分红方面，南网储能A股上市后累计派现16.22亿元。近三年，累计派现9.30亿元。 责任编辑：小浪快报 资料显示，南方电网储能股份有限公司位于广东省广州市天河区龙口东路32号广东蓄能大厦，成立日期 1997年12月29日，上市日期2004年6月15日，公司主营业务涉及抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能 业务的开发、投资、建设和运营。主营业务收入构成为：抽水蓄能66.22%，调峰水电26.73%，新型储 能5.38%，其他1.01%，技术服务0.66%。 南网储能所属申万行业为：公用事业-电力-电能综合服务。所属概念板块包括：西部开发、绿色电力、 虚拟电厂、央企改革、储能等。 截至10月20日，南网储能股东户数4.67万，较上期减少3.36%；人均流通股68371股，较上期增加 3.47%。2025年1月-9月，南网储能实现营业收入53.20亿元，同比增长17.72%；归母净利润14.33亿元， 同比增长37.13%。 12月29日，南网储能盘中下跌2.00%，截至10:51，报12.74元/股，成交9335.38万元，换手率0.23%，总 市值407.17亿元。 资金流向方面，主力资金净流出1655.44万元 ...

公司治理与董事会换届 - 2025年12月22日，南方电网储能股份有限公司成功召开临时股东大会，选举产生第九届董事会，由5名非独立董事、3名独立董事及1名职工代表董事共同组成[1] - 新一届董事会选举刘国刚担任董事长，李定林担任总经理，高磊担任副总经理兼会计师，并任命了其他副总经理及董事会秘书[1] - 新董事会的成立旨在优化公司治理结构，提升决策效率和运营管理水平，为公司未来发展注入新活力[1] 公司荣誉与治理成就 - 2025年，公司获评中国上市公司协会“2025上市公司董事会最佳实践案例”和“2025上市公司可持续发展最佳实践案例”[2] - 公司连续3年获评国务院国资委“科改企业”“标杆”等级，连续2年获评中国上市公司协会“董事会最佳实践案例”[2] - 公司荣获“第二十届中国上市公司董事会‘金圆桌奖’”的“公司治理特别贡献奖”和“董秘好助手”奖项[3] ESG与可持续发展表现 - 2025年，公司Wind ESG评级首次跃升至AA级，跻身中国ESG上市公司先锋100榜单前50位，位列中国ESG上市公司央企先锋100榜单第24位[2] - 公司连续三年入围全球新能源企业500强榜单，且排名逐年提升[2] - 公司荣获第六届全景投资者关系金奖五项荣誉，包括“杰出IR公司”、“杰出IR团队”、“杰出机构关注奖”、“杰出中小投资者关切奖”和“杰出ESG价值传播奖”[3] 未来战略与发展方向 - 公司将继续秉持创新驱动、绿色发展的理念，聚焦抽水蓄能、新型储能等核心业务[1] - 公司将加大技术研发投入，拓展市场空间，提升核心竞争力，为实现能源转型和可持续发展贡献力量[1] - 公司将进一步优化治理结构，加强内控管理，深化投资者关系管理，推动ESG理念落地生根[3]

文章核心观点 - “十五五”时期，储能已从单纯的技术选项，跃升为支撑能源转型、培育新质生产力的关键支柱，成为构建新型能源体系的核心战略之一 [2] 各省市“十五五”规划对储能的战略定位 - 定位升级：普遍将储能（抽水蓄能、新型储能）定位为“构建新型电力系统”的关键支撑，旨在提升电力系统的互补互济和安全韧性水平 [3] - 应用深化：将储能作为提高风电、光伏等新能源消纳能力的必备手段，推动“风光火储”等多能互补基地建设 [4] - 技术多元与产业生态培育：在大力发展抽水蓄能的同时，积极布局电化学储能、压缩空气储能、氢（氨/醇）储能等多种新型储能技术，多个省份规划打造从材料、装备到应用的储能产业集群 [6] 各省市储能发展规划具体内容 - **北京市**：加强智能电网和微电网建设，因地制宜布局一批新型储能设施 [7][10] - **天津市**：前瞻布局未来产业，推动氢能及新型储能等成为新的经济增长点 [8][11] - **重庆市**：建设智能电网和微电网，积极推进虚拟电厂、源网荷储一体化、绿电直连等新型需求侧管理模式，加快建设抽水蓄能电站，发展新型储能 [8][13] - **河北省**：加快建设坚强智能电网，加强抽水蓄能、新型储能设施建设，推动能源消费绿色化低碳化，建设零碳工厂和零碳园区 [8][14] - **山西省**：科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能，前瞻布局发展能源互联网，加快智能电网建设，积极推进分布式新能源、微电网、虚拟电厂等开发建设，推动“源网荷储”一体化发展 [8][15] - **辽宁省**：积极布局新型储能，打造海上风电、沿海核电、辽西风光、储能等千万千瓦级清洁能源基地 [8][18] - **吉林省**：抢占人工智能、氢能与新型储能等未来产业发展新赛道，加快氢能产业布局，构建“氢能+”产业生态，大力发展高效率、低成本新型电池产品 [8][19] - **黑龙江省**：积极发展抽水蓄能、新型储能和分布式能源，加快智能电网和微电网建设 [8][20] - **江苏省**：加强电网侧储能项目规划 [8][21] - **浙江省**：推进抽水蓄能、新型储能有序发展 [8][22] - **福建省**：抢占电化学储能发展制高点，科学布局抽水蓄能，推动氢能产业创新发展 [8][24] - **山东省**：科学布局抽水蓄能、压缩空气、电化学等储能设施，推动智能电网、微电网、虚拟电厂、源网荷储一体化等加快发展，加快建设绿电产业园，有序推动绿电直连发展 [8][25] - **贵州省**：因地制宜布局发展抽水蓄能、新型储能、氢能等，促进新能源增长、消纳同储能协调发展 [8][27] - **陕西省**：着力构建新型电力系统，大力发展新型储能，加快智能电网和微电网建设 [8][28] - **湖北省**：推进抽水蓄能、新型储能建设，发展绿电直连、微电网等新模式 [8][29] - **湖南省**：大力发展新型储能，加快智能电网和微电网建设，科学布局抽水蓄能 [8][30] - **河南省**：科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能，加快源网荷储一体化项目建设，建设智能电网和微电网 [9][31] - **广东省**：科学布局抽水蓄能和新型储能，加快智能电网和微电网建设，加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制 [9][32] - **广西省**：积极发展新型储能，加快推进抽水蓄能建设，加快智能电网和微电网建设 [9][33] - **安徽省**：有序推进抽水蓄能电站建设，合理布局源网荷储新型储能，推动城乡配电网高质量发展，加快智能电网和微电网建设 [9][34] - **江西省**：推动新型储能多场景应用，合理布局抽水蓄能，科学构建源网荷储结构，提升新能源消纳能力 [9][35] - **海南省**：科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能 [9][36] - **四川省**：发展新型储能 [9][37] - **青海省**：加快抽水蓄能电站建设，构建新型储能多元化发展实践地 [9][38] - **内蒙古**：开展大规模风光制氢、新型储能技术攻关，扩大储能规模 [9][39] - **宁夏**：推动新型储能多元化发展，加快抽水蓄能电站建设 [9][40] - **新疆**：科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能，加快智能电网和微电网建设 [9][41] - **西藏**：稳步集约发展新型储能，促进清洁能源与新型储能一体化发展 [9][42]

