司未来发展的核心机遇 [2] - 挑战来自电力市场化改革深化导致的竞争加剧与经营复杂度提升 [2] “十四五”业绩与转型举措 - 公司控股煤电、气电规模达1407万千瓦，权益规模2454万千瓦，跃居全省首位 [2] - 公司在建在役新能源规模达175万千瓦，包括80万千瓦新疆奇台光伏项目和50万千瓦吐鲁番风电项目 [3] - 通过“进疆入陕”战略，在新疆建成投产4台66万千瓦高效煤电大机组，年发电量超140亿千瓦时，年贡献利润约15亿元 [2] 创新研发与技术布局 - “十四五”期间公司研发经费年均增幅达14%，2025年预计达9.61亿元 [3] - 煤电机组掺氨降碳燃烧技术达到国际领先水平，30万千瓦机组实现掺氨35%稳定燃烧 [3] - 前瞻性布局聚变能等终极能源领域 [3] 低碳转型双线战略 - 一方面抓住2030年前煤电适度增长机遇，推进燃气发电及火电机组扩建项目 [4] - 另一方面积极争取新疆新能源基地、陕电入皖配套电源等项目，通过竞争性配置与并购扩大新能源规模 [4] 数字化转型与社会责任 - 合肥皖能燃气发电项目、钱营孜电厂二期建成智慧电厂，钱电二期获评“2024中国5G+工业互联网大会行业典型应用案例” [4] - 公司累计捐赠1275万元助力乡村振兴，帮扶村村民人均年收入超1.8万元 [4] 市值管理与资产整合 - 公司“十四五”以来市值增长超90% [4] - 控股股东积极履行避免同业竞争承诺，推动能源资产专业化整合 [4]

市场机遇与行业趋势 - “十五五”期间是碳达峰目标决胜期和新型电力系统建设攻坚期，国家电网与南方电网将加大智能化、数字化投资，为电力监测行业带来广阔市场机遇 [1] - 新能源渗透率提高和电力电子化程度加深使电网运行复杂度提升，电力监测设备需求与功能要求将持续升级 [1] - 国产化替代加速、存量市场更新、特高压工程推进及AI技术融合推动二次设备在电网投资中占比逐步提高 [2] - 公司变电侧、输电侧产品近三年约占营业收入90%，配电侧占比较低 [2] 公司竞争优势 - 主要竞争对手包括武汉中元华电、山东科汇、山东信通电子、智洋创新等企业在部分细分领域产品有共同应用场景 [2] - 研发能力优势体现在故障录波监测装置、时间同步装置等传统产品持续迭代，以及输电线路故障监测装置、二次设备在线监视与诊断装置、保护压板状态在线监测装置等新产品的率先推出和规模化应用 [2][3] - 客户基础优势体现在与国家电网、南方电网、各大发电集团等核心客户建立长期稳定合作关系 [3] - 服务体系优势体现在以济南总部为中心，设有17个联络处，具备24小时快速响应与本地化技术支持能力 [4] 业务布局与产品应用 - 电网智能监测产品除电网侧外，还应用于石油石化等国家大中型企业及其他社会新能源企业 [4] - 在浙江秦山核电、广西防城港核电、山东海阳核电、石岛湾核电、甘肃刘家峡水电等多个核、水电站有布局，产品根据现场运行需求存在部分功能差异 [4] - 新能源业务聚焦源网荷储和充电桩方向，依托总承包资质与承装（修、试）电力设施许可等综合能力推动业务规模稳步提升 [5] - 新能源业务在手订单保持稳定，为业务持续发展提供支撑 [6] 储能业务发展 - 储能业务定位为用户侧储能，市场定位于工商业分布式储能，主要客户为超大规模企业及国资背景大型用电企业 [6] - 已开发储能核心设备并实现销售，产品包括储能产品和微电网系统（微电网监控系统、微电网并网一体化装置、电能路由器、交直流变流器等），可提供整体解决方案 [6] - 未来将推动产品由传统储能向构网型储能升级，开发满足“四可”（可观、可测、可调、可控）要求的智能融合终端 [6] - 储能业务在监测平台、数据采集、大数据应用、电气结构设计等方面与公司其他业务存在协同 [6] 经营现状与展望 - 公司电网智能监测和新能源两大业务板块在手订单总体保持稳定 [6] - 公司看好未来业绩增长，具体业绩情况以后续公告为准 [6]

