新能源高水平消纳行动方案 - 山东省能源局印发《山东省2025年新能源高水平消纳行动方案》，实施"八大行动"提升新能源消纳能力 [5] - 行动方案突出系统性、针对性和操作性，涵盖新能源结构优化、火电调峰增强、新型储能提振等多环节协同发力 [7] 新能源结构优化 - 大力推进风电规模化开发，合理有序发展光伏，优化光伏、风电总装机比例从3.2:1调整至2.6:1 [5] - 通过风光互补缓解光伏发电"午间高峰、夜间低谷"问题 [5] 火电调峰增强 - 提速存量机组灵活性改造，全年完成2000万千瓦机组改造及核定 [5] - 强化煤电基础调节地位，年底前建成大型煤电机组268万千瓦 [5] - 深度挖掘自备电厂调节能力，支持自备电厂参与电力市场 [5] 新型储能提振 - 积极发展压缩空气储能，年内新增规模100万千瓦左右 [5] - 科学布局电化学储能，年内新增规模200万千瓦以上 [5] - 支持独立储能发展，鼓励钠离子电池、飞轮储能等新技术应用 [5] 电网支撑强化 - 夯实省域主网架，加快弥河新建、海口扩建工程建设 [6] - 加强市域主网架，尽早投产东营富国至裕民线路等工程 [6] - 持续完善智慧化调度系统，保障煤电、储能等调节资源建成即并网 [6] 绿电消费促进 - 支持电力用户在新能源大发时段加大购电力度 [6] - 印发实施绿电产业园建设方案，打造高比例消费绿色电力的园区 [6] - 推动算力中心与可再生能源发电项目协同布局 [6] 消纳模式创新 - 支持采用就地就近消纳等4类模式建设30个源网荷储一体化试点 [6] - 建成30家虚拟电厂，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等资源 [6] - 推进"风光氢氨醇"一体化开发，建成华电潍坊制氢加氢一体站项目 [6] - 拓展省外消纳空间，年内力争卖出富余新能源5亿千瓦时以上 [6] 电力市场化改革深化 - 加快制定新能源上网电价市场化改革实施方案 [6] - 推动新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成 [6] 用户侧响应能力提升 - 动态优化分时电价峰谷系数和执行时段，引导用电企业参与调峰 [7] - 发挥电动汽车储能资源对电网调峰作用，建设车网互动充换电示范站实现市级全覆盖 [7]

新能源发展措施 - 山东省能源局将重点抓好三项工作保障新能源高水平消纳 [3] - "十四五"以来新能源年均增速达到25% [1] - 强化规划统筹高标准开展"十五五"全省可再生能源规划编制工作 [3] - 优化装机结构坚持全域统筹海陆并进提速风电开发 [4] - 创新发展模式推进源网荷储一体化绿电产业园等新模式建设 [5] 风电发展 - 山东省光伏发电装机连续8年稳居全国首位 [4] - 风电发电小时数长可缓解光伏发电"日盈夜亏"问题 [4] - 年内建成华能半岛北L山东能源渤中G一期等海上风电项目 [4] - 建成济南国瑞等陆上风电项目 [4] 光伏发展 - 利用农村屋顶建设的分布式光伏数量多规模大 [4] - 科学评估新能源入市对光伏行业的影响 [4] - 适度提高工商业光伏自发自用比例推动"自发自用为主余电上网为辅" [5] 创新模式 - 年内谋划10个左右绿电产业园 [5] - 建成25座"车网互动"充换电示范站 [5] - 探索可再生能源制氢等新模式 [5]

电力市场化改革 - 山东省作为首批国家电力现货市场建设试点省份之一 是继山西、广东后第三个转正式运行的电力现货试点省份 [1] - 自2024年6月正式运行以来 已形成涵盖"中长期+现货+辅助服务+零售"各类电力交易品种的完整市场体系 [1] - 构建起层次清晰、功能互补的市场架构 在聚焦供需两侧双向发力引导优化资源配置、促进新能源消纳助推绿色低碳转型方面发挥了显著作用 [1] 调节资源利用 - 利用现货市场价格信号充分反映系统供需 以低电价有效激励火电机组加大灵活性改造 达到低价时段少发电目的 [3] - 已挖掘火电机组深度调峰能力700万千瓦以上 年可增加新能源消纳电量约35亿千瓦时 [3] - 持续完善市场运行和交易机制 支持独立储能、抽水蓄能等调节性资源 通过"低充高放"利用市场价差获取调节收益 [3] 用户侧响应 - 鼓励通过市场竞争形成价格信号 建立基于现货价格的分时电价机制、零售套餐分时约束机制 [4] - 激励用户主动调节用电行为 发挥最有效"指挥棒"作用 [4] - 通过引导用户"避峰就谷"用电 2024年午间新能源大发时段增加用电负荷最高达583.87万千瓦 [4] 省外消纳空间 - 打通省内新能源外卖交易渠道 实现在更大范围内配置 [4] - 自今年1月份开始 通过电网调度、交易机构等常态化组织开展省内富余新能源参与省间现货交易 [4] - 今年在新能源消纳困难时段 已累计向外省卖出富余新能源3.3亿千瓦时 [4] 未来发展 - "十四五"期间 山东在新能源规模快速增长的情况下 利用率一直保持在较高水平 [4] - 下一步将根据电力系统发展形势 结合国家有关要求 及时做好省内改革方案编制及市场规则修订工作 [4] - 实现新能源上网电量全部进入电力市场 促进新能源行业健康发展 [4]

