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]

公司战略调整 - 豫能控股放弃分布式光伏、用户侧储能及充电桩类同业竞争项目投资和收购机会[2] - 放弃原因为项目比较优势不明显且无法满足投资收益要求 聚焦新能源规模化开发主赛道[2] - 公司为河南投资集团旗下国有控股企业 成立于1997年[2] 行业政策与市场动态 - 国家发改委推动新能源上网电量参与市场交易（发改价格〔2025〕136号）[2] - 国家能源局推进共享储能与新能源联合运行 探索发电侧容量补偿机制[3] - 蒙能集团3.2GWh储能系统采购中标价格区间为0.3896-0.52元/Wh 15家企业参与竞标[3] 企业经营表现 - 海博思创2025年上半年营收同比增长22.66% 净利润达3.16亿元[3] - 7月用户侧新型储能项目新增投运规模同比增长9% 但环比下降41%[3] - 华东地区在用户侧新型储能市场份额最大[3]

公司战略调整 - 豫能控股决定放弃增量分布式光伏、用户侧储能及充电桩类项目投资建设，存量在建项目结合实际情况稳慎推进[1] - 公司分别于2021年、2023年、2024年股东大会已多次放弃相关项目投资机会[1] - 放弃原因主要是分布式光伏、用户侧储能及充电桩项目在公司新能源业务中比较优势不明显，无法满足公司投资收益要求[2] 公司治理程序 - 2025年8月26日公司召开独立董事专门会议2025年第二次会议、董事会战略委员会会议、第九届董事会第二十六次会议审议相关议案[2] - 独立董事专门会议和第九届董事会第二十六次会议分别审议通过该议案，同意放弃控股股东相关同业竞争项目商业机会[2] - 该议案构成关联交易，尚需提交公司股东大会审议，控股股东河南投资集团将回避表决[2] 业务聚焦方向 - 公司表示此举符合上市公司利益，不会对公司财务状况及经营成果产生重大影响[2] - 公司目的是聚焦新能源规模化开发主赛道[2] - 根据国家发改委要求，推动新能源上网电量参与市场交易[2] 项目定义范围 - 分布式光伏主要利用工商业、居民、农户等屋顶，采用"自发自用、余电上网"模式布局[1] - 用户侧储能依托居民、工商业等用户用能需求，在用户内部场地或邻近建设，向用户直供电[1] - 此次放弃不包括源网荷储一体化项目配备的储能项目[1]

业务战略调整 - 公司决定放弃增量分布式光伏、用户侧储能（不含源网荷储一体化项目配备的储能）及充电桩类项目投资建设 [1] - 存量在建项目结合实际情况稳慎推进 [1] - 此次放弃符合公司未来转型发展计划 聚焦新能源规模化开发主赛道 [1] 财务影响评估 - 放弃相关项目不会对公司财务状况及经营成果产生重大影响 [1]

政策背景与文件发布 - 山东省推出新能源上网电价市场化改革实施方案及配套文件 包括396号文 278号文和市场规则征求意见稿 落实国家136号文要求 [1] 储能市场现状 - 山东省新型储能装机规模达960万千瓦 其中电网侧电化学储能占比约80% [2] - 电网侧独立储能收入构成：现货峰谷价差套利占33% 市场化容量补偿占17% 容量租赁占50% [2] - 电源侧配建储能存在弃电消纳不足和充电成本高问题 导致充放电收入倒挂和利用率低 [2] - 用户侧储能因售电公司套餐峰谷价差不足 商业模式尚不成熟 [2] 新能源全电量入市对储能影响 - 取消强制配储要求 存量项目继续实施容量租赁 增量项目租赁收入缺失可能导致独立储能收益率降至3%-4% [3] - 新能源场站不配储时收益率承压：陆风降至6%以下 光伏降至4%以下 配储后风电收益率提升1% 光伏提升2.3% [3] - 锂电成本较2021年下降约55% 技术参数显著提升 政策转变有助于行业良性发展 [4] - 现货市场限价放宽假设从-80元/兆瓦时调至-200元/兆瓦时 使100兆瓦/200兆瓦时独立储能年收入增260万 存量项目收入提升8% 增量提升17% [6] - 容量补偿机制调整为"以支定收"模式 风光统一按尖峰时段核定有效容量 凸显光伏配储价值 [7] - 辅助服务市场规则修订支持储能参与调频等服务 假设100兆瓦/200兆瓦时项目参与调频市场可年增收370万 增量项目收入提高12% 存量提高25% [9] 技术与发展方向 - 储能招标需关注长周期表现 包括循环寿命 全生命周期工作时长和转换效率 [4] - EMS和BMS系统迭代滞后 影响储能在"报量报价"模式下的参数申报和收益 [4] - 更大价差空间为光储氢一体化 长时储能技术提供更有利经济性验证环境 [6] - 储能具备毫秒级响应和双向调节能力 成为高比例新能源电网关键稳定器 [8] 行业转型与展望 - 储能行业需从依赖容量租赁转向多元化价值变现 推动从发展期走向成熟期 [9][10][11] - 市场化改革通过制度设计让各主体找到可持续价值坐标 如辅助服务市场按功能付费 [10]

