煤炭供应保障 - 高标准建设蒙西和蒙东煤炭供应保障基地 优化煤炭开发布局 对安全高效煤矿产能核增实行即报即审[1] - 高头窑和乌海等2处矿区总规 纳林希里和苏布尔嘎等2处新建煤矿 长滩和玻璃沟等13处产能储备煤矿获国家批复 天赐源和刘胡梁等6处煤矿实现复工复产 共计涉及产能1.26亿吨/年[1] - 上半年煤炭产量6.4亿吨 同比增长0.7% 其中约60%运往东北 华北 华东等主要消费地区[1] 电力供应与绿能发展 - 新增电力装机1191万千瓦 总装机达2.7亿千瓦 发电量4167亿千瓦时 增长4.7%[2] - 蒙电外送1656亿千瓦时 增长7.7% 占全国跨省区外送电量超六分之一 其中绿电占比达29.6% 较去年同期提高9个百分点[2] - 优化调整蒙西电力中长期交易规则12项举措 修订绿电交易实施细则 新增跨省区绿电交易机制 完善多年期绿电交易机制[2] 油气资源开发 - 原油产量165.7万吨 增长2.9% 天然气产量168.8亿立方米 同比持平 煤层气产量263.5万立方米 增长30.4%[3] - 蒙气外供占产量比重超60% 保障区内及京津冀地区民生用气需求[3] - 推动内蒙古地矿集团与中国石油 中国石化深化合资合作 共同开发煤层气等非常规油气资源[3] 电网基础设施建设 - 蒙西至京津冀特高压电力外送通道获国家发改委核准[3] - 新投产500千伏工程10项 110千伏及以上智能变电站5座[3] - 铝都—兴安平川500千伏电网工程全线贯通 支撑蒙东电网建成七横一纵主网架结构[3]

政策目标与装机规划 - 2027年全国新型储能装机规模目标达到1.8亿千瓦以上 带动项目直接投资约2500亿元 [2] - 新型储能技术路线以锂离子电池为主 同时拓展多类技术路线及应用场景 [2] - 新能源就近消纳项目要求自发自用电量占比不低于总可用发电量的60% 总用电量占比不低于30% 2030年起新增项目提升至35% [3] 技术突破方向 - 重点攻关长时储能技术（≥8小时） 包括新型液流电池、压缩空气储能、重力储能等 [4] - 发展高安全性技术 涵盖本质安全材料、智能监测与预警技术、高效灭火与隔离技术 [4] - 突破智能化与数字化技术 如数字孪生、AI调度算法、源网荷储一体化控制技术 [4] - 完善电池回收利用体系 重点发展梯次利用技术、高效拆解与再生技术 [4] 应用场景拓展 - 电源侧推动新能源基地及退役火电厂场地建设储能 电网侧在关键节点建设独立储能电站 [5] - 创新工业园区、算力设施等场景应用模式 包括绿电直连、虚拟电厂等 [5][6] - 数据中心用电量2025年达2000亿千瓦时 大规模储能成为保障零碳数据中心电力供应的刚需 [7] 市场机制与价格政策 - 推动"新能源+储能"作为联合报价主体参与电能量市场交易 完善容量电价机制 [8] - 就近消纳项目按容(需)量缴纳输配电费 下网电量免缴系统备用费及输配电量电费 [8] - 容(需)量电费计算方式为：现行容(需)量电费+电压等级电量电价×平均负荷率×730小时×接入容量 [8] 行业增长与投资方向 - 储能行业有望成为新能源领域新增长极 吸引社会资本投入 [9] - 重点关注新型储能技术攻关企业、海外拓展企业及锂电产业链企业 [9] - 数据中心算力电力协同趋势下 关注计量装置、功率预测、电网接入设备供应商 [9]

公司运营与政策影响 - 1-8月山西省全社会用电量同比增长7.09% 高耗能企业限产政策未对电力消纳产生影响 [2] - 上半年发电量同比下降13.02% 主要因全省新能源装机容量增加导致火电利用小时降低 [2] - 供热量同比增长6.95% 主要受益于下属塔山电厂业务发展 [2] 业务发展与战略布局 - 公司已布局火电储能业务 未来考虑拓展虚拟电厂及参与山西省风光火储一体化项目 [3] - 正在进行大容量低煤耗高效能机组建设规划 不断提升优良资产占比 [4] - 平顺光伏项目已投产 和顺与潞城光伏项目分别于去年12月及今年6月投产 预计年贡献发电量2.2亿千瓦时 [5] 电力市场与技术创新 - 山西电力现货市场全天96个时段电价波动显著 最高达1.5元/千瓦时 最低出现0电价 [5] - 调峰机组改造后实现高电价时段满发低电价时段压负荷 有效提高综合结算电价 [5] - 2025年将持续加大研发投入 重点支持煤电机组调峰深度、灵活性及节能降碳技术升级 [5] 财务与资产管理 - 应收账款主要为国补电费 按国家财政补贴发放要求逐步回收 [5] - 对日常经营性应收账款实施回收督促机制并建立激励约束制度 [5] - 通过聚焦主业提升经营效率、加强投资者关系管理等措施强化市值管理 [4] 市场参与与区域规划 - 公司全部电力产能参与电力现货交易 [5] - 将根据业务需求和市场变化审慎规划区域扩展策略 适时优化业务布局 [5] - 通过优化机组运行和合理报价策略提升负荷率 确保发电利用小时保持省内前列 [2]

