能源消费结构转型 - 当前电能占终端能源消费比重达30% 显著高于世界平均水平 [1] - 预计2035年电能占终端能源消费比重提升至40%以上 [1][4] - 2035年全国能源消费总量将超过72亿吨标准煤 此后进入缓慢增长饱和阶段 [4] 非化石能源发展路径 - 非化石能源预计在2045年前成为主体能源 [6] - 2060年非化石能源消费比重将达到80%以上 [6] - 氢能将在终端实现规模化利用 [4] 终端用能结构预测 - 2060年工业终端用能中电能占比达到60% [6] - 2060年交通领域终端用能中电能和氢能占比分别达50%和20% [6] - 2060年建筑领域终端用能中电能占比达到80% [6]

新型能源体系发展研究 - 首次发布《新型能源体系发展研究蓝皮书》深入分析关键问题和重点任务并提出特征形态及建设路径建议 [1] - 首次发布《能源科技创新蓝皮书》明确能源科技创新是构建新型能源体系的最重要支撑 [1] - 提出涵盖能源供给、消费、品种转化及系统协同环节的关键科学问题与重大创新需求 [1] 能源电力发展现状与展望 - 《中国能源发展报告》《中国电力发展报告》连续9年发布梳理截至2024年底能源电力现况 [1] - 报告总结"十四五"期间能源电力发展成就并对未来三年发展提出展望 [1] - 《2024年度中国电力市场发展报告》总结市场建设进展成效及创新实践成果 [2] 电力市场体系建设 - 电力市场报告多层次多品类多功能多主体展现市场体系发展动态 [2] - 明确提出2025年电力市场建设重点方向 [2] 新型储能发展分析 - 《中国新型储能发展报告2025》分析国际新型储能发展形势 [2] - 从政策体系、应用效果、创新实践、产业发展及标准建设维度梳理2024年发展情况 [2] - 展望2025年新型储能行业发展趋势 [2]

成本控制与运营优化 - 优化支出降低运营成本 聚焦核心研发项目促进产业化落地及批量化应用 [2] - 采取差异化聚焦销售策略降低销售成本并提高销售效率 [2] - 全方位提升采购生产管理水平提升经营管理效率 [2] 市场拓展与战略布局 - 持续推进人工智能+工业大健康战略 保持电力电网轨道交通生态环境领域投入 [2][3] - 探索储能智算等新兴板块 与行业伙伴合作拓展技术研发渠道资源及市场 [2][3] - 海外市场通过宣传试挂建立品牌形象 同时建立销售渠道推动产品落地 [5] 技术研发与创新探索 - 人形机器人研发处于初期阶段 应用图像识别自主导航环境感知AI算法机器人控制语音交互等技术 [4] - 暂不会对公司业绩产生重大影响 [4] 储能业务发展 - 顺应3060双碳国家战略及新型能源体系建设需求 [5] - 布局户用工商业及电网侧储能多元场景 提供全生命周期解决方案 [5] - 加快虚拟电厂技术探索 聚合分布式能源资源提升电网安全稳定性 [5] 未来规划 - 公司未来3-5年规划详见定期报告 [6]

