9月29日，宁夏石嘴山平罗县审批服务管理局发布废止新型储能项目的公告，共废止4个 储能项目，共计8 0 0MW/ 1 6 00MWh，废止原因为备案文件逾期。 此前，8月2 2日，宁夏石嘴山市大武口区发展和改革局发布关于废止一批新型储能项目的 公告。共废止四个储能项目，合计650MW/ 1800MWh，其中有三个废止原因为备案文件 逾期，1个因为投资主体放弃。 宁夏废止一批新型储能项目，总规模1 . 8GWh 文 | 平罗县人民政府 | 序 | | | | | 备素时 | 项目计划 | | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | | 项目名称 | 项目规模 | 建设单位 | 建设地点 | | 投资(万 | 清理废止原因 | | 름 | | | | | 间 | 元) | | | | 宁夏含光新能源有 限公司陶乐 | | 宁夏含光新 | | 2022年 | | | | 1 | 200MW/400MWh共 | 200MW/400MWh | 能源有限公 | 平眉县 | 10月 | 80000 | 备案文件逾期 | | | | | 司 | 陶乐镇 | | ...

山东省新能源机制电价竞价结果 - 光伏机制电价为0.225元/千瓦时 机制电量比例80% 入选规模1.265GW 风电机制电价为0.319元/千瓦时 机制电量比例70% 项目规模3.5911GW 执行期限均为10年 [1][3] - 光伏机制电价较山东省燃煤标杆电价0.3949元/千瓦时下降43% 风电下降19.2% 对增量项目收益影响显著 [4] - 竞价光伏项目超3000个 仅1175个入选 远超政府设定的125%竞价充足率下限 反映供需关系失衡 [4] 行业盈利压力与投资转向 - 光伏电站需0.25元/千瓦时结算电价维持基本利润 但此次机制电价结合市场电价后综合水平低于0.2元/千瓦时 多数项目难以盈利 [4] - 分布式光伏项目因收益不足、电网容量限制等因素终止投资 例如豫能控股放弃分布式光伏及用户侧储能项目 [6] - 投资重点转向自发自用项目及源网荷储一体化工商业光伏 新型储能电站成为战略性布局方向 [7] 政策调整与市场机制改革 - 国家一周内出台4份文件 涉及电力现货市场建设、新型储能规模化及新能源就近消纳 明确细节要求 [2] - 新能源就近消纳模式调整输配电价机制 从按电量计费转向按接网容量缴费 提升资源利用效率并减轻电网调节压力 [7][8] - 136号文将储能电站与新能源投资松绑 独立储能新增装机占比超总规模一半 8月源网侧新增装机2.50GW/7.08GWh 同比增长22%/36% [10] 储能经济性与技术挑战 - 独立储能项目通过容量补偿及峰谷价差可获得经济性 河北模式资本金内部收益率达6.2% 内蒙古模式达14.8% [11] - 储能电站频发电网振荡事件 去年发生7次 多因调频控制设备问题 仅极少数电站通过调频服务获得可观利润 [12] - 新型储能预计2025年底装机超1亿千瓦 2030年达2亿-3亿千瓦 但需应对不同场景性能要求及设备可靠性挑战 [13] 新能源发展长期趋势 - 光伏部署速度可能放缓 2025-2035年年均增长预计18000万-24000万千瓦 受成本下降及并网限制影响 [13] - 煤电灵活性改造仍是"十五五"期间支撑新能源消纳的主力 需强化新能源等效可靠供应能力 [13] - 行业建议评估可再生能源容量置信度 加强灵活性资源规划 并将项目经济回报纳入政策保障考量 [14]

