公司信用评级成就 - 2025年12月 天津电力交易中心公布最新售电公司信用评价结果 公司获评AAA级最高信用等级 [1] - 该评级为天津电力市场权威性最强、覆盖面最广的信用评价活动 [1] - 公司成为天津市获评AAA级的13家售电公司之一 [1] 评级评估维度与公司实力体现 - 评级从财务状况、社会信用、市场化交易能力、合同履约、信息披露、合规管理等多个维度进行全面评估 [1] - 评级结果体现了公司稳健的经营风格与扎实的综合实力 [1] - 标志着公司在市场化交易、合同履约及风险管理等核心领域的表现获得行业高度认可 [1] 公司近期战略与业务发展 - 近年来 公司持续加强信用体系建设 不断提升市场公信力 [1] - 公司积极拓展新能源售电业务 深化绿色能源战略布局 [1] - 公司为客户提供了多项具有竞争力的低碳能源解决方案 [1] 公司未来发展规划 - 公司未来将继续秉持“诚信为本、服务至上”的理念 [1] - 公司将依托在新能源开发、合同能源管理、智能电网建设、源网荷储一体化等方面的综合优势 [1] - 公司致力于打造全国知名的综合能源服务商 [1]

云南省新型储能高质量发展专项行动方案核心观点 - 云南省发布2025-2027年新型储能专项行动方案，核心目标是到2027年全省新型储能装机规模达到800万千瓦（8GW）以上 [1] - 方案明确了以磷酸铁锂为主，多元发展钠离子、全钒液流、压缩空气、铝基铅炭储能等技术路线 [1] - 方案通过明确目标、拓展场景、优化管理、强化调度、技术多元化、完善市场机制及公布项目清单等一系列措施，系统性地推动新型储能产业高质量发展 [1][3][4][5][6][7] 明确发展目标与技术路线 - 装机规模目标：到2027年，云南省新型储能装机规模达到800万千瓦（8GW）以上 [1] - 技术路线：以磷酸铁锂电化学储能技术为主，同时多元发展钠离子电池、全钒液流电池、压缩空气储能、铝基铅炭电池等 [1][5] 全面拓展应用场景 - 电源侧储能：支持新能源电站建设新型储能，但明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网的前置条件 [1][18] - 电网侧储能：重点在新能源富集区域布局共享储能，新建电化学储能项目原则上需采用构网型储能技术，并推广配电网新型储能及电网替代性储能应用 [1][18] - 用户侧储能：聚焦工业园区、零碳园区、算力设施、大数据中心、商业综合体、光储充放一体化充电桩、分布式光伏、通信基站、低空经济、储能+农业、储能+交通等广泛场景 [1][19] - 应用模式创新：积极创新绿电直连、虚拟电厂、智能微电网、源网荷储一体化、车网互动等应用模式，鼓励重要电力用户配置储能满足应急需求，并探索新型储能参与需求响应 [1][19][20] - 融合创新：围绕大数据、云计算、人工智能等前沿技术，不断创新“储能+”场景，开展多场景融合应用示范 [2][21] 优化储能项目管理 - 清单滚动管理：对于《云南省新型储能实施方案（2024—2025年）》中的示范项目清单，电化学储能项目需在本方案印发1个月内、压缩空气储能项目需在2026年底前实质性开工，否则调出清单 [3][22] - 严禁倒卖行为：严禁以任何方式转让或倒卖项目开发权等变更清单内项目实际控制人的行为，不得擅自变更建设规模及内容 [3][23] - 政策支持限定：未纳入推送清单的电网侧独立储能项目，不进入调节容量市场进行容量租赁，不享受容量电价或容量补偿等支持性政策 [3][9][23] - 严格建设时限：项目需在2个月内完成备案，实质性开工时限电化学储能项目不超过1年、压缩空气储能项目不超过2年 [3][24] - 