行业现状与规模 - 截至今年上半年，中国新型储能装机规模约9500万千瓦，5年增长近30倍，占全球总装机比重超过40%，规模跃居世界第一 [2] - 新型储能装机规模已稳居全球首位，行业正处于从规模发展向高质量市场化发展转型的关键阶段 [2] - 抽水蓄能从2020年约3000万千瓦增长到2025年6月的约6000万千瓦，翻了一倍 同时新型储能从2020年约300万千瓦增长到1亿千瓦，增长了30多倍 [3] - 中国储能产业在产能、产量、装机及专利数上均为世界第一，且中国是全球最大的电力市场，需求巨大 [5] 技术路线演变 - 锂离子电池在储能技术路线中的占比从2020年的8%提升至目前的60%，而抽水蓄能的比重从最初接近90%下降至不到40% [3] - 技术路线变化的原因是需求增加，以及以锂电池为代表的新型储能技术进步、产业链完善、产业规模增加导致成本大幅下降、性能提升，且其选址和配置灵活性高于抽水蓄能 [3] - 锂电池储能行业价格下降幅度在减缓，但行业呈现两极分化，头部企业订单、产能开工率及利润率不错，而部分企业因市场竞争加剧出现亏损 [4] - 固态电池发展路径是从液态到半固态再到固态，全固态距离应用尚有一段距离 预计半固态电池在2025年至2028年开始量产，全固态电池在2027年至2030年开始量产 [6][7] 应用场景与商业模式 - 储能在建筑领域的“光储直柔”配电技术应用，面临初始投资成本较高、安全与标准需完善、系统协调控制技术需提升以及价格机制需建立等挑战 [9] - 储能商业模式呈现区域性特点：西北地区以可再生能源配建储能为主，用于解决可再生能源消纳问题 华东和华中地区以独立储能和共享储能为主，用于解决削峰填谷、电力安全等用户侧问题 [10][11] - 商业模式差异源于资源禀赋、电网需求及政策环境不同，例如西北地区可再生能源配储政策较强，而华中和华东地区峰谷差套利、调频服务等政策更充足 [11] - 新能源发电项目强制配储已停止，未来将转向自主配储，即从“要我配”转向“我要配”，这对优质产品和优质企业是利好 [12][13] - 推动独立储能快速发展需解决三方面问题：加快建设全国统一电力市场及现货市场并减少电价限制 在调频市场建立合理稳定的价格机制 建立与抽水蓄能、火电等灵活性电源同等的容量补偿机制 [14] 市场前景与规模预测 - 储能是一个具有广阔前景的万亿级支柱性产业，目前仍处于快速发展阶段，未来将进入稳定发展期 [5] - 储能规模预计需达到可再生能源装机的15%左右（10%至20%的比例） 按2060年中国可再生能源装机60亿千瓦计算，对应储能需求约10亿千瓦，市场规模约5万亿至10万亿元 [16] - 预计到2030年，抽水蓄能装机可能再翻一番，达到约1.2亿千瓦 新型储能将增加2到3倍，从现在的1亿千瓦增至2亿到3亿千瓦，其比例还会增加 [16] - 储能的发展将伴随整个可再生能源发展时期，直至未来商用核聚变可能也需要其进行调节 [16] 产业发展与驱动因素 - 储能产业从政策驱动转向市场驱动，需在技术上提升性能，在市场建设上建立开放的电力市场使储能与其他可调节电源公平竞争，在价格机制上给予合理、长期、稳定的价格预期以吸引投资 [18] - 可再生能源替代火电需实现两个功能：提供廉价电能和可控电能 光伏过去十年成本下降80%已实现平价上网，下一步需通过“可再生能源加储能”实现可控，并在价格上与火电一致，从而进入无需补贴的时代 [17][19] - 火电将逐渐从主体能源转变为补充能源，再变为保障能源，用于关键时期和应急状态，这是一个“先立后破”、按步骤实施的过程 [17][19] - 多家储能企业赴港上市，为企业增加了融资渠道，有利于企业国际化，并对其管理水平和市场化程度是一种考验 [15] 新兴技术与方向 - 电动汽车V2G（车辆对电网供电）是未来有效利用电动汽车动力电池储能容量的重要方向，可用于平滑电网负荷、削峰填谷 [8] - V2G大规模推广面临三方面挑战：需大幅提升动力电池寿命、能量密度及安全性以消除里程焦虑 需提升充放电技术，如发展无线充电等智能化方案 需建立方便、自动化的结算机制 [8]

