100年，1亿千瓦。 2025年12月19日，随着位于四川攀枝花金沙江中游的银江水电站全面投产，四川水电装机容量突破 1亿千瓦。1亿千瓦，约占全国水电装机总量的四分之一，大约相当于4.4个三峡电站。 这是2025年6月拍摄的银江水电站。（受访者供图） 1925年，泸州洞窝水电站拉开四川水电开发序幕。一个世纪后，世界级水电站群与特高压通道以江 河为卷，在这里塑造出国家发展战略腹地的清洁能源之基。 今天，全国每100度水电中，就有30度来自四川；四川年发电量约三分之一用于川外。四川能源已 不只是"多与少"，而是关系到全国能源系统的"稳与安"。 从两千年前都江堰分水而治，到今天借水生能、流域联调、电算协同，顺应自然、系统治理的理念 在四川延续。俯瞰天府大地，一条清洁能源走廊连接山河、贯通东西，支撑我国新型电力系统稳步转 型。 图为国家超级计算成都中心。（受访者供图） 蓄势：从"待字闺中"到能源底座 成都高新区，天府大道贯穿南北，府城大道连接东西。国家电网、三峡集团、国家能源集团、中国 华电集团等多家能源央企区域总部在这个十字路口依次排布。这样的布局并非巧合，而是国家能源战略 统筹推进在四川的现实呈现。 以此为坐标， ...

12月19日上午，随着四川攀枝花银江水电站最后一台机组顺利并网，四川水电装机规模突破1亿千瓦， 成为全国首个迈上这一量级的省份。 1亿千瓦有多大？约占全国水电装机总量的四分之一，相当于约4.4个三峡电站。 新中国成立以来，四川水电开发实现多点突破。特别是新时代以来，白鹤滩、乌东德、两河口等超级工 程建成发电。其中，白鹤滩水电站装备全球单机容量最大功率百万千瓦水轮发电机组，实现了我国高端 装备制造的重大突破。 站上新起点，四川正加快规划建设新型能源体系，促进水、风、光、氢、天然气等多能互补发展，着力 建设清洁能源强省。四川省能源局副局长曾光说，四川水电正由"发得出"向"调得稳"转变，由"资源优 势"向"系统能力"升级，努力在服务国家"双碳"战略目标中发挥更大作用，助力能源强国建设。（胡旭 卢宥伊） 四川被称为"千河之省"，尤其是天然落差5100米的金沙江、3830米的雅砻江、4175米的大渡河，水电资 源丰沛。四川水电开发历程足有100年，可以上溯至建成于1925年的泸州龙溪河上装机140千瓦的洞窝水 电站。 责任编辑：于彤彤 如今，全球12大水电站，中国有5座，金沙江独占其4，雅砻江、大渡河上也有多座"世界水 ...

从千家万户的屋顶到工商园区的空地，一片片"蓝色盔甲"沐光而生，将身边的阳光点点汇入日常的生产 生活用能…… 这是今日中国新能源图景中最富生机的一角。 回望"十四五"，我国逐光驭风、向"绿"而行，新能源发展不再仅是"量"的累积，更实现了"质"的飞跃 与"态"的升级。它以跃升式的增长速度与集成式的发展模式，深刻重塑着能源体系的骨骼与血脉，开创 了一个属于绿色电力的新时代。 绿能澎湃新时代 ——我国新能源开创跃升式、集成式发展新阶段 在西北广袤的戈壁荒漠，光伏板列阵如蓝色海洋，汲取着太阳的馈赠； 在东部漫长的海岸线上，巨型风机擎天而立，捕捉着风的律动； 从雪域高原到东海之滨，一条条"电力天路"穿山越海，将西部的绿电源源不断送往中东部负荷中心； 从"补充能源"到"中流砥柱" 新能源实现量与质的双重飞跃 数据，是发展最客观的注脚。 2026年全国能源工作会议上一组数据擦亮了新能源发展的里程碑—— 预计2025年，我国风电光伏新增装机约3.7亿千瓦，累计装机规模突破17亿千瓦，风电光伏发电量约占 全社会用电量的22%。这意味着，全社会用电量中，每4度电就有1度来自风与光的馈赠。绿色电力，已 从概念真正走入现实。 更为可贵 ...

