山西新型储能与虚拟电厂规模化调度应用 - 山西首次集中调用新型储能和虚拟电厂 释放225万千瓦调节能力 其中新型储能141万千瓦 虚拟电厂84万千瓦 占实时用电负荷6% [2] - 调用时段为8月1日晚间用电高峰 共调度47座储能电站和16座虚拟电厂 实现供电用电双向调节 [2] 新能源发展带来的电网挑战 - 山西新能源装机容量达7568万千瓦 但新能源发电波动性与间歇性叠加高温空调负荷激增 形成午间新能源出力高峰和晚间用电负荷高峰的"双峰"压力 [2] - 8月1日全省新能源出力最大波动2626万千瓦 占火电机组开机容量57% 传统电源调节难以满足电网稳定需求 [4] 调度策略与实施效果 - 调度聚焦"真实场景 科学调度 保障权益"三大核心 选取新能源出力低谷与用电负荷峰值叠加时段模拟真实紧张环境 [3] - 采用差异化调度策略 日前引导全容量申报计划曲线 日内根据运行偏差滚动优化调整 储能电站快速放电 虚拟电厂同步降低聚合负荷 [3][4] - 225万千瓦调节能力有效保障电网平稳运行 其中储能贡献141万千瓦 虚拟电厂贡献84万千瓦 [4] 未来发展方向 - 此次调用标志着山西电网对新型调节资源的规模化协同化调度迈出关键一步 [5] - 下一步将深化调节资源协同调度机制 优化流程与技术支撑 完善市场规则 激活"储能+虚拟电厂"调节潜能 [5]

原标题：电力新规出台 助力全国统一电力市场规范有序运行 上述负责人表示，这是深度耦合、协同运行的系统性规则，根本上解决过去市场规则"碎片化""差异 化"的问题，为电力市场规范有序运行扫清了制度障碍。 一是构建了体系完备、层次分明、接口清晰的多层次多品种市场规则框架，在空间上，覆盖省间、省 内；在时间上，覆盖多年、年度、月度、月内和日前、日内现货交易；在交易标的上，覆盖电能量、辅 助服务等交易品种。 二是明确了中长期、现货和辅助服务市场在交易品种设置、交易时序安排和价格机制设计等方面的统一 范式，促进了各地电力市场建设规范统一、高效衔接。 上述负责人介绍，此前印发的《电力市场运行基本规则》充分考虑新型电力系统发展的新形势，对新型 经营主体进行了定义，对电力辅助服务交易、容量交易等进行了明确，构建适应高比例新能源接入、传 统电源提供可靠电力支撑、新型经营主体发展的电力市场体系架构。 新一轮电力体制改革实施以来，我国电力市场建设经历了大用户直购电试点、东北调峰辅助服务市场试 点、电力现货市场试点等"先试点、再总结、后推广"的过程。 上述负责人表示，电力中长期、辅助服务、现货等各种市场、各类品种，逐渐走向全国，但也存 ...