周乃翔来到济南新旧动能转换起步区绿色低碳车网互动充换电示范站，实地察看运营监控中心和室外充 电设备，强调要进一步提升设施数字化、智能化、融合化发展水平，优化设施布局，丰富应用场景，加 强安全管理，更好满足企业和群众充电需求。在国网山东超高压公司，他详细了解大电网安全、迎峰度 夏电力保供等情况，要求统筹做好省内机组科学调控、省外来电稳定送入等工作，发挥新型储能"顶峰 填谷"作用，确保电力可靠供应。 随后，周乃翔主持召开电力供应保障座谈会。他指出，能源电力是经济社会稳定运行的基础保障。近年 来，全省电力系统履职尽责、担当作为，扎实保障电网安全运行和电力稳定供应，为全省经济社会发展 作出了积极贡献。希望国网山东省电力公司继续做好保供应、优服务等各项工作，在推动绿色低碳高质 量发展中展现更强担当。要加快推进能源绿色低碳转型，培育壮大电力领域战略性新兴产业，更好助力 发展新质生产力。要持续优化电力营商环境，提升"获得电力"服务水平，推动各类涉电惠企政策直达快 享。要扎实办好民生用电实事，实施好农网巩固提升工程，加快推进城市非电网直供小区供配电设施改 造升级，加强充电基础设施建设。要抓紧抓实电网安全生产，加强电力供需平衡 ...

工程概况 - 世界规模最大的清洁能源基地直流送出工程 输电能力最强 技术水平最先进 投资规模最大的柔性直流输电工程 [2] - 工程于2025年6月获得国家发展改革委核准 输电线路全长约2681千米 跨越西藏 云南 广西 广东四省区 [2] - 输送容量达1000万千瓦 2029年全面投运后每年可向粤港澳大湾区输送超430亿千瓦时电能 [2] 技术特点 - 西藏清洁电力送出的首条多端特高压柔性直流工程 面临4300米超高海拔直流输电新技术研发与成套新装备研制挑战 [4] - 需攻克2000万千瓦级新能源并入弱电网与直流送出核心技术 自主研制大功率半导体器件 大容量换流阀等全套特高压核心装备 [4] - 创新构建对大电网安全的主动支撑能力 进一步巩固扩大我国在国际电力工业领域的领先优势 [4] 能源效益 - 输送电能100%为清洁能源 可替代标准煤消耗约1200万吨 减少二氧化碳排放约3300万吨 [2] - 依托西藏玉曲河 察隅曲 克劳龙河等流域"水风光一体化"清洁能源基地 送端两个换流站共汇集超过2000万千瓦清洁能源 [3] 经济影响 - 工程总投资约532亿元 配套"水风光一体化"电源基地投资超过1500亿元 [3] - 带动一系列上下游装备 施工产业增长 高峰期预计将带动10万余人直接就业 [3] 建设运营 - 由中国南方电网有限责任公司和国家电网有限公司合作建设 由两网联合成立的广东藏粤直流电力运营有限公司负责投资建设运营 [5] - 我国首个跨过青藏高原 云贵高原和华南丘陵三级地理阶梯的特高压工程 全线近90%为山地 30%为高山大岭 [5] - 在少人区 无人区探索少维护 免维护设计 全面推广机器代人 发展应用数字孪生和人工智能等新技术 [5]