项目定位与总体目标 - 项目以“风光热储氢”多能协同、“发输储用造”全链发展为主要定位，锚定“创新实证+产业应用”双轮驱动方向，旨在打造引领西北、辐射全国的高原清洁能源示范标杆 [1] - 项目为“十五五”时期建成千万千瓦级清洁能源基地奠定基础，并致力于为全球高海拔地区能源转型提供可借鉴的“德令哈方案” [1][3] 装机容量与建设规划 - 计划到2025年底，实现光伏507万千瓦、风电67万千瓦、光热31万千瓦、储能58.25万千瓦、氢能3兆瓦的装机容量，总装机规模将突破600万千瓦 [1] - 正在推进60万千瓦抽水蓄能电站与2×66万千瓦低碳煤电项目，以形成深度调峰支撑 [1] - 集中光热区、风电基地建设工作已启动，旨在推动调峰能力突破千万千瓦 [1] 技术创新与关键突破 - 联合中广核打造太阳能光热发电技术研发中心，已突破聚光精度99.5%、光热转化效率48%等关键指标 [2] - 成功攻克风电机组低温适配、光伏制氢协同运行等高原环境关键技术 [2] - 光热领域技术持续突破，定日镜精准追光、新一代大开口槽式光热等技术达到行业先进水平，槽式集热器开口扩至8.6米，集热效率提升至27% [2] - 建成青海中控德令哈50兆瓦塔式光热电站等实证平台，中广核自主研发的大开口熔盐介质槽式集热器系统实现关键技术自主可控 [2] - 青海中控云检测系统、熔盐泵等关键设备实现国产化并适配高寒高海拔环境 [2] - “十五五”时期将形成电化学储能、压缩空气储能、熔盐储能、重力储能等多元协同的百万千瓦级储能体系 [2] 产业协同与生态构建 - 全面完善清洁能源装备制造体系，构建“光热装备制造—系统集成—运维服务”全链条产业生态 [2] - 成功引进中车、龙腾等行业龙头企业，填补了风电整机、光热集热器等部件本地生产空白 [2] - 培育青海明阳等骨干企业，提升产业本地化配套能力，推动形成光伏、风电、储能全产业链制造能力 [2] - 拓展“能源+”多元应用场景，打造“绿电—绿氢—绿氨”产业闭环 [2] - 推进零碳示范园区建设，实现重点产业园绿电使用率80%以上，并构建退役装备回收体系 [2] 基础设施与政策支持 - 电网支撑能力显著提升，青海托素750千伏变电站主变扩建工程预计年内完工，强化本地电力消纳与输送能力 [3] - 优化电网架构，推动形成“本地消纳+跨省外送”双循环格局 [3] - 推进算电协同应用，谋划布局智能微电网、虚拟电厂，以聚合多种发电单元并实时响应负荷需求，助力企业降低综合用电成本 [3] - 项目叠加国家与地方多重政策红利，碳交易市场中光热项目CCER交易持续发力，保障性电价政策为项目投资提供稳定预期 [3]

项目概况与成就 - 山东电建三公司在沙特红海旅游项目一期中承建了公用事业基础设施 建成了世界上首个融合多能互补的大型商业化公用设施项目 涵盖光伏、储能、电网、海水淡化、供水管网、废水处理、废水管网、固体废物处理、通讯和区域制冷等诸多模块[1] - 由于公司表现出色 业主将后续的房建结构工程等也交由中方完成[1] 数字化建设与管理 - 项目业主强制要求应用建筑信息管理系统和地理信息系统 这两种数字系统在许多国家已成为基础设施建设项目管理、数字化运维和数字城市建设领域的强制要求[1] - 建筑信息管理系统的应用颠覆了传统设计和施工方式 从过去的平面设计、按图施工转变为在虚拟空间一体化完成设计和施工 确保无误后再实施[2] - 采用建筑信息管理系统能够规避潜在设计风险 减少现场返工概率 在一年多时间里成功防止了2000起建筑碰撞事件[4] - 公司为满足数字化要求 调集内部资源加强攻关培训 培养出大批熟练掌握各种管理、设计软件的工程师[4] 技术应用与项目执行 - 在房建结构工程中 公司需处理不同EPC承包商的衔接沟通 例如预先判断墙上打洞位置和地下管线埋设方案[4] - 项目团队正着力将沙特红海项目的建筑信息管理系统实践经验系统化、模式化 以形成一套适应沙特市场的高质量发展路径[5] - 公司在项目中始终以绿色、智能、高质量为核心推进 并在此过程中锻炼出一支具备国际视野的高水平团队[5]