严格并网时限：磷酸铁锂储能项目开工后8个月内应投产并网，最长不超过1年；全钒液流储能项目开工后1年6个月内应投产并网，最长不超过2年；压缩空气储能项目开工后2年6个月内应投产并网，最长不超过3年，逾期可能收回开发权 [3][24][25] 强化调度与运行管理 - 制定调度细则：电力调度机构需制定并完善新型储能调度管理细则，明确调用流程与技术要求 [4][26] - 建立调用机制：与新型储能项目签订并网调度协议，建立调用机制，坚持公平调度原则 [4][26] - 建立考核机制：建立健全新型储能电站运行考核机制，调度机构定期上报运行情况，对运行情况较差的进行通报 [4][27][28] 推动储能技术多元化与产业创新 - 技术多元化发展：积极推进构网型储能变流器技术应用，探索多技术混合式新型储能、长时储能等 [5][29] - 推动联合应用：鼓励发展超长时氢储能技术，推进电氢协同发展，探索可再生能源制氢、制氨、制甲醇等更长周期氢能技术试点示范 [5][29] - 全产业链发展：依托具有自主知识产权和核心竞争力的企业，推动新型储能全产业链发展，加强制造企业与项目建设企业对接 [29] 加快市场化机制完善 - 全面参与电力市场：鼓励新型储能全面参与电能量市场，完善电力中长期、辅助服务市场，加快推进现货市场建设，允许符合条件的新型储能作为独立主体或与新能源联合参与市场交易 [6][30][31] - 完善价格机制：研究完善新型储能市场化价格形成机制，按照“谁受益，谁承担”原则，合理补偿储能可靠容量成本，推动储能参与现货市场交易 [6][31] - 优化辅助服务市场：优化完善新型储能参与电网调频及黑启动辅助服务市场机制，探索研究爬坡、转动惯量等辅助服务品种 [6][31] 2025年项目清单与未来布局 - 2025年项目清单：形成《2025年云南省新型共享储能项目清单》，共包含45个项目，总规划装机容量为895.5万千瓦，规划容量为2036万千瓦时 [7][10] - 项目进度细分：清单中已投产项目28个，装机545.5万千瓦，容量1111万千瓦时；在建项目10个，装机205万千瓦，容量575万千瓦时；项目前期7个，装机145万千瓦，容量350万千瓦时 [10][36][37] - 2026-2027年布局：研究提出了《云南省新型共享储能发展规模和布局（2026—2027年）》，在滇中、滇东、滇西北、滇西南等片区的新能源富集及电网关键节点进行重点布局 [8][22][38]

文章核心观点 - 扩大绿色电力应用是实现“双碳”目标、提升产业绿色竞争力的关键路径 当前绿电发展势头良好但面临系统调节能力不足、市场化机制不完善、应用场景分化等挑战 需通过源网荷储协同、完善市场机制、拓展消费场景等系统性措施推动绿电从“能发出”走向“用得好” [1][2][3][4] 行业发展现状与规模 - 截至2025年10月底 全国可再生能源装机容量达22.2亿千瓦 占全国总装机容量近60% [1] - 2025年上半年全国绿电交易电量达1540亿千瓦时 同比增长49.3% 绿电交易市场化、规模化进程加快 [1] - 部分地区绿电交易增长迅速 例如2025年上半年广东绿电交易量同比增长超过60% [1] - 绿电是由风能、太阳能、水能、生物质能等可再生能源生产的电力 [1] 行业发展面临的挑战 - 电力系统灵活调节能力存在短板 风光发电的间歇性和波动性对调度要求高 部分地区抽水蓄能、新型储能、需求侧响应等灵活资源规模不足 叠加局部网架薄弱和跨省通道受限 易在新能源高出力时段形成消纳压力 [2] - 绿电市场化机制有待规范 绿电交易与绿证交易并行但跨省跨区域交易组织、分布式绿电聚合、环境价值定价与风险分担等机制仍需完善 绿证作为唯一凭证 其电量、证书与减排效应的对应关系需进一步量化 [2] - 应用场景与消费动力存在结构性分化 