文章核心观点 - 中国工商业储能行业的收益模型正经历根本性转变，从依赖行政分时电价下的峰谷价差套利，转向必须参与电力市场交易以获取收益，这一转变带来了运营复杂化、收益不确定性增加以及与电力用户、售电公司利益协调等多重挑战 [2][4][5] 收益模型突变 - 行政分时电价取消后，工商业储能的主要利润来源（峰谷价差套利）消失，必须通过参与电力市场购买低价电并在高价时售出才能实现盈利 [2] - 市场分时电价导致一天内可能出现多个峰谷时段，且电力市场以15分钟为一个交易节点（一天96个节点），对储能电站的频繁操作和交易策略提出极高要求 [5] - 市场形成的电价曲线呈现“鸭子曲线”，即午间因光伏出力大导致电价低，晚间电价高，这使得工商业储能在一天内大概率只能完成一次充放电循环，而此前在行政分时电价下大多可完成两次 [5] - 市场价差显著收窄：例如2025年3月至10月，河北南网现货实时出清平均价格最大价差约为0.2元/kWh至0.3元/kWh，而此前各省峰谷价差能达到0.62元/kWh至0.8元/kWh [5] - 收益下滑导致许多项目可能无法兑现对用电企业的收益承诺，也难以覆盖资金成本压力 [5] 运营策略复杂化与需求增长 - 储能电站的运营策略从简单依据行政分时和业主负荷设定，转变为需要更复杂的电力市场交易策略 [4] - 今年以来，市场对储能精细化运营和交易的需求明显高于往年，相关业务从过去主要靠推荐转向通过地推也能找到客户 [6] - 行业过去存在“与其精细化运营，不如多建几个场站”的粗放发展思路，现在已发生转变 [6] 与电力用户及售电公司的利益协调挑战 - 工商业储能电站与电力用户共用同一线路和配电变压器，若同时大量购电可能导致变压器故障，并可能推高电力用户的基本电费（按需或按容计费），有时峰谷套利利润甚至不足以覆盖基本电费的增加 [7][8] - 精细化运营需要搭建需量跟随系统，智能监测变压器容量并动态调整充电模式，甚至在电价低但企业负荷高时停止充电 [8] - 现行规则下，单个电力用户（含其工商业储能）在固定交易期内只能通过一家售电公司参与交易，工商业储能的充放电策略决定权在售电公司，发生分歧时需优先保证电力用户利益 [1][8] - 工商业储能与售电公司存在利益矛盾：储能在峰段放电（用的是谷段低价电）会降低售电公司的批零价差，从而减少售电公司收益 [8] - 设备供应商（如阳光电源）正通过提供搭配优化算法策略的设备来尝试适配电力用户和售电公司的交易策略 [9] - 储能投资方对收益需求迫切，尤其资金成本高的项目通常要求售电公司实现更高收益，但专业的运营公司会根据电站具体情况分析收益提升空间，不会盲目承诺高回报 [9]

2026年1-2月全国电力市场交易数据总结 整体交易规模与增长 - 2026年1-2月，全国累计完成电力市场交易电量11925亿千瓦时，同比增长25.5% [2] 按交易范围划分 - 省内交易电量9543亿千瓦时，同比增长29.2%，是市场增长的主要驱动力 [2] - 跨省跨区交易电量2382亿千瓦时，同比增长12.7% [2] 按交易品种划分 - 中长期交易电量10337亿千瓦时，是市场交易的主要构成部分 [2] - 现货交易电量1588亿千瓦时 [2] - 绿电交易电量484亿千瓦时，同比增长7.6% [2]

