文章核心观点 - AI与能源的融合已被纳入国家战略体系，国家发改委、能源局提出到2027年建成5个以上能源行业专业大模型、10个以上可复制示范项目、探索100个典型场景赋能路径，到2030年能源AI技术总体达到世界领先水平[1] - AI技术通过提升储能系统的运行效率、安全性和经济性，正在从安全保障、运维提效、收益增值等角度重塑储能产业[3] - 行业内头部公司已形成基于AI的资产运营共识，并通过加大研发投入和跨界合作来布局AI能力[3] 国家战略与政策支持 - 《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》首次将“AI+储能”纳入国家能源战略[1] - 政策目标包括推动能源数据分类分级技术、隐私计算技术以及智能数据动态加密等技术研发，优化数据分享机制，确保能源数据全流程安全可靠[10] 企业应用与布局进展 - 海博思创基于现有的AI+大数据分析能力，规划储能资产的后端运营布局，其“AI+储能应用场景解决方案研发项目”累计投入约201万元[3] - 能辉科技与蚂蚁数科战略合作，共同开发“能源AI智能体”应用，从投资、运营、资产退出三大环节重构新能源项目管理范式[3] - 阳光电源的iSolarBPS系统可实现50多项指标的五维诊断，百兆瓦电站诊断报告生成仅需1分钟，运维效率提升30%[8] - 华为的AIBMS系统能对热失控等关键故障实现24小时提前预警，并将误报率控制在每月0.1%的低水平[8] - 宁德时代推出的天恒·智储平台致力于通过融合AI大模型与机理算法，构建覆盖预警、分析、体检和运维的全套标准化能力[8] - 科华数能、远景能源、天合光能等企业也纷纷推出各自的AI储能解决方案[7][8] AI在储能安全运维的应用 - AI融合诊断技术可以实现电池故障的精准识别与提前预警，预测电池安全寿命，降低电芯的衰减率，从而延长电池使用寿命[4] - 在运维环节，AI可将传统故障后维修的被动链变为提前预警的主动链，使运维人员角色从“修理工”转为“决策把关者”，提升效率的核心是流程重构[5] - AI驱动安全检测升级，包括通过声音监测识别电池阀门破裂声、短路火花声等异常声音，以及通过温度传感器和红外热像仪分析温度趋势，识别过热或火灾风险[5] - 领储宇能在电芯的安全性诊断、寿命分析等方面训练具体的AI模型，并在发电预测、负荷预测以及电力交易中引入算法模型[5] AI在储能经济效益的应用 - 基于AI模型的交易算法可以实现高精度的电价预测、整站调度决策、充放电策略优化等，提升运营收益[6] - AI技术可以将电源、电网、负荷和储能系统深度融合，通过实时优化能源系统的运行策略，动态调整储能充放电，最大化能源利用效率，并为AI算力中心提供清洁电力，降低运营成本和碳排放[7] - 利用AI对电站的历史运行数据进行训练，可建立电池老化模型，实时评估健康状态，支持梯次利用决策与更换优先级排序，优化充放策略以最大化收益[6] - 储能后市场整体服务市场规模预计在2030年将达到400亿元至500亿元[6] 行业发展挑战与瓶颈 - AI大模型训练本身带来电力供需矛盾问题，在新能源消纳能力受限的背景下，可能加重电网在电力调配与承载方面的压力[9] - 数据安全与隐私保护至关重要，在电力现货交易环节，数据被篡改会直接导致经济损失[9] - 随着应用场景深入，系统对算力的需求水涨船高，出现“算力饥渴”，其解决依赖于算力基础设施AIDC的发展[10] - AIDC的高能耗与储能项目的收益不确定性，使得两者的深度耦合面临商业模式的考验[10] - 全球计算联盟预测，未来两三年内AIDC建设将保持每年40%以上的年增速，到2030年前后年增长率或在10%左右[10]

