上市概况 - 双登集团股份有限公司于香港联交所主板上市 股份代号06960 HK 发行价格每股14 51港元 全球发售58 557 000股H股 募集资金净额约756 3百万港元 [2] - 香港公开发售部分获得超额认购超过3800倍 一手中签率0 02% 创港股史上最低纪录 全球长线基金超额认购18 75倍 [2] 资金用途 - 募集资金净额将用于东南亚锂离子电池生产设施建设 主要生产数据中心用电池 [2] - 建立研发中心 重点研究开发储能电池寿命提升 固态电池 钠离子电池及BMS技术 [2] - 加强海外销售及营销 增强全球影响力和国际销售 [2] 公司定位与愿景 - 公司定位为储能电池产品和系统解决方案提供者及AIDC智算中心能源生态构建者 致力于成为数字化基础设施的能源操作系统 [4] - 公司愿景是构建零碳算力地球 确保稳定能源供给以支持可靠智能算力 [4] 市场地位与客户基础 - 公司是全球领先的数据中心及通信基站储能电池公司 产品覆盖通信基站储能 数据中心储能和电力储能等多元化应用场景 [6] - 2024年公司在基站 数据中心备电类电池出货量位居全球首位 [6] - 客户覆盖接近30家全球百大通信运营商及设备制造商 包括中国移动 中国电信 中国联通 中国铁塔 爱立信 沃达丰 法国电信 挪威电信等 [6] - 截至2024年12月31日 公司服务中国十大自有数据中心企业的80% 以及中国十大第三方数据中心企业的90% [6] 数据中心业务增长 - 全球数据中心用电量占比预计从2024年的4 0%提升至2030年的10 1% [7] - 公司数据中心业务收入从截至2024年5月31日止五个月的人民币397 0百万元增加近120%至截至2025年5月31日止五个月的人民币872 9百万元 收入占比从28 4%升至46 7% 成为公司第一大收入来源 [8] - 公司数据中心储能产品放电倍率达到6C以上 瞬时可达10C放电 [8] - 公司牵头制定中国的《数据中心用交流UPS磷酸铁锂电池组》行业标准 [8] 研发与技术实力 - 公司拥有353项专利 其中发明专利111项 截至2025年8月8日 [9] - 公司参与制定1项国际电工委员会IEC国际标准 10项国家标准和21项行业标准 截至2025年5月31日 [9] - 公司与外部实体合作研发 包括由中国工程院院士及中国科学院院士领导的30多位行业专家组成的外部技术专家委员会 [10] - 公司钠离子电池系统已在安徽 青海 西藏及甘肃等多个省份及地区的通信公司与通信基站应用 [10] - 公司完成100Ah固态锂离子电池的制造 为固态电池技术及制造奠定基础 [11] 产品与技术路线 - 公司提供多技术路线的多样化产品 包括锂电池 铅酸电池和钠离子电池系统 [10] - 公司积极开发固态电池技术 已完成关键材料开发 [11] 行业趋势 - 人工智能和大数据对持续电源供应的依赖使储能成为支持该等技术的基础设施中的关键组成部分 [7] - 人工智能时代加快行业转向大规模 高算力数据中心的趋势 [7]

项目废止概况 - 石嘴山市大武口区发展和改革局于8月25日公告废止四个新型储能项目 总规模达650MW/1.8GWh 计划投资总额29.22亿元[2] - 废止原因包括备案文件逾期及投资主体放弃建设 涉及共享储能电站及复合电池储能技术类型[2] 具体项目明细 - 国润大武口200MW/400MWh共享储能电站：投资7.82亿元 2023年4月备案 因备案文件逾期废止[2] - 佳胜潮湖100MW/200MWh共享储能电站：投资3.8亿元 2023年8月备案 因备案文件逾期废止[2] - 高温熔盐+石墨烯复合电池储能电站：规模250MW/1000MWh 投资13.6亿元 2023年6月备案 因备案文件逾期废止[2] - 南滕中科100MW/200MWh共享储能电站：投资4亿元 2024年9月备案 因投资主体放弃建设废止[2] 政策背景与行业动态 - 废止依据为《自治区发展改革委关于促进储能健康发展的通知》（宁发改能源〔2024〕816号） 旨在推动新能源产业高质量发展与资源集约利用[4] - 宁夏近期调整储能政策 包括废止新能源配储/调峰补偿机制 并推动构网型储能项目建设（如祥核云储200MW/400MWh项目）[5]