文章核心观点 - 2025年上半年广东电力市场运行平稳有序，直接交易电量达2076.0亿千瓦时，同比增长14.3%，中长期交易覆盖近九成市场电量，现货价格波动反映一次能源价格和供需变化 [19] - 新能源和新型主体加速入市，绿电交易规模同比增长81.7%，虚拟电厂交易细则落地，独立储能和抽水蓄能参与现货市场，市场结构持续优化 [19][65][95] - 市场机制创新持续推进，包括气机成本补偿改革、双边现货市场研究、区域市场衔接和绿电交易机制完善，为低碳经济发展和新型电力系统建设提供支撑 [94][95][96] 电力供需情况 - 截至2025年6月底，广东电网统调装机容量2.423亿千瓦，同比增长18%，其中中调装机1.673亿千瓦，地调装机0.750亿千瓦 [20] - 光伏装机增速达73.3%，装机容量5534.9万千瓦，占比22.83%；燃气装机增速25.4%，装机容量5434.2万千瓦，占比22.42%；燃煤装机占比29.74%，但增速下降0.1% [21] - 蓄能（含储能）装机容量1048.5万千瓦，同比增长4.43%，占比4.33%；风电装机1870.0万千瓦，增速12.7% [21] 中长期市场交易 - 1-6月中长期市场总成交电量1835.0亿千瓦时，成交均价384.0厘/千瓦时，其中年度交易1536.7亿千瓦时，多月交易2.7亿千瓦时，月度交易295.3亿千瓦时 [42] - 分电源类型：煤机交易电量1236.9亿千瓦时，气机411.6亿千瓦时，核电157.3亿千瓦时，光伏3.5亿千瓦时，风电23.6亿千瓦时，储能2.1亿千瓦时 [42] - 月度交易中储能成交0.4亿千瓦时，均价374.2厘/千瓦时；煤机成交202.1亿千瓦时，均价372.8厘/千瓦时 [52] 现货市场交易 - 现货偏差电量239.7亿千瓦时，占市场购电用户总用电量11.5%；日前均价波动区间88.4-547.1厘/千瓦时，实时均价94.0-604.0厘/千瓦时 [60][62] - 9家独立储能和1家抽水蓄能参与现货市场，充电电量9.6亿千瓦时均价276.3厘/千瓦时，放电电量8.0亿千瓦时均价397.6厘/千瓦时，充放电价差121.3厘/千瓦时 [9] - 新能源机组现货出清价格低于市场平均，日前成交电量142.5亿千瓦时均价255.5厘/千瓦时，实时156.7亿千瓦时均价249.7厘/千瓦时 [64] 绿电交易 - 1-6月绿电交易电量58.4亿千瓦时，电能量均价385.5厘/千瓦时，绿色环境价值均价8.1厘/千瓦时；跨经营区绿电交易成交0.3亿千瓦时，均价267.4厘/千瓦时 [59] - 绿电结算电量58.2亿千瓦时，均价8.1厘/千瓦时，其中光伏占比76.3%，风电占比23.7% [78][79] 市场结构与主体 - 发电侧HHI指数平均值1153，属低集中寡占型；用电侧HHI平均值397，属竞争型；发电侧Top1指数平均26%，Top4指数平均52% [35][39] - 新增经营主体15207家，累计注册115150家，增长15.2%；售电公司以广州、深圳为主，占比60.8% [24][25] - 零售市场交易电量2073.1亿千瓦时，占全市场99.9%；用户电能量结算均价436.9厘/千瓦时，售电公司平均度电获利17.0厘/千瓦时 [81] 机制创新与政策落实 - 发布虚拟电厂参与电能量交易细则，推动分布式资源聚合；落实新能源全面入市，110kV新能源电站分批参与现货市场 [95][113] - 研究气机变动成本补偿改革和双边现货市场，完善绿电交易及溯源机制；支撑南方区域现货市场连续结算试运行 [94][96] - 下半年重点推动年度交易常态化、用户侧现货偏差结算、绿电直连项目及虚拟电厂交易 [102][103][104]

虚拟电厂建设进展 - 重庆湖北推进虚拟电厂建设 整合分布式电源储能电动汽车等零散资源形成规模化调节能力 [1] - 重庆璧山区建成光伏电能与储能电站组合的智慧零碳电厂 [1] - 武汉打造车网互动项目 利用峰谷电价差激励新能源汽车车主参与充放电 [5] 项目运行机制 - 重庆智慧电厂白天利用光伏发电供企业生产 富余电能储存于储能站 [3] - 用电高峰时段储能站向企业供电 项目为重庆电网提供6.9万千瓦顶峰能力 [3] - 武汉新能源车主低谷期充电储能 高峰期放电卖电赚取收益 [5] 项目成效 - 重庆项目顶峰能力占璧山电网工业负荷六分之一 保障工业企业迎峰度夏正常运转 [3] - 武汉车主年参与30次放电（每次30度）可完全覆盖日常充电成本 实现零成本绿色出行 [5] - 武汉市已在11个充换电场站布设反向输电设备 增强城市供电韧性 [7]