山东省新能源机制电价竞价结果 - 光伏机制电价为0.225元/千瓦时 机制电量比例80% 入选规模1.265GW [1][3] - 风电机制电价为0.319元/千瓦时 机制电量比例70% 项目规模3.5911GW [1][3] - 光伏机制电价较山东省燃煤标杆电价0.3949元/千瓦时下降43% 风电下降19.2% [4] 竞价结果对行业的影响 - 光伏综合电价水平低于0.2元/千瓦时 多数项目难以维持盈利 [4] - 超过3000个新能源项目竞争1175个入选席位 远超125%竞价充足率下限 [4] - 政策释放信号：山东光伏市场不需要过多投资者 资源将向风电倾斜 [4] 企业应对策略与市场变化 - 企业为争取资格报出超低价 成为眼下止损最优解 [5] - 分布式光伏项目因收益不足、电网容量限制等因素终止案例增加 [6] - A股上市公司豫能控股宣布放弃分布式光伏等投资收益不足的项目 [6] 就近消纳政策与实施挑战 - 新规将输配电价改为按接网容量缴费 提升资源利用效率 [7][8] - 项目面临余电上网限制、储能成本高、用电企业经营风险三大落地难题 [9] - 绿色金融机制缺位导致电费收缴困难 影响发电方积极性 [9] 新型储能发展态势 - 8月源网侧储能新增装机2.50GW/7.08GWh 同比增长22%/36% [10] - 独立储能新增装机占比超总规模一半 [10] - 河北模式独立储能项目资本金内部收益率达6.2% 内蒙古模式达14.8% [11] 储能技术挑战与系统要求 - 储能电站频发振荡事件 七次事故涉及调频控制设备 [12] - 不同应用场景对性能要求差异大 需深度理解电网特性 [12] 行业长期发展趋势 - 新型储能预计2025年底超1亿千瓦 2030年达2亿-3亿千瓦 [13] - 2025-2035年光伏年均新增装机预计1.8亿-2.4亿千瓦 [13] - "十五五"期间需强化煤电灵活性改造以支撑新能源消纳 [13] 政策规划建议 - 需科学评估可再生能源容量置信度及低出力风险 [14] - 应编制地区电力系统调节能力专项规划 [14] - 政策需保障投资者经济回报以避免规划与实际脱节 [14]

机制电价竞价结果及影响 - 山东省完成全国首个新能源机制电价竞价 光伏项目机制电价为0.225元/千瓦时(机制电量比例80%) 风电为0.319元/千瓦时(机制电量比例70%) 执行期限均为10年[1][4] - 光伏竞价结果显著低于行业预期 此前预期为0.26元/千瓦时 实际0.225元/千瓦时导致综合电价水平低于0.2元/千瓦时 难以维持项目基本利润[1][5] - 对比山东省燃煤标杆电价0.3949元/千瓦时 光伏和风电机制电价分别下降43%和19.2% 对增量项目收益产生重大影响[5] 竞价结果成因分析 - 光伏竞价出现价格踩踏 due to政策鼓励低价优先且光伏机制电量规模(1.265GW)远小于风电(3.5911GW) 超3000项目竞争1175个席位 远超125%竞价充足率下限[6] - 企业被迫报低价因136号文仅给3个月抢并网时间 为规避更低的市电电价风险 报最低价成为止损最优解[6] - 山东释放明确信号：优先发展风电而非光伏 短期内不需要过多光伏投资者[6] 项目投资趋势变化 - 分布式光伏项目出现终止潮 公开原因包括收益不足、电网容量不足及投标不足等[7] - A股公司豫能控股宣布放弃分布式光伏投资 因无法满足投资收益要求[7] - 未来市场聚焦优质项目 非技术成本大幅压缩 长三角等地区若成本控制在2元/瓦以内且正常报价仍可获利但收益收窄[7] 就近消纳模式发展 - 新政完善新能源就近消纳电价机制 将电量电费折算到容量电费 输配电价改为按接网容量缴费[9][10] - 新计费方式提升资源利用效率 负荷率高于平均的企业可节省电费支出[10] - 实际落地项目稀少 due to三方面限制：防逆流装置导致余电浪费、储能配置成本过高且存在安全风险、用电企业经营波动带来退出机制缺失[11][12] 新型储能发展态势 - 136号文推动储能投资从强制配储转向主动参与市场 8月源网侧新增装机2.50GW/7.08GWh 同比增长22%/36% 独立储能占比超一半[13] - 多省容量补偿机制使独立储能经济性提升 100MW/400MWH项目资本金内部收益率达6.2%-14.8% 高于国企6%-8%的收益要求[14] - 储能电站调频性能参差不齐 仅极少数电站能通过调频服务获利 设备质量和电网适配性成为关键[15] 行业长期发展展望 - 新型储能预计迎来爆发式增长 2025年底装机超100GW(1亿千瓦) 2030年达200-300GW(2-3亿千瓦)[15] - 2025-2035年光伏年均新增装机预计180-240GW 但部署速度将因成本下降、光热部署及并网限制等因素放缓[16] - "十五五"规划需根本转变思路 将新能源作为重要技术要素 重点评估容量置信度、灵活性资源及投资者经济回报[16]