源网荷储发展目标与市场前景 - 中国提出到2035年风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦的目标[2] - 截至8月底风光累计装机为17亿千瓦，距离目标还有19亿千瓦的增长空间[2] - 源网荷储协同发展具有保障能源安全、推动双碳目标达成、培育新经济增长点同时降低用能成本三大战略意义[5] 电力系统演进路径与技术挑战 - 电力系统演进将沿离网示范与市场化突破双重路径并行推进[3] - 电力市场化改革打破以往计划电的确定性，新能源资产收益将面临市场波动挑战[3] - 当前部分构网型储能为伪构网，存在储能变流器简单超配、构网算法不成熟、未经实测验证等问题[3] AI储能的核心价值与解决方案 - AI储能核心价值归纳为交易智能体和构网智能体两大关键模块[5] - 交易智能体具备从电力预测、交易控制到实时感知市场动态的全链路能力，实现自动驾驶式交易[5] - 构网智能体是物理层面的智能体，能实现主动生成式构网，保障电网稳定运行[5] - AI储能创新实现从软件算法到硬件如电芯的全链条覆盖，打破重软轻硬或重硬轻软局限[5] 行业落地障碍与市场问题 - 技术标准不统一、接入电网困难、市场机制不健全是项目落地主要障碍[6] - 市场存在余电倒送导致高比例弃电或超额配置储能、市场化机制滞后、电费构成缺乏透明标准、企业管理难度大四大问题[6] 破局之道与未来展望 - 解决源网荷储痛点的关键在于具备全链条系统集成能力的企业，需懂源网荷储、懂智能、懂制造[7] - 通过端到端一体化技术耦合可再生能源发电、多形态储能、物联网及数字化等系统性技术，可形成完整绿色能源生态系统[7] - 在电力市场化改革和离网模式并行背景下，AI储能将成为破解源网荷储协同难题的关键技术路径[7]

1192号文政策核心 - 1192号文是新能源上网价格改革和零碳园区建设的重要配套政策，明确了绿电直连和源网荷储项目的接网费用，为零碳园区提供了关键价格支撑[2] - 该文件为零碳园区建设提供了清晰的市场化操作指南，强调“谁受益、谁负担”的原则，推动成本分摊精细化和项目自平衡能力提升[4] 内蒙古新能源发展现状 - 内蒙古新能源总装机、新增装机及新型储能装机均位居全国首位，预计至今年底新能源装机规模将突破1.75亿千瓦[1] - 新能源装机快速扩张导致消纳能力不足问题凸显，成为制约产业发展的关键瓶颈[1] 零碳园区模式与目标 - 内蒙古为零碳园区拟定“80%园区自用、20%上网交易”的绿电供应模式，零碳园区成为新能源就近消纳和吸引负荷投资的关键载体[1] - 国家要求零碳园区绿电消纳比例需达到80%甚至90%以上，原则上绿电直供比例不低于50%[4] 价格与成本机制 - 建立利益协调与价格调节机制，强化源网荷储协同，以稳定成本预期并塑造零碳园区的绿色低电价优势[1] - 1192号文推动电力基础设施成本从用户平均分摊转向“谁受益、谁负担”的精细化模式，绿电直连项目需公平承担输配电费和系统运行费[2][4] - 新规引导从强制配储转向市场化灵活配置储能，鼓励企业根据自身负荷调节能力降低用能成本，例如铁合金项目可通过“荷随源动”减少配储需求[4] 政策实施挑战与优化 - 绿电直连专线建设可能面临重复投资和资源占用问题，建议推广广义绿电直连模式，通过大电网送电至园区再分配负荷[5] - 需做好新老项目衔接，支持有利于降成本的已建或在建项目按新规调整，若成本上涨则建议选择性执行新规要求[5]

微电网管理平台建设 - 江苏首个覆盖源网荷储全链条的市级微电网管理平台于4月上线运行 由南通市发展改革委与国网南通供电公司联合推出[1] - 平台实时监控光伏发电量 储能装置运行状态 用电负荷等数据 并可评价企业新能源消纳率及零碳率指标[1] - 企业通过平台按月生成用能分析报告 可直观掌握能效水平 并按生产需求选择用电策略实现智能负荷调节[1] 微电网系统功能 - 微电网由光伏 储能等分布式电源与配电设施 能量管理系统组成 被形容为大电网的毛细血管[1] - 在电网需要外援时可调用企业可调资源助力电力平衡 微电网内部出现波动时大电网也能提供电力支持[1] - 智能微电网作为江苏电力保障夏季用电的四张网之一 提升电网调控韧性及应急能力[2] 平台接入规模与成效 - 南通微电网平台已接入39个微电网项目 覆盖车网互动 建筑能效 智能制造等5种典型应用场景[2] - 累计整合光储充等资源344兆瓦 发电量约6012万千瓦时 新能源消纳率达97%[2] - 江苏今夏最高用电负荷达1.55亿千瓦 较去年最高值增长5.99%[2]