2025 H1 全球用户侧储能出货量 Top10 - 2025年上半年全球用户侧储能出货量前十名包括REPT瑞浦兰钧、EVE亿纬锂能、宇德时代、CHTHIUM海辰储能、比亚迪等公司 [1] - 瑞浦兰钧以BATTERO品牌上榜 [1] - 亿纬锂能同时以EVE和亿纬锂能两个名称出现 [1] - 海辰储能标注有FIS标识 [1] - 榜单包含国内外多家知名储能电池企业 [1] 行业交流渠道 - 提供固态电池行业交流群的加入方式 [3] - 入群需提供公司名称、姓名、职务信息及纸质名片 [3]

新型储能市场整体表现 - 2025年6月国内新增投运新型储能项目装机规模2.33GW/5.63GWh，同比-65%/-66%，环比-71%/-72%，主要因新能源"抢装"导致并网高潮前移至5月31日前[1] - 二季度新增装机仍保持增长，达12.61GW/30.82GWh，同比+24%/+27%，高于历年同期水平[1] 用户侧储能市场表现 - 6月用户侧储能新增装机328.6MW/841.4MWh，同比+22%/+43%，环比+77%/+55%，显著优于整体市场[4] - 工商业场景主导用户侧市场，新增装机322.3MW/828.6MWh，同比+25%/+47%，百兆瓦时级项目数量创上半年新高[6] - 技术路线以磷酸铁锂电池为主（占比超99%），全钒液流电池和飞轮储能各有一个项目投运[6] 区域分布特征 - 湖南新增装机占比超30%，山东、安徽、浙江等华东地区合计占比55%，反映中东部电力供需紧张催生储能需求[10] - 浙江新增项目数量最多（占全国1/5），广东、四川项目数量占比均超10%[10] - 山东和湖南峰谷价差涨幅最大，分别达+6.9%和+3.7%[10] 政策驱动因素 - 浙江、安徽等地推出需求响应补贴政策，如温州对工商业用户响应补贴补足至4元/kWh，宁波前湾新区给予1元/千瓦时顶峰补贴[11] - 安徽备案项目同比增长超150%，浙江备案310余个项目（同比+14%），江苏、广东备案量同比下降[14] 长期市场展望 - CNESA预测用户侧储能装机2025-2030年复合年均增长率达45.8%，电力保供需求将成为核心增长驱动力[17] - "十四五"期间全国电力供需趋紧，电力缺口逐年扩大将进一步刺激用户侧储能发展[17]

浙江电网迎峰度夏电力供需形势 - 6月15日浙江电网进入为期3个月的迎峰度夏阶段 预计最高用电负荷达1.33亿千瓦 同比增长7.8% 较去年增加1000万千瓦 电力供需趋紧 [1] - 国网浙江电力将虚拟电厂等新型主体纳入需求响应体系 通过精细化 规范化 市场化手段扩充电力保供"资源池" [1] 虚拟电厂运营模式创新 - 虚拟电厂是聚合分布式电源等分散资源参与电力系统优化和市场交易的运行模式 今夏浙江新增市场化响应模式 在供需紧平衡期间D-2日确定需求 D-1日衔接现货市场和负荷管理 [6] - 明确用户侧储能可独立参与需求响应 提升储能充放策略优化意愿 扩大灵活负荷调节资源规模 [6] - 已完成11家虚拟电厂运营商能力认证 [7] 虚拟电厂补贴政策升级 - 补贴方式由"单一制"电量补贴转变为"容量补贴+电量补贴"的"两部制" 标准明显提升 [6] - 容量补贴：通过能力认证且总调节能力≥5兆瓦的虚拟电厂可获1元/千瓦·月补贴 [6] - 电量补贴：传统模式下早峰腰峰2元/千瓦时 晚峰3元/千瓦时 新增A+至D级差异化补贴 A+级可达基准单价1.3倍 [6] - 衢州对注册地在本地的运营商或用户额外给予市级固定补贴3元/千瓦时 [7] - 宁波对纳入统一管理的运营商给予区域调峰补贴 慈溪为例响应激励为1元/千瓦时 [7] 需求侧管理措施 - 设立1300余个"政府+供电"微网格 走访5.8万余家企业 开展负荷特性摸排 [8] - 针对公共机构 商业综合体 工业企业等重点用户制定空调 产线等设备用电策略 [8] - 协同政府制定外贸企业"白名单" 实行"一企一策"和"点对点"服务 [8] - 已构建集中检修 虚拟电厂 移峰填谷 需求响应调节资源池分别超100 100 300 600万千瓦 [8] - 通过分时电价 节约用电活动 组织企业集中检修调整至用电高峰等措施引导错峰避峰 [8]