核心观点 - 山东电网在夏季用电高峰期间成功应对1.3021亿千瓦的负荷峰值 通过新能源、外电和常规电源协同的"三驾马车"模式 结合坚强电网和新型业态 实现无感度夏保供 为全国能源转型提供示范 [1][2][5][8][11] 源侧保障措施 - 新能源出力与电网负荷同创新高 山东作为全国首个风光装机破亿千瓦的省级电网 组织80座主力风电场开展保供专项行动 推动732台风机（279.5万千瓦）在晚峰前完成消缺 实现主力风电全量健康运行 [2] - 外电入鲁最大达3480万千瓦 同比增长24% 通过省间现货交易增购400万千瓦 获得应急调度支援600万千瓦 创历史纪录 [2][4] - 火电新增6台机组投运（255.5万千瓦） 统筹103台机组（3881万千瓦）计划检修 实现60万千瓦及以上机组非停率和受阻率"双零"突破 [4][5] 电网基础设施 - 建成特高压"五交四直一环网" 包括全国首条"风光火储一体化"特高压工程庆东直流 形成我国最大省域特高压交直流混联大电网 [7] - 500千伏弥河站等12项度夏重点工程投运 5项输变电工程获中国电力优质工程奖 15项配电网项目获配电网优质工程 [7] - 负荷预测准确率达99.4% 新能源预测准确率达98.4% 均同比提升1.5个百分点 通过电网故障精准研判系统实现10千伏至1000千伏设备全景监控 [7] 新型业态应用 - 虚拟电厂建成33家 聚合容量468.2万千瓦 测试调节能力97.6万千瓦 21家参与电力现货市场 数量与规模全国前列 例如烟台商场空调微调降低500千瓦负荷 [10] - 新型储能电站144座 最大放电功率达803.59万千瓦 创全国省级电网纪录 有效支撑晚高峰运行 [11] - 建成13座车网互动充电示范站 将新能源汽车作为移动储能单元 [11] 系统建设进展 - 山东省新型电力系统研究中心于9月1日挂牌成立 标志系统建设进入新阶段 未来将打造全国领先的示范项目 [11]

用电量增长 - 7月份全国单月用电量首次突破1万亿千瓦时 同比增长8.6% [1] - 7月用电量相当于日本全年用电量总和 是2015年7月用电量的约两倍 [1] 电力供应保障 - 迎峰度夏期间全国电力负荷4次突破历史新高 国家电网经营区6个区域电网负荷同步创新高 [2] - 截至7月底全国累计发电装机容量达36.7亿千瓦 同比增长18.2% 相当于160多个三峡电站装机容量 [2] - 电煤、天然气等一次燃料供应充足 各类支撑调节性电源应开尽开 [2] 可再生能源发展 - 风电光伏新增装机占全球六成以上 构建全球最大可再生能源体系 [3] - 上半年可再生能源发电量同比增长15.6% 超过第三产业与居民生活用电量之和 [3] - 全社会用电量中每3度电有1度绿电 [3] 电网基础设施建设 - 已投运40余项特高压交直流工程 跨省跨区输电能力超4亿千瓦 [5] - 160多项迎峰度夏电网重点工程按期完工 [5] - 前7个月全国跨省跨区交易电量8558亿千瓦时 同比增长9% [6] 跨区域电力调配 - 哈密-重庆特高压工程送电 最大输送功率超重庆电网最大负荷10% [4] - 跨电网经营区常态化电力交易机制启动 超20亿千瓦时电能实现全国范围互济互保 [6] - 新疆光伏发电输送北京 西南水电输送华东地区 [6] 储能系统发展 - 新型储能装机规模5年增长近30倍 [7] - 粤港澳大湾区抽水蓄能机组单日最大调节电量突破1亿千瓦时 [7] - 江苏93座新型储能电站晚间放电规模相当于7000万盏100瓦灯泡同时点亮 [7] 需求侧管理创新 - 安徽开展居民节电响应活动 吸引543万户次参与 单日最大压降负荷99万千瓦 [8] - 四川投运首座"有序充放电"居民小区虚拟电厂 30辆车同时放电可覆盖小区商业变压器负荷 [8] - 通过分时电价和精准节电挖掘需求侧潜力 有效削减尖峰负荷 [7][8] 电力系统规模 - 1949年发电量43亿千瓦时 2024年发电量超10万亿千瓦时 约占全球三分之一 [8] - 已建成全球规模最大电力供应系统 [8]