行业突破 - 全球首次绿色船用氨燃料加注作业在大连完成 由中石化中海燃供实施 燃料来自远景能源内蒙古赤峰全球最大绿色氢氨项目[1] - 全产业链首次验证绿氨燃料"端到端"可行性 实现从风光发电到电解水制氢 再到合成氨运输及船舶加注的千里跨越[1] - 项目开创绿氨替代化石能源先河 为航运业低碳转型提供关键技术路径[1] 能源转型背景 - 石油资源分布不均衡导致各国寻求替代能源 20世纪70年代石油危机后风光发电成本大幅下降但存在间歇性问题[1] - 冶金/化工/重载交通等领域无法完全通过绿电实现低碳发展 需新型绿色能源解决方案[1] - "新石油"指可再生电力制取的绿氢/绿氨/绿色甲醇/生物航油等绿色能源统称 成为保障能源安全关键选项[2] 竞争格局 - 中国在绿色氢氨醇项目数量和产能方面居全球第一梯队 风光发电基地正转型为"新油田"[3] - 欧盟推动绿色燃料使用 沙特/澳大利亚等资源国巨资布局绿氢项目 形成全球竞逐态势[3] - 新型电力系统智能控制技术成为核心竞争优势 远景项目通过人工智能秒级运算实现离网稳定生产[3] 技术优势 - 绿色氢氨醇单位质量能量密度较高 可满足航空/航运行业燃料能量需求[2] - 绿氨/绿色甲醇具有高稳定性 便于储存和运输 生物航油符合低碳环保要求[2] - 智能控制系统实时感知风光能源脉动 通过储能设施协同实现柔性生产[3] 产业影响 - "新石油"将重塑全球能源贸易格局 成为关键大宗商品 减少对特定地域化石能源依赖[2] - 各国可在本土或友好地区利用可再生能源生产 改变全球能源供应链和地缘政治版图[2] - 为航空航运/重工业领域深度脱碳提供解决方案 推动全球绿色低碳转型[2] 发展挑战 - 绿氢成本较高导致绿色氨醇与传统燃料存在成本竞争力差距[3] - 基础设施建设尚未完善 国际标准未统一增加贸易应用难度[3] - 需打通全产业链低成本路径 增强供给和应用能力[4]

电力消费总体情况 - 上半年全国全社会用电量4.84万亿千瓦时 同比增长3.7% 二季度用电量增速较一季度提高2.4个百分点[1][2] - 城乡居民生活用电量7093亿千瓦时 同比增长4.9% 7月全国最高用电负荷达15.08亿千瓦 较去年增加0.57亿千瓦[3] - 预计下半年全社会用电量同比增长5%-6% 全年最高用电负荷可能达到15.7亿千瓦[1][3] 产业结构用电特征 - 第二产业用电量3.15万亿千瓦时 同比增长2.4% 其中二季度增速较一季度提高1个百分点[2] - 高技术及装备制造业用电量同比增长3.8% 高于制造业平均水平1.7个百分点[2] - 新能源车整车制造业用电量同比上升28.7% 保持高速增长[2] 电力投资与装机容量 - 上半年电力投资6546亿元 同比增长9.6% 全国发电装机容量36.5亿千瓦 同比增长18.7%[4] - 新增发电装机29332万千瓦 同比增加14056万千瓦 其中风电新增5139万千瓦 太阳能新增21221万千瓦[4] - 非化石能源装机容量22.2亿千瓦 占比超过60% 较"十四五"初期累计增长125.4%[4] 发电量结构变化 - 非化石能源发电量占比43.1% 同比提升3.7个百分点 新能源发电量占比26% 同比提高4.4个百分点[5] - 太阳能发电量增长20% 核电增长11.3% 风电增长10.6% 水电下降2.9% 火电下降2.4%[5] - 除核电利用小时提高167小时外 水电降低100小时 火电降低130小时 风电下降47小时 太阳能下降66小时[6] 未来发展展望 - 预计年底发电装机容量达39亿千瓦 同比增长16.5% 非化石能源装机占比约61%[7] - "十五五"期间新能源年均新增装机2亿-3亿千瓦 2030年全社会用电量预计超13万亿千瓦时[7][8] - 新能源渗透率提高导致系统消纳压力加大 需提升系统调节能力促进新能源消纳[8]

"南方地区增速较快，已投运新型储能装机占全国的15.4%，与2024年年底相比增加3个百分点，主要原 因是广西、云南等水电占比较高、调节资源相对充裕的省份，由于新能源快速发展，调节能力逐步趋 紧，新型储能发展需求不断增加。"边广琦说。 7月31日从国家能源局获悉，今年上半年，全国新型储能装机规模达到9491万千瓦/2.22亿千瓦时，较 2024年年底增长约29%，新型储能保持平稳较快发展态势。 国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦在当日举行的国家能源局例行新闻发布会上表示，2025 年上半年，新型储能保持平稳较快发展态势。华北、西北、南方地区是上半年新型储能主要增长区，占 全国新增装机的80%以上。 近年来，我国新型储能快速发展，在新型电力系统中作用日益凸显，有力促进新能源开发消纳，提高电 力系统安全稳定运行水平。7月份以来，我国多地出现持续高温，用电负荷快速增长，新型储能发挥顶 峰保供作用。其中，江苏、山东、云南先后开展全省新型储能电站用电高峰期间集中调用，最大放电功 率分别达714万千瓦、804万千瓦、474万千瓦，调用同时率达到95%以上。 此外，会上发布《中国新型储能发展报告(2025)》，总结 ...