外向型企业和高耗能行业需求迫切 但许多中小企业、公共服务领域和居民侧对绿电价值、采购路径与核算方式认知不足 绿色用能尚未形成广泛的自发扩散 [2] 行业发展的解决方案与未来方向 - 按照源网荷储一体化思路 统筹新能源开发与电网主网架、跨省输送通道及调峰资源的协同规划 加快构建以抽水蓄能为“压舱石”、新型储能为补充的多元化调节体系 重点攻克低成本、高安全、长时序的新型储能关键技术 推广“新能源+储能”一体化开发模式 利用智能化手段提升电网调控水平 并推动煤电向基础保障性和系统调节性电源转型 [3] - 完善绿电交易与绿证制度 加快全国统一绿电交易市场建设 推动跨省跨区域电力交易体系更高效 鼓励发电企业与用户签订中长期绿色电力协议 稳步扩大跨省跨区域交易规模 健全绿证核发、划转与核销机制 加强与碳市场联动 确保环境价值通过合理定价充分反映 使企业能通过购买绿电抵消碳排放 [3] - 拓展应用场景与消费市场 推动公共机构、国有企业、重点园区作为绿电消费先行者并签订长期采购协议 政府通过政策激励引导产业龙头加入零碳供应链 实现上下游共同推动 同时提升社会对绿电的认知和接受度 鼓励在新能源汽车、绿色建筑、绿色农业等领域的应用 [4] - 扩大绿电应用是一项系统工程 需在保障能源安全和电力可靠供应的前提下 持续完善体制机制、强化技术支撑、培育多元需求 以将绿色电力资源优势转化为产业和发展优势 [4]

首批国家级零碳园区名单概况 - 国家发改委、工信部、国家能源局于12月26日联合印发第一批国家级零碳园区建设名单，全国共有52个园区入选[1][2] - 名单中与锂电及新能源制造相关的园区占比接近四成，零碳产业园的空间布局与中国锂电和新能源产业的既有版图高度重合[3][4] - 建设周期需在2027年至2030年之间完成，并要求地方在资金、要素、技术和金融等方面向名单内园区倾斜[7] 零碳园区的构成与区域分布 - 入选园区覆盖东中西部多种类型，包括国家级经开区、高新区、资源型开发区、港口园区和专业化产业园[6] - 区域上涵盖内蒙古、宁夏、新疆、甘肃等能源基地，河北、山东、辽宁、山西等传统工业省份，以及北京经开区、上海临港、贵阳大数据等新经济与算力集聚区[7] - 申报形式既有“一整个园区”整体申报，也有在大园区内部划定“园中园”进行局部先行试点[7] 锂电新能源产业链的全面覆盖 - 围绕锂电和新能源制造的园区，贯穿了从资源端到制造端再到应用端的完整链条[8] - 上游资源与材料侧：江西宜春、新余、云南曲靖、甘肃金昌、新疆乌鲁木齐等锂资源和新能源材料重镇所在园区入选，承担锂盐、正负极材料等生产任务[8] - 中游制造侧：宁德时代在四川宜宾、江苏溧阳、福建宁德等基地所在园区入选；比亚迪在广东深圳、青海西宁、陕西咸阳等布局被纳入；远景动力河北沧州、亿纬锂能湖北荆门、国轩高科安徽合肥等电池基地同样上榜[8] - 下游应用侧：一批聚焦新能源汽车、储能装备、轨交和重卡的园区入选，部分园区还承接数据中心、算力集群等新型负荷[10] 零碳园区的战略定位与核心要求 - 零碳园区是以产业集群为单位推进能源系统与碳管理逻辑的重构，而不仅是单一企业的改造工程[11] - 监管层旨在通过不同地区、产业与能源禀赋的组合，验证一套可复制的指标体系和运行机制[11] - 对园区提出的新共性要求包括：在园区尺度上做源网荷储统筹；落地绿电直连、新能源就近接入增量配电网等新模式；同步建设支撑碳核算、碳披露、碳认证的数字化基础设施[18][19][20] 锂电产业作为试验对象的行业逻辑 - 锂电产业链被定义为替代化石能源、支撑能源转型的基础设施，其产业存在理由与减排目标强绑定[13] - 产业链从绿色矿业到终端应用的越来越多环节被纳入碳足迹管理要求[14] - 