全球氢能产业发展态势 - 全球最大绿色氢氨项目在内蒙古投产 全球首个30兆瓦级纯氢燃机示范项目开工 全球首次绿色船用氨燃料加注作业在辽宁大连完成 首批氢能两轮车商业化运营项目在广东东莞落地 氢能应用场景多点开花[1] - 氢能被视为未来能源体系重要组成部分 是实现碳达峰碳中和目标和经济社会可持续发展的客观需要[1] - 氢能在新型能源和工业体系中具有不可替代作用 需坚持绿色低碳转型 持续推进能源结构优化调整[1] 国际氢能战略布局 - 全球60多个国家和地区将氢能纳入能源战略 日本提出"氢能社会"愿景 在燃料电池汽车和家用燃料电池系统方面领先 欧盟通过"氢能战略"推动绿氢生产和工业脱碳 美国在高效电解槽和先进燃料电池技术创新突出[2] - 中国可再生能源制氢项目产能占全球比例超50% 成为可再生能源制氢及相关产业发展引领者[2] - "三北"地区氢能产业发展迅速 一批项目建成投运 逐步贯通氢能制取—储运—应用全流程[2] 氢能在新型能源系统中的纽带作用 - 绿色氢能产业在新型电力系统中促进可再生能源消纳 实现跨季能源平衡 管道输氢技术与特高压电力输送形成有效补充[3] - 在新型煤炭系统中 煤电掺氨解决煤电绿色低碳转型问题 煤化工中进行绿氢替代提高煤炭利用效率并减少碳排放[3] - 在新型油气系统中 绿氢与天然气掺混用于燃气轮机发电与城镇天然气替代 绿色氢氨醇对传统油气进行绿色替换[3] 产业发展挑战与电氢协同 - 氢能产业面临政策体系不完善 制取成本较高 储运技术有待突破 应用场景有待拓展等挑战[4] - 预计2030年中国风电和光伏装机达28亿千瓦至30亿千瓦 较2020年增长5倍到6倍 特高压输电网络难以满足风光发电全额并网消纳需求[4] - 采取"能电则电 能氢则氢"战略 通过电氢协同发展模式促进可再生能源高质量发展[4] 技术创新与成本突破 - 离网制氢是破解电解水制氢成本困境的可行方案 当制氢电价降至每千瓦时0.15元至0.2元时将具备经济性[5] - 液态有机储氢技术利用加氢反应将氢气固定于芳香族有机化合物中 可利用现有油轮油罐车等运输工具实现安全储运[5] - 包头市将围绕绿氢"制储输用"全产业链一体化发展 打造全国重要氢能装备制造基地[5] 氢能双重属性与市场前景 - 氢能兼具工业原料和能源产品双重属性 是可再生能源储存和工业脱碳的重要解决方案[6] - 预计2050年氢能作为工业原料在化工领域需求量约2000万吨/年 在冶金领域需求量约700万吨/年 作为能源产品替代化石燃料需求量约1500万吨/年[6] - 氢能将在燃料和原料协同发展以及产业链协同方面发挥关键作用 未来5年成为经济新增长点[6] "十五五"时期发展展望 - 预计绿氢绿氨将初步具备价格竞争优势 绿色甲醇燃料和燃料电池重卡应用实现规模化发展[7] - 化工灰氢替代 气电掺氢 天然气管道掺氢等成为局部地区发展重点 燃料电池发电 煤电掺氨 氢冶金以项目示范为主[7] - 预计"十五五"时期绿氢需求规模为240万吨/年至430万吨/年 国家将强化政策引领和科技创新 推动全链条协调发展[7]