能源供应保障与韧性 - 能源消费增量显著 "十四五"前四年能源消费增量达"十三五"五年增量的1.5倍 预计五年新增用电量超欧盟年度用电量[12] - 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50亿吨标准煤 占全球超五分之一[12] - 能源资源配置优化 东部地区40%用能来自"西电东送""西气东输""北煤南运"等能源大动脉[12] - 建成全球最大电动汽车充电网络 车桩比达2:1[13] - 能源自给率保持80%以上 消费增量90%以上由国内自主保障[17] - 新能源发电量增量占全国新增发电量近50% 推动非化石能源供应总量增长近50%[17] 绿色低碳转型 - 可再生能源发电装机占比从40%提升至60%左右 风电光伏年新增装机先后突破1亿、2亿、3亿千瓦[14] - 全社会用电量中绿电占比达三分之一 非化石能源占比每年增1个百分点 预计超额完成20%目标[14] - "十四五"期间出口风电光伏产品为其他国家减碳约41亿吨[14] - 2024年风光发电量增量超过全社会用电量增量[24] - 电能占终端能源消费比重提升4个百分点左右[25] - 截至2024年7月底充电基础设施达1669.6万个 为"十三五"末的10倍[25] 能源科技创新 - 新能源专利数占全球40%以上 光伏转换效率、海上风电单机容量等刷新世界纪录[4][15] - 新型储能规模跃居世界第一[4] 截至2025年上半年装机约9500万千瓦 5年增长近30倍[5][39] - 建成白鹤滩水电站、自主三代核电"华龙一号""国和一号"、第四代高温气冷堆等多个全球最大/首座工程[15] - 油气开发突破深地万米大关和千米深海[15] - 2024年氢能生产消费规模超3600万吨 位列世界第一 可再生能源制氢产能超全球一半[5][39] - 认证236项首台套重大技术装备项目 含世界首台套[38] 电力市场建设 - 市场交易电量从"十三五"10.7万亿千瓦时增长至23.8万亿千瓦时 翻一倍多 占全社会用电量比例从2020年40%提升至连续四年超60%[5][23] - 电力市场注册经营主体达97万家 为2020年的5倍[16] - 构建"1+6"基础规则体系 实现跨电网经营区常态化交易[21][22] - 全部工商业用户进入市场 独立储能等新主体蓬勃发展[5][23] 能源投资拉动 - 能源工业年度投资额接连突破4万亿、5万亿、6万亿大关 累计占全社会固定资产投资比重近10%[30] - "十四五"以来能源工业投资年均增速超16% 电力、热力生产和供应业投资增速超20%[30] - 2024年可再生能源重点项目投资占电源投资比重超80%[31] - 2024年新型储能、充换电基础设施、氢能等重点项目投资完成额近2000亿元[5][31] - 民营企业深度参与能源领域 电力设施建设领域民营企业占比超85% 充电运营服务商民营企业占比超80%[32] 国际合作与全球治理 - 与10多个国家签署可再生能源等领域合作协议[33] - 2025年上合组织能源部长会签约25个能源项目 金额约400亿元[33] - 与100多个国家和地区开展绿色能源项目合作[34] - 近十年助力全球风电和光伏发电项目平均度电成本分别下降60%和80%[34] 民生能源保障 - 累计安排农村电网中央预算内投资250亿元 带动农网投资超8000亿元[27] - 户用光伏装机约1.8亿千瓦 每年为农民增收约140亿元[27] - 五年来累计为用户节省投资超3000亿元[28] - 充电基础设施覆盖98%高速公路服务区[27]

