行业动态 - 2025年第一季度，内蒙古自治区新型储能累计调用充电电量达到7.3亿千瓦时，同比大幅提高420% [1] - 同期，新型储能累计调用放电电量为6.3亿千瓦时，同比大幅提高446% [1] 行业影响 - 新型储能调用水平的显著提升，为内蒙古加快建设以新能源为主体的新型电力系统提供了有力支撑 [1]

核心观点 - 公司连续第八年发布社会责任报告 披露2024年保供电、助转型、促发展和惠民生方面的履责实践 [1] - 公司成功应对电力负荷高峰和极端天气考验 最大负荷达5204.1万千瓦 电网安全运行超11900天 [1] - 新能源装机规模4269.7万千瓦 占总装机容量55.9% 呈现"三过半一主体"特征 [2] - 高标准建设雄安新型电力系统 投运多项重点工程 供电可靠性达国际领先水平 [3] - 推出优化营商环境二十项举措 惠及客户49.91万户 提供金融服务84.53亿元 [4] - 2025年将加快储能项目落地 打造新型农村能源系统示范工程 [5] 电力保供与电网建设 - 健全"电力+气象""电力+应急"合作机制 采用机组顶峰、网间互济等组合拳保障供电 [1] - 全社会最大负荷5204.1万千瓦 电网连续安全运行超过11900天 [1] - 升级优化电网架构 打造"邢扩模式" 完成华北电网"西电东送"通道调整 [1] - 提前投运邢台、保定特高压扩建工程 石家庄"1+4"变电站等工程加快推进 [1] - 保西变电站等28项重点工程顺利投产 [1] 新能源发展与能源转型 - 建立政策、管理、市场、技术"四位一体"工作体系 推动新能源与电网协调发展 [2] - 风光新能源装机规模4269.7万千瓦 在总装机容量中占比55.9% [2] - 建成河北首个十兆瓦级水光储智能微电网示范工程 投运"风光水储"互补试点工程 [2] - 完成新能源市场化交易电量84.8亿千瓦时 绿电交易10.5亿千瓦时 绿证交易176.8万张 [2] - 服务各类充电桩接电43万个 河北南网全社会充电量突破29.16亿千瓦时 [2] 雄安新区电力建设 - 投运新区首座智慧变电站、启动区首座220千伏变电站、黄湾村"光储直柔"微电网等重点工程 [3] - 建成容西片区全地下供电网络 新建核心区域供电可靠性国际领先 [3] - 深化"获得电力马上办"服务 成立"水电气热网"共产党员联合服务队 [3] - 保障中国星网总部等103个重点项目高效接电 3.18万户居民回迁接电 [3] - 《雄安新型电力系统构建方案》通过院士专家论证并实施 [3] 营商环境优化与民生服务 - 制定优化电力营商环境二十项举措、服务民生十项措施 [4] - 拓展企业"一证办电"、居民"刷脸办电"业务场景 20类业务可线上办理 [4] - 开展"早投一个月"接电提速专项行动 助力140个重点项目提前接电 [4] - 开展"电力走千企"活动 走访企业1.1万家、解决用电难题1990项 [4] - 推广"三零""三省"服务 惠及客户49.91万户 提供"电e金服"金融服务84.53亿元 [4] 乡村振兴与农网建设 - 完成农网巩固提升工程1864项 [4] - 建成100个电靓和美乡村样板、40个富农惠民乡村电气化项目和415个电力便民服务示范点 [4] - 打造14个电力爱心超市 完成82个驻点村帮扶任务 [4] 2025年发展规划 - 统筹电力保供和能源转型 加快推动储能项目落地投产 [5] - 打造新型农村局域能源系统示范工程 建设一批中低压直流应用场景 [5] - 持续拓展"获得电力马上办"服务 推广"水电气热信"联办 [5] - 打造"高效办成一件事+跨省通办"特色服务 [5] - 高效做好雄安新区疏解项目和民生供电保障 [5] - 加快推进城农网供电能力提升 深化农村充电设施布点建设 [5]