项目概况与规模 - 项目名称为宁夏银川吉洋绿储200兆瓦/400兆瓦时共享储能电站（典农第一储能电站），已于日前首次带电成功并网投运 [1] - 该项目由宁夏吉洋绿储综合能源服务有限公司投资建设，总投资额为6.2亿元，占地面积55.4亩 [1] - 该项目刷新了国内电网侧铅碳储能电站的规模及功率纪录，是国内规模最大的电网侧铅碳储能电站 [1] - 项目位于银川市西夏区核心能源走廊，配套80套定制化铅碳储能一体舱 [1] 技术性能与成本优势 - 项目采用的铅碳储能系统循环寿命高达6000次以上，是传统铅酸电池的3倍、锂电池的1.5倍 [1] - 该储能方案全生命周期成本较锂电池降低40%，成为国内性价比最高的大规模储能方案 [1] 项目意义与影响 - 项目的并网投运有助于加快推进银川市储能产业和清洁能源配套产业的一体化发展 [2] - 项目将提升电网灵活调节能力，提高新能源消纳能力，缓解高峰供电压力 [2] - 项目对推动“源网荷储”一体化和多能互补发展具有重要示范意义 [2] 建设与并网过程 - 国网银川供电公司全面梳理项目建设进度，组织电力调度、运维检修、营销、信通等数十人的专业技术骨干团队开展并网服务工作 [1] - 电力调度控制中心安排专人进行了长达300多天的全流程重点跟踪 [1] - 在国网宁夏电力有限公司统筹部署下，国网银川供电公司与投资方积极配合，确保了电站顺利并网 [1]

核心观点 - 贵州省能源局发布《贵州省风电光伏发电项目管理办法（征求意见稿）》，旨在通过系统化、精细化的管理，推动省内风电、光伏发电产业向更高质量、更高效率、更可持续的方向发展，其核心在于提升技术门槛、强化过程管理、促进市场化交易并鼓励技术创新与设备更新 [1][40] 开发建设与技术标准 - 风电项目原则上应采用单机容量**5兆瓦及以上**的风力发电机组，开发年平均风速在**每秒6米及以上**的风能资源时，应采用单机容量**6兆瓦及以上**的机组 [1][10][40][48] - 鼓励对运行**15年及以上**的单机容量**2兆瓦及以下**的风力发电机组进行设备更新替代 [1][10][40][48] - 光伏发电项目组件转换效率要求不低于**22.3%**，鼓励对运行**8年及以上**的光伏发电项目进行设备更新替代 [1][10][40][48] - 项目应集约节约用地，光伏项目应充分利用边坡、边沟、填埋场、采矿沉陷区等低效土地，并探索林光、农光、茶光互补等模式 [1][10][40][48] 规划与年度计划管理 - 省级能源主管部门根据规划目标及电网消纳能力，对全省**集中式风电、集中式光伏发电项目**实行年度建设计划管理，按照“成熟一批、上报一批”原则组织申报 [2][8][12][41][50] - “千乡万村驭风行动”分散式风电项目实行单独管理 [2][13][41][51] - 屋顶分布式光伏发电、单机容量不超过**1兆瓦**且总规模不超过**6兆瓦**的分散式风电项目不实行年度建设计划管理 [2][13][41][51] - 农光互补、渔光互补及利用边坡等分散土地建设的小型光伏电站按集中式光伏项目管理，需纳入年度建设计划 [2][13][41][51] 项目核准与备案流程 - 风电项目实行核准制，由省级能源主管部门办理；单机容量不超过**1兆瓦**且总规模不超过**6兆瓦**的分散式风电项目由县级能源主管部门备案 [15][53] - 光伏发电项目实行备案制，备案容量为交流侧容量（逆变器额定输出功率之和），集中式项目由省级能源主管部门备案 [15][53] - 风电项目原则上在年度建设计划下达后**12个月**内完成核准，光伏发电项目在**6个月**内完成备案，未完成者可申请一次不超过**6个月**的延期 [16][54] 项目建设与并网时限 - 风电项目核准后**12个月**内须开工建设，开工后**24个月**内须全容量并网发电 [2][17][41][55] - 光伏发电项目备案后**12个月**内须开工建设，开工后**18个月**内须全容量并网发电 [2][17][41][55] - 未按期开工可申请一次延期，风电项目延期不超过**12个月**，光伏发电项目延期不超过**6个月** [2][18][41][56] 建设规模与项目管理 - 风电项目实际建设规模大于核准规模的部分，不得超过单台最大风机容量；光伏项目实际建设规模大于备案规模的部分，不得超过单台最大逆变器容量 [3][15][42][56] - 项目实际建设规模可以小于核准（备案）规模 [3][15][42][56] - 未在规定期限内完成核准备案或开工建设的项目，将被清理并移出年度建设计划 [3][15][42][56] 电网接入与配套工程 - 电网企业应公平无歧视地提供接入服务，并与投资主体建立网源沟通机制，确保同步投产 [20][24][58][63] - 配套送出工程原则上由电网企业投资建设，也鼓励项目投资主体投资建设，电网企业可依法依规回购 [20][58] - 每个项目并网批次原则上不超过**3次**，因客观原因增加需提交说明 [25][63] 运行消纳与市场化交易 - 有序推进多能互补、源网荷储一体化发展，推动绿电直连、虚拟电厂等试点建设，合理布局新型储能 [1][5][40][48] - 推动风电、光伏发电**全面参与市场化交易**，上网电量原则上全部进入电力市场 [1][5][30][40][48][66] - 鼓励项目投资主体因地制宜在站区规模化建设储能，提高新能源场站置信容量 [29][34][67] 产业支持与设备制造 - 鼓励风电、光伏发电装备制造企业研发适合贵州省条件的先进装备 [22][60] - 鼓励项目投资主体结合实际支持省内风电、光伏发电装备制造高质量发展 [23][61] 政策实施时间 - 该管理办法计划自**2026年1月1日**起施行，有效期五年，届时将替代原有的暂行办法和通知 [39][77]

核心观点 - 公司正以“工程化思维”为核心进行战略重塑，旨在锻造“反脆弱”体质以穿越周期并实现增长，并面向“十五五”规划清晰布局了递进式的三大业务增长曲线，目标是从资产建设者转型为能力输出的平台型企业 [1][2][5][6][10] 战略重塑与“工程化思维” - 公司通过引入“工程化思维”方法论，从财务、业务、公司治理三个层面进行重塑，以解决历史遗留问题并实现困境反转 [2] - 财务层面，公司将现金流管理置于“生命线”地位，通过开发内部追踪预测系统及在高点出售资产（如高位出售锂矿和光伏电站）来化解债务危机，实现资产结构轻量化与健康化 [3] - 业务层面，在精细化工板块将30年配方研发底稿数字化并利用AI辅助研发，将客户定制化需求响应时间从数月缩短至30分钟；在新能源板块将项目筛选投决流程高度标准化，一周内即可完成从评估到决策的全过程 [3] - 治理层面，针对“无实际控制人”状态，通过建立清晰的授权矩阵、投资红线和经营看板，将决策权力制度化、透明化，确保快速扩张中“可复制、可追溯、可问责” [5] - 通过上述重塑，公司构建了以“纪律性的现金流、工程化的能力、制度化的治理”为特征的“反脆弱”体质 [5] 递进式三大增长曲线 - 第一增长曲线来自精细化工业务的全球化与高附加值化，尽管下游行业景气度不高，但气雾剂业务通过供应链精细化管理与技术升级，毛利率逆势提升至28%以上，并计划重点开拓东南亚、中东、非洲及欧洲市场 [6] - 第二增长曲线来自光伏能源资产的工程化复制能力与高资本效率，2025年上半年光伏施工业务收入达5400余万元，占整体营业收入的26.13%，同比增长928.91%，公司已取得电力施工总承包二级资质，具备复杂场景定制化设计与实施能力，项目交付速度业内领先 [7] - 第三增长曲线来自新能源资产的智慧化运营与价值挖掘，公司正从“投资建设”向“专业化运营服务”战略延伸，新成立的子公司定位为运维科技与数据中台，目标是通过标准化、智慧化运维提升资产效率，并计划在年底前成为A股最大的分布式光伏运维服务商，未来探索平台输出及RaaS订阅模式以实现轻资产转型 [7][8] “十五五”战略布局与平台化愿景 - 公司紧跟国家“十五五”规划关于建设新型能源体系及加强战略性矿产资源开发的战略，近期在甲烷综合利用和盐湖提锂领域有新动作 [9] - 在甲烷综合利用方面，公司与合作伙伴签署协议，以矿区低浓度瓦斯综合利用为核心，构建“资源高效回收+新能源部署+碳资产开发”三位一体模式，旨在打造“多能互补”的综合能源站标杆范式 [9] - 在盐湖提锂方面，公司通过债转股方式重新获取青海锦泰钾肥股权，意在布局“光伏+储能+新能源采矿装备+盐湖提锂”的一体化模式，判断上游锂资源核心地位将随固态电池技术路线明朗化而愈发凸显 [9] - 公司长远目标是打造“平台型企业”，核心是能力输出而非资产堆砌，将通过工程化与数据化能力，将“一次性交付”变为“长期服务”，用经常性现金流与高资本回报率定义增长质量，实现由知识、数据和算法驱动的轻资产增长 [10]

全球能源革命进入历史性转折点 - 全球能源革命正经历从量变到质变的历史性转折，能源体系发生结构性变革 [1] - 2024年全球新增可再生能源装机容量约700吉瓦，连续第22年创年度新高 [1] - 2024年全年新增发电量的80%由可再生能源与核能满足 [1] - 2024年全球清洁电力占比首次突破40%，创20世纪40年代以来最高纪录 [1] - 2025上半年全球可再生能源发电量首次超过化石燃料 [1] 能源转型的三大核心特征 - 可再生能源成本优势确立：2024年全球91%的新建可再生能源项目成本已低于同期新建成本最低的化石燃料项目 [1] - 能源系统智能化加速：人工智能、数字孪生技术深度赋能发电预测、电网调度和储能管理 [1] - 多能互补体系成熟：“风光氢火储”多能互补、“发输储用造”协同发展格局初步形成 [1] 全球能源投资与需求结构转变 - 能源投资结构发生根本转变：2024年全球清洁能源投资突破2万亿美元，约为同期化石能源投资的2倍 [2] - 电气化进程加速推进，电力在终端能源消费中占比持续提升 [2] - 未来10年全球电力需求增速将远高于能源总需求增速 [2] 中国成为全球能源转型的引领者 - 中国实现从追随者到引领者的角色转变，2025年上半年太阳能和风能新增装机容量超过世界其他地区总和 [1] - 截至2025年上半年，中国可再生能源装机占比接近60%，可再生能源发电量达1.8万亿千瓦时，占全国39.7% [3] - 2024年上半年，中国风电光伏发电合计装机历史性超过煤电，可再生能源新增装机占全国新增装机的88% [4] - 中国清洁能源增长贡献率全球领先 [1] 中国能源结构的系统性重塑 - 中国电气化水平达32%，并以每年约1个百分点的速度提升，进展快于欧美主要经济体 [4] - 2013年至2023年间，中国煤炭消费比重从67.4%下降到55.3%，累计下降12.1个百分点 [4] - 同期非化石能源消费比重从10.2%提高到17.9%，累计提高7.7个百分点 [4] 中国在技术标准与产业链的领先地位 - 技术标准话语权：中国成为全球唯一掌握特高压核心技术和全套装备制造能力并实现商业化运营的国家，特高压输电国际标准由中国主导制定 [3] - 全产业链赋能能力：中国新能源全产业链体系涵盖研发设计、核心部件制造到终端应用的全流程 [3] - 中国在清洁能源技术专利的全球占比从2000年的5%跃升至75%以上 [6] - 