全球氢能产业发展态势 - 全球最大绿色氢氨项目在内蒙古投产 全球首个30兆瓦级纯氢燃机示范项目开工 全球首次绿色船用氨燃料加注作业在辽宁大连完成 首批氢能两轮车商业化运营项目在广东东莞落地 氢能应用场景多点开花[1] - 氢能被视为未来能源体系重要组成部分 是实现碳达峰碳中和目标和经济社会可持续发展的客观需要[1] - 氢能在新型能源和工业体系中具有不可替代作用 需坚持绿色低碳转型 持续推进能源结构优化调整[1] 国际氢能战略布局 - 全球60多个国家和地区将氢能纳入能源战略 日本提出"氢能社会"愿景 在燃料电池汽车和家用燃料电池系统方面领先 欧盟通过"氢能战略"推动绿氢生产和工业脱碳 美国在高效电解槽和先进燃料电池技术创新突出[2] - 中国建成可再生能源制氢项目产能占全球比例超50% 成为可再生能源制氢及相关产业发展引领者[2] - 中国积极推动氢能产业链供应链创新链合作 参与国际标准和认证体系建设 为全球能源转型贡献中国智慧[2] 氢能系统应用价值 - 绿色氢能产业在新型电力系统中促进可再生能源消纳 实现跨季能源平衡 管道输氢技术与特高压电力输送形成有效补充[3] - 在新型煤炭系统中 煤电掺氨解决煤电绿色低碳转型问题 煤化工绿氢替代提高煤炭利用效率并减少碳排放[3] - 在新型油气系统中 绿氢与天然气掺混用于燃气轮机发电与城镇天然气替代 绿色氢氨醇对传统油气进行绿色替换[3] 产业发展挑战与解决方案 - 氢能产业面临政策体系不完善 制取成本较高 储运技术有待突破 应用场景有待拓展等挑战[4] - 预计2030年中国风电和光伏装机达28亿千瓦至30亿千瓦 较2020年增长5倍到6倍 特高压输电网络难以满足全额并网消纳需求[4] - 采取"能电则电 能氢则氢"战略 通过电氢协同发展模式促进可再生能源高质量发展[4] 技术创新突破 - 制氢电价降至每千瓦时0.15元至0.2元时 离网制氢将具备经济性 采用碱性电解槽 质子交换膜电解槽 可逆固体氧化物燃料电池耦合方案实现零碳制氢闭环自洽[5] - 液态有机储氢技术通过加氢反应将氢气固定于芳香族有机化合物中 可利用现有油轮 油罐车等运输工具实现安全储运[5] - 包头市围绕绿氢"制储输用"全产业链一体化发展 打造全国重要氢能装备制造基地[5] 氢能双重属性优势 - 氢能兼具工业原料和能源产品双重属性 是可再生能源储存解决方案 通过工业流程再造助力难以电气化行业完成低碳改造[6] - 目前氢能应用集中在合成甲醇 合成氨 炼化和煤化工等领域 预计2050年作为工业原料在化工领域需求量约2000万吨/年 冶金领域约700万吨/年[6] - 作为能源产品通过掺烧供热或发电替代传统化石燃料需求量约1500万吨/年 运输工具对氢或氢基绿色燃料需求量大[6] 未来发展规划 - "十五五"时期绿氢绿氨将初步具备价格竞争优势 绿色甲醇燃料和燃料电池重卡应用实现规模化发展 绿氢需求规模预计240万吨/年至430万吨/年[7] - 国家将在"十五五"能源发展规划中明确氢能产业发展目标路径 推动氢能项目和基础设施科学布局 推进全链条协调发展[7] - 加强对能源科技创新平台支持 推动技术与产业深度融合 拓展能源 化工 交通 冶金等领域应用场景[7]

能源消费增长 - "十四五"前四年能源消费增量达到"十三五"五年增量的1.5倍 [1] - 预计五年新增用电量将超过欧盟年度用电量 [1] 新型能源体系发展 - 虚拟电厂总规模超过3500万千瓦 相当于一个半三峡电站装机容量 [1] - 新型储能装机总规模约9500万千瓦 较"十三五"末增长约30倍 [3] - 新型储能占全球总装机比重超过40% [3] - 全国煤矿智能化产能占比超过55% [5] 电力市场改革 - 煤电和新能源全面进入市场 用户侧除居民农业外完全市场化定价 [2] - 建成多层次全国统一电力市场体系 含7个地区电力现货市场及省间市场 [2] - 南方区域电力市场实现连续运行 建成全球最大"电力超市" [2] 非化石能源进展 - 过去四年新增发电装机84%为非化石能源 [4] - 非化石能源发电装机达22.3亿千瓦 占总装机60.8% [4] - 过去四年新增发电量近六成来自非化石能源 [4] - 2024年非化石能源发电量为2020年的1.5倍 [4] - 非化石能源消费比重去年达19.8% 今年预计超额完成20%目标 [4] 终端用能结构 - 终端电能消费比重达30% 明显高于世界平均水平 [4] - 新能源汽车普及加速推动成品油消费达峰 [5] - 煤电机组超低排放改造完成率达95% [5] - 2024年煤矸石综合利用率较2020年提高3.1个百分点 [5] 低碳技术应用 - 2024年实现二氧化碳驱油技术注入量300万吨 [5] - 绿电直连政策推动智能微电网和源网荷储一体化发展 [3] - 2030年非化石能源消费比重目标为25%左右 [5]