随着一系列扩内需、促消费政策落地，上半年全国电力消费逐季回升，高技术及装备制造业用电表现亮 眼，城乡居民生活用电量快速增长。电力供给保障能力不断提升，新能源持续快速发展，全国电力供需 总体平衡。 "用电量是国民经济发展的'晴雨表'，电力消费的回升，反映出上半年我国国民经济总体稳中有进、回 升向好的态势。"中电联统计与数智部主任侯文捷指出。 根据中电联发布的《2025年上半年全国电力供需形势分析预测报告》（以下简称《报告》），上半年， 全国全社会用电量4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%；二季度用电量较一季度提高2.4个百分点；分月 看，用电量增速总体平稳回升。 聚焦各产业表现，第二产业占全社会用电量的比重最大，对全社会用电量增长的贡献率最高。一季度， 第二产业用电量同比增幅仅1.9%，二季度，随着促消费系列政策逐步推行，部分省份工业用电量回 温，拉动第二产业用电量增速较一季度提高1个百分点，上半年用电量总计3.15万亿千瓦时，同比增长 2.4%。 细分产业中，高技术及装备制造业表现尤为亮眼，上半年用电量同比增长3.8%，增速高于同期制造业 平均增长水平1.7个百分点，其下9个子行业除电气机械和器材制造业外均实 ...

核心观点 - 公司2025年上半年业绩出现显著下滑，营业收入同比下降6.02%至4.96亿元，归母净利润同比下降90.17%至895万元，主要受新能源补贴核查滞后、应收账款减值损失增加及特定项目限电率上升影响 [3][18] - 公司新能源装机规模持续扩张，截至2025年6月底已投产运营装机容量2734MW（含独立储能160MW），在建风光电项目1100MW及独立储能1200MW，并参与疆电外送配套电源项目建设 [4][16] - 行业政策推动新能源全面市场化，新疆出台深化上网电价市场化改革方案，明确新能源电量通过市场交易形成价格，预计对公司未来售电均价产生下行压力 [6][8][11] 财务表现 - 营业收入4.96亿元，同比下降6.02%，其中风力发电收入2.63亿元（占比53.05%），光伏发电收入2.04亿元（占比41.01%） [3][18] - 归母净利润895万元，同比下降90.17%，扣非净利润421万元，同比下降95.40%，主要因信用减值损失增加及天中直流外送项目限电率上升 [3][18] - 经营活动现金流量净额2.02亿元，同比增长47.59%，投资活动现金流量净额流出6.74亿元，同比收窄47.59% [3][18] - 总资产167.76亿元，较上年末增长9.71%，应收账款21.89亿元，占总资产13.05% [3][19] 业务运营 - 截至2025年6月30日，公司拥有36家控股子公司，已投产装机2734MW，其中风电1720.5MW、光伏853.5MW、独立储能160MW [4] - 在建项目包括奇台县12.5万千瓦风光同场项目（投资进度98.97%）、三塘湖80万千瓦风电+80万千瓦时储能项目（投资进度81.23%）等，总投资额33.47亿元 [20][21] - 采用"集控中心+多元运维"模式，结合标准化作业流程提升运营效率，并通过市场化交易与保障性收购结合方式销售电力 [5][6] 行业政策环境 - 国家发改委推动新能源上网电量全部进入电力市场，新疆出台实施方案明确机制电量规模与电价通过市场化竞价确定 [6][8][11] - 国家能源局要求加快电力现货市场建设，新疆被列入启动现货市场连续结算试运行地区 [7] - 可再生能源装机持续增长，2025年上半年全国新增可再生能源装机2.68亿千瓦（同比增长99.3%），占新增装机59.2% [13] - 新疆新能源装机突破1.3亿千瓦，占电源总装机60%，2025年1-5月新增装机2688万千瓦（同比增长126.6%） [14] 竞争优势 - 区位优势显著，新疆风能技术可开发量7.8亿千瓦（全国第二），太阳能年辐射总量全国第二，适宜大型新能源项目建设 [14][15] - 股东新疆能源集团承诺5年内注入335万千瓦新能源发电项目，消除同业竞争，目前相关项目已委托公司运营管理 [16][17] - 具备项目开发全流程管理能力，覆盖资源获取、建设审批、采购管理及精细化运营，核心团队行业经验丰富 [4][17] 投资与资产状况 - 长期股权投资8.07亿元，较上年末增长1.27%，主要对联营企业按权益法核算收益 [19][20] - 受限资产合计66.16亿元，包括质押应收账款30.10亿元及融资租赁固定资产24.82亿元等 [20] - 报告期内出售北疆投资49%股权，交易价格220万元，对净利润无重大影响 [22]