行业厂房投资规模大、用电负荷高、工艺连续性强，新建项目具备同步导入新型能源系统的窗口期[15] 具体工程样本：内蒙古鄂尔多斯模式 - 内蒙古鄂尔多斯蒙苏经济开发区提供了一个具体样本，其核心是远景鄂尔多斯零碳产业园及内部的远景动力电池超级工厂[24] - 该模式尝试构建风电、光伏、储能、氢能与电动重卡的闭环路径：上游依托当地风光资源建设可再生能源；电池工厂作为“新负荷”消化绿电并输出产品；部分绿电向下游制氢、用氢环节延伸，服务高排放行业减排[25] - 远景动力鄂尔多斯电池工厂使用高比例绿色电力，并引入数字化能碳管理平台进行实时监测和调度[26] - 同类模式在远景赤峰零碳氢氨产业园得到验证，该项目深度融合风光储与工业负荷，实现100%绿电直连，生产全球最低成本的绿色氢氨[32][33] 零碳园区的系统解法与关键参与者 - 在首批52个国家级零碳园区中，远景参与深度共建的园区超过10个[34] - 远景以系统解法提供方的方式参与，一方面通过风电、光伏、储能和氢能等综合能源项目构建高比例可再生能源供给体系；另一方面依托物理AI底座打造园区级AI能碳管理平台，提供碳盘查、绿电溯源等数字化能力[36] - 运用AI储能系统与新能源发电侧、生产负荷侧实现毫秒级协同，让生产负荷可随风光波动灵活调节，最大化绿电利用效率并降低电力成本[36] - 远景零碳产业园模式已走向欧洲，在西班牙等地实现项目落地[38] 零碳园区对产业布局的深远影响 - 零碳园区名单勾勒出未来几年新能源产业扩张与增量投资可能优先集中的区域带[11] - 对地方政府而言，能否在园区层面跑通绿电直连、源网荷储一体化与碳监测体系，开始影响高附加值新能源项目的落地概率[40] - 对企业而言，绿电比例、可被国际认可的碳核算体系和用能预期，正在变成与土地、税收优惠同等重要的决策因素[40] - 具备以下特征的园区更容易入围：已形成较完整的新能源产业链集群；周边具备可接入的清洁能源基地或较好风光资源条件；地方政府在电力体制改革等方面有探索基础[41] - 未来新增的大型电池工厂、储能装备制造基地及算力中心项目，很大概率会向已构建或具备条件构建零碳园区的区域集中，形成“产业—能源—制度”三位一体的集群[42]

政策规划与市场建设 - 七部门联合印发《京津冀美丽中国先行区建设行动方案》，要求深入实施煤炭消费总量控制，稳步推进京津冀电力市场建设，推动新能源全面参与市场，完善绿电市场化交易机制，并支持绿电输送配套工程、可再生能源和核电项目建设 [2] - 方案设定具体目标：到2027年，区域煤炭消费总量保持下降趋势，北京可再生能源消费占比较2020年提高10个百分点左右，天津、河北非化石能源消费占比分别较2020年提高7.3、7个百分点左右 [2] - 云南省“十五五”规划建议提出加快新型能源体系建设，推进“风光水火储”多能互补和“源网荷储”一体化发展，积极稳妥推进后续大型水电站建设，并构建“电力互通、油气联动、绿电主导、数字赋能”的能源大通道 [4] - 深圳市“十五五”规划建议提出加强基础设施建设，科学有序发展新型储能，加快智能电网和微电网建设，并加快建设与大规模电动车保有量相适应的充电设施 [4] 重大能源项目与工程进展 - 新疆油田二氧化碳捕集封存与利用项目2025年全年二氧化碳注入量突破100万吨，成为我国首个实现年注碳百万吨级的油田 [2] - 川气东送二线天然气管道工程四川段全线进气投产，该段全长约190公里，设计年输气能力200亿立方米，是我国“全国一张网”的重要组成部分 [3] - 广西南宁抽水蓄能电站全面投产，该项目总投资约80亿元，装机规模120万千瓦，安装4台机组，每小时可将100万立方米的水能转化为120万度清洁电能，满足20万户居民一天的用电需求 [3] - 