我国新型储能行业发展现状 - 截至2024年底我国电力储能累计装机达137.9吉瓦同比增长59.9%其中新型储能装机78.3吉瓦同比增长126.5% [11][13] - 新型储能首次超越抽水蓄能成为电力系统第二大灵活性调节资源技术路线包括锂离子电池、压缩空气储能、液流电池等具有建设周期短、响应速度快等优势 [11][13][14] - 行业进入规模化阶段2024年新增储能企业8.9万家企业总数超28万家百兆瓦级项目增速显著包含三百兆瓦级压缩空气储能、六百兆瓦级锂电池储能等项目 [14] 新型储能技术多元化发展 - 锂离子电池占比最高非锂技术加速产业化压缩空气储能向三百兆瓦级以上发展液流电池、钠离子电池实现百兆瓦级应用 [14] - 新技术如独立飞轮储能、重力储能、液态金属储能逐步落地呈现多元化发展态势 [14] 行业发展面临的挑战 - 核心技术尚未完全突破包括电化学储能耐高温隔膜材料、飞轮磁悬浮轴承等技术材料与产品无法满足大规模应用需求 [16][17] - 市场机制不完善电源侧调频价格不稳定电网侧多重功能商业模式未建立用户侧依赖峰谷价差收益模式单一 [17] - 技术标准体系不健全检测认证不充分项目准入评价标准缺失全生命周期管理体系未建立 [17] 推动行业高质量发展的建议 - 强化技术创新攻关低成本、高安全性技术建设研发中心形成系统化技术布局 [19] - 完善价格机制明确行业主体地位出台财税优惠政策形成发电侧、电网侧、用户侧差异化价格体系 [19] - 健全标准规范推进检测认证体系开发专用测试设备构建全生命周期管理体系 [20]

5月9日，第九个中国品牌日到来之际，国网河北省电力有限公司(以下简称"国网河北电力")在石家庄举 行发布会并发布2024年社会责任报告，向社会披露2024年其聚焦保供电、助转型、促发展、惠民生的履 责实践。 报告还介绍了国网河北电力在加快建设雄安新型电力系统、高标准服务雄安新区发展，通过制定优化电 力营商环境二十项举措、服务民生十项措施助企惠民等方面的履责行为。 2025年，国网河北电力将统筹电力保供和能源转型，加快推动储能项目落地投产，打造新型农村局域能 源系统示范工程，建设一批中低压直流应用场景。"同时，我们将持续拓展'获得电力马上办'服务，推 广'水电气热信'联办，打造'高效办成一件事+跨省通办'特色服务，高效做好雄安新区疏解项目和民生供 电保障，加快推进城农网供电能力提升，深化农村充电设施布点建设，为加快建设经济强省美丽河北、 奋力谱写中国式现代化建设河北篇章贡献电网力量。"国网河北电力相关负责人表示。 报告显示，国网河北电力围绕河北省建设新型能源强省建设目标，贯彻新型电力系统建设部署，建立政 策、管理、市场、技术"四位一体"工作体系，推动新能源与电网协调发展，助力能源结构优化和社会绿 色低碳转型。 ...

新型电力系统发展前景 - 创新是新型电力系统发展的重要推动力，需要理论创新、形态创新、技术创新和产业创新 [3] - 到2050年全球化石能源等一次性能源占比将从65%下降到50%以下 [3] - 全球用电量将在现在的基础上增长75%，中国用电量预计增长一倍，发电量将达到20万亿度 [3] 新能源发展趋势 - 风电和太阳能在目前基础上将大幅增长，新能源发展前景广阔 [3] - 新能源开发需集中式和分布式并举，西部地区大规模开发沙漠戈壁，沿海地区发展海洋风电 [3] - 中国新能源开发速度全球领先，能源装备水平、工程能力及投资规模均处于世界前列 [3] 需求侧管理 - 加强需求侧管理和全社会节能是新型电力系统建设的重要工作 [3] - 虚拟电厂等形式是能源领域对新形态的重要探索 [3]