政策导向与行业治理 - 国家发改委强调纵深推进全国统一大市场建设 破除内卷式竞争 规范地方招商引资行为 推动要素顺畅流通[1] - 工信部加强光伏等重点行业治理 以标准提升倒逼落后产能退出[1] - 《价格法修正草案》将相互串通操纵价格和低于成本价倾销列为禁区 尤其禁止为排挤对手或独占市场进行的倾销行为[2] 行业现状与挑战 - 光伏行业装机规模屡创新高但面临产能无序扩张 价格恶性厮杀和技术同质化问题[1] - 多家光伏企业2025年半年业绩预告显示亏损仍是行业主流 企业利润薄如蝉翼[1] - 行业存在虚胖式增长下的抢装潮现象 亟需从野蛮生长转向高质量发展[1] 法律与监管框架 - 《价格法修正草案》为恶性价格竞争提供明确法律认定尺度和执法依据 旨在引导资源优化配置和促进公平竞争[2] - 《公平竞争审查条例实施办法》剑指地方保护 不当补贴和隐性壁垒 要求地方政府制定政策时进行严格公平竞争审查[3][4] - 法律约束为行业自律提供支撑 企业可摆脱不降价即出局的囚徒困境[3] 地方政府角色转变 - 需从招商锦标赛助推者转变为规则守护者与生态培育者 摒弃超常规优惠诱导盲目扩张的做法[4] - 应优化区域电网规划建设 提升新能源消纳能力 推动地方性绿电交易与绿证市场建设[4] - 支持建设公共技术创新平台与检测认证中心 为行业共性技术突破提供支撑[4] 技术突破与创新方向 - 行业需聚焦钙钛矿叠层电池效率突破 异质结技术成本下探和光储深度融合的系统革新[4] - 需积极参与电网友好型技术研发 推动储能规模化经济应用 探索多能互补与智能微网模式[4] - 通过掌握核心技术跳出同质化红海 在全球价值链中向上攀升[4] 行业发展前景 - 法律筑底 政府归位 自律破茧和创新制胜四股力量将推动行业突破内卷重围[5] - 光伏行业不仅是绿色电力供给者 更将成为新型电力系统构建规则的引领者与价值创造者[5]