行业背景与发展驱动力 - 火电在中国电力领域占据主导地位，截至2025年7月末，火电发电装机容量达14.87亿千瓦，占比40.5% [3] - 能源结构转型背景下，火电行业面临保障能源安全与实现低碳转型的双重压力 [3] - 政策支持是核心驱动力，国家层面及地方政府（如山东、上海、吉林）均出台政策，明确鼓励探索火电合理配置新型储能，以提升调节能力和整体效益 [7][8] 市场现状与装机规模 - 新型储能行业进入快速发展阶段，2024年全国新型储能累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时 [3] - 火电配储在新型储能中占比较小，2024年装机规模为140万千瓦，仅占新型储能总装机规模的1.9% [1][3] - 截至2024年底，全国共有34座火电配储电站运行满一年，装机容量在5MW至100MW之间 [4] 技术应用与配置特点 - 火电配储主要用于提升火电机组的调频、调峰能力，增强电力系统稳定性和灵活性 [5] - 储能系统需具备高可靠性、高安全性、快速充放电响应、高循环寿命（匹配频繁充放电）、高能量利用率（>97%）及高度集成化等特点 [5] - 储能时长普遍较短，全部在2小时及以下，以适应电网调频、瞬时电压支撑等短时调节场景；截至2024年末，0.5小时、1小时、2小时配置占比分别为42%、55%、3% [1][3] 利用水平与运营表现 - 火电配储利用率显著高于其他应用场景，2024年年均等效充放电次数达897次，相当于日均完成2次以上完整充放电 [1][3] - 尽管利用率高，但2024年充放电次数较2023年下降了约118次 [1][3] - 2025年第一季度，火电配储的日均利用小时数为3.87小时，环比降低0.12小时，但同比提高1.23小时 [1] 项目动态与案例 - 2025年有多個火电配储项目落地，案例包括华能伊敏火电厂16MW×10min混合超容调频储能项目、华能阳逻电厂超级电容耦合火电调频项目、陕西省首台（套）火储调频项目等 [1][4]

指数表现 - 中证新能源指数收盘上涨1.6% [1] - 中证上海环交所碳中和指数收盘上涨1.4% [1] - 国证新能源电池指数收盘上涨1.2% [1] - 中证光伏产业指数收盘上涨0.4% [1] 资金流向 - 储能电池ETF（159566）全天获6100万份净申购 [1] - 该产品九月以来合计获超9亿元资金净流入 [1] 储能行业动态 - 8月国内储能系统招标容量达47.2GWh 实现同比环比快速增长 [1] - 国内储能系统保持高订单需求 反映新型电力系统建设对储能的高度需求 [1] - 行业需求为未来两年国内储能市场平稳发展奠定基础 [1]

核心观点 - 山东电网在夏季用电高峰期间成功应对1.3021亿千瓦的负荷峰值 通过新能源、外电和常规电源协同的"三驾马车"模式 结合坚强电网和新型业态 实现无感度夏保供 为全国能源转型提供示范 [1][2][5][8][11] 源侧保障措施 - 新能源出力与电网负荷同创新高 山东作为全国首个风光装机破亿千瓦的省级电网 组织80座主力风电场开展保供专项行动 推动732台风机（279.5万千瓦）在晚峰前完成消缺 实现主力风电全量健康运行 [2] - 外电入鲁最大达3480万千瓦 同比增长24% 通过省间现货交易增购400万千瓦 获得应急调度支援600万千瓦 创历史纪录 [2][4] - 火电新增6台机组投运（255.5万千瓦） 统筹103台机组（3881万千瓦）计划检修 实现60万千瓦及以上机组非停率和受阻率"双零"突破 [4][5] 电网基础设施 - 建成特高压"五交四直一环网" 包括全国首条"风光火储一体化"特高压工程庆东直流 形成我国最大省域特高压交直流混联大电网 [7] - 500千伏弥河站等12项度夏重点工程投运 5项输变电工程获中国电力优质工程奖 15项配电网项目获配电网优质工程 [7] - 负荷预测准确率达99.4% 新能源预测准确率达98.4% 均同比提升1.5个百分点 通过电网故障精准研判系统实现10千伏至1000千伏设备全景监控 [7] 新型业态应用 - 虚拟电厂建成33家 聚合容量468.2万千瓦 测试调节能力97.6万千瓦 21家参与电力现货市场 数量与规模全国前列 例如烟台商场空调微调降低500千瓦负荷 [10] - 新型储能电站144座 最大放电功率达803.59万千瓦 创全国省级电网纪录 有效支撑晚高峰运行 [11] - 建成13座车网互动充电示范站 将新能源汽车作为移动储能单元 [11] 系统建设进展 - 山东省新型电力系统研究中心于9月1日挂牌成立 标志系统建设进入新阶段 未来将打造全国领先的示范项目 [11]

新能源装机与发电量增长 - 1~8月新能源新增装机1026.64万千瓦 其中风电554.54万千瓦 太阳能470.3万千瓦 生物质1.8万千瓦 [1] - 截至8月电源总装机1.15亿千瓦 同比增长21.8% 新能源装机7463.23万千瓦 同比增长25.51% 占比达65.17% [1] - 新能源发电量660.35亿千瓦时 同比增长16.42% 占比39.64% 同比提高2.58个百分点 [1] 资源禀赋与区位优势 - 风能技术可开发量5.6亿千瓦 全国第四 太阳能可开发量95亿千瓦 全国第五 [1] - 通过21条省际750千伏联络线与陕西 宁夏 青海 新疆四省区相连 [1] 电力基础设施与市场建设 - 已建成陇电入鲁 祁韶直流两条特高压 [1] - 陇电入浙甘肃段进入铁塔组立阶段 陇电入川工程前期顺利推进 [1] - 建成全国首个高比例新能源省级现货市场及西北首个正式运行电力现货市场 [1]