国家电投资产重组战略 - 公司近期通过发行股份及支付现金方式收购国家电投集团内蒙古白音华煤电100%股权，进行煤电资产内部重组[1] - 此次重组与2022年甩卖煤电资产形成对比，当时公司向中煤集团转让超2000万千瓦煤电资产，包括新源融合60%股权（作价12.65亿元）[5][6] - 2024年同步推进新能源资产处置，累计转让24家新能源公司股权，涉及光伏风电装机超3.2GW，评估价值约180亿元[9][11][12] 煤电业务周期与转型动因 - 2021-2022年煤电行业巨亏主因电煤价格上涨，五大发电集团旗舰上市公司合计亏损近300亿元，国家电投2022年煤电亏损率达60%[3] - 双碳目标推动电力央企加速绿电装机，国家电投清洁能源装机从2020年末6049万千瓦（风电3088万千瓦+光伏2961万千瓦）跃升至2024年底1.9亿千瓦，绿电占比73%[7] - 当前煤电定位被重新评估，新型电力系统要求煤电承担保供和灵活性调节功能，2030年预计电力缺口达3万亿度，风光发电难以独立填补[14][15] 新能源资产调整与市场环境 - 公司终止山东100MW户用光伏项目（实际建成9.99MW），因屋顶成本上升导致2023年净资产收益率仅1.8%[8] - 光伏发电面临消纳困境，山东电力现货市场出现0.016元/度超低价，全年负电价时段超千小时[15] - 2024年提出"均衡增长战略"，通过存量提质（转让低效资产）与增量做优并举，全年转让新能源项目涉及8家光伏公司和2家储能公司[9][12] 行业趋势与战略转向 - 电力央企从激进退煤转向新旧资产协同，国家电投煤电重组反映煤电在绿电占比超70%后的系统支撑价值[15][16] - 新能源项目收益率承压，公司2024年转让资产包括山东那仁太、天津西堤头东方等100%股权项目，以及多个控股51%-70%的合资公司[11][12] - 行业共识转向"煤电+新能源"混合发展模式，强调实际盈利与系统占比提升双重指标，而非单纯追求绿电装机规模[15][16]

电力行业科技创新现状 - 我国已成为全球新能源并网规模最大、发展速度最快的国家[1] - 2023年主要电力企业平均研发经费投入强度2.8%，科技创新投入资金1816.8亿元，较2022年增长10.49%[4] - 电网企业、发电企业、电建企业投入的科技创新资金分别为545.6亿元、861.7亿元、409.5亿元[4] - 截至2025年3月，全国电力装机达34.3亿千瓦，清洁能源装机占比超过59%，风光新能源装机首次超过火电[4] 科技创新成果与挑战 - 电力行业科技创新推动能源电力自主保障能力持续提升，形成多轮驱动的能源电力生产体系[2] - 光伏胶膜、风机主轴承等部分新能源组件仍然依赖欧美[5] - 长周期电化学储能技术有待创新发展，特高压套管、分接开关等核心装备研发尚未全面突破[5] - 大会发布5项重大成果包括35kV长距离高温超导电缆关键技术等[6] 未来发展方向 - "十五五"是我国实现碳达峰目标和新型电力系统建设的关键期[5] - 新型电力系统建设对科技创新需求非常迫切，面临"双高""双峰"特性挑战[5] - 加快核心技术攻关重点领域包括新能源发电、数智化坚强电网、储能、CCUS、氢能等[6] - 推进创新链产业链融合发展，培育高端装备、智能制造、AI大模型等新兴产业[6] 政策与建议 - 用数字技术赋能行业转型升级，加强关键核心技术攻关[2] - 构建开放协同创新体系，以科技创新支撑引领新型电力系统建设[2] - 四点建议：坚持自主创新、协同创新、体制创新、合作创新[5] - 建立以国家战略科技力量为引领、企业为主体、市场为导向的能源科技创新体系[6]