能源消费与增长 - "十四五"前四年能源消费增量达到"十三五"五年增量的1.5倍 [1] - 预计五年新增用电量将超过欧盟年度用电量 [1] - 过去四年新增发电装机84%为非化石能源装机 [4] - 非化石能源发电量2024年达2020年的1.5倍 [4] 新型能源体系建设 - 虚拟电厂总规模超3500万千瓦 相当于1.5个三峡电站装机容量 [1][3] - 新型储能装机总规模约9500万千瓦 较"十三五"末增长约30倍 [3] - 新型储能装机规模占全球总装机比重超40% [3] - 全国统一电力市场体系基本建成 含7个地区电力现货市场及省间市场 [2] 能源结构优化 - 非化石能源发电装机达22.3亿千瓦 占总装机容量60.8% [4] - 终端用能中电能比重达30% 明显高于世界平均水平 [5] - 2023年非化石能源消费比重达19.8% 2024年预计超额完成20%目标 [4] - 煤电机组超低排放改造完成率达95% [5] 技术创新与产业生态 - 煤矿智能化产能占比超55% [5] - 2024年煤矸石综合利用率较2020年提高3.1个百分点 [5] - 2024年二氧化碳驱油技术实现注入量300万吨 [5] - 绿电直连政策推动智能微电网、源网荷储一体化等新模式发展 [3] 市场化改革进展 - 发电侧煤电与新能源全面进入市场 用户侧除居民农业外完全市场化定价 [2] - 中长期和辅助服务市场交易实现全覆盖 [2] - 南方区域电力市场实现连续运行 建成全球最大"电力超市" [2] - 跨电网经营区交易机制初步建立 [2]

能源供应保障 - 2024年全国发电量超10万亿千瓦时占全球三分之一 能源生产总量折合约50亿吨标准煤占比超全球五分之一 [2] - "十四五"前四年能源消费增量达到"十三五"五年增量的1.5倍 预计五年新增用电量将超过欧盟年度用电量 [2] - 构建全球最大发展最快的可再生能源体系 可再生能源发电装机占比由40%提升至60%左右 [2] 绿色低碳转型 - 非化石能源消费比重预计超额完成"十四五"确定的20%目标 去年已达到19.8% [2][3] - 风电光伏每年新增装机先后突破1亿/2亿/3亿千瓦关口 实现台阶式跃升发展 [2] - 全社会用电量中每3度电就有1度绿电 非化石能源占比每年增加1个百分点 [2] 能源结构优化 - 过去4年新增发电装机的84%为非化石能源发电装机 非化石能源发电装机达22.3亿千瓦占总装机的60.8% [4] - 终端用能中电能比重达到30%左右明显高于世界平均水平 [4] - 过去4年新增发电量的近六成来自非化石能源 2024年非化石能源发电量达2020年的1.5倍 [4] 新能源发展特点 - 风光合计装机由2020年5.3亿千瓦增至2024年7月底16.8亿千瓦 年均增速28%占新增电力装机的80% [7] - 风光发电量占比由2020年9.7%提高到2024年18.6% 年均提高超2个百分点 [7] - 2024年上半年风光发电量1.15万亿千瓦时占全社会用电量近四分之一 新增发电量超过全社会用电量增量 [7] 空间布局与全球贡献 - "沙戈荒"新增装机超1.3亿千瓦 海上风电新增装机超3500万千瓦 分布式光伏新增装机超4亿千瓦 [8] - 风电装机规模连续15年世界第一 光伏装机连续10年世界第一 [8] - 2024年风光合计装机规模占全球47% 新增装机占全球63% [8] 传统能源转型 - 95%煤电机组实现超低排放 煤矿智能化产能占比超55% [5] - 2024年煤矸石综合利用率比2020年提高3.1个百分点 [5] - 2024年实现二氧化碳注入量300万吨促进碳捕集利用与封存技术落地 [5] 国际减排贡献 - "十四五"期间出口风电光伏产品累计为其他国家减少碳排放约41亿吨 [3]