浙江省2025年迎峰度夏电力需求侧管理方案核心要点 - 方案明确鼓励虚拟电厂和用户侧储能参与需求响应，力争虚拟电厂调节能力达100万千瓦，用户侧储能最大响应能力达600万千瓦[1] - 采用"一次申报、周期滚动、日前调用"原则实施需求响应，建立分时段补贴机制，包括容量补贴和电量补贴[1][4] - 方案设定了四层级响应措施：基础措施（100万千瓦）、前置措施（300万千瓦）、主要措施（600万千瓦）和兜底措施（3700万千瓦有序用电）[8][10][12] 具体工作举措 基础措施 - 通过分时电价引导工商业用户削峰填谷，目标实现100万千瓦以上削峰效果[8] - 对公共机构执行"夏季26度"空调温度规定，管控城市景观照明，开展居民节电专项行动[8] - 组织用电大户集中检修，目标形成100万千瓦检修能力[9] 前置措施 - 空调负荷调控目标200万千瓦，重点缓解早峰和腰峰时段压力[9] - 企业移峰填谷目标300万千瓦，通过错峰生产计划实现[10] 主要措施 - 虚拟电厂参与市场化响应，目标调节能力100万千瓦[10] - 用户侧储能参与需求响应，目标最大600万千瓦约定型响应能力[10] 补贴机制 - 日前削峰响应采用阶梯补贴，电量补贴封顶4元/千瓦时，容量补贴1元/千瓦·月[4][51] - 日内响应采用两部制补贴，小时级和分钟级容量补贴1元/千瓦·月，电量补贴4元/千瓦时[4] - 虚拟电厂补贴按等级差异化执行，A+级可获得1.3倍补贴[53] 实施保障 - 建立省市县三级负荷管理中心，实行24小时值班制[13] - 开展负荷管理实战演练，验证370万千瓦应急机动负荷资源池[12][13] - 全省统筹编制六轮3700万千瓦有序用电方案，要求不低于历史最高负荷30%[12] 地区目标分解 - 全省总目标：空调负荷200万千瓦、移峰填谷300万千瓦、需求响应600万千瓦、有序用电3700万千瓦[14] - 杭州承担最大份额：空调72.2万千瓦、需求响应112.7万千瓦、有序用电695.4万千瓦[14] - 宁波重点在移峰填谷（61.2万千瓦）和需求响应（103万千瓦）[14]

分时电价机制调整概况 - 全国多个省份密集调整分时电价机制，运用价格杠杆引导错峰用电，江苏省新政策将于6月实施[1] - 山东、四川等省已在今年出台政策完善分时电价机制，江西、安徽、贵州等省则在4月或5月征求意见[1] - 建立季节性差异化分时电价机制，进一步拉大峰谷价差并扩大执行范围是各省共识[1] - 分时电价改革能够鼓励电力用户错峰用电，减轻发电企业和电网供电压力，同时帮助中小企业降低用能成本[1] 各省分时电价调整特点 - 山东构建"五段式"分时电价体系，将全天划分为"尖峰、高峰、平段、低谷、深谷"五个时段[2] - 山东4月35千伏一般工商业电价中，深谷时段执行0.25元/度，晚高峰电价1元/度，尖峰时段电价1.2元/度[2] - 四川分季节划分峰平谷时段，夏季峰平谷时长分别为10、8、6小时，春秋季峰平谷时长分别为7、7、10小时[3] - 四川调整尖峰电价执行时间，取消12月和1月尖峰电价，7月和8月尖峰时长由2小时调整为3小时[3] 分时电价调整原因 - 电气化程度提高导致电力负荷峰谷差增大，新能源占比提高导致出力波动性增加[3] - 新能源出力时段变化需要调整电价机制反映真实供需关系，如将光伏出力高的11点至14点从峰段调整为低谷或深谷时段[3] - 山东通过分时电价引导，2024年午间增加填谷负荷最高达583.87万千瓦，增加新能源消纳量23亿千瓦时[4] 江苏电价改革特点 - 江苏将工商业用户分时电价计价基础由用户到户电价调整为以购电价格为基础，并优化峰谷浮动比例[6] - 执行两部制电价的用户，峰段较平段电价上浮80%，谷段较平段电价下浮65%[6] - 新政缩小浮动对象范围，导致用户感受到的峰谷价差实际缩小[6] - 江苏新政前后峰谷价差从0.85元/kWh降到0.65元/kWh，平谷价差从0.37元/kWh降到0.28元/kWh，降幅约25%[7] 对储能行业影响 - 江苏新政导致工商业储能项目收益下降，充放电模式需从"两充两放"改为"一充一放"或"两充一次高峰放一次平段放"[7] - 江苏曾是国内工商业储能投资高地，但新政将促使资方和企业调整预期[8] - 储能企业需创新收益模式，如与虚拟电厂或售电结合，同时面临老资产模式转变挑战[9] - 江苏6月起将开始电力现货市场长周期结算试运行，为储能企业提供新机会[9] 对发电企业影响 - 四川省分时电价机制调整预计减少西昌电力2025年净利润540万元，减少乐山电力2025年电力业务收益850万元[10][11] - 调整导致全年增加低谷时长180小时，减少平段时长180小时，高峰时段由用电价格较高的春秋季调整到价格较低的夏季[11] - 分时电价对供电双方签订中长期协议具有价格指导作用，可能对发电企业收入造成多级传导影响[11]