业务范围 - 公司全资子公司湖南鸿宇通过微电网、智慧能源、虚拟电厂等技术实现能源高效利用和优化供需平衡 [1] - 业务为城市社区、产业园区等场景提供源网荷储一体化整体解决方案 [1] - 业务涵盖电力储能系统的集成应用 [1] 项目进展 - 旗下首个先锋示范项目一期鸿新新能源屋顶分布式光伏5.15MW电站已投入运营 [1] - 当前运营模式为自发自用 [1] - 正在积极申报国家级、省级源网荷储试点项目 [1] 技术合作 - 依托市场化合作实现技术整合与方案落地 [1]

产能与建设进展 - 新建7万吨负极材料产能已于近期投料试生产 下半年一体化产能将达到较高利用水平[2] - 20万吨负极材料一体化项目配备58万千瓦源网荷储绿电供应 绿电覆盖比例超过50%[3] - 源网荷储一期项目预计年底建成 配套储能配置容量11.6万千瓦/4小时[5][6] 技术研发布局 - 已完成沥青基硅碳负极产品中试并展开客户送样[2] - 开发生物质硬碳小试工艺 同步研发煤基及沥青基硬碳产品[2] - 与科研院所及上下游客户开展协同研发 储备新技术路线[3] 区位与成本优势 - 内蒙古生产基地平均电费较低 显著降低石墨化高耗电成本[3] - 当地风光资源丰富 年均风力和光照等效时长大幅高于全国水平[3] - 低温环境缩短炉料降温周期 提高生产效率[3] - 乌兰察布市为全国最大负极材料产业集群之一 上下游协同效应显著[3] 资本运作与资产规划 - 正推动控股股东将邢台旭阳新能源、恒胜新能源相关资产注入上市公司[6] - 重大资产重组处于尽调、审计阶段 涉及港股上市公司程序[7] - 标的资产体量大 后续需履行董事会、股东大会及监管审批程序[7] 经营与市场策略 - 通过产能释放、客户开拓及降本增效措施改善经营业绩[7] - 借力旭阳集团国际化布局 以产业链出海、产品出海等多模式拓展海外业务[6] - 采用高度集约化、智能化、科学化的生产设计 提升单产水平和管理效率[3] 风险提示 - 硅料项目暂无具体启动时间表[3] - 股价受资金轮动、投资者预期等多重市场因素影响[3] - 重组进展及毛利率改善存在较大不确定性[6][7]