储能升压站行业概述 - 储能升压站是将储能系统与升压变电站集成的新型电力设施，核心功能包括电能存储、电压变换及并网调控，通过储能系统实现电能的充放电管理，再经升压变压器将电压提升至电网输送等级，解决新能源发电的间歇性、波动性问题 [2] - 储能升压站可按应用场景分为新能源配套型、电网侧型和用户侧型，按技术路线包括电化学储能、机械储能和混合储能，按规模可分为集中式和分布式 [3] - 储能升压站是新型电力系统的关键设施，主要作用包括提升新能源消纳能力、增强电网稳定性、优化电力经济性及推动能源转型 [5] 储能升压站与传统升压站对比 - 传统升压站仅实现单一电压变换功能，采用单向能量流动和固定容量设计，响应速度较慢，主要适配传统化石能源电网 [7] - 储能升压站集成了储能、智能调控与电压变换功能，具备双向能量流动、毫秒级快速响应和功率灵活调节能力，可直接兼容风光等可再生能源 [7] - 储能升压站在电网支撑能力、新能源适配性、经济性、环境友好性及扩展性方面显著优于传统升压站 [8] 中国储能升压站产业链 - 中国储能升压站产业链已构建起覆盖上中下游的完整生态体系，上游以宁德时代、比亚迪等龙头企业为主导，中游由阳光电源、南瑞继保等系统集成商领衔，下游应用涵盖新能源大基地、电网调频及工商业储能 [10] 中国储能升压站发展背景 - 在国家"双碳"战略和新型电力系统建设的双重推动下，储能技术已被确立为实现能源转型的核心支撑，储能升压站的战略地位在政策文件中得到进一步强化 [12] - 2024年我国可再生能源发电装机达18.89亿千瓦，同比增长24.6%，装机占比连续两年超过一半，风电太阳能发电量合计达1.83万亿千瓦时，同比增长27% [13] - 2024年我国新型储能产业全年新增装机规模突破7000万千瓦，累计装机规模达到7376万千瓦，较上年同期大幅增长130%以上 [15] 中国储能升压站行业发展现状 - 中国储能升压站市场规模呈现指数级增长态势，预计2025年将突破500亿元大关，年复合增长率有望保持在40%以上 [17] - 2025年初中国储能升压站项目呈现规模化发展态势，地域分布集中新能源富集区，技术路线标准化，开发模式以共享储能为主 [19] - 多个百兆瓦级储能升压站项目已落地，如内蒙古100兆瓦/400兆瓦时新型储能电站项目、安徽合肥100MW/200MWh储能电站等 [21] 中国储能升压站行业竞争格局 - 行业已初步形成"龙头引领、梯队分化"的竞争格局，头部企业通过垂直整合构建护城河，如阳光电源、宁德时代等 [23] - 头部企业通过技术路线和市场定位构建核心竞争力，如阳光电源布局全产业链，宁德时代依托电池技术优势，南瑞继保专注电网侧调频市场 [25] - 行业呈现技术路线分化、应用场景差异化及商业模式创新三大竞争特征 [23] 中国储能升压站行业发展趋势 - 技术迭代呈现"高压化、智能化、长时化"趋势，3500V级联方案使系统效率突破91%，AI算法实现电池健康度预测精度超95% [29] - 规模效应和商业模式创新共同驱动行业降本增效，2024年EPC单位造价已进入1.2-1.5元/Wh区间，收益模式从单一的峰谷套利拓展至容量租赁、辅助服务等多元化结构 [31] - 政策与市场机制完善催生商业价值重构，独立储能电站参与电力市场收益模式多元化，储能纳入绿色金融范畴 [32]