政策核心目标 - 国家发改委和能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，旨在打通消纳堵点并构建新型电力系统 [3] - 设定2030年基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系的目标，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足 [5] - 设定2035年基本建成适配高比例新能源的新型电力系统的目标，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用 [5] 行业发展现状与挑战 - 截至今年9月底，全国风电、光伏发电装机容量超过17亿千瓦，占总装机的46%，新能源电量占比超过20% [5] - 新能源消纳压力显现，部分地区新能源利用率已跌破90% [8] - 行业发展正从大规模开发转向开发与消纳并重，以应对新能源规模高速增长带来的消纳挑战 [3] 新能源开发与消纳分类引导 - 将新能源开发消纳划分为5类：统筹"沙戈荒"新能源基地外送与就地消纳、优化水风光基地一体化开发消纳、推动海上风电规范有序开发消纳、科学高效推动省内集中式新能源开发消纳、积极拓展分布式新能源开发与消纳空间 [8] - 通过新能源集成发展、东部地区产业梯度转移、西部地区挖掘消纳潜力等措施，提高"沙戈荒"新能源基地就近消纳能力 [9] - 强调分布式新能源提高自调节能力，以自发自用为主，缓解配电网消纳压力 [9] 新模式新业态创新 - 创新提出新能源消纳的新业态与新模式，包括源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网和新能源接入增量配电网4类就近消纳新业态 [11] - 重点突出新能源与产业融合协同发展的重要性，推动新能源从"以降本增效驱动大规模发展"向"以可靠替代支撑高质量发展"转变 [8][11] 电力市场与价格机制改革 - 创新促进新能源消纳的价格机制，包括鼓励新能源外送基地各类电源整体形成送电价格、落实完善促进新能源就近消纳的电价机制、健全调节性资源容量电价机制、完善分时零售市场价格机制 [11] - 拓展多层次新能源消纳市场化体系，充分发挥现货市场功能，引导系统调节资源主动参与调节 [12] - 完善适应新能源参与市场的规则体系，推动大型基地有效参与市场，支持分布式新能源通过聚合等方式参与市场交易 [12]

工程核准与投资规模 - 湘黔、湘粤、渝黔三项网间电力灵活互济工程近日通过国家核准 [1] - 三项工程总投资预计超过156亿元人民币 [1] - 工程计划于2027年迎峰度夏前建成投产，最大输电能力共计900万千瓦 [1] 电网互联现状与提升 - 当前南方电网与国家电网之间仅有2条电力输送通道（江城直流、云霄直流） [4] - 三项新工程投产后，两大电网间的输电通道将从2条增加至5条 [2] - 这将显著增强跨省跨区的电力互济能力 [2] 工程建设具体内容 - 三项工程将分别在贵州铜仁、湖南郴州、重庆各建设一座容量为300万千瓦的柔性直流背靠背换流站 [4] - 工程还包括相关配套线路建设，旨在提升跨电网经营区的互联互通水平 [4] 项目战略意义与效益 - 工程将显著提升两大互联区域间的电力互补互济和紧急支援能力 [7] - 为跨电网经营区常态化电力交易提供更坚实的物理基础 [7] - 以贵州和湖南为例，两地电力负荷存在“冬高夏低”与夏季高峰的时空互补特性，可通过湘黔工程实现错峰互济 [10] - 在极端灾害天气下，工程可提供紧急电力支援，大幅提高电网抗灾应急能力 [10] 项目推进与合作机制 - 南方电网与国家电网组建了联合工作组，建立了定期沟通对接机制 [3] - 双方协同推进了工程系统方案论证、可研报告编制与审查及属地行政审批手续办理 [3] - 下一步，两家公司将加强工作协同，加大资源投入，全力推动工程高质量建设投产 [12]