绿电直连政策核心内容 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，旨在探索新能源生产与消费融合模式，促进就近消纳并满足企业绿色用能需求 [1] - 绿电直连定义为风电、太阳能发电、生物质发电等新能源通过直连线路向单一用户供电，实现电量物理溯源 [1] - 项目分为并网型（接入用户侧并与公共电网形成清晰界面）和离网型（完全独立于公共电网）两类 [1] 绿电直连项目规范要求 - 新增负荷可配套建设新能源项目，存量负荷需在自备电厂足额缴纳可再生能源基金后开展绿电直连，通过压减自备电厂出力实现清洁替代 [2] - 出口外向型企业可利用周边新能源资源探索存量负荷绿电直连，以满足降碳刚性需求 [2] - 各类经营主体（除电网企业）包括民营企业均可投资绿电直连项目 [2] 新能源消纳目标 - 项目新能源年自发自用电量占比不得低于总发电量的60% [2] - 新能源占总用电量比例要求从2025年30%逐年提升至2030年35%，强化就近消纳导向 [2] 政策背景与意义 - 当前新能源消纳压力逐年递增，绿电直连模式可挖掘就近消纳潜力并拓展应用场景 [1] - 政策通过明确技术路径与责任界面，推动能源绿色低碳转型 [1][2]

金融机构支持设备更新和技术改造 - 农行浙江萧山分行为某民营石化企业投放设备更新改造贷款28亿元，助企优化配置、降低成本、提高生产效率 [1] - 农业银行全面对接技术改造和设备更新再贷款备选项目，截至去年末贷款签约金额达1335亿元 [1] - 国家开发银行设立科技创新和技术改造专项贷款，截至今年4月底发放超500亿元专项贷款 [2][3] 重点领域和技术升级案例 - 国家开发银行支持厦门华夏国际电力一期机组等容量替代项目，带动发电煤耗下降约17%，预计每年节约标准煤约13.9万吨，减少二氧化碳排放约36.1万吨 [2] - 青岛农商银行推出"技改贷"，支持高端化工、智能家居等传统产业技术升级，制造业贷款余额超240亿元 [4] - 山西尧都农商银行为农业加工企业提供长期、低息信贷资金，助企提升生产效率和产品质量 [4] 未来工作方向 - 国家开发银行将围绕服务"两新"政策扩围提质，强化产品模式和服务机制创新，助推产业高端化、智能化、绿色化发展 [4] - 农业银行将用足用好再贷款等货币政策工具，优化信贷资源配置，支持重点领域企业融资需求 [5]

绿电直连政策核心观点 - 绿电直连项目是新能源发展模式的重要创新，对推动新能源高质量发展、构建新型电力系统、促进经济社会绿色发展具有重要意义 [1] - 政策从适用范围、规划引导、运行管理、价格机制、组织保障五个方面明确具体要求，推动项目科学规范有序发展 [1][6] 绿电直连适用范围 - 明确界定绿电直连为风电、太阳能发电、生物质发电等新能源通过直连线路向单一用户供电，分为并网型和离网型两类 [2] - 并网型项目需接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，实现电量物理溯源，提升新能源就近消纳水平 [2] - 国内外尚无统一标准，欧洲多国已出台相关政策，中国"十四五"规划提出建设绿色直供电示范项目 [2] 绿电直连项目管理要求 规划管理 - 区分存量与增量负荷：新增负荷鼓励配套新能源，存量负荷为出口外向型企业和自备电厂供能保留政策窗口 [3] - 加强规划统筹：要求项目按整体化方案统一建设，明确接入电压等级，与能源电力、国土空间规划协同 [3] - 投资主体多元化：支持电源和负荷由不同主体投资（含民营企业），负荷方为主责单位，电网企业除外 [3] 运行管理 - 按"以荷定源"原则确定电源类型和装机规模，现货连续运行地区允许反送电，上网电量占比≤20%，自发自用电量占比≥60% [4] - 项目内部资源需实现可观、可测、可调、可控，接入负荷管理系统或调度系统，并网型项目需配置储能提升调节能力 [4] 市场机制 - 并网型项目作为整体参与电力市场交易，享有平等市场地位，按交换功率结算 [4] 相关方主体责任界定 经济责任 - 项目需缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴等，禁止地方违规减免 [5] 技术责任 - 项目需配置继电保护等二次设备，满足涉网性能标准，具备分表计量条件；公共电网需公平提供接入服务 [5] 安全责任 - 并网型项目与公共电网按产权分界点划分安全责任，项目需自主申报并网容量并调节内部负荷，公共电网按协议履行供电责任 [6]