经营业绩 - 2025年一季度实现营业收入29.33亿元，同比增长21.49% [1] - 归属于上市公司股东的净利润2.54亿元，同比增长35.15% [1] - 扣非净利润1.93亿元，同比大幅增长176.61%，主要得益于分布式光伏电站、储能电站等项目快速推进及精细化管理带来的成本优化 [1] 战略布局 - 确立"能源资产+能源服务"双轮驱动发展模式，未来五年目标是能源服务收入占比突破50% [2] - 能源资产管理领域探索负荷预测、价差套利等增值运营场景，构建"物理资产运行保底收益+市场化服务弹性收益"双重收益结构 [2] - 综合能源服务方面拓展虚拟电厂、能源交易、节能改造等业务，江苏省虚拟电厂可调负荷规模达550MW，占省内实际可调负荷规模的30% [2] 技术创新 - 与蚂蚁数科合作推出"EnergyTS能源电力时序大模型一体机"，光伏场景发电量预测准确率显著超越国际主流产品 [2] - 发行国内首单光伏绿色资产RWA(现实世界资产)，开创"绿产"变"绿金"融资新模式 [2] 投资者回报 - 拟实施2024年度利润分配方案，每10股派发现金红利1元(含税)，合计派发约1.58亿元，占2024年度归属于上市公司股东净利润的32.34% [3] - 公司表示将依法合规运用市值管理工具，优化技术创新能力以提升经营规模和经营质量 [3] 未来展望 - 锚定"双碳"战略目标，围绕建设新型电力系统主题，加快能源资产与能源服务双轮驱动的业务转型升级 [3] - 预计能源服务业务快速发展和数字化转型将帮助公司在新型能源体系变革中确立差异化竞争优势 [3]

政策背景与意义 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布《电力辅助服务市场基本规则》，标志着我国电力辅助服务市场建设进入新阶段 [1] - 新能源装机占比超43%，其波动性对电网安全提出挑战，传统计划模式无法满足需求，需通过市场化手段激发多主体协同调节潜力 [10] - 《规则》是全国统一电力市场"1+N"基础制度规则体系的重要组成部分，为各地辅助服务市场建设提供纲领性指导 [1][24] 市场机制演进 - 我国电力辅助服务机制历经三阶段：无偿服务阶段（2006年前）、计划补偿阶段（2006-2014年）、部分品种市场化阶段（2014年至今） [12][13][14] - 东北调峰市场试点通过竞价交易实现调峰资源优化配置，辅助服务补偿规模年均增长35% [14] - 《规则》将爬坡服务纳入市场范畴，丰富电力辅助服务市场品种 [14][30] 核心价值与成效 - 市场化辅助服务收益激励煤电机组平均调峰深度从40%提升至60%，部分机组达70%-80% [16] - 电力辅助服务市场年均促进新能源增发电量1200亿千瓦时，减少弃风弃光率5.2个百分点，2024年底新能源利用率超96% [16] - 2024年电网频率合格率提升至99.999%，非计划停运率下降45%，华北区域通过跨省备用市场应对300万千瓦电力缺口 [17] 市场机制创新 - 拓宽市场主体范围，纳入储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动等新型经营主体 [6][29] - 建立"谁受益、谁承担"的费用传导机制，现货市场连续运行地区由用户及非市场化电量分摊费用 [7][20] - 强化电能量市场与辅助服务市场衔接，推动联合出清模式，实现注册准入、交易时序等环节协同 [8][30] 市场规范与监管 - 明确主体准入要求，需具备可观、可测、可调、可控能力，通过注册审核确保技术性能达标 [19] - 建立覆盖供需失衡、市场力垄断等五大风险的全链条防控机制，要求风险预警与应急处置 [8][30] - 加强全流程市场监管，通过信息披露、监测预警等方式保障市场公平透明 [31]