南网储能 2026年3月6日电话会议纪要关键要点 一、 涉及的行业与公司 * 行业：抽水蓄能行业、新型储能行业、电力市场 * 公司：南网储能（南方电网旗下储能业务平台）[1] 二、 核心政策影响分析（114号文/14号文） 1. 对抽水蓄能的影响 * 政策将抽蓄电站分为三类，影响各异 [3][11] * **存量电站（第一类）**：在2021年633号文前开工的电站，公司有7座，继续沿用633号文框架，影响不大 [3][11] * **增量电站（第二、三类）**：2021年633号文后开工的电站，容量电费可能下降，但电量电费占比可能提升，整体收益率需待各省统一容量电价出台及电站实际运行后重估 [2][3] * 新政策（14号文）发布后的新开工项目分类，需各省进一步界定 [11] 2. 对新型储能的影响 * 114号文首次从国家层面明确容量补偿机制，释放支持信号 [3] * 具体补偿标准由各省确定，预计省际差异明显，业绩影响尚难精确判断 [3] * 政策整体偏积极，电网侧独立储能可获容量电价，但细则需待各省明确 [11] 三、 公司业务发展现状与规划 1. 抽水蓄能业务 * **在建规模**：8座电站，装机容量接近1,000万千瓦 [2][5] * **投产节奏**：2026-2027年进入投产高峰，"十五五"期间（含2026年）预计约900多万千瓦装机逐步投产，规划每年至少有机组投产 [2][5] * 肇庆浪江：2026年底前首台，2027年上半年全投 [5] * 惠州中洞：2027年投产 [5] * 茂名电白：2027年底前首台，2028年上半年全投 [5] * 桂林灌阳：2028年底前首台，2029年上半年全投 [5] * 广西贵港、钦州、玉林：预计2029年底前全投 [5] * 云南西畴：计划2031年前后全投 [5] * **储备规模**：超过1,000万千瓦 [2][5][7] * **区域布局**：主要面向南方五省区，在内蒙古参股3个项目 [7] 2. 新型储能业务 * **资源储备**：规模约为500万至600万千瓦 [2][6] * **装机规划**：因各省容量补偿细则未出，"十五五"新增装机暂无明确数值 [6][7][12] * **建设周期**：相对较短，通常约半年可建成一座 [6] * **技术路线**：现阶段以锂电为主（占市场90%以上），同时推进液流储能等多技术路线示范项目 [6] * **重点布局区域**：优先在南方五省区及西北等新能源富集区布局 [2][4] * **项目定位**：聚焦电网侧"大储"，暂未涉及工商业及户用储能 [9] 四、 电力市场参与策略 * **总体方向**：聚焦电力现货市场 [8] * **参与节奏**：是否及何时参与电能量与辅助服务市场，决定权在省级主管部门，公司将"分步、分批推进" [4] * **现货市场**：已设立专门团队，构建自主报价策略模型，并计划引入AI辅助优化 [2][8] * **中长期市场**：已进入市场的电站基本不涉及，部分区域（如云南）政策允许新型储能参与 [8] * **辅助服务市场**：定位为补充性策略，市场容量不大，公司正在研究推进进入广东调频市场 [2][8][12] 五、 财务与成本 * **新型储能成本**：2025年10月宁夏中卫项目EPC单位成本约为0.7-0.8元/Wh [2][9] * **成本对比**：抽水蓄能单位造价高，但按调节时长与能力折算后，其全生命周期单位成本低于新型储能 [9] * **投资回报要求**：项目决策底线是"不能亏损"，2025年宁夏中卫项目IRR约4% [2][12] * **分红政策**：坚持"持续、稳定、可预期"策略，分红比例原则上不低于30%，一年分红两次，现有现金流规划可支撑"十五五"期间分红目标 [2][8] 六、 其他重要信息 * **南方电网内部调整**：对公司储能板块无直接影响，公司是南网系统内唯一投资运营电网侧储能的单位 [6] * **清单制管理**：根据14号文，电网投资将实行清单制管理，公司项目能否纳入清单取决于各省政策制定结果 [9][10] * **电价波动预判**：114号文涉及的系统运行费等费用可能影响市场主体报价意愿，导致电力市场价格波动存在拉大的可能性 [8]

新型储能装机规模与发展现状 - 截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较2024年底增长84%，与“十三五”末相比增长超40倍 [3] - 2025年新增新型储能项目装机规模为62.24GW/183GWh [6] - 平均储能时长从2024年底的2.28小时提升至2025年底的2.58小时 [3] 新型储能地域与省份分布 - 分地域看，华北地区已投运装机规模占全国32.5%，西北地区占28.2%，华东地区占14.4%，南方地区占13.1%，华中地区占11.1%，东北地区占0.7% [9] - 华北和西北是主要增长区，2025年新增装机分别为21.88GW和19.66GW，合计占全国新增装机的66.8% [9] - 分省份看，2025年新增装机前五的省份为：新疆（10.23GW）、内蒙古（10.03GW）、云南（6.13GW）、河北（5.69GW）、山东（4.04GW） [11] - 累计装机规模前三的省份为：内蒙古（20.26GW）、新疆（18.80GW）、山东（11.21GW），另有8个省区装机规模超5GW [11] 新型储能项目结构与技术路线 - 大型化趋势明显，截至2025年底，10万千瓦及以上项目装机占比达72%，较2024年底提高约10个百分点 [11] - 长时储能项目增加，4小时及以上项目装机占比达27.6%，较2024年底提高约12个百分点 [11] - 独立储能占比提升，2025年新增装机35.43GW，累计装机规模占比达51.2%，较2024年底提高约5个百分点 [13] - 技术路线上，锂离子电池储能装机占比达96.1%，压缩空气储能、液流电池储能及飞轮电池储能等合计占比3.9% [13] 新型储能利用水平与作用 - 2025年全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时 [15] - 国家电网经营区新型储能等效利用小时数为1175小时，南方电网经营区为1294小时 [15] - 新型储能在促进新能源开发消纳、提高电力系统安全稳定运行和电力保供水平等方面作用逐步增强 [15] 全国电力市场交易情况 - 2025年全国电力市场交易电量规模达6.64万亿千瓦时，同比增长7.4% [16] - 市场化交易电量占全社会用电量比重达64.0%，同比提高1.3个百分点 [16] - 在交易中心注册的经营主体数量突破100万家 [16] - 跨省跨区交易电量达1.59万亿千瓦时，创历史新高，同比增长11.6% [17] - 绿色电力交易电量达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模为2022年的18倍，多年期绿电协议成交电量达600亿千瓦时 [18]