中亚首个垃圾焚烧发电项目在吉尔吉斯斯坦首都比什凯克市竣工投产，该项目由中国固废处理企业军信股份投资运营 [8] 能源安全与基础设施 - 北京市市场监管部门开展电动自行车全链条专项整治行动，累计查处相关案件453起，端掉改装“黑窝点”18个，查扣违规车辆1356辆 [5] - 在国际原子能机构斡旋下，俄乌在扎波罗热核电站附近达成临时停火，一条关键输电线路已开始维修工作 [6] 资源生产与市场动态 - 苏丹2025年黄金产量达70吨，创过去5年新高，收入超过1万亿苏丹镑（1美元约合3400苏丹镑） [7] - 苏丹2024年黄金产量回升至64吨，2022年该国黄金出口额达20.2亿美元，占非石油出口总额的46.3% [7]

公司业务与项目 - 宜兴110千伏永兴变电站于12月26日建成投运，是一座无人值守智能化变电站 [1] - 该变电站将服务周边8.5万户居民和230家企业，有效提升当地电网供电可靠性 [1] - 公司将永兴变电站项目作为培养青年员工的“练兵场”，建立师徒结对机制，推进核心标杆班组建设 [1] 行业与战略发展 - 公司正围绕建设新型能源体系，加快智能电网和微电网建设 [1] - 公司将推动多能互补和源网荷储一体化融合发展，以更好满足灵活多样的用电需求 [1] - 公司主动对接各种应用场景，旨在提高电能占终端能源消费的比重，促进经济社会发展绿色低碳转型 [1]

文章核心观点 - 国网吉林省电力有限公司通过系统性的电网升级、超前规划与定制化服务，为吉林省冰雪产业的硬件升级、大型活动保障及产业链延伸提供了坚实可靠的电力支撑，助力该省将冰雪“冷资源”转化为驱动高质量发展的“热经济” [1][7] 助力冰雪产业硬件升级 - 为支持滑雪场扩容升级，国网吉林供电公司推进66千伏青山变电站配套电网强化工程，为松花湖滑雪场新增10千伏青雪丙线并铺设5千米电缆，以保障造雪等用电稳定 [2] - 松花湖度假区滑雪总面积扩容至230万平方米，新增15万平方米波浪道、滑雪跳台等特色地形雪道 [2] - 北大湖滑雪度假区造雪设备已增至350余台，可实现全天候造雪，并于10月25日开启试滑，比往年提前近半个月 [2] - 针对万峰滑雪度假区的特殊地理环境，国网通化供电公司新建2条总长9.7公里的10千伏线路，并开展不间断特巡和动态监测 [3] - 在雪场核心区域设置“爱心充电仓”，配备多种型号快充设备，为游客提供免费手机充电服务 [3] 保障全域冰雪活动与项目 - 国网吉林电力在2025年超前谋划，主动对接全省708个冰雪产业和旅游业重大项目，推动配套电网与主体工程同步规划、建设、投运 [4] - 为全量文旅项目低压用电提供“三零”服务，并将文旅项目配套电采暖、充换电设施高压用电纳入“三省”服务 [4] - 长春冰雪新天地开园后日用电量约3万千瓦时，国网长春供电公司在项目初期便深化“项目长”负责制，优化报装接电流程，确保供电安全稳定 [4] - 为保障查干湖冰雪渔猎文化旅游节，国网松原供电公司提前安装2台总容量1030千伏安的变压器，并为关键设备配置双电源切换装置，确保用电“零中断” [5] - 在延边州中国朝鲜族民俗园，上个雪季园区日均用电量突破2000千瓦时，预计本雪季更高，国网延边供电公司通过智能系统实现故障区段“毫秒级”隔离、非故障区段“秒级”复电 [5] 支持冰雪产业链延伸 - 在冰雪装备制造领域，国网吉林供电公司为吉林化纤集团碳纤维生产提供设备检查与应急保障等定制服务，建立24小时对接机制，并通过能效分析助力企业降本增效 [6] - 吉林化纤集团展出的碳纤维滑雪板比传统材料轻30%，强度是普通滑雪板的3倍至5倍 [6] - 在辽源市，国网辽源供电公司积极对接北方袜业集团（生产功能性服饰等）用电需求，通过APP为企业实时推送用电数据和能效分析报告，并提供24小时不间断检修等服务 [6] 公司战略与服务深化 - 国网吉林电力将深化建设卓越供电服务体系，全方位赋能冰雪旅游、冰雪运动、冰雪装备等重点项目建设，精准护航小微企业成长 [7] - 公司计划通过科技赋能、数据驱动和绿色引领，全面支撑吉林冰雪经济提档升级 [7]

