绿证核发与交易情况 - 上半年全国核发绿证13.71亿个，其中可交易绿证9.58亿个，同比增长1.49倍 [2] - 云南省、内蒙古自治区和四川省绿证核发数量均超过1亿个 [2] - 上半年全国交易绿证3.48亿个，同比增长1.18倍，其中单独交易绿证2.42亿个、绿色电力交易对应绿证1.07亿个 [2] 绿证价格趋势 - 绿证价格逐步回归合理水平，2025年上半年均价5元/个，6月均价达6.5元/个，较今年最低价增长4.4倍 [2] - 国际可再生能源电力自愿消费倡议组织（RE100）全面认可中国绿证，推动需求快速增长 [2] 分布式发电项目绿证进展 - 截至6月底核发分布式发电项目绿证8927万个，但覆盖率仍有待提高 [3] - 国家能源局在浙江、河南、广东三省试点分布式可再生能源发电项目绿证核发，主要举措包括推进项目建档立卡、电量数据归集、分类实施绿证核发和规范绿证划转 [3] - 《浙江、河南、广东省分布式可再生能源发电项目绿证核发工作方案》已印发，其他地区可参照推进 [3]

定价权限与范围 - 省内各级天然气管道运输价格由省级发展改革部门制定 原则上不再下放定价权限 [4] - 已纳入国家统一定价的跨省管道系统省内段及配套支线 省级部门不再重复定价 [4] 定价模式优化 - 从"一线一价"、"一企一价"向分区定价或全省统一价格过渡 实现与跨省管道价格机制衔接 [5] - 过渡期可通过制定标杆价格引导管道经营企业资源整合 提升管网效率 [5] 价格核定方法 - 采用"准许成本加合理收益"方法 核定准许成本与收益后结合输气量确定价格 [6] - 管道资产折旧年限原则上按40年确定 准许收益率不高于10年期国债收益率加4个百分点 [6] - 输气量最低负荷率原则上不低于50% 监管周期为3年 重大变化可提前校核 [6][7] 管道规划与投资管理 - 省级能源主管部门统一负责管道规划 需优化布局减少运输层级和重复建设 [8] - 优先支持综合实力强的存量管道企业投资新项目 促进资源集中整合 [8] - 支持符合条件的城镇燃气企业和大用户就近接入干线管道下载天然气 [9] 供气环节压缩 - 推动减少供气环节层层加价 鼓励上游企业与城镇燃气企业直购直销 [10] - 清理无实质管网投入的"背靠背"分输站 从严核定其服务价格 [10] - 多条省内管道接续供气时 可制定运输价格累加上限减轻用户负担 [10] 市场秩序规范 - 禁止管道企业以代输费、租赁费等名义规避政府定价或变相提价 [11] - 干线管网可覆盖区域不得强制统购统销加价 需落实公平接入要求 [11] - 加强价格监督检查 严查违法违规行为并公开曝光 [11] 实施要求 - 全面摸底省内管道情况 形成政府定价清单并持续更新 [12] - 需制定完善价格管理办法 明确改革过渡期和过渡方式 [12]

2025年上半年光伏发电建设情况 核心观点 - 2025年上半年全国光伏发电新增并网容量达21161万千瓦，其中集中式光伏9880万千瓦，分布式光伏11281万千瓦，户用光伏2563万千瓦 [2] - 截至2025年6月底，全国累计光伏并网容量达109851万千瓦，集中式光伏占比55%（60595万千瓦），分布式光伏占比45%（49256万千瓦），户用光伏占分布式总量的36%（17966万千瓦） [2] 分省数据亮点 新增容量 - **江苏**新增并网容量最高（2207万千瓦），分布式占比62%（1376万千瓦） [2] - **山东**新增1505万千瓦，分布式占60%（909万千瓦） [2] - **云南**集中式光伏主导（1186万千瓦，占新增总量的87%） [2] - **新疆**集中式光伏占比超99%（1951万千瓦/1959万千瓦） [2] 累计容量 - **河北**累计并网容量全国第一（8073万千瓦），集中式占比58%（4703万千瓦） [2] - **山东**分布式光伏累计容量最高（5929万千瓦），户用光伏占49%（2878万千瓦） [2] - **河南**户用光伏占比突出（2507万千瓦，占分布式总量的57%） [2] - **西藏**集中式光伏占比99%（506万千瓦/512万千瓦） [2] 结构特征 - 分布式光伏在**浙江**、**安徽**、**福建**等地新增占比超80% [2] - 户用光伏在**河北**（1959万千瓦）、**河南**（2507万千瓦）累计规模领先 [2] - **贵州**、**青海**、**宁夏**集中式光伏累计占比超90% [2]