中国在新能源领域的投资额已超过欧盟与美国的总和 [6] 中国新能源技术的集群式突破 - 核电领域：“玲龙一号”小型堆于2025年10月实现冷试成功，在核能安全性与模块化设计上取得领先 [5] - 电网技术领域：哈密—重庆±800千伏特高压工程实现0.007秒完成2260公里绿电输送 [5] - 储能创新领域：全球首座300兆瓦级压缩空气储能项目创造单机功率、储能规模、转换效率三项世界纪录，实现关键装备100%国产化 [5] - 新型储能装机5年增长30倍，规模达9500万千瓦 [5] - 氢能应用领域：中国可再生能源制氢产能占全球50%以上，2024年氢能生产消费规模超3650万吨 [6] 中国在光伏与风电制造领域的技术优势 - 已建成完备的风电光伏全产业链研发设计和集成制造体系 [6] - 高效晶体硅、钙钛矿等光伏电池技术转换效率多次刷新世界纪录，量产先进晶体硅光伏电池转换效率超过25% [6] - 陆上风电机组最大单机容量突破10兆瓦，单机容量18兆瓦的海上风电机组顺利下线 [6] - 美国建设同等规模电池工厂的成本远高于中国，成本优势源于中国电力基础设施与产业集群的整体综合优势 [6] 中国赋能全球能源转型的三大路径 - 技术输出：过去十年推动全球风电和光伏度电成本分别下降60%和80% [7] - 2024年出口的风电光伏产品为其他国家减排二氧化碳约8.1亿吨 [7] - 产能合作：通过共建“一带一路”绿色发展项目（如巴基斯坦卡洛特水电站、阿联酋950兆瓦光热光伏复合电站），帮助发展中国家以可负担成本获得清洁能源 [7] - 知识共享：通过多边机制开展技术培训，助力新兴市场国家制定能源转型路径 [7] 中国技术赋能的全球影响 - 在非洲，从中国进口的太阳能面板增长60%，20个非洲国家实现可再生能源装机跨越式发展 [7] - 在东南亚，中国技术助力越南、老挝、马来西亚等国快速提升电力在终端能源消费中占比，实现“电力先行”的工业化路径 [7] - 中国提供的服务和支持显著提升了清洁能源技术的可及性，降低了全球使用绿色技术的成本 [7] - 2024年中国清洁能源投资对全球贡献度达三分之一 [2][7] 全球能源合作的不同模式与未来展望 - 发达经济体（如美国、欧盟）注重清洁能源前沿技术研发和产业链供应链安全 [2] - 众多亚太、中东等发展中国家倾向于务实渐进路径，推进政策协调和技术应用合作 [2] - 不同发展模式互动融合（如中国与沙特绿氢合作、中美碳捕捉技术交流）丰富全球转型实践路径 [3] - 国际能源署预测到2030年全球可再生能源装机容量将新增4600吉瓦，相当于中国、欧盟和日本当前发电量总和 [2] - 预计2030年风光装机较2024年底再翻一番 [8]

项目投运 - 中国资环旗下资环新能源的首个风热、光热示范项目于11月26日在天津港保税区的绿色低碳循环经济示范基地正式投运 [1] 核心技术 - 项目核心装备为一台200千瓦风力磁涡流热泵机组，应用基于空气动力学与电磁涡流制热理论的风—热转换技术，能将风能直接高效转化为热能 [1] - 项目装备2块光伏热（PVT）组件，实现光伏与光热的有效结合，可将太阳辐射同步转化为电能与热能 [1] - 风热技术能有效缓解现有风力发电的弃风限电问题，大幅提高能源和设备利用率，并实现对退役风机关键设备的梯次利用 [1] 系统集成 - 项目将风热、光热技术与示范基地现有地热系统进行了深度耦合与智能协同 [1] - 成功构建风能、光能与地热优势互补、稳定高效的多元化绿色能源供应体系 [1] 战略规划 - 公司将退役新能源设备梯次利用作为打通“双碳”链条的关键环节，让退役风机、光伏“二次上岗”，以缓解风光产业固废压力并降低清洁供热成本 [2] - 未来将持续优化风能、光能、地热、生物质等多能互补体系，构建“风光供热+地热+储能调峰”一体化系统，让退役的风光储设备在清洁供热全领域充分发挥效能 [2]