项目与融资 - 内蒙古新蒙新能源科技有限公司的源网荷储一体化铁合金项目获得光大银行呼和浩特分行首笔1000万元贷款支持 [1] - 该项目是内蒙古自治区首个源网荷储一体化铁合金项目 [1] - 该笔信贷是银行业精准对接绿色能源项目的实践，也是金融与产业深度融合助力地方经济高质量发展的举措 [1] 技术与模式 - 源网荷储一体化模式是新型电力系统的核心形态，通过协同互动破解新能源消纳难题与传统工业高耗能瓶颈 [1] - 项目核心亮点在于将可再生能源与高载能产业深度融合，通过配套绿色电源、柔性电网与储能系统提升绿电使用比例 [1] - 项目预计可显著降低单位产品能耗与碳排放，为铁合金行业绿色转型树立示范标杆 [1] 银行行动与战略 - 光大银行呼和浩特分行聚焦“双碳”目标下的绿色金融需求，将能源转型与产业升级作为重点支持领域 [2] - 银行在获悉项目规划后，迅速组建团队、优化流程并定制方案，高效完成首笔1000万元贷款发放 [2] - 此次合作体现了金融机构对源网荷储一体化模式发展潜力的坚定信心 [2] 项目效益与影响 - 项目投产后将提升新能源就地消纳水平，推动铁合金产业从“高耗高排”向“清洁高效”转型 [2] - 项目将产生节约标准煤、减少二氧化碳排放等显著环保效益 [2] - 项目将带动地方就业与产业链升级，助力内蒙古打造国家级绿色能源产业基地 [2] 未来展望 - 光大银行呼和浩特分行将持续深化绿色金融产品创新与服务升级，加大对新能源、节能环保、绿色制造等领域的金融支持力度 [2] - 银行计划精准对接更多优质绿色项目，以高质量金融供给助力内蒙古能源革命与生态保护协同发展 [2]

项目与技术创新 - 深圳首个兆瓦时级全钒液流电池储能示范项目在坪山区正式投用，为粤港澳大湾区首个陆空一体智能网联综合交通测试基地提供能源支撑 [1] - 全钒液流电池具有超大容量，突破传统电化学储能的“容量、安全、经济”不可能三角，解决新能源出力波动问题 [3] - 该电池安全无隐患，在常温常压下运行，杜绝起火爆炸风险，电解液可循环利用且零污染 [3] - 电池耐用且经济，充放电循环次数超2万次，使用寿命长达20年，是普通电池的数倍，长期使用性价比更高 [3] - 电池响应迅速，0.02秒即可切换充放电状态，实现毫秒级响应电网需求 [3] - 电池配置灵活，可根据实际需求调整功率和容量，便于后续扩容与升级 [3] - 该项目让测试基地的清洁能源或低谷电能得以高效储存，解决“白天发电用不完、晚上用电不够用”的问题，使光储超充站供电更稳定、绿色、经济 [3] 产业链与产业基础 - 坪山区已培育完备的新型储能产业链，集聚了一批具有较强核心竞争力的上中下游企业 [4] - 产业链以比亚迪储能、新宙邦等头部企业为引领，实现了新能源电池装备、电池材料、电芯、控制系统及系统集成的全栈式布局 [4] - 电芯模组占据产业链核心价值环节，电解液全球市占率超过10%，负极材料出货量全球第一 [4] - 在下一代电池技术路线储备方面，拥有涵盖电池材料主材、辅材、电芯及系统集成、电池装备制造等一系列企业 [4] - 技术路线涵盖硫化物、氧化物、聚合物三大主流路线，形成从材料研发、电芯制造、中试验证、装备制造到电池回收的完整链条 [4] - 拥有如北理工电池实验室等科研机构研发平台，开展相关检测检验技术研究 [4] - 坪山已打造出科技自立自强的电池自主产业链，成为世界领先的电池品牌集聚区 [4] 绿色能源发展与应用 - 