财务表现 - 2025年上半年营业收入435.33亿元，同比增长40.34% [2] - 归母净利润77.35亿元，同比增长55.97% [2] - 扣非净利润74.95亿元，同比增长53.52% [2] - 储能行业营收178.03亿元，占比40.89%，同比增长127.78% [3] - 光伏行业营收225.13亿元，占比51.72%，同比增长4.84% [3] - 其他业务营收32.17亿元，占比7.39%，同比增长85.96% [3] 产品结构 - 储能系统营收178.03亿元，同比增长127.78%，毛利率39.92% [4] - 光伏逆变器等电力电子转换设备营收153.27亿元，同比增长17.06%，毛利率35.74% [4] - 新能源投资开发营收83.98亿元，同比下降6.22% [4] - 光伏电站发电营收7.61亿元，同比增长59.44% [4] - 储能系统产品收入超过光伏逆变器 [5] 地区分布 - 海外营收253.79亿元，同比增长88.32%，占比58.30% [6] - 国内营收181.55亿元，同比增长3.48%，占比41.70% [6] 研发投入 - 研发投入20.37亿元，同比增长37% [8] - 研发人员占比约40% [8] - 累计获得申请专利10541件，其中发明5690件、实用新型4142件、外观设计709件 [8] 技术产品创新 - 最新发布PowerTitan 3.0 AC智储平台，推出Flex版10尺3.45MWh、Class版20尺6.9MWh、Plus版30尺12.5MWh三款型号 [9] - Plus版能量密度超500kWh/㎡，为目前全球最高 [9] - 采用684Ah叠片电芯、碳化硅PCS，搭载PowerBidder电力交易辅助决策软件、PowerDoctor电站智能运维平台 [9] - PowerTitan 2.0 10MWh全液冷储能系统在全球广泛应用 [10] - 面向10/20kV大工业场景发布工商业液冷储能系统PowerStack 835CS [10] - 升级干细胞电网技术，首创"电池-变流器-场站"三级协同架构，发布《干细胞构网技术2.0白皮书》 [11] - 发布业内首本电芯管理白皮书《BM²T电池管理技术白皮书》 [12] - 最新推出PowerStack 255CS系统，功率125kW，容量升级至257kWh，支持2/4h方案 [13] - 工商业领域首推定制化构网技术，支持MW级园区黑启动 [13] 项目应用 - 构网技术助力英国电网频率恢复，应用于广西涠洲岛孤岛储能电站、沙特NEOM项目、西藏乃东才朋光储项目、西藏阿里60MW/120MWh全球最大构网型离网储能项目等 [11] - 助力西藏十多个构网储能电站并网，为南网首个构网型储能项目云南文山电站提供系统解决方案 [12] - 储能系统广泛应用于欧洲、美洲、中东、亚太等成熟电力市场 [13] - 所有参与的储能项目未出现一例安全事故 [13] 战略举措 - 筹划发行H股股票并在香港联交所上市，以深化全球化战略布局 [2][7]

文 | 新华社 8月25日，中共中央办公厅、国务院办公厅《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意 见》对外公布。 这份意见明确，碳市场是利用市场机制积极应对气候变化、加快经济社会发展全面绿色转型的重 要政策工具。目前，我国已建立重点排放单位履行强制减排责任的全国碳排放权交易市场和激励 社会自主减排的全国温室气体自愿减排交易市场。 这份意见提出，到2027年，全国碳排放权交易市场基本覆盖工业领域主要排放行业，全国温室 气体自愿减排交易市场实现重点领域全覆盖。到2030年，基本建成以配额总量控制为基础、免 费和有偿分配相结合的全国碳排放权交易市场，建成诚信透明、方法统一、参与广泛、与国际接 轨的全国温室气体自愿减排交易市场，形成减排效果明显、规则体系健全、价格水平合理的碳定 价机制。 中共中央办公厅 国务院办公厅关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见 （2025年5月24日） 碳市场是利用市场机制积极应对气候变化、加快经济社会发展全面绿色转型的重要政策工具。目 前，我国已建立 重点排放单位履行强制减排责任的全国碳排放权交易市场 和激励社会 自主减排 的全国温室气体自愿减排交易市场 。为推动建设更加有效、 ...