新型电力系统特征与融资需求 - 新型电力系统以新能源为主 为高碳行业减排与终端电气化提供绿色支撑 同时灵活柔性和安全高效 催生绿电+算力新模式[1] - 融资需求具有产业链跨度大 企业类型多 资产流动性各异三大特征 依赖多层次多元化金融支持[2] - 产业链覆盖源网荷储全链条 包括光伏 风电 新型储能 智能调度等细分领域 各领域发展阶段不一 光伏风电技术成熟 新型储能和虚拟电厂处于早期[2] - 企业类型包括国央企及大型工程服务商 以及分布式能源和新型储能领域的中小型民营企业 后者风险承压力有限且融资难度较高[2] - 资产流动性分三类 高流动性资产包括电力协议和电费收益权 中流动性资产包括已投运电站及设备 低流动性资产包括新型储能等创新研发项目[3] 多层次资本市场支持 - 多层次资本市场可为不同细分产业链提供融资通道 支持不同类型企业需求[4] - 源端技术成熟企业可通过主板市场融资 网储荷端技术处于早期阶段企业可通过天使轮 VC 新三板 北交所 科创板等获得全周期融资支持[4] - 2024年一级市场储能企业投融资事件共107起 仅4家储能相关企业成功IPO 在上下家储能科创企业中比例偏低 虚拟电厂等领域也存在相同情况[5] - 科创债作为创新工具补位 新规允许金融机构通过发行科创债募集对科创企业的股权投资资金 中科创星科创债本金4亿元 期限10年 是国内首只布局新型电力技术创新的风投私募科创债[6] 多元化融资工具应用 - 金融机构依据五篇大文章政策 为科技型企业提供全生命周期多元化接力式金融服务 对中小微企业采取一链一策一批方式[7] - 对光伏风电等成熟企业 通过绿色贷款 绿色债券 资产证券化等债权类工具支持 对新型储能等新兴领域企业 引入耐心资本进行股权类投资并辅以科创贷款[7] - 通过股债联动方式支持电力企业 大连融科同时获得风投私募股权资金和科技贷款资金支持液流电池研发[7] - 针对中小企业联合链主企业推动供应链金融 通过应收账款保理和确权质押缓解融资困境 农行通过金风云信平台为300多家上游供应商提供电子信用凭证[8] - 对民营企业加强增信 通过政府性担保和应收账款保险缓解融资难 电碳惠企贷案例中6家金融机构为12家中小微企业提供1.18亿元融资[8] - 针对资产流动性差异匹配融资工具 高流动性资产通过收益权质押和绿色ABS盘活 中流动性资产通过绿色融资租赁和绿色REITs缓解资金压力 低流动性资产探索知识产权质押融资配合风险补偿机制[9] - 目前国内金融机构对中高流动性资产融资支持力度较大 如深能南京电力光伏上网收益权ABS专项和全国首单户用光伏绿色类REITs 但对低流动性资产支持明显不足[9] 政策与产业协同建议 - 政府需优化制度供给 加快完善电力规划调度与价格机制 健全绿电补偿碳价传导容量电价等制度 统筹财政资金与政策性融资资源加大对分布式能源储能数字化等领域引导投入[11] - 金融机构需丰富工具组合 加强股权投资与科创债支持 推广绿色租赁ABS REITs等标准化工具 探索对中小民营企业融资支持与风险缓释机制[11] - 电力企业需提升财务透明度与现金流稳定性 推动绿色资产标准化与可证券化 拓展多元化融资工具匹配性 加大绿色技术研发与示范项目参与度[12]

能源节约和科技装备司副司长边广琦出席发布会，并介绍《中国新型储能发展报告(2025)》基本情况。 他表示，近年来，我国新型储能快速发展，在新型电力系统中作用日益凸显，有力促进新能源开发消 纳，提高电力系统安全稳定运行水平。为加强行业发展引导，服务"双碳"战略实施，国家能源局近期组 织编制《中国新型储能发展报告(2025)》，主要内容有： 《报告》主要包括三部分内容：一是从政策体系、装机规模、应用场景、技术创新、产业发展、标准体 系等方面，系统总结2024年国内外新型储能发展情况。二是从科学谋划发展、健全市场机制、加大技术 攻关、促进作用发挥和巩固产业优势等方面提出2025年新型储能行业发展展望。三是系统梳理2021- 2024年新型储能主要政策、技术创新和示范工程等大事记情况。 7月31日，国家能源局举行新闻发布会，发布上半年全国能源形势、上半年可再生能源并网运行情况， 介绍迎峰度夏电力供需总体情况，发布《中国新型储能发展报告(2025)》，并回答记者提问。 一是我国新型储能发展的政策体系持续完善，陆续出台《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》 《加快构建新型电力系统行动方案(2024-2027年)》《关于 ...