坪山区分布式光伏装机容量累计达141.9兆瓦，连续三年建设任务完成率位居全市前三 [6] - 建成全市首座兆瓦闪充站、首座华为重卡超充站，光储超充车网互动一体化站年度完成率达300% [6] - 深国际坪山智慧物流园成为全国首家接入虚拟电厂的冷藏仓库 [6] - 坪山将以陆空一体智能网联综合交通测试基地场景为牵引，促进下一代电池技术的规模化应用与产业链协同 [6] - 未来将拓展更多储能应用场景，搭建“新能源场景超市”，推动储能与产业园区、分布式光伏、电动汽车充电等深度融合 [8] - 目标是构建“源网荷储”一体化的能源生态体系 [8]

核心观点 - 胜利油田作为传统能源企业，正通过向深地勘探、发展新能源和绿色低碳技术，构建油气、新能源、绿色低碳“三大产业”协同发展的新型能源体系，以保障国家能源安全并实现高质量发展 [5][14] 传统油气增储稳产 - 公司原油产量在稳产6年后连续3年保持增长，2025年预计达到2371万吨，创近年来新高 [8] - “十四五”以来累计生产原油11554.56万吨、天然气40.15亿立方米 [5] - 2025年新增探明储量2.27亿吨、控制储量2.40亿吨、预测储量2.83亿吨，连续3年站稳“三个1亿吨”台阶 [8] - 向深地进军取得突破：高斜86井在4310米深度日产油41.5立方米；丰页1HF井在5794米深度峰值日产油229.5吨、日产气4万立方米 [5] - 西部探区在准噶尔盆地5600米深层、7600米超深层获稳定油气流，超深层评价油气资源当量超28亿吨；东部济阳深层落实新含油气系统，估算资源量3.85亿吨 [8] 页岩油战略突破 - 胜利济阳页岩油初步测算资源量达105.2亿吨，与公司60多年已发现的常规油气资源量相当 [6] - 该页岩油田成为我国率先通过国家有关部门评审备案的亿吨级页岩油田 [4] - 通过理论和技术创新，将90%的“不可动”资源变为可动用储量 [7] - “十四五”期间，胜利济阳页岩油国家级示范区实现页岩油探明地质储量3.3亿吨；2025年预计页岩油产量超70万吨 [7] - 济阳页岩油国家级示范区累产已突破百万吨 [7] 新能源产业发展 - 公司将新能源列为战略性产业，过去5年累计建成光伏装机572兆瓦，年发绿电能力达7.4亿千瓦时，实施新能源项目184个 [4][9] - 油气生产绿电使用占比已达到25% [4][9] - 建成国内油气领域率先建成的“源网荷储”一体化智慧能源系统 [4] - 在功勋井营二井区域实施的风光热储多能互补项目，年发绿电866万千瓦时，率先实现井区“碳中和” [2][9] - 在营13－斜152井区应用“光储直柔”技术，绿电替代率能达到70%以上 [9] - 孤东106兆瓦集中式光伏项目是公司集中式光伏发电的代表 [4] - 应用“光热+超低氮燃烧”耦合技术为油井供热，年节约天然气260万立方米 [10] 绿色低碳与CCUS技术 - 公司率先高质量建成国内百万吨级CCUS示范工程，年减排二氧化碳百万吨 [4] - 建成“齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目”，累计注入二氧化碳超230万吨，示范区日产油量从220吨上升至460吨，产量翻番 [12] - 配套建设了国内领先的全长109公里大规模二氧化碳输送管道，核心设备实现国产化 [12] - 莱113CCUS处理站作为首套全流程闭环生产示范工程已正式投运 [12] - 利页1HF井二氧化碳吞吐试验取得关键突破，峰值日产量达25吨 [13] - 东营原油库成为国内率先获得碳中和认证的原油库，并已连续3年实现碳中和 [13] - 2025年，公司17家油气开发单位全部完成碳足迹核算认证，率先在国内实现采油厂、分公司两级油气产品碳足迹核算全覆盖 [13]