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]

公司技术突破 - 自主研发的tPower-FR1005/tPower-FC11（314Ah-104S/416S）电池组系统通过国家强制性标准GB44240-2024认证，成为行业内首批获此资质的企业 [2] - 认证由具备CMA、CNAS双重权威资质的检测机构出具，是对储能产品安全性能的权威背书 [2] - 自主研发的BMS系统具备毫秒级实时响应能力，能在极端工况下迅速启动保护机制，确保电池组稳定运行 [4] 行业标准升级 - GB44240-2024标准较推荐性标准GB/T36276-2023实现安全要求的全面升级，深度对标IEC62619、UL1973等国际顶尖规范 [4] - 新标准构建了更为严苛的安全测试体系，包括模拟极端运输环境的跌落测试、过压充电控制测试和过流充电控制实验 [4] - 标准的实施为储能产业规范化发展注入强劲动力，推动新能源储能领域向更高安全标准和更优质量水平迈进 [5] 公司战略定位 - 作为承接国家"双碳"战略部署的重要产业平台，公司已构建从核心技术研发到全流程运维服务的完整产业链体系 [5] - 此次认证彰显了公司在储能产品安全性能上的领先实力，将引领全行业加速安全技术升级 [5] - 公司持续深耕新型储能技术的创新与研发，为全球客户提供更安全、更高效、更经济的综合能源系统解决方案 [5]

全球储能需求与定位 - 国际可再生能源署预测全球需在2050年前部署4000GW储能 其中长时储能占比超40% 储能直接贡献15%碳减排量[4] - 欧盟计划2030年前投资5000亿欧元用于电网升级 每年可减少310TWh可再生能源弃电 价值230亿欧元[5] - 中国能源转型中 2060年一次能源结构中化石能源占比将降至13% 可再生能源达87% 风光装机占比超80% 发电装机总量达2021年的3.2倍[6] - 德国2045年碳中和目标下 氢电耦合系统需承担15%-20%调峰任务 绿氢成本预计从2030年5欧元/公斤降至2050年2欧元/公斤[5] 储能技术配置与系统作用 - 中国某大区电网规划显示配置1600万千瓦/6小时储能可使弃光率下降3个百分点 新增新能源消纳电量超400亿度[6] - 储能调峰作用从"日内平衡"向"跨周期调节"延伸 电网枢纽节点适合配置大容量长时储能 分布式储能侧重配微电网电力电量自平衡[6] - 氢能在工业供热和长时储能领域具潜力 但成本受电解槽利用率低于3000小时/年和电力价格驱动显著[5] 碳排放评估与碳足迹管理 - 欧盟新电池法规要求覆盖"矿山到坟墓"全生命周期碳足迹核算 对中国出口企业产生强制性影响[7] - 中国建成首个锂电池碳足迹背景数据库 覆盖正极/负极/电解液等全产业链95%物质种类 数据条目从210条提升至830条 90%数据源于2020年后新工艺[7] - 数据库采用"物质流-能量流-排放流"三位一体建模 实现电力因子动态更新 为国际互认提供基础[7] - 欧盟碳关税门槛需平衡供应链本土化与技术合作 开放碳排放评估方法论共建[8] 储能市场化价值与收益模式 - 调频辅助服务占收益50-80% 现货套利占20-30% 但各省市场化进展差异大 独立储能难以依赖单一交易品种[9] - 广东现货价差仅0.1元/度 需通过"一体多用"策略平衡收益与寿命衰减[9] - 储能碳减排需建立"基线对比"机制 区分与新能源捆绑和独立并网场景 光储项目可通过绿电溯源量化碳效益[9] - 全国碳市场已纳入钢铁/水泥/电解铝行业 碳价有望提升 储能可参与温室气体自愿减排项目方法学遴选[10] 行业挑战与发展方向 - 储能行业面临成本评估难 技术路线多样导致成本演变路径不明确[3] - 综合价值评估难 多场景收益难以量化[3] - 碳排放标准国际互认难 国内外核算体系差异显著[3] - 未来需建立容量补偿或竞价机制 参照火电标准体现储能容量保障价值[9]