新能源消纳政策与措施 - 山东省通过市场化手段结合技术创新和政策引导推动电力用户参与电网调峰和新能源消纳形成良性循环 [1] - 山东省持续优化峰谷分时电价机制并大力发展虚拟电厂以提升新能源消纳水平 [1] 价格信号引导机制 - 山东省推动电力现货市场于2023年6月转入正式运行深化工商业用电价格市场化形成 [3] - 实行"五段式分时电价"政策将系统运行费、容量补偿电价等纳入分时电价范围拉大工商业用电峰谷价差 [3] - 居民电动汽车充电低谷时段(23:00-7:00)价格0.385元/千瓦时高峰时段(17:00-22:00)平均价格0.767元/千瓦时价差达50% [3] 虚拟电厂发展 - 山东省已建成20家虚拟电厂聚合分布式光伏、储能、充电桩等负荷资源274.8万千瓦可调节能力55万千瓦规模居全国前列 [4] - 根据国家发改委指导意见山东省正制定虚拟电厂发展方案和建设运行管理办法以形成规模化调节能力 [4] 电力市场交易优化 - 支持电力用户在低价时段购电并推进电力现货价格向用户侧传导 [4] - 对直接参与批发交易的电力用户在低谷和新能源消纳困难时段用网电量超50%免于中长期偏差收益惩罚性回收 [4] - 将研究制定政策提高电力用户在现货市场负电价时段增购网电的积极性 [4] 未来规划 - 山东省将持续优化分时电价机制拓展电力市场交易范围支持虚拟电厂发展提升"源网荷储"协同互动水平 [5] - 强化电力零售市场价格监管以发挥电力用户系统调节作用 [5]

报告行业投资评级 - 强于大市 [1] 报告的核心观点 - 全球新能源装机比例提升及算力等新型用电场景涌现，对电网扩容升级提出更高要求，电力设备有望直接受益 [1] - 主电网方面，电力跨区域传输和新能源发电外送需求推动特高压建设，柔性直流技术有望提升渗透率 [1] - 配电网方面，国内配网改造提速，海外推出电网改造计划，变压器需求提升，产业链有望受益 [1] 根据相关目录分别进行总结 新型场景不断涌现，电网扩容升级需求提升 - 发电侧发电量和新能源装机比例提升，对电网快速响应提出要求，新能源发电消纳对电网建设和升级提出要求 [16][23][25] - 电网侧主电网投资增长，特高压建设是重点，配电网改造市场空间广阔，海外市场也加大电网投资 [26][30][32] - 用户侧中国和全球用电量保持增长，新能源汽车发展带动充电需求提升，数据中心等新型场景推动电力需求高速增长 [33][35][41] 主电网：特高压建设提速，产业链有望受益 - 特高压在电力输送方面优势明显，新能源发电外送需特高压支撑，政策大力支持，2025年将有多条线路开工 [44][49][50] - 直流特高压占比有望提升，柔性直流技术更适合高比例新能源外送，具有广阔应用前景 [55][62] - 特高压投资规模逐年提升，产业链较长，布局相关产品的企业有望直接受益 [66][69][79] 配电网：配网改造势在必行，变压器需求有望提升 - 变压器是电力系统重要设备，按不同标准可分类，取向硅钢是核心材料，市场竞争格局较好 [83][84][88] - 需求端全球变压器市场空间广阔，配网改造需求提升，配电变压器有望受益，海外电网投资增长拉动变压器需求 [90][91][93] - 供给端海外变压器供应紧缺，中国变压器份额占比较高，出口额保持增长，相关企业有望受益 [98][100][104] 投资建议 - 关注受益于特高压高景气的主网环节相关标的，以及具备出海逻辑的变压器环节，推荐华明装备、海兴电力，建议关注中国西电、国电南瑞等公司 [3][113]