全国电力市场发展现状 - 截至6月底全国电力市场经营主体数量达97.3万家，同比增长23.8% [2][3] - 上半年全国电力市场交易电量2.95万亿千瓦时，同比增长4.8% [3] - 国家电网经营区市场交易电量2.27万亿千瓦时（+3.3%），南方电网5238亿千瓦时（+14.2%），蒙西电网1506亿千瓦时（-0.4%） [3] - 市场主体结构：发电企业3.7万家，电力用户93.1万家，售电公司4366家 [3] 全国统一电力市场建设四大进展 跨经营区交易机制 - 国家发改委、能源局推动跨电网交易常态化，7月1日联合批复跨经营区交易机制方案 [4] 区域电力市场建设 - 南方区域电力市场6月28日转入连续结算试运行，实现多省区电力资源统一优化配置，为全球最大集中统一出清电量市场 [4] - 长三角电力市场创新探索抽蓄、皖电、绿电交易机制，6月成立市场管理委员会 [4] 省级电力现货市场 - 蒙西、湖北现货市场连续试运行一年后分别于2月、6月转入正式运行 [4] - 陕西、安徽、辽宁、河北南网进入连续结算试运行阶段 [4] 基础规则体系完善 - 国家发改委、能源局印发《电力辅助服务市场基本规则》《电力市场计量结算基本规则》，完成"1+6"全国统一电力市场基础规则体系 [5] 电力体制改革关键节点 - 2025年为电力体制改革十周年，计划初步建成全国统一电力市场 [3]

能源投资总体情况 - 上半年全国能源重点项目完成投资额超过1.5万亿元人民币 同比增长21.6% [2] - 东、中、西部地区完成投资额同比增速均超过20% [2] 新能源发电投资 - 广西、新疆陆上风电完成投资额较去年同期翻番 [2] - 广东、福建、上海海上风电投资集中释放 [2] - 集中式光伏完成投资额同比增长24.5% [2] - 分布式光伏完成投资额同比增长超70% 东中部地区保持快速增长 [2] - 光热发电完成投资额较去年同期接近翻番 [2] 能源新业态投资 - 氢能重点项目投资额实现翻番 吉林省多个在建绿氢项目加快推进 [2] - 充换电基础设施完成投资额同比增长近70% [2] - 首批车网互动规模化应用9个试点城市加快推进智能化充换电基础设施建设 [2] - 新型储能、源网荷储一体化完成投资额同比增长均超过30% [2] 民营企业投资 - 能源领域民营企业完成投资额同比增长27.8% [3] - 民营企业在分布式光伏、陆上风电等领域投资加快释放 完成投资额同比增长都在40%以上 [3] - 民营企业在充换电基础设施、集中式光伏等领域投资保持较快增长 完成投资额同比增长15%左右 [3]

国际新型储能发展形势 - 全球能源转型加速推动新型储能需求增长，各国积极出台投资、补贴、税收优惠政策支持技术攻关和产业链建设[15][16] - 2024年全球新型储能累计装机规模达1.8亿千瓦，同比增长98%，美国新增1100万千瓦，英国新增60万千瓦，澳大利亚新增90万千瓦[18][19] - 储能电池2024年全球出货量达3.7亿千瓦时同比增长65%，储能系统出货量2.4亿千瓦时同比增长超60%[19] - 技术路线多元化发展，包括锂离子电池硅负极材料、金属空气电池、液态空气储能等创新技术[20][21] - 多个大型项目落地，如美国328.7万千瓦时锂离子电池项目、英国30万千瓦构网型储能项目、沙特130万千瓦时智能组串式储能系统[21][22] 中国新型储能政策体系 - 国家层面顶层设计明确，《能源法》首次从法律层面确立新型储能功能定位，"发展新型储能"写入2024年政府工作报告[5][25] - 出台《新型储能项目管理规范》《促进新型储能并网和调度运用的通知》等文件规范行业管理[25][26] - 省级政策因地制宜，山东完善容量补偿机制，广东构建"1+N+N"政策体系，江苏建立综合收益模式[26][27] - 市场机制持续完善，13省开展电力现货市场结算试运行，近20省明确辅助服务市场规则，多地探索容量补偿机制[28] 中国新型储能装机规模 - 2024年底累计装机达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，为"十三五"末20倍，同比增长超130%[6][29][30] - 华北(2224万千瓦)、西北(1871万千瓦)为装机主力区域，合计占比55.5%[32][33] - 内蒙古(1023万千瓦)、新疆(857万千瓦)、山东(717万千瓦)位列省份前三，17省装机超百万千瓦[34][35] - 单站规模10万千瓦及以上项目占比62%，储能时长2小时及以上项目占比86%[38][39] 技术路线与产业进展 - 锂离子电池占据主导地位(96.4%)，压缩空气储能(1%)、液流电池储能(1%)为主要补充路线[56][58] - 锂离子电池技术迭代加速，500安时大容量电芯、浸没式液冷技术、构网型储能电站取得突破[59] - 压缩空气储能实现30万千瓦级关键装备自主可控，液流电池70千瓦级高功率密度电堆研发成功[60][61] - 2024年锂离子电池总产量11.7亿千瓦时(储能型2.6亿千瓦时)，产业链四大材料产量增长超20%[65][67] - 锂离子电池EPC价格同比下降25%，系统中标价降44%，全钒液流系统价格降20%[72]