零碳园区政策演进 - 中国园区低碳化发展经历了生态园区、低碳园区、近零碳园区、零碳园区多个阶段 [3] - "十一五"期间原国家环保总局首次发布生态工业园区标准 将发展低碳经济作为重点纳入生态工业示范园区建设内容 [4] - "十二五"期间工信部和国家发改委联合开展两批次低碳工业园区试点示范论证实践 [5] - "十三五"时期国家规划纲要将碳排放强度正式纳入考核 [6] - "十四五"时期零碳园区建设从地方试点跃升为国家战略 2025年三部委联合发布《关于开展零碳园区建设的通知》 零碳园区建设迈向系统部署阶段 [6] 零碳园区核心任务 - 能源结构转型需科学配置储能等调节性资源 因地制宜发展绿电直连 [7] - 园区节能降碳需推动企业能效碳效诊断 建设极致能效工厂 [7] - 产业结构调整需布局低能耗新兴产业 探索"以绿制绿"模式 [7] - 资源循环利用需健全废弃物循环网络 提升固废综合利用率 [7] - 基础设施升级需推进能源系统改造 新建建筑执行超低能耗标准 [7] - 技术创新应用需打造低碳零碳负碳技术示范场景 [7] - 提升能碳管理需建设园区能碳管理平台 实现负荷监控与调配 [7] - 支持改革创新需支持多主体参与 探索虚拟电厂等新模式 [7] 园区配储政策要求 - 多地政府规定园区配储比例需达15%-30% [2] - 上海市要求储能系统配置比例≥15%（创建单位）至≥30%（标杆单位） [8] - 江苏省要求园区内新型储能容量≥日均用电量的10% [10] - 四川省在园区评价指标体系中设置"新型储能系统容量占园区日均用电量比重"评价值 [10] - 内蒙古自治区提出储能配置比例≥15%（创建阶段）至≥30%（标杆阶段） [10] - 湖南省要求储能配置比例≥15% [10] - 山西、吉林、安徽、江西、山东、湖北、湖南、福建、云南、广东、重庆、浙江、河北、陕西、宁夏、贵州也出台零碳园区建设方案或评价要求 [9] 绿电消费强制比例 - 国家发改委、国家能源局要求钢铁、水泥、多晶硅行业2025年绿电使用比例为25.2%~70% [14] - 国家枢纽节点新建数据中心2025年绿电使用比例要求为80% [14] - 这些重点考核行业对绿电消纳能力、供电稳定性有严格要求 需通过储能等灵活资源进行科学调节 [15] 园区市场潜力分布 - 中国省级国家级园区2543家 其中国家级开发区552家 省级开发区1991家 [16] - 以上园区覆盖80%工业企业、产生50%工业产值、90%的创新、60%能耗、31%碳排放 [16] - 园区主要分布在广东、山东、江苏、河北、河南、四川、湖南、浙江、安徽、湖北等地 是园区绿电发展的优势机会区域 [16] - 规模以上工业企业主要分布在广东、江苏、浙江、山东、河南、福建、湖南、湖北、四川等省份 [16] - 山东、内蒙古、新疆、河北、广东、江苏等地高耗能行业用电总量较大 [17] 绿电发展区域模式 - 可再生能源大省具有绿电开发直供优势 可针对高耗能园区开展集中式新能源开发直供 通过配置储能实现"发-储-用"闭环 [17] - 东南沿海省份需通过购买绿电或绿证实现用能绿色转型 通过与分布式能源相匹配的源网荷储模式与外购绿电形成互补 [17] 绿电实施路径对比 - 绿电直连是指绿电通过专用直连线路向单一用户供电 实现"发电-用电"的物理直连 可实现物理溯源 [14] - 源网荷储是更宏观的概念 强调电源、电网、负荷、储能四大环节的深度协同互动 实现电力系统安全高效低碳运行 [14] - 绿电直连侧重满足企业绿色用能需求 提升新能源就近就地消纳水平 [14] - 源网荷储目标更具全局性 着重提升电力系统灵活性、稳定性和经济性 [14] - 绿电直连主要用于对单个或少数几个临近的大型电力用户提供电力支撑 [14] - 源网荷储多用于区域电网、微电网、园区系统场景下的用能模式 [14] 新型储能应用意义 - 推动新能源就近消纳 实现用能安全保障 [21] - 优化能源配置 降低园区综合用能成本 [21] - 充当"能源调节中枢" 破解供需失衡难题 [21] - 激活多元市场机制 构建商业盈利新生态 [21] 零碳园区典型案例 - 鄂尔多斯零碳产业园是全球首个实现"风光氢储车"全产业链闭环的园区 80%能源直接来自风电、光伏及储能 20%通过智能电网调节绿电交易补足 年减排达1亿吨 规划2025年实现3000亿元绿色产值 [22] - 北京金风科技亦庄智慧园区是国内首个获得可再生能源"碳中和"认证的园区 构建集风、光、燃、储、充于一体的智能微网 包含2台总容量4.8MW的风机、1.3MW分布式光伏、1台600kW+2台65kW微燃机 部署总容量2.9MWh的混合储能系统 [23] - 江苏江岛智立方零碳园区是南京市首个零碳园区项目 采用"光储直柔"技术 屋顶光伏年发电量超200万千瓦时 可再生能源自给率达85% [23]