政策背景与目标 - 国家能源局西北监管局发布《西北区域跨省电力中长期交易实施细则——新型储能交易专章（征求意见稿）》 以推动储能行业健康发展并服务西北新型电力系统建设 [2][3] - 政策旨在落实党的二十大及二十届三中全会关于全国统一电力市场建设的决策部署 发挥新型储能在促进新能源消纳和保障电力供应方面的作用 [3] 新型储能交易定义 - 新型储能交易是以新型储能电站充电电量和放电电量为标的物的电力中长期交易品种 [5] - 该交易属于西北区域跨省电力中长期交易的组成部分 由电力交易机构按年 月 月内等周期组织 [5] 参与主体资格 - 参与新型储能交易的经营主体限定为独立储能电站 需具备独立计量 控制技术条件并接入调度自动化系统 [6] - 非独立储能电站在满足条件后可转为独立储能电站参与交易 [6] 交易机制设计 - 独立储能电站以批发用户和发电企业双重身份参与交易 充电时视为批发用户 放电时视为发电企业 但不可同时以两种身份交易 [7] - 交易组织方式包括双边协商 挂牌和集中竞价三种市场化模式 [7] - 独立储能电站优先保障权益省的电力平衡和新能源消纳需求 仅在权益省有富余调节能力时参与跨省交易 [7] 价格与结算机制 - 充电和放电交易价格完全通过市场化模式形成 [7] - 向电网送电时 相应充电电量免除输配电价和政府性基金及附加 [8] - 结算依据调度实际执行结果进行 采用日清分 月结算方式 电量不滚动调整 [9] 合同灵活性 - 允许开展独立储能电站充电或放电电量的合同转让交易 需经合同转出方与转入方协商一致 [8]

内蒙古新型储能政策与商业模式 - 内蒙古在全国率先探索新型储能可持续商业模式 截至2025年上半年累计发放放电量补偿金额超2亿元[2] - 建立"放电量补偿+现货价差"双维收益模式 储能电站从成本中心转变为利润中心[2] - 对纳入规划的独立新型储能电站按一年一定原则实施10年补偿 2025年及以前投产项目补偿标准为0.35元/千瓦时[2] 补偿机制实施进展 - 内蒙古能源局督促电网企业按月转移支付补偿金 两家电网企业累计支付补偿金额达20875.16万元[3] - 补偿政策明确后有效提升投资业主建设运营信心 推动新型储能电站加快建设[2] 储能市场发展机遇 - 新型储能在提升新能源消纳方面具有重要作用 但目前多数储能电站面临盈利难题[2] - 独立新型储能电站可参与电力现货市场交易 通过峰谷电价差赚取收益[2] - 内蒙古电力集团正在筹划储能业务板块上市 显示行业进入快速发展阶段[7] 储能项目规模与政策支持 - 内蒙古发布第三批独立储能项目清单 规模达800MW/3.2GWh[7] - 容量补偿政策首批补偿费用总规模接近1亿元 2025年补偿标准为0.35元/千瓦时[7] - 政策支持采用10年补偿期限 为储能项目提供长期稳定收益保障[2][7]

政策支持 - 内蒙古能源局对纳入规划的独立新型储能电站放电量实施补偿 补偿原则为一年一定且持续10年 [1] - 建立放电量补偿与现货价差双维收益模式 将储能从成本中心转变为利润中心 [1] - 电网企业按月向符合条件的储能电站转移支付补偿金 内蒙古电力集团支付1.962亿元 国网蒙东电力支付1255.16万元 [1] 行业发展 - 内蒙古新型储能电站累计获得放电量补偿金突破2亿元 截至2025年6月底总额达2.087516亿元 [1] - 新能源装机规模持续扩大推动新型储能进入规模化发展阶段 [2] - 政策支持、应用场景拓展和资本投入共同推动内蒙古成为储能产业发展新高地 [2]

募集资金基本情况 - 公司非公开发行A股股票270,863,302股，募集资金总额为37.65亿元，扣除发行费用后实际募集资金净额为37.21亿元 [1] - 募集资金已于2022年2月22日到位，并由大华会计师事务所出具验资报告 [1] - 公司与商业银行、保荐机构签订募集资金监管协议，实行专户管理 [2] 募集资金投资项目情况 - 截至2025年6月30日，募集资金累计投入24.78亿元，剩余12.43亿元未使用 [4] - 部分项目已终止或结项，包括新能源汽车换电站建设项目、新能源汽车充电场站建设项目和信息系统平台及研发中心建设项目 [4] - 新型电网侧储能电站建设项目已投入7亿元，后续拟投入6.90亿元 [4] - 永久补充流动资金共计14.31亿元 [4] 闲置募集资金使用计划 - 拟使用不超过3亿元的闲置募集资金进行现金管理，期限不超过12个月 [6] - 投资品种包括保本型理财产品、结构性存款、定期存款、大额存单等 [6] - 公司将募集资金余额以协定存款方式存放，期限不超过12个月 [6][8] 决策程序与实施 - 董事会审议通过闲置募集资金使用计划，授权经营层具体实施 [7] - 财务总监负责组织实施，财务部门负责具体操作并建立台账 [6] 保荐机构意见 - 保荐机构认为公司已履行必要法律程序，符合相关法规要求 [9] - 闲置资金使用不影响募投项目实施，符合公司和股东利益 [9]