水电行业市场发展现状 - 2024年全国新增水电装机容量1378万千瓦，其中常规水电625万千瓦，抽水蓄能753万千瓦，全国水电发电量14239亿千瓦时，规模以上水电平均利用小时数为3349小时 [2] - 截至2025年10月，全国水电累计装机容量达4.4388亿千瓦，同比增长3% [2] - 截至2024年12月，全国水电累计装机容量达4.36亿千瓦，其中常规水电3.77亿千瓦（占比约86%），抽水蓄能5869万千瓦（占比约14%） [5] - 长江干流6座大型梯级水电站（乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝）累计发电量突破3.5万亿千瓦时，相当于节约标准煤超10亿吨，减排二氧化碳超28亿吨 [7] - 全国有4.1万余座小水电站，一半以上分布在长江经济带10个省市，其装机容量超8200万千瓦，约占全国水电装机总容量的19.4%，年发电量约2500亿千瓦时，约占全国水电发电量的19.6% [7] - 水电产业分为上游（工程咨询、原材料与设备供应）、中游（项目建设和运营）、下游（电力销售与消费），投资结构大致分为枢纽工程、输变电工程、移民 [8] - 行业竞争格局由国有资本特别是中央企业主导，代表公司包括长江电力（600900.SH，核心电站在长江、金沙江流域）、华能水电（600025.SH，核心电站在澜沧江流域）、国投电力（600886.SH，核心电站在雅砻江流域） [8] 重大工程与融资事件 - 2025年7月19日，雅鲁藏布江下游水电开发工程（雅江水电工程）正式开工，项目采取截弯取直、隧洞引水方式，建设五座梯级电站，总投资约1.2万亿元，电力以外送消纳为主，兼顾西藏本地自用 [2] - 2025年7月23日，国网新源控股有限公司增资扩股项目成功签约，募集资金达365亿元，将全部投入抽水蓄能项目建设 [3] 水电分类与技术标准 - 水电分为常规水电和抽水蓄能 [5] - 常规水电项目根据《水利水电工程等级划分及洪水标准》（SL 252-2017）按规模分为大型（大1型、大2型）、中型、小型（小1型、小2型），例如，发电装机容量≥1200MW为I等工程（大1型），≥50MW为III等工程（中型） [6] - 抽水蓄能项目根据《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法》（发改能源规〔2025〕93号）分为服务电力系统项目（根据电网系统安全稳定运行需要规划建设）和服务特定电源项目（根据水风光一体化基地等特定电源开发需要规划建设） [7] 行业政策法规（国家层面） - 政策体系强调规划先行、生态保护与全生命周期监管 [8] - 2012年《关于进一步加强水电建设环境保护工作的通知》要求强化环评和全过程监管，落实生态流量、鱼类保护等措施 [9] - 2015年《国家能源局关于鼓励社会资本投资水电站的指导意见》鼓励社会资本以收益权质押、发行债券等方式参与，并对特定项目给予投资补助等扶持 [9] - 2015年《水电站大坝运行安全监督管理规定》明确安全监测、定期鉴定与隐患整改要求 [9] - 2015年《水电工程验收管理办法》细化验收全流程，压缩审批时限 [10] - 2016年《国家发展和改革委员会关于加强流域水电管理有关问题的通知》提出“先规划后开发”，落实最小生态流量、梯级联合调度等要求 [10] - 2017年《大中型水利水电工程建设征地补偿和移民安置条例》规定大中型工程的征地补偿和移民安置 [10] - 2019年《关于加强长江经济带小水电站生态流量监管的通知》要求小水电站核定并落实生态流量，并接入省级监控平台 [10] - 2021年《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》提出到2025年投产总规模6200万千瓦以上，到2030年1.2亿千瓦左右的发展目标 [11] - 2022年《“十四五”现代能源体系规划》提出积极推进水电基地建设，实施雅鲁藏布江下游水电开发等重大工程，推动小水电绿色改造 [11] - 2025年《能源法》要求水电开发建设符合流域相关规划，统筹兼顾防洪、生态等多方面需要 [12] - 2025年《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法》规定了抽水蓄能电站的资源调查、规划、核准、建设、运行等全流程管理 [12] 行业政策法规（地方层面） - 四川省2016年实施《四川省大中型水利水电工程移民工作条例》，2021年发布通知全面停止新开工建设小水电 [12] - 广东省2024年实施《广东省小水电管理办法》，管理装机容量5万千瓦及以下水电工程 [12] - 湖北省2024年发布《湖北省小水电站生态流量监督管理办法》，监督5万千瓦及以下小水电站生态流量 [12] - 福建省2022年实施《福建省水电站生态下泄流量监督管理办法》，建立下泄流量考核机制 [12] - 云南省2016年发布意见控制中小水电新增和扩容，2025年实施《云南省小水电站生态流量管理办法》 [13] - 西藏自治区2025年实施《西藏自治区水利工程管理条例》，规范区域内水利工程管理 [13] 水电项目合规发展要点 - 项目核准需根据流域、装机容量、移民数量划分审批层级，例如主要河流上或25万千瓦及以上项目由国家发改委核准，跨界河流上50万千瓦及以上项目由国务院投资主管部门核准 [14] - 抽水蓄能项目核准时需同步征求省级价格主管部门意见，服务范围跨省的项目还需征求相关省份能源、价格主管部门及电网企业意见 [14] - 除常规规划许可外，水电站项目还需取得流域规划同意书、防洪规划同意书、移民安置规划同意及水资源论证报告批复等特殊规划手续 [15][16] - 开工手续需根据建设时点判断，2013年5月后水利工程开工审批取消，改为开工后15个工作日内备案 [16] - 验收程序分为法人验收和政府验收，政府验收包括专项验收、阶段验收（如截流、蓄水、机组启动验收）和竣工验收 [15][16][17] - 并网运营需特别关注电力业务许可证（单站装机6MW以下小水电豁免）、取水许可证以及大坝登记备案和注册登记（以发电为主、总装机5万千瓦及以上大坝需办理） [17] 外资准入与电价机制 - 依据《鼓励外商投资产业目录（2022年版）》，发电为主的大型水电站及抽水蓄能电站建设、经营属于全国鼓励外商投资产业 [18] - 依据《外商投资准入特别管理措施（负面清单）（2024年版）》，未对上述领域的外商投资股权及控股作出额外限制，准入限制宽松 [18] - 常规水电上网电价执行政府定价与市场定价结合，2014年2月1日后新投产水电站实行省内标杆电价制度，跨省跨区域交易价格由供需双方协商确定 [19] - 抽水蓄能执行电量电价与容量电价相结合的两部制电价，2021年4月30日后新投产电站以竞争性方式形成电量电价，并核定容量电价 [19] 绿证交易 - 对2023年1月1日前（不含）的存量常规水电项目，暂不核发可交易绿证，绿证随电量无偿划转 [20] - 对2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证 [20] - 抽水蓄能目前未纳入我国绿证交易范围 [20] - 2025年1至10月，国家能源局共计核发绿证24.78亿个，其中常规水电8.86亿个，占比35.75% [20]