2025年12月及全年中国电力市场交易数据总结 - 2025年12月全国电力市场交易电量为6080亿千瓦时，同比增长6.6% [1] - 2025年全年累计交易电量达66394亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重为64.0%，同比提升1.3个百分点 [1] 按交易范围划分 - 2025年12月省内交易电量为4641亿千瓦时，同比增长5.3% [1] - 2025年12月跨省跨区交易电量为1439亿千瓦时，同比增长11.3% [1] - 2025年全年省内交易电量累计50473亿千瓦时，同比增长6.2% [1] - 2025年全年跨省跨区交易电量累计15921亿千瓦时，同比增长11.6%，其中跨电网经营区交易电量为34亿千瓦时 [1] 按交易品种划分 - 2025年12月中长期交易电量为5822亿千瓦时，现货交易电量为258亿千瓦时 [1] - 2025年12月绿电交易电量为317亿千瓦时，同比增长32.3% [1] - 2025年全年中长期交易电量累计63522亿千瓦时，现货交易电量累计2872亿千瓦时 [1] - 2025年全年绿电交易电量累计3285亿千瓦时，同比增长38.3% [1]

2025年全国电力市场交易数据概览 - 2025年全国电力市场交易电量达6.6万亿千瓦时，同比增长7.4% [1] - 2025年1-12月累计交易电量占全社会用电量比重为64.0%，同比提高1.3个百分点 [1] 2025年12月单月交易情况 - 2025年12月全国完成电力市场交易电量6080亿千瓦时，同比增长6.6% [1] - 省内交易电量为4641亿千瓦时，同比增长5.3% [1] - 跨省跨区交易电量为1439亿千瓦时，同比增长11.3% [1] - 中长期交易电量为5822亿千瓦时，现货交易电量为258亿千瓦时 [1] - 绿电交易电量为317亿千瓦时，同比增长32.3% [1] 2025年全年累计交易结构分析 - 省内累计交易电量为50473亿千瓦时，同比增长6.2% [1] - 跨省跨区累计交易电量为15921亿千瓦时，同比增长11.6% [1] - 跨电网经营区累计交易电量为34亿千瓦时 [1] - 中长期累计交易电量为63522亿千瓦时，现货累计交易电量为2872亿千瓦时 [1] - 绿电累计交易电量为3285亿千瓦时，同比增长38.3% [1]

全国电力市场交易概况 - 2025年全国累计完成电力市场交易电量66394亿千瓦时，同比增长7.4% [1] - 电力市场交易电量占全社会用电量比重为64.0%，同比提高1.3个百分点 [1] 交易范围结构 - 省内交易电量为50473亿千瓦时，同比增长6.2% [1] - 跨省跨区交易电量为15921亿千瓦时，同比增长11.6% [1] - 跨电网经营区交易电量为34亿千瓦时 [1] 交易品种结构 - 中长期交易电量为63522亿千瓦时 [1] - 现货交易电量为2872亿千瓦时 [1] 绿色电力交易 - 绿电交易电量为3285亿千瓦时，同比增长38.3% [1]

2025年中国电力市场交易数据核心观点 - 2025年全国电力市场交易电量保持稳健增长，交易规模持续扩大，市场化交易电量占全社会用电量比重进一步提升至64.0% [1] - 跨省跨区交易电量增速显著高于省内交易，显示全国统一电力市场建设及资源优化配置进程加快 [1] - 绿电交易电量同比增速远超市场整体增速，凸显绿色电力消费需求强劲，绿电交易市场呈现高景气度 [1] 2025年12月单月交易情况 - **总体交易**：2025年12月，全国完成电力市场交易电量6080亿千瓦时，同比增长6.6% [1] - **按交易范围划分**： - 省内交易电量完成4641亿千瓦时，同比增长5.3% [1] - 跨省跨区交易电量完成1439亿千瓦时，同比增长11.3% [1] - **按交易品种划分**： - 中长期交易电量为5822亿千瓦时 [1] - 现货交易电量为258亿千瓦时 [1] - **绿电交易**：当月绿电交易电量达317亿千瓦时，同比增长32.3% [1] 2025年1-12月累计交易情况 - **总体交易**：2025年1-12月，全国累计完成电力市场交易电量66394亿千瓦时，同比增长7.4% [1] - **市场渗透率**：累计交易电量占全社会用电量比重为64.0%，较去年同期提升1.3个百分点 [1] - **按交易范围划分**： - 省内累计交易电量50473亿千瓦时，同比增长6.2% [1] - 跨省跨区累计交易电量15921亿千瓦时，同比增长11.6% [1] - 其中，跨电网经营区交易电量为34亿千瓦时 [1] - **按交易品种划分**： - 中长期累计交易电量63522亿千瓦时 [1] - 现货累计交易电量2872亿千瓦时 [1] - **绿电交易**：累计绿电交易电量达3285亿千瓦时，同比增长38.3% [1]