河北交投隆化独立储能电站项目 - 总投资14亿元 为河北省规模最大的磷酸铁锂电池独立储能电站 已于5月7日全容量并网运行 将提升冀北地区电力稳定性和新能源产业发展[1] - 项目位于河北承德 由河北交通投资集团及子公司河北晟德基础设施建设开发有限公司建设 总规模300MW/1200MWh 采用组串式方案[1] - 具体配置包括60套5.04MW/20.06MWh储能单元 每单元由4个5.04MWh电池簇及配套系统组成 储能变流器采用模块化设计 满足冀北电网并网标准[1] 技术优化与运营效益 - 电站配备智能电池管理系统 使运维成本降低40% 全生命周期发电量提升8% 相当于年增900万度电存储能力 可满足3万户家庭月用电需求[2] - 项目年营业收入预计超2亿元 纳税2000万元 同时缓解承德及冀北地区新能源消纳压力 提高可再生能源利用率[3] 河北省储能行业动态 - 河北省2025年首批规划公示显示 风电光伏项目达50个总容量4.48GW 独立储能项目规划20.86GWh[4] - 运达储能5GWh设备生产基地已在邯郸开工 反映河北储能产业链加速布局[4]

政策概述 - 江苏省将于2025年6月1日起实施优化工商业分时电价结构的新政策 旨在促进新能源消纳并降低企业用电成本 [1] - 政策不涉及居民生活用电 农业生产用电及执行居民电价的电动汽车充换电设施 [1] - 政策核心包括扩大分时电价执行范围 优化时段设置 调整计价基础及优化电动汽车充放电价格 [1] 政策主要内容 - 扩大分时电价执行范围至除电气化铁路牵引用电外的所有工商业用户 新纳入用户可自愿选择是否执行 [2] - 增设午间谷时段：夏冬季11:00-13:00(2小时) 春秋季10:00-14:00(4小时) 促进新能源消纳 [3] - 允许中小微工业企业和100千伏安以下工业用户选择全年按春秋季时段执行 [3] - 调整峰谷浮动比例 优化计价基础 发挥市场资源配置作用 [1] 电动汽车相关政策 - 鼓励集中式充换电设施自愿执行分时电价 引导晚间低谷充电和午间低谷补电 [3] - 2026年底前 夏冬季尖峰时段反向放电按尖峰电价结算 其他时段按0.391元/千瓦时结算 [3] - 具备条件的充换电设施可参与电力市场交易和车网互动 [3] - 独立报装且具备反向放电能力的设施可申请参与V2G获取收益 [4] 成本影响分析 - 预计100千伏安及以上工业用户年用电成本降低约20亿元 [4] - 新纳入用户选择执行分时电价并主动移峰填谷可降低成本 [4] - 安装储能设施利用峰谷价差可带来额外收益 [4] - 执行分时电价的电动汽车用户通过优化充电时段可进一步降低成本 [4] 实施安排 - 各地发改委需加强政策宣传解读 及时回应社会关切 [2] - 电网企业需提前告知用户 加快设备调整 确保按期执行 [2] - 政策旨在解决新能源发电波动性导致的消纳挑战 特别是春秋季午间光伏消纳矛盾 [2] 用户应对建议 - 工商业用户可优化生产安排 尽量在低谷时段生产 减少尖峰时段用电 [5] - 重点减少每年7-8月和1月 12月尖峰时段的生产时间 [5] - 利用连续平段和谷段安排生产 减少设备启停 提高能源效率 [5]

政策背景和市场环境 - 国家发展改革委、国家能源局联合发布《电力辅助服务市场基本规则》，标志着我国电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场三大电力市场核心基本规则全面建成 [2] - 电力辅助服务市场已基本实现全国覆盖，市场化辅助服务品种不断拓展，形成以调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服务市场体系 [3] - 部分地区推动独立储能、虚拟电厂、负荷侧可调节资源等新型主体参与辅助服务市场，取得良好效果 [3] 《规则》出台的重大意义 - 《规则》规范了电力辅助服务市场运营管理行为，明确了辅助服务提供方、采购方、电网企业等主体的权利义务和工作流程 [4] - 《规则》规定了辅助服务交易品种的分类和市场注册、交易组织、计量结算等流程和要求，明确了与中长期市场、现货市场的衔接机制 [4] - 《规则》将有力支撑全国统一电力市场建设，促进新能源大规模发展和全方位入市 [4] 积极推动全国统一电力市场的发展建设 - 《规则》填补了电力辅助服务市场化交易基本规则的空白，为全国统一电力市场发展建设夯实制度基础 [5] - 《规则》强调统筹推进电力辅助服务市场与中长期、现货市场的协同运行，构建"电能量+辅助服务"的完整市场架构 [5] - 通过区域辅助服务市场与省级市场的衔接，推动打破市场壁垒，优化跨省跨区电力资源配置 [5] 有效提升新能源市场化消纳能力 - 截至2024年底，全国电力装机容量达33.49亿千瓦，风电与光伏装机达14.1亿千瓦，新能源装机规模首次超过煤电 [7] - 《规则》促进建立市场化新能源消纳机制和价格形成机制，推动火电等常规电源发挥保障作用和灵活调节作用 [7] - 通过合理设置和优化电力辅助服务品种，系统性破解新能源发电波动性、随机性困境 [8] 提高电力系统安全保供水平 - 《规则》提出建立辅助服务费用的传导机制，推动跨省跨区交易双方公平合理承担和获得辅助服务费用 [9] - 健全辅助服务费用成本分摊和费用传导机制，提高企业参与电力市场的经营预期和项目投资信心 [9] - 通过市场化手段调动火电、水电、储能、虚拟电厂等灵活性调节资源参与市场调节的积极性 [9] 《规则》的亮点 - 首次出台国家层面的电力辅助服务市场基本规则，加强顶层设计，规范市场运营管理行为 [11] - 将储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等新型经营主体纳入全国性规则框架 [11] - 明确电力辅助服务市场交易品种和市场化价格形成机制，建立健全费用传导机制 [11]