新型能源体系建设 - 加快建设新型能源体系 按照"适度超前、留有余地"原则有序实施一批能源基础设施工程 [1] - 加快海上风电、分布式光伏等项目建设 构建源网荷储融合发展的新型电力系统 [1] - 提升核电、气电等支撑保障能力 [1] 电力系统与市场 - 积极融入全国电力统一大市场 [1] - 建设海南至广东高压输电线路灵活互济工程 [1] - 加快推进电网改造提升 优化完善坚强主干电网 打造灵活可靠新型配网 建设韧性电网 [1] 储能与能源替代 - 科学布局抽水蓄能 大力发展新型储能 [1] - 深入推动工业、建筑、交通、农业等领域电能替代 提升终端用能电气化水平 [1] 油气基础设施建设 - 加强油气供应网络建设 有序推进城乡燃气基础设施建设 [1]

河南省能源项目投资概况 - 河南省能源项目投资连续3年超过1000亿元人民币 [1] - 全省油气长输管道里程突破1万公里，位居中部地区第一 [1] 重点能源项目进展 - 许昌能信煤电项目按期投运 [1] - 信阳五岳抽水蓄能电站全面建成 [1] - 西气东输三线河南段投产送气，线路全长超过238千米 [1] - 西气东输三线中段于今年10月成功投产，完善了中部地区管网布局 [1] 民营企业参与情况 - 民营企业可参与风电、光伏发电、清洁高效煤电、新型储能、抽水蓄能、生物质发电、充电桩等领域的重大项目建设 [1] - 从项目数量看，民营企业建设光伏电站项目占比超过90%，生物质发电项目占比超过70%，清洁高效煤电项目占比超过20%，风电项目占比为20% [2] - 从投资额看，民营企业在地热供暖领域投资占比超过80%，充电桩领域占比超过70%，新型储能领域占比为25%，油气长输管道领域占比21% [2] - 从市场主体看，民营售电公司占比超过80%，规模以上充电桩运营商占比约为70% [2] 能源结构转型与装机容量 - 河南省电力总装机累计突破1.6亿千瓦 [2] - 可再生能源发电装机占比超过“半壁江山” [2] - 预计2025年全省可再生能源发电量将突破1400亿千瓦时，同比增长21% [2]

政策聚焦节能降碳与新型城镇化 - 国务院常务会议于12月5日召开，研究进一步做好节能降碳工作，强调节能降碳是推进碳达峰碳中和、加快发展方式绿色转型的重要抓手，需更高水平更高质量推进，在经济发 展中促进绿色转型、在绿色转型中实现更好发展 [1] - 国务院于12月3日以“深入推进以人为本的新型城镇化”为主题进行集体学习，指出新型城镇化是扩大内需和促进产业升级、做强国内大循环的重要载体，“十五五”时期发展空间仍然很大 [2] 新型电力系统建设机会 - 建筑板块建议关注新型电力系统建设相关机会，具体包括风电、光伏能源施工板块，分布式光伏，抽水蓄能和新型储能，虚拟电厂，氢能产业链建设等 [1] 城市更新与房地产发展 - 在新型城镇化进程中，需深入实施城市更新行动，将城市更新与消除安全隐患、稳楼市等工作结合，扎实推进好房子建设和房地产高质量发展 [2] 基础设施REITs范围扩大 - 国家发改委于12月1日发布《基础设施领域不动产投资信托基金(REITs)项目行业范围清单(2025年版)》，涵盖15个具体细分方向 [3] - 清单范围包括交通基础设施、能源基础设施、市政基础设施、生态环保基础设施、仓储物流基础设施、园区基础设施、新型基础设施、租赁住房、水利设施、文化旅游基础设施、消费基础设施、商业办公设施、养老设施、城市更新设施，及其他符合国家重大战略要求的项目 [3] - REITs发行范围的进一步拓展，将更好发挥其盘活存量资产、促进投资良性循环的作用 [3] 推荐关注板块 - 顺周期资源品，如铜钴矿产资源 [3] - 能源电力、储能、氢能、核电、电网 [3] - 低估值高股息、化债、稳增长相关板块 [3] - 一带一路、国企改革重组 [3] - AI、低空经济 [3] - 智能建造 [3]

