项目布局与核心价值 - 公司在蒙西地区获得3个新型储能电站项目 总装机容量0.75GW/3GWh 计划2025年12月并网投运 [1] - 交易型储能电站通过电力市场交易实现收益 包括峰谷电价差套利和辅助服务市场响应 [1] - 采用锂电池与全钒液流电池混合技术路线 兼顾短时高功率响应和长时大容量储能优势 [1] 技术融合与协同效益 - 磷酸铁锂电池响应速度低于100毫秒 适用于一次调频和AGC调节等高价值辅助服务 [2] - 全钒液流电池支持4小时以上长时放电 循环寿命超过20000次 适配光伏发电昼夜峰谷特性 [2] - 混合架构较单一锂电池方案提升容量利用率15% 降低全生命周期度电成本20%以上 [2] 安全防护体系 - 建立电池本体-系统级-场站级三级安全架构 锂电池舱采用液冷散热和全氟己酮主动消防系统 [3] - 全钒液流电池采用惰性气体防护和电解液动态平衡技术 确保长期运行稳定性 [3] - 系统配备宽温域电解液和高强度耐候金属箱体 适应沙尘低温等极端环境条件 [3] 智能交易与运营策略 - 通过AI算法预测电价曲线和电网指令 动态优化充放电策略：锂电池处理秒级/分钟级交易 全钒电池处理小时级套利 [4] - 多时间尺度协调可延长套利窗口 同时参与调频、调峰、备用等多类市场交易实现收益叠加 [4] - 全自动交易工具实时响应电力现货市场变化 结合政策调整策略以应对新能源交易波动 [4]

核心观点 - "1+6"基础规则体系是全国统一电力市场的制度基石和核心架构 旨在解决规则不衔接、标准不一致等问题 为电力资源全国自由高效流动扫清障碍 [2][3][4] 体系定位与功能 - 体系确立全国统一电力市场的顶层设计 明确基本理念、价值导向和运行逻辑 解决市场建设方向性问题 [3] - 统一中长期、现货、辅助服务、市场注册、信息披露、计量结算等关键环节操作规则 形成全国统一操作手册 [3] - 为中央和地方各级电力市场提供基础制度规则依据 是构建高效规范、公平竞争、充分开放市场的前提条件 [3] 体系架构设计 - "1"指《电力市场运行基本规则》 是基础性纲领性规则 界定市场主体权责边界、核心交易类型与基本运作模式 [5] - "6"涵盖中长期交易、现货市场、辅助服务、市场注册、信息披露、计量结算六大支撑性规则 针对关键环节制定具体规范 [5] - "1"与"6"构成逻辑严密有机整体 "1"提供方向依据 "6"实现具体落实 覆盖电力交易全环节和全品种 [6] 市场协同机制 - 中长期市场作为压舱石 通过跨年、年度、月度等合约锁定大部分电量 提供长期价格信号和稳定预期 [7] - 现货市场作为风向标 基于实时供需以分钟级、小时级价格信号交易 反映短时供需变化和网络阻塞情况 [7] - 辅助服务作为稳定器 通过市场化机制购买调频、备用等服务 保障系统安全稳定运行 [7] - 三者形成"长期锁定-短期优化-实时保障"连续时间序列 实现电力资源跨时空优化配置 [7][8] - 现货市场节点电价包含位置信号 反映区域供需紧张程度和网络阻塞成本 引导资源区域间流动 [8]

继《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（以下简称"136号文"）发布 后，山东省适时推出落地文件《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》，相继出台一系列配套文 件《关于做好2025年电力市场平稳衔接过渡有关工作的通知》（以下简称"396号文"）、《山东省2025 年新能源高水平消纳行动方案》（以下简称"278号文"）、《山东电力市场规则（试行）》(征求意见 稿）（以下简称"征求意见稿"）。 新能源全电量推向市场，机制电量逐年退坡，这会给市场带来怎样的影响，又将如何影响储能的发展 呢？ 当前山东省新型储能装机规模已达960万千瓦，以电网侧电化学储能为主，占比约80%。 电网侧独立储能作为独立的市场主体，在当前及以往的商业模式中，主要通过低价充电、高价放电实现 现货峰谷价差套利，获得市场化容量补偿收入，以及作为新能源场站并网的"路条"获得容量租赁收入， 三部分收入分别占比约33%、17%、50%。 电源侧配建储能理论上可以自调度，利用新能源弃电充电，选择高价时段放电。然而实际使用过程中， 由于配储需要随时等候调度指令，AGC指令不易分解等原因，配储经常无法消纳所属新能源场站的弃 电， ...

报告核心观点 - 火电行业正从电量电源向容量电源转型，"十五五"期间全国或呈现"宽电量、紧电力"格局；短期点火价差触底，部分煤电企业盈利弹性大；长期调节价值重估，盈利稳定性有望提高；建议关注全国性大火电和供需格局较好的区域火电企业 [4][5][6] 由电量电源转型支撑电源，利用小时数预计持续下降 - 新能源装机和发电量占比提升，火电功能从电量生产转为兜底调节，利用小时数逐年下降，单位发电分摊固定成本增加，电力系统辅助调节服务需求大增 [15] - 2023 年煤电单一制电价调整为两部制电价，2024 - 2025 年多数地区回收 30%固定成本，2026 年起全国回收比例不低于 50% [15] - 能源转型使火电装机和发电量占比下降，2025 年 4 月风光装机超火电装机，截至 5 月末火电装机占比 40.4%，1 - 5 月发电量占比 73.2% [21] - 能源消费电气化和产业转型推动电力需求增长，2024 年全社会用电量 9.85 万亿千瓦时，同比增长 6.8%，最大用电负荷增长迅速 [23] - "十五五"期间全国电量供需宽松，电力供需偏紧，预计未来燃煤与燃气发电装机容量平稳增长，火电利用小时数 2030 年前后降至 3500 小时左右 [33][38] 短期催化：点火价差基本触底，部分煤电企业盈利弹性大 - 短期内煤电行业盈利能力核心因素为利用小时数和点火价差 [40] - 未来 2 - 3 年西南和北方主要产煤区火电供需偏紧，东部地区实现紧平衡，广东趋于宽松 [41][46] - 电煤贸易以中长期合同为主，2023 年末至 2025 年初及 2025 年初至 6 月末电煤价格指数均值降约 50 元/吨，2025 年二季度动力煤大宗价格指数均值同比降 213 元/吨 [51][52][55] - 2023 年火电行业扭亏，2024 年归母净利润 606.98 亿元，同比增长 33.2%，2025 年一季度归母净利润 212.06 亿元，同比增长 7.8% [57] - 北方主要产煤区、环渤海和中部多数