全球新型储能发展形势 - 全球各国加大战略投入，美国、欧盟、韩国、澳大利亚等通过政策法案推动新型储能发展，如美国《通胀削减法案》、欧盟《净零碳工业法案》[5] - 全球新型储能市场快速增长，累计装机规模达2亿千瓦，同比增长98%，新增装机1.9亿千瓦，其中美国新增1100万千瓦、英国60万千瓦、澳大利亚90万千瓦[5] - 全球储能电池出货量达3.7亿千瓦时，同比增长65%，储能系统出货量2.4亿千瓦时，同比增长超60%[5] - 新型储能技术持续创新，包括电化学储能领域的硅负极锂离子电池、金属空气电池，长时储能领域的绝热压缩空气储能、液态空气储能等[5] - 多个重大项目落地，如美国加州328.7万千瓦时锂离子电池项目、缅因州8.5万千瓦铁-空气电池系统[6] 中国新型储能政策与市场 - 国家层面政策体系完善，出台《能源法》《政府工作报告》等文件，明确新型储能并网、调度、市场机制及安全要求[12] - 省级政策差异化推进，山东、江苏、新疆等省份聚焦独立储能、新能源融合、盈利机制优化等领域[12] - 新型储能装机规模连年翻番，2024年累计装机达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，新增4237万千瓦/1亿千瓦时，同比增长1.2倍[12] - 重点地区发展加速，江苏、新疆、浙江等7省区装机超百万千瓦，单站规模10万千瓦以上项目占比62%，时长2小时以上项目占比86%[13] 中国新型储能技术与应用 - 锂离子电池主导技术路线，占比96.4%，压缩空气储能和液流电池各占1%[22] - 应用场景以独立储能、共享储能和新能源配建储能为主，合计占比91%，其中独立/共享储能占46.3%，新能源配建占42%[14][15] - 技术创新取得进展，锂离子电池性能提升，多类技术向商业化过渡，国家重点研发计划支持中长/短时/超长时储能技术[20][24] - 试点项目推动技术转化，年均等效利用小时数911小时，浙江、江苏等省超100小时，新能源配建储能利用小时数改善至100小时[21] 中国新型储能产业链 - 锂电产业规模持续壮大，2024年全国锂离子电池产量11亿千瓦时，同比增长24%，行业总产值超12万亿元[28] - 关键材料产量增长显著，正极材料310万吨、负极材料200万吨、隔膜210亿平方米、电解液130万吨，同比均增超20%[26][27] - 储能造价水平下降，锂电池储能EPC价格降2%，锂离子电池系统降4%，全钒液流系统降2%[29] 标准体系与发展展望 - 2024年发布新型储能国家标准26项、行业标准18项，涵盖电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等技术路线[32] - 未来将强化规划引领、完善成本疏导机制、攻关核心技术、健全供应链体系，支撑清洁低碳能源体系建设[31][33]