标准化创新成果 - 主导和参与制定国家标准2964项、行业标准2520项、国际标准73项 [1][2] - 争取国际和国家技术标准组织5个 [2] - 培育国家级标准化试点项目100个 [2] - 建设省级技术标准创新中心32个、共性技术标准创新平台56个 [2] 企业标准化发展 - 企业标准"领跑者"新增524项，企业标准自我声明公开数量较试点前增长54% [3] - 累计7000余家企业发布对标结果2.6万余项，形成企业标准"领跑者"682项 [3] - 共性关键技术和应用类科技计划项目形成标准研究成果比率达60.71% [3] 设备更新与消费品以旧换新 - 完成国家标准161项、地方标准86项 [4] - 发布地方标准《再生资源回收站点服务规范》，完善"换新+回收"物流体系 [4] 传统产业转型升级 - 完成交通运输地方标准立项200余项，发布130余项 [5] - 制定《高速公路边坡光伏发电工程技术规范》，高速公路路域光伏总装机容量全国首位 [5] - 累计制修订能源领域标准570余个 [5] 地方标准管理改革 - 首批废止地方标准1000余项 [5] - 深化地方标准管理制度改革，重点部署4项工作 [6] 全国标准化试点进展 - 全国6个试点省（市）提出标准化改革任务140余项，制定改革举措230余项 [7] - 已完成95%的试点任务 [7]

绿电直连定义与分类 - 绿电直连指电源不接入公共电网，通过专用线路向单一用户供电，电量可物理溯源[2] - 电源类型包括风能、太阳能、生物质能等新能源，涵盖新建和存量项目[2] - 分为并网型（接入用户侧后整体联入公共电网）和离网型（完全独立运行）两类[2] 政策出台背景 - 解决新能源消纳压力，探索就近消纳模式，提高资源利用效率[3] - 应对国际绿色贸易壁垒，满足高载能行业绿色转型需求[3] - 为用户提供降低用电成本的新选择，鼓励自主申报并网容量[3] 政策核心内容框架 - 第一部分明确项目定义、分类及安全优先等建设原则[4] - 第二部分要求加强规划引导，强调源荷匹配与模式创新[4] - 第三部分规定运行管理细则，涉及安全责任界面和系统友好性[4] - 第四部分建立交易与价格机制，推动项目整体参与电力市场[4] - 第五部分部署组织保障，明确各部门职责分工[4] 投资建设规定 - 支持民营企业等非电网主体投资，省级能源主管部门需配合[5] - 允许用户、新能源企业或合资公司投资电源，专线由用户或电源主体投资[6] - 不同投资主体间需签订长期购电协议，明确产权划分与违约责任[6] 新能源消纳与转型要求 - 要求新能源年自发自用电量占比不低于60%，2030年用电量占比提升至35%[7] - 通过配置储能、挖掘用户调节潜力提升自发自用比例[7] 电网安全与运行管理 - 并网型项目需与公共电网明确安全责任界面，自主承担供电中断责任[8] - 项目需纳入地方能源规划，经第三方评审并符合涉网技术标准[9] - 运行阶段由用户主责，接入调度系统接受统一管理[9] 经济性与公平性机制 - 项目需缴纳输配电费等费用，禁止地方违规减免[10] - 允许通过优化发用电曲线参与电力市场交易获取收益[11] 政策落地实施 - 国家层面将加强指导评估，派出机构负责监测执行[12] - 地方需细化要求，组织第三方评审并听取电网意见[12] - 电网企业和市场运营机构需提升技术支持与服务能力[12]

公司业绩 - 24年实现营收69.51亿元，同比增长20.86%，归母净利润7.16亿元，同比增长14.09%，扣非净利润6.98亿元，同比增长11.98% [2] - 24年毛利率32.33%，同比下降2.11个百分点，净利率10.30%，同比下降0.62个百分点 [2] - 25Q1营收18.28亿元，同比增长18.34%，归母净利润2.41亿元，同比增长33.38%，扣非净利润2.34亿元，同比增长30.37% [2] - 25Q1毛利率31.84%，同比下降2.12个百分点，净利率13.21%，同比上升1.43个百分点 [2] 业务分拆 - 电网自动化业务24年收入33.09亿元，同比增长13.18%，毛利率41.54%，同比下降0.35个百分点 [3] - 电厂及工业自动化业务24年收入31.22亿元，同比增长25.35%，毛利率25.48%，同比下降2.06个百分点 [4] 25年展望 - 主业方面将拓展行业用户及区域配电市场，提升新能源及储能业务竞争力，覆盖大型沙戈荒新能源基地、分布式能源、海陆风电等领域 [5] - 出海业务将深耕东南亚、非洲市场，加强本地化策略，拓展电力电子、一二次融合、储能等产品 [5] - 数据中心业务为国内主流项目提供核心电信化设备，部署于变电站环节，并应用绿色算力及电算协同控制系统 [5] 盈利预测 - 调整25-27年营收预测至82.2亿元、94.3亿元、107.5亿元，归母净利润预测至8.6亿元、9.9亿元、11.5亿元 [6] - 对应25-27年PE为16倍、13倍、12倍 [6] - 多家机构预测25年归母净利润在8.30亿元至8.97亿元之间，目标价最高25.50元 [9]