涉及的行业或公司 * 电力行业 包括新能源发电（风电 光伏） 新型储能 电力市场建设 电网运营等细分领域[1][2][5] * 提及山东省的电力市场实践和项目案例[2][11][13][42][54] 核心观点和论据 政策框架与目标 * 国家能源局和发改委于2025年9月12日联合发布五个电力电网和新能源政策通知 涵盖电力现货市场 新能源就近消纳 新型储能规模化建设等内容[2] * 政策是对前期政策的响应和延续 并非独立存在 例如就近消纳价格机制是对绿电直连和零碳园区政策的回应[3][4] * 根本目标是构建新型电力系统 其特点为清洁低碳 安全充裕 经济高效 供需协同和灵活智能[1][6] * 新型电力系统以负荷为核心 实现源网互动 鼓励绿电直连 零碳园区 源网荷储等新型经营主体发展[1][5] 市场机制与建设 * 通过市场化手段保障各方收益 包括容量电价政策 鼓励新兴经营主体发展 加快现货市场建设[10][13] * 预计2025年底全国所有省份都将开设现货市场 目前已有7个省份正式运行 4个省份试运行[13] * 现货价格范围逐渐扩大 例如山东和浙江将地板价放宽至负8分或负2毛 为储能提供更大盈利空间[13] * 现货交易比例正在快速提升 目前约20%的交易通过现货市场进行 其余75%至80%通过中长期合同进行[33][36] * 未来中长期合同将分时段签约 与现货价格贴近 拉大价格差异以鼓励新型储能等盈利模式[36][37] 就近消纳与新型业态 * 就近消纳价格机制覆盖分布式光伏和大型风电竞价项目 鼓励通过便宜且清洁的新能源满足需求[1][7] * 未来趋势是自建送出线路并配置储能实现自我调峰 新业态占比将逐步提升[1][8] * 自发自用比例主要针对就地消纳类型 如绿电直连 零碳园区等 目前示范性项目数量较少[30] * 项目审批流程更加清晰 促进新能源就近消纳项目发展[29][31] 储能发展与应用 * 储能在新能源市场中发挥重要作用 通过市场化手段实现盈利 例如风光储联合参与现货市场[1][19] * 新型储能总装机2024年底预计达到74GW 2027年底将增至180GW 相当于增加约110GW[18] * 储能与新能源的配比不断提高 目前约为5.5%至6% 未来预计会进一步增加[20][21] * 储能项目收益模式包括容量电费收入和峰谷套利等方式 例如甘肃和宁夏出台了容量电价政策[23] 成本与收益分析 * 风电和光伏发电的度电成本基本在每度2毛钱以内 输配电费通常在每度1毛到2毛之间 平均约1.5毛[27] * 假设加上储能成本和线路成本 总用电成本约为每度4.5毛钱[27] * 山东省光伏机制电价定价为0.225元/度 低于预期 使得很多项目收益率较低[51][52] * 海上光伏项目在当前机制电价下经济可行性较低 投资成本需4.5元/瓦以上[53] 挑战与解决方案 * 大西北地区的大型新能源基地面临特高压输电线路建设滞后和电力外送能力不足的挑战[47][48] * 为解决新能源消纳问题 采取外送和就地消纳结合 加快推进特高压建设 发展风光制氢项目[49] * 建立新型业态需解决保障各方权益的问题 明确各方角色定位和利益分配[9] * 自建输变电线路和储能存在成本和风险 例如110千伏线路每公里投资约七八十万元 且只能向单一用户供电[17] 国际比较与影响 * 欧盟2026年起要求产品使用绿电 将推动绿证直连等物理确认机制发展[43] * 德国风电和光伏发电占比高达70% 其系统运行费用和用户最终支付的电价呈上升趋势[45] 其他重要内容 * 新能源在电网中的电力装机占比从2016年的16%提高到2024年的42% 目前超过45%[20] * 山东省调整光伏与风电比例 从3.2:1调整至2.6:1 给予94亿元激励 风电获得80多亿元 光伏仅获得12.9亿元[54] * 负电价产生的原因包括火力发电竞争启停成本高和带补贴的风光项目即使报负价仍可获得补贴[35] * 电网在光伏出力的情况下 容量电费仍按原负荷计算 输配电费并未因使用自发电而减少[16] * 未来其他省份的机制电价水平可能会高于山东 例如上海和广东由于经济实力较强且风光占比少 竞价结果可能更乐观[55]