政策核心观点 - 政策旨在推动新能源从单一开发向多维度集成融合发展转变 以提升发展质量与效益 [1] - 本质是通过多能互补、空间集约、聚合运营的深度融合 系统重构新能源开发运行模式 [1] - 目标是从根源上适配新能源固有特性 提升供给稳定性、安全性与可靠性 解决大规模开发与高比例消纳矛盾 [1] - 最大化实现国土空间及存量设施集约高效利用 推动产业链向高端化、高效益、高质量发展转型升级 [1] 新能源多维集成融合实施路径 - 将多维度一体化开发作为推进新能源大规模开发和高水平消纳的根本 [2] - 从源侧多能互补开发、开发空间集约利用和系统侧聚合运营三方面推动融合走深走实 [2] 多能互补开发 - 加强新能源与其他能源品种一体化配置 提升供应可靠性和系统稳定性 [3] - 建设"沙戈荒"大基地 围绕"储调适配、降煤增绿"优化电源结构 鼓励发展光热发电、合理配置储能 [3] - 支持有条件地区探索打造100%新能源基地 合理优化新建煤电规模 [3] - 开发水风光一体化基地 发挥水电转动惯量大、启停快、调节准优势 与流域内风光资源形成天然互补 [3] - 发展省内集中式新能源 因地制宜开展风光气储等多类型互补开发利用 [3] 空间集约复合利用 - 结合不同区域空间要素和能源资源特点 提出多种类型复合开发利用方式 [4] - 大基地和集中式新能源建设通过集约化选址、风光同场建设、输变电设施共用降低空间资源消耗 [4] - 用好风电场改造升级和采煤沉陷区发展光伏经验 提升单位面积土地的发电、生态双重效益 [4] - 海上风电及海洋能源开发集中规划配置送出廊道和登陆点 实现通道共用共享 [4] - 探索海上能源开发与海产养殖、海水淡化等海洋活动共用基础设施 实现一海多用、立体开发 [4] 一体化聚合运营 - 推动新能源在技术、调控、运维等领域实现全方位协同 提升运营效率与市场竞争力 [5] - 技术升级层面提升发电功率预测精度、采用先进构网型技术、推进多品种协同联合优化控制 [5] - 高效运营层面创新运营模式 实现新能源与配建储能深度协同和一体化调用 [5] - 智能管控层面加强数字化升级赋能 实现新能源基地各场站集中监控和一体化运维检修 [5] - 资源聚合层面通过虚拟电厂聚合分布式光伏、分散式风电、电动汽车充电桩、工商业储能等分散电力资源 [5] 组织保障措施 - 国家优先支持新能源渗透率较高地区建设集成融合项目 省级能源主管部门加强统筹协调和要素保障 [7] - 支持优化项目各项业务审批流程 鼓励实现项目整体一站式办理相关手续 [7] - 鼓励地方研究新能源与产业集成融合项目的多方合作机制 研究通过地方政府专项债予以支持 [7] - 推动"沙戈荒"、水风光等基地按一体化模式参与电力市场交易 探索项目公平参与电能量和电力辅助服务市场 [7] 政策预期影响 - 新能源集成融合发展新范式将在"十五五"期间加速成熟 [8] - 新能源将实现更大规模、更高质量发展 可靠替代水平明显增强 [8] - 助力新型能源体系加快建设 为经济社会发展全面绿色转型提供有力支撑 [8]

报告行业投资评级 - 领先大市-A（维持评级）[5] 报告的核心观点 - 熔盐储能技术通过“热电解耦”有效破解煤电“以热定电”困局，支撑煤电机组向深度调峰与快速响应的调节性电源转型，在长时、大容量储热场景中具备不可替代性[1][16] - 熔盐储能技术路径以蒸汽加热为主流，形成“设备制造+系统集成”双核心竞争格局，关键设备需耐受高温、高压与强腐蚀环境，系统集成技术壁垒较高[2][26][28] - 煤电灵活性改造政策驱动下，熔盐储能商业化应用进入规模化复制阶段，国能宿州电厂211MW/1000MWh项目投运提供实践样本，未来拓展至钢铁、化工等高耗热领域市场空间广阔[1][23][24][25] 专题研究总结 - 