中国统一电力市场体系加速成型 - 全国市场化交易电量突破6.18万亿千瓦时，占全社会用电量比重62.7% [3] - 新能源市场交易电量达9569亿千瓦时，占新能源发电量的52.3% [3] - 绿证交易量同比激增364%，绿电交易电量增长235.2% [3] 交易规模扩大 市场结构优化 - 全国发电装机容量突破33.49亿千瓦，全年新增装机4.29亿千瓦 [5] - 光伏、风电新增装机3.58亿千瓦，贡献全部新增装机的83.4% [5] - 新能源累计装机容量跃升至14.07亿千瓦，同比增长33.9% [5] - 全国总发电量达10.09万亿千瓦时，同比增长6.7% [5] - 风光资源新增发电量3660亿千瓦时，占全国总新增发电量的58.1% [5] - 全社会用电量攀升至9.85万亿千瓦时，同比增长6.8% [5] - 全国电力市场经营主体数量增至81.6万家，同比增长8.9% [6] - 燃煤机组已实现100%入市，超过半数新能源机组及部分燃气、核电、水电参与交易 [6] - 跨省跨区中长期交易电量大幅增长19.8%，达1.39万亿千瓦时 [6] - 省间现货市场总成交376.31亿千瓦时 [6] - 省内交易电量合计4.75万亿千瓦时，同比增长5.4% [7] 统一架构成型 绿色转型加速 - 省间电力现货市场正式启动，覆盖国家电网和蒙西电网全域 [11] - 南方区域电力市场首次实现整月结算，增送电量31亿千瓦时 [11] - 长三角电力市场创新推出"富余需求侧资源互济"等交易品种 [11] - 西北区域首创"能量换容量"机制，支援青海度夏、度冬保供电量分别达17.6亿、21.7亿千瓦时 [11] - 华中区域通过短周期常态化交易，实现最大互济电力110万千瓦 [11] - 现货市场建设全面提速，4省转入正式运行，4省开展连续结算试运行，9省完成整月以上试运行 [11] - 全国绿证交易量达4.46亿个，同比激增364%，跨省交易占比高达92.3% [11] - 绿电交易规模突破2300亿千瓦时，同比增长235.2% [11] 新业态、新主体发展 - 新型储能呈现多元化入市格局，多地政策支持储能同时参与现货和调频市场 [12] - 虚拟电厂实现破冰启航，政策明确赋予其平等市场地位 [12] - 华能、国电投等国有企业与特来电、蔚来等民营企业同台竞技 [12] - 外资企业积极参与，经营主体生态日益丰富多元 [12]

中国新型储能发展报告（2025）核心观点 - 国家能源局发布《中国新型储能发展报告（2025）》，系统总结2024年国内外新型储能发展情况，提出2025年行业展望，并梳理2021-2024年政策、技术和示范工程大事记 [3] - 新型储能在新型电力系统中作用日益凸显，促进新能源开发消纳，提高电力系统安全稳定运行水平 [3] - 截至2024年底，中国已建成投运新型储能7376万千瓦/1.68亿千瓦时，装机规模占全球总装机比例超过40% [4] 政策体系与市场机制 - 政策体系持续完善，出台《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》等文件，健全电力市场机制 [4] - "十四五"以来，新型储能发展政策的"四梁八柱"初步构建，引导行业科学发展 [4] 应用场景与调度水平 - 2024年新型储能调用情况大幅提升，浙江、江苏、重庆、新疆等多省（区）年均等效利用小时数达1000小时以上，成为新能源开发消纳的重要手段 [5] - 迎峰度夏期间，新型储能发挥"超级充电宝"功效，为电力保供提供关键支撑 [5] 技术创新与标准体系 - 2024年国家能源局发布56个新型储能试点项目，涵盖十余种技术路线，多个项目为国内首次工程应用，促进关键技术和装备突破 [5] - 12个新型储能项目入选第四批能源领域首台（套）重大技术装备依托工程，推动技术装备落地转化 [5] - 2024年超过20项电化学储能标准发布实施，覆盖规划设计、接入电网、运行控制等环节，标准体系建设水平提升 [5] 技术路线与产业发展 - 新型储能技术路线"百花齐放"，涵盖全球工程应用主要技术路线，调度运用水平稳步提高 [4] - 产业发展呈现多元化态势，有力支撑新型电力系统建设 [4]

能源供应与保障 - 上半年全国规上工业原煤产量同比增长5.4% 原油产量增长1.3% 天然气产量增长5.8% [1] - 7月全国最大电力负荷达15.08亿千瓦 19个省级电网负荷46次突破历史新高 [1] - 7月煤炭日均调度产量超1200万吨 全国统调电厂煤炭库存超2亿吨可用30天 秦皇岛5500大卡动力煤中长期合同价666元/吨较年初降27元/吨 [1] 电力装机与结构 - 上半年全国新增发电装机容量超2亿千瓦 其中支撑调节性电源新增3000万千瓦 [2] - 可再生能源发电量达1.8万亿千瓦时占全国总发电量近40% 超过第三产业与居民生活用电量之和 [1][2] - 非化石能源装机占比首破60% 风电光伏新增装机规模同比翻番 截至6月底全国可再生能源装机21.59亿千瓦占发电总装机59.2% [2] 绿色电力发展 - 上半年绿证交易量3.48亿个同比增118% 6月绿证均价6.5元/个较最低价增长4.4倍 [3] - 国际RE100组织认可中国绿证推动需求增长 可再生能源绿色电力环境价值回归合理 [3] 电力市场改革 - 全国统一电力市场建设提速 南方区域首次实现多省份电力资源统一优化配置 [3] - 长三角电力市场创新抽蓄与绿电交易机制 6月成立市场管理委员会 [3]