能源消费与经济增长 - 2012年以来中国以年均3.3%的能源消费增速支撑年均6%的经济增长，成为全球能耗强度降低最快的国家之一 [1][3] - 北京"十三五"以来以年均1.5%的能耗增速支撑年均5.2%的经济增长 [1][3] 能源结构优化 - 北京煤炭消费量从2012年2180万吨降至2024年不足60万吨，占能源消费比重不足1%，成为中国首个全面实现清洁能源发电的城市 [1][4] - 中国煤炭占能源消费比重过去10年下降12.6个百分点，非化石能源消费量翻一番多 [3] - 2024年北京绿电占全部用电量29.3%（407亿千瓦时/1389亿千瓦时） [4] 天然气与空气质量改善 - 2024年北京天然气供应量达195亿立方米，成为全球天然气消费第二大城市，约占全市能源消费总量三分之一 [4] - 北京PM2.5年均浓度从2013年89.5微克/立方米降至2024年30.5微克/立方米，降幅65.9% [4] 数字化与科技创新 - 北京市明确建设全球数字经济标杆城市和国际绿色经济标杆城市的"双标杆"目标 [5] - 实施"人工智能+"行动计划，发展"虚拟电厂""负荷聚合商"等新业态 [5] - 建设智能电网、气网和热网，构建全领域数字化智能化能源系统 [5] 绿色技术投资与产业转型 - 依托北京国家绿色技术交易中心推动能源领域技术创新评价与推广 [6] - 发挥百亿级北京市绿色能源和低碳产业投资基金引导作用 [6] - 推进生物质燃气发展，利用污泥、垃圾等资源 [7] 国际合作与招商引资 - 朝阳区、房山区、昌平区、大兴区、经济技术开发区与外资企业开展招商对接 [7] - "绿色北京会客厅"平台促进先进能源产业国际交流合作 [7]

政策背景 - 上海贯彻落实国家碳达峰碳中和战略决策 [1] - 推动能源绿色低碳转型和新型电力系统构建 [1] - 目标是实现可持续高质量发展 [1] 公司行动 - 上海电力发布2024年度环境可持续性关键绩效指标报告 [1] - 报告由公司会同相关部门和单位共同编写 [1]

9 型在 470 4% 29th 第29 20 May 在本届世界燃气大会上，北京市发展和改革委员会、市投资促进服务中心、北京节能环保中心专门设立"绿色北京会客厅"。据悉，会客厅将全面呈现过去十 年北京在生态、产业、能源、交通等十个领域绿色发展取得的突出成效，以及未来十年北京打造国际绿色经济标杆城市工作目标和建设路径，朝阳、房山、 昌平、大兴和经开区也将结合各自优势，宣传推介各具特色的产业支持政策。 5月20日，第29届世界燃气大会（WGC2025）在北京国家会议中心二期正式开幕。本届世界燃气大会以"赋能可持续未来"为主题，于5月20日至23日举行， 将举办以全球能源转型、能源与金融等为主题的8场主论坛，包括时事辩论、行业洞见、技术创新等内容的70余场平行论坛，来自70多个国家和地区的3000 余名政府官员、能源企业高管、国际组织代表及专家学者将齐聚北京。 首次落地中国 据悉，世界燃气大会是国际燃气联盟旗下三大旗舰会展活动之一，每三年举办一届，被誉为全球燃气行业的"奥林匹克大会"。世界燃气大会于1931年首次亮 相英国伦敦，至今已成功举办28届。第29届世界燃气大会首次落地中国，并选择在北京举办。 开幕式上， ...

行业需求与供应趋势 - 全球天然气消费量在2024年创下历史新高 [2] - 预计到2040年，液化天然气（LNG）需求将几乎翻一番，达到每年近7亿吨 [2] - 2024年亚洲LNG进口增长7%，创下新纪录，欧洲也继续依靠LNG满足能源需求 [2] - 市场出于能源安全考虑，正转向长期合同以确保可靠供应，例如澳德赛能源与亚洲买家新签4单LNG购销协议，涉及货量2400万吨 [2] 企业战略与产能扩张 - 美国切尼尔能源计划将其液化能力翻倍，达到每年9000万吨以上以满足未来几十年增长的需求 [2] - 广州燃气集团立足LNG接收设施，延伸产业链，在上游构建多元、有韧性的天然气资源池，并提升储备与管网输送能力 [3] - 全球LNG市场从点对点供应模式发展为贸易更加多元化的市场格局 [3] 绿色转型与技术融合 - 天然气企业正推动供应来源多样化，并加大对绿色气体和氢能项目的投资以增强供应链可靠性 [4] - 天然气作为过渡能源，在电力调峰、替代煤炭发电上是主力，并与氢能、碳捕集技术结合更紧密 [4] - 上海飞奥燃气加大氢气、生物质气兼容设备和天然气压力能发电设备的研发力度 [4] - 浙能天然气集团成功开展国内首次城镇燃气30%高比例掺氢燃烧及分离试验，验证了3%-30%比例氢气掺入的技术可行性 [5] 行业竞争格局演变 - 天然气行业将从资源规模竞争转向低碳服务能力竞争，市场集中度可能向兼具灵活供应与脱碳技术的行业巨头倾斜 [5] - 行业低碳融合提速，掺氢试点、生物天然气等探索增多，天然气与新能源协同定位逐渐清晰 [5] - 中集安瑞科与钢铁企业合作开发焦炉尾气制LNG联产氢气项目，打造"H2+LNG"应用生态圈，实现节能减排与高附加值利用 [5]