煤电转型背景：新能源占比提升导致电力系统调峰压力加大，2025年3月国家发改委、能源局印发《新一代煤电升级专项行动方案》，要求深度调峰最小出力降至20%、提升负荷变化速率及启停调峰能力[1][16] - 熔盐储能技术原理：在用电低谷时储存蒸汽热量，高峰时释放热能稳定供热与发电，实现“热电解耦”，支撑机组深度调峰至30%负荷并连续供热5小时，或100%负荷运行时由熔盐系统供汽4小时[1][16][23] - 技术对比优势：相较于电化学储能的短时高频调节，熔盐储能以长时持续放电为核心竞争力，系统寿命超25年，单位容量成本低于电池和氢能，适用于热电联产机组灵活性改造及光热发电稳定出力场景[1][22][23] - 应用进展：2022年12月至2025年8月国内落地5个大型煤电耦合熔盐储热项目，规模从40MW/75MWh提升至211MW/1000MWh；光热发电领域截至2025年9月底我国装机157万千瓦，在建310万千瓦，预计2030年市场规模达775亿元，2025-2030年复合增速35.9%[23][24][25] 行情回顾总结 - 指数表现：11月15日-11月28日上证指数下跌2.55%，创业板指数下跌1.89%，公用事业指数下跌3.78%（跑输上证综指1.23个百分点），环保指数下跌5.35%（跑输上证综指2.8个百分点）[3][29] - 细分板块：公用事业中火力发电下跌3.34%，水力发电下跌1.12%，风力发电下跌5.03%，光伏发电下跌11.28%；环保中固废治理下跌5.69%，水务及水治理上涨1.06%[31] - 个股涨跌：公用事业涨幅前包括大众公用、德龙汇能等，跌幅前包括ST聆达、百川能源等；环保涨幅前包括清水源、中持股份等，跌幅前包括福龙马、海峡环保等[34][35] 市场信息跟踪总结 - 电价数据：2025年12月江苏集中竞价成交电价339.58元/MWh，较标杆电价下浮13.15%，环比下降4.60%；广东月度中长期交易综合价372.33元/MWh，较标杆电价下浮4.77%，环比上升0.01%[4][39] - 动力煤价格：截至2025/11/26环渤海动力煤综合均价（5500K）698元/吨，环比持平；秦皇岛港动力煤价格822元/吨，环比下跌5元/吨[41] - 天然气价格：截至2025/11/28荷兰TTF期货价格29欧元/万亿瓦小时，环比下降8.66%；中国LNG到岸价11美元/百万英热，环比持平[43] 行业动态总结 - 可再生能源发展：2025年1-10月全国可再生能源新增装机3.32亿千瓦，总装机达22.2亿千瓦（占全国总装机近60%），发电量3.21万亿千瓦时（占全国总发电量40%）[8][53] - 政策更新：国家发改委修订输配电价定价办法，明确电动汽车充换电、抽水蓄能、新型储能成本不纳入输配电价，2026年起执行容量电价机制，支持新能源消纳[9][56][58] - 碳排放交易：生态环境部发布2024-2025年度钢铁、水泥、铝冶炼行业配额方案，2024年作为过渡期配额与实际排放相等，2025年引入基于强度的分配机制[10][60][61] - 新型储能进展：全国新型储能装机超1亿千瓦（为“十三五”末30倍以上），迎峰度夏期间晚高峰调用峰值超3000万千瓦（相当于三峡满负荷功率1.3倍）[62][63] 投资组合及建议总结 - 公用事业：火电板块受益煤价同比下滑盈利改善，关注华能国际、华电国际等龙头；水电来水改善Q4展望积极，关注长江电力、川投能源；核电长期成长性突出，关注中国核电、中国广核；绿电关注独立储能（西子洁能、林洋能源等）及虚拟电厂（合康新能、国能日新）；天然气寒潮需求提振，关注首华燃气、新奥股份等[11][68] - 环保：清洁能源非电利用关注氢氨醇消纳及SAF价格支撑，推荐嘉澳环保、海新能科；化债主线关注应收账款占比高的武汉控股、创业环保及业务潜力受拖累的侨银股份、聚光科技等[12][69][70]