公司2025年度发电业务经营数据总结 - 2025年1-12月，公司控股企业累计完成发电量66.27亿千瓦时，同比增长13.85%；上网电量65.15亿千瓦时，同比增长13.86% [1] - 企业平均上网电价为0.206元/千瓦时，同比降低6.79% [1] 水电业务经营情况 - 水电企业累计完成发电量63.56亿千瓦时，同比增长15.40%；上网电量62.46亿千瓦时，同比增长15.41% [1] - 水电企业平均上网电价为0.195元/千瓦时，同比降低4.88% [1] - 水电发电量和上网电量增长的主要原因是控股的攀水电公司银江电站全部六台机组陆续投产 [2] 光伏发电业务经营情况 - 光伏发电企业累计完成发电量2.71亿千瓦时，同比降低13.42%；上网电量2.69亿千瓦时，同比降低13.23% [1] - 光伏企业平均上网电价为0.454元/千瓦时（含国补），同比降低8.47% [1] - 光伏发电量和上网电量降低的原因是项目所在区域新能源电量消纳能力不足 [3] 平均上网电价变动原因分析 - 水电项目上网电价降低的原因包括：市场化售电导致电价降低，以及攀水电公司银江电站投产拉高了丰水期电量占比，从而拉低了全年水电均价 [4] - 光伏项目上网电价降低的主要原因是受售电区域电力市场交易环境以及市场竞争加剧影响 [4]

行业政策与市场改革 - 2025年伊始，新能源上网电价迎来改革，新能源项目上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成[1][12] - 新能源参与电力市场的程度不断深化，多个新能源大省陆续吹响入市“集结号”[1][12] - 新能源企业需全面了解电力市场框架和规则，以合理申报交易电量、价格和曲线，并优化中长期合同签订[1][12] 培训课程核心内容 - 培训涵盖四大单元：新能源上网电价市场化改革、绿色电力交易实务、绿色电力证书交易实务、电力市场交易实务[3][14] - 新能源上网电价市场化改革单元解析政策、机制电价以及未来新能源收入保障与构成[3][14] - 绿色电力交易实务单元涵盖市场概览、政策规则、参与者、机制、实操指南、经济效益及未来展望[3][14] - 绿色电力证书交易实务单元涵盖证书概述、核发与交易机制、市场规模与量价分析、经济效益、政策支持及实操指南[3][14] - 电力市场交易实务单元涵盖市场基础、系统运作、组织与价格分类、现货市场机制、省间及重点省份（山西、山东、广东）市场解析，以及发电侧、用电侧实操、中长期策略、结算复盘等[3][4][14][15] 培训师资背景 - 杨老师为世界五百强电力央企电力交易专家，熟悉电力市场交易全流程，对新能源场站中长期、现货交易方案及报价策略有深入了解[5][16] - 杨老师负责过绿电交易、绿证核发政策研究、市场调研、管理制度、定价模型，以及用户侧交易方案编写、负荷分析、各类交易申报和收益复盘等工作[5][16] - 吴老师为资深电力行业工作者，熟悉电力生产流程，担任过多年生产一线指挥，负责调度管理、两个细则管理、节能管理等工作[6][17] - 吴老师熟悉电力成本管控和统计、计划管控体系，并长期跟踪研究电力现货市场和售电市场，参与规则修改意见编写[6][17] 目标受众与培训模式 - 培训对象包括新能源发电侧、售电侧、用户侧企业的管理及相关工作人员[7][20] - 培训对象还包括虚拟电厂、储能、负荷聚合商企业的管理及相关工作人员[7][20] - 培训对象亦涵盖电力交易机构相关人员、电力市场研究人员及意向从业者[9][20] - 培训为全程线上录播教学，方式灵活，支持手机学习，课程可反复学习巩固[7][18] - 培训配套提供讲师的电子课件，供学员自学和复习[8][19] 收费标准与证书 - 培训收费标准为2699元每人，包含线上培训费和电子资料费[9][21] - 另一收费标准为3499元每人，额外包含考证费[10][22] - 培训结束后考核合格可获得“电力交易员”课程培训证书，该证书由国家职业资格培训鉴定实验基地印制颁发[10][22]