政策适用范围与投资主体 - 文件适用于湖北省内分布式光伏发电开发建设管理 [2] - 各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、自然人均可依法依规投资和经营分布式光伏发电项目 [2] 分布式光伏运营模式 - 商业分布式光伏可选择全部自发自用或自发自用余电上网模式 大型工商业分布式光伏原则上选择全部自发自用模式 [6] - 一般工商业分布式光伏中 公共机构场所的上网电量可灵活确定 工商业厂房的年度自发自用电量原则上不低于年度发电量的50% [2][6] - 鼓励项目单位通过光储协同、柔性负荷调度等方式提高自发自用比例 [2][6] - 大型工商业分布式光伏可采用自发自用余电上网模式参与现货市场 其他分布式光伏发电项目上网电量原则上全部进入电力市场 [2][6] - 采用全部自发自用模式的分布式光伏发电项目不受当地可开放容量限制 [2][12] 备案管理要求 - 分布式光伏项目在属地县(市、区)备案 需通过湖北省投资项目在线审批监管平台提交项目名称、投资主体、建设地点、项目类型、建设规模、上网模式等信息 [8] - 同一投资主体、同一备案机关、单个项目的建设场所、规模及内容明确的非自然人户用分布式光伏可以合并备案 [9] - 同一用地红线内由同一投资主体分期备案或不同投资主体分别备案的工商业分布式光伏项目不得新增与公共电网的连接点 [9] - 项目备案后若法人发生变化或建设地点、规模、内容发生重大变更 投资主体需及时告知备案机关并修改信息 [9] - 大型工商业分布式光伏电力用户负荷发生较大变化或计划调整为集中式光伏电站时 需向省能源局申请并制定接网调整方案 [9] 建设管理规范 - 分布式光伏发电项目建设场所必须合法合规、手续齐全、产权清晰 投资主体需评估房屋可使用年限、屋顶载荷能力、周边环境安全 [11] - 项目需取得备案证明和电网企业并网意见后方可开工建设 [12] - 省能源局组织开展分布式光伏发电接入电网承载力及提升措施评估 建立配电网可开放容量按季度发布和预警机制 [12] - 省电力公司组织各级电网企业按季度逐站、逐线、逐台区向社会公布可接入容量 [12] - 投资主体完成备案后需向电网企业提交备案证、并网意向书、资格及权属证明等材料 电网企业需在2个工作日内书面回复 [12] - 投资主体需开展接入系统设计工作 电网企业免费为自然人户用项目提供设计方案 其他类型项目需自行设计并提交报告 [13] - 电网企业需在收到报告后2个工作日内作出受理决定 35千伏及以下接入系统在10个工作日内出具答复意见 110千伏接入系统在20个工作日内出具答复意见 [14] - 电网企业和投资主体需根据产权分界点确定接入系统工程投资界面划分 分别加强公共电网和用户内部电网的投资建设与改造 [15] - 投资主体需严格按备案信息和审查后的方案施工 建设完成后向电网企业提出并网验收申请 [15] - 项目需经电网企业涉网设备验收合格、并网调试通过后方可并网运行 [15] 运行管理机制 - 分布式光伏发电项目并网投产前需与电网企业签订《并网调度协议》 纳入电网调度机构统一管理 [16] - 电网企业可根据调峰、调频、调压、断面控制、事故应急处置等需要 对分布式光伏采取调节或解列措施 [16] - 投资主体需向用户和属地电网企业报告运维单位名称、办公地点和联系人信息 [16]

招标规模与竞争态势 - 阿根廷AMBA电池储能系统招标收到15家公司27份提案 总规模1347MW 远超500MW招标规模[2] - 政府设定授标价格门槛为参考价94%约14100美元/MW/月 但实际中标价格大幅低于参考水平[2] - 最终7个项目中标 主要来自市场地位较强企业 部分投标大容量公司如Sullair Argentina未中标[2][6] 中标企业与价格分析 - Central Puerto以10161美元/MW/月中标150MW项目 较参考价15000美元低近40%[2] - 其子公司Central Costanera以11147美元/MW/月中标55MW项目[2] - MSU Green Energy以11290美元/MW/月中标150MW项目[3] - Southern Wind以11461美元/MW/月中标[4] - Genneia和Corven集团旗下Coral Energía均获得授标[5] - 最终中标价格区间10161至12400美元/MW/月 加权平均价11336美元/MW/月[6] 项目分配与市场影响 - Edelnor特许经营区将容纳440MW Edesur将获得77MW[6] - 此次招标标志着阿根廷电力批发市场转型 首次由发电商和配电公司直接签订合同 CAMMESA充当担保人而非购电方[6] - 采购旨在加强AMBA关键节点 提升电网可靠性 推动私营部门重组[6] 项目时间规划 - 项目将于8月29日正式授标 9月5日签署合同[6] - 中标项目需在2027年1月1日启动运行 最终投运截止日期2028年12月31日[6] - 每份合同自商业运营之日起有效期15年[6]