分时电价政策调整 - 江西省新增"深谷时段"且电价较平段电价下浮70% [1] - 江苏省新增春秋两季午间谷段且谷段电价较平段直降65% [1] - 山东首创"新能源大发时段"特殊电价并设置深谷电价最低0.25元/千瓦时 [1][3] - 湖北省将春节、劳动节、国庆节等节假日期间9时~15时设置为深谷时段 [3] 新能源消纳 - 截至3月底我国风电光伏发电装机达到14.82亿千瓦历史性超过火电装机 [2] - 2025年1~2月全国风电利用率93.8%光伏利用率93.9%较去年同期有所下降 [2] - 山东省通过分时电价引导电网午间增加填谷负荷最高达583.87万千瓦增加风光等新能源消纳量23亿千瓦时 [3] - 山东省"五段式"分时电价在光伏大发时段设置低谷电价价格最大下浮90% [3] 电网安全与电动汽车 - 海南省新能源汽车保有量已达40.9万辆"零点高峰"现象导致电网负荷创新高 [5][6] - 海南省调整电动汽车充换电设施峰谷时段原谷时段"00:00~02:00"变为平时段 [6] - 山东省新能源汽车保有量突破270万辆充电基础设施保有量117.35万台同比增长89.7% [6] - 山东省对电动汽车个人充电桩设置23时至次日7时的低谷时段电价低至0.38元/千瓦时 [7] 创新机制与未来趋势 - 江苏省推出针对电动汽车反向放电的价格政策允许充换电设施运营单位参与车网互动 [7] - 分时电价机制有望与储能技术、虚拟电厂等新兴业态深度融合 [8]

江苏工商业分时电价结构调整 - 核心政策将于2025年6月1日实施，覆盖除电气化铁路牵引用电外的所有工商业电价用户，包括商业用户和100千伏安以下工业用户 [2][5] - 新增午间谷时段，夏冬两季尖峰时段为14:00-15:00、19:30-21:30（7-8月）及18:00-20:00（12月-次年1月） [6][8] - 分时计价基础调整为以用户购电价格为基准，峰谷浮动比例最高达80%（峰段）和65%（谷段），尖峰时段额外上浮20% [10][12][13] 储能项目发展机遇 - 政策鼓励工商业用户配置储能装置，通过低谷充电、高峰放电降低用电成本，同时扩大潜在合作企业范围 [3][5] - 储能项目可通过与新能源发电项目合作调峰、参与电力现货市场交易（价差超60%）及需求响应增加收益 [3][13] - 储能造价下降叠加分时电价优化，盈利空间提升，尤其在夏冬两季尖峰时段收益显著 [3][13] 电动汽车充放电政策 - 充换电设施可选择执行分时电价，集中式设施可全年执行春秋季时段，谷段充电成本降低 [14] - 具备反向放电能力的设施可参与车网互动，2026年前夏冬尖峰时段放电按电网尖峰电价结算（如0.391元/千瓦时） [15][26] - 运营商可通过聚合方式参与电力市场交易，市场化结算机制进一步拓宽收益渠道 [15][26] 分时电价执行细则 - 工业用户（315千伏安及以上）深谷时段电价在谷段基础上下浮20%，电热锅炉用电谷段下浮65% [13][24] - 市场化用户需申报用电曲线，未约定分时价格的按政策浮动比例执行，峰谷价差原则上不低于60% [13][25] - 用户需提前3个工作日申请分时电价，选择后12个月内不可变更 [13] 政策配套措施 - 电网企业需通过多渠道公告政策，调整计量系统确保6月1日落地 [16] - 动态评估机制将跟踪峰谷特性变化，未来可能进一步优化时段或浮动比例 [16] - 集中式充换电设施2030年前免收需量电费，降低运营商初期投资压力 [14][26]