虚拟电厂发展现状 - 浙江省虚拟电厂数量达40家 其中宁波市占4家[2] - 宁波虚拟电厂聚合172户用户 签约调节能力达41.3万千瓦 规模位列全省前列[2] - 宁波虚拟电厂成为浙江省规模最大 调节次数最多 收益最高的虚拟电厂聚合商 累计参与响应65次 收益达300万元[3] 削峰响应成效 - 宁波虚拟电厂在8月8日用电晚高峰期间调节负荷12.9万千瓦 贡献响应电量25.8万千瓦时 占全省出清总容量25%[2] - 福明充电站通过连续4天削峰响应累计调节负荷2258千瓦 贡献响应电量1279千瓦时 参与用户累计收益970元[1] - 宁波钢铁公司采用轧机错峰与储能调节双轨策略 瞬时削减负荷5.6万千瓦[2] 技术创新突破 - 福明智能充电站集成光伏发电 储能仓 V2G双向桩等设备 构建多元融合微电网生态[3] - 站内配备114千瓦光伏顶棚 880千瓦时储能系统 32个智能充电车位及日服务超300车次换电设施[3] - 微电网智控系统运用人工智能与区块链技术 将系统能效损失从30%降至10% 提供2兆瓦灵活调节能力[3] 商业模式创新 - 建立响应激励机制 企业按实际响应电量获得补贴[2] - 充电站将削峰收益通过服务费减免反馈用户 形成响应越多优惠越大的良性循环[4] - 工业园区整体签约参与削峰响应 形成持续稳定的聚合机组[2] 未来发展规划 - 三年内推广福明模式至50个光储站点 10个工业园区和500家企业[4] - 构建500兆瓦级城市能源特种部队[4] - 推动负荷设备转型为能量神经元 实现配电网由单向输流向双向互动变革[4] 应急保障功能 - 福明站具备孤岛运行模式 可为1000人次提供基础用电或100台电动车提供2000千瓦时应急电量[4]

股价表现 - 8月26日盘中涨停9.98% 收盘价21.37元/股 成交额32.3亿元 换手率41.83% 总市值103.62亿元 [1] - 股东户数11.2万户 人均流通股3450股 [1] 财务数据 - 2025年1-6月营业收入8.04亿元 同比增长25.08% [1] - 同期归属净利润亏损2357.15万元 但同比改善58.35% [1] 公司业务 - 主营高端能源装备与工业服务 业务涵盖流体控制/液冷温控/零碳数字能源解决方案 [1] - 产品应用于风电/核电/储能/石化/军工等领域 [1] - 以"流体控制技术+智能能源装备"为双轮驱动 构建"源网荷储"综合能源生态 [1] 企业定位 - 深耕行业三十余年 注册地址四川省自贡市高新工业园区 [1] - 致力于推动绿色低碳与高质量发展 [1]

公司战略与产能 - 海辰储能选择专注储能赛道 具备从材料体系到产品体系、从系统集成到整站服务全链条能力 [1] - 公司第100GWh产品在重庆铜梁下线 全球出货量排名从2023年第五跃升至2024年上半年第二 [1][3] - 厦门和重庆制造基地自3月起持续满产 订单已排至9月、10月 [1][5] 产品与技术突破 - 2023年12月发布全球首款千安时长时储能电池 2024年6月量产∞Cell1175Ah专用电池 [3][4] - 推出∞Power 6.25MWh储能系统 大容量电池核心价值在于度电成本优化 [4] - 2021年已关注长时储能需求 但当时市场认知尚不清晰 [3] 行业供需状况 - 2024年中国储能电芯规划产能超1000GWh 实际出货量仅300GWh 产能利用率不足35% [1] - 2024年新型储能新增装机77.3GWh 行业存在产能过剩担忧 [5] - 宁德时代、亿纬锂能等企业产线满负荷运转 出现"客户加价也排不了单"的供需紧张局面 [5] 政策与市场风向 - 2019年电网侧储能政策限制导致投资停滞 当前政策转向支持长时储能技术创新 [2][3] - 国家能源局要求强化长时储能技术攻关 明确2030-2060年多类型储能系统需求 [3] - 行业发展阶段类比2016-2017年动力电池 应用场景拓展与成本下降驱动增长 [5] 海外市场拓展 - 2025年1-6月全球储能电芯出货量226GWh 同比增长97% [6] - 公司海外收入占比从2023年1%提升至2024年28.6% 毛利率超40% [6] - 采用本地化运营策略 从单纯产品出口转向提供整体解决方案 [6] - 三一硅能通过"光储柴一体化"方案助客户降低用电成本约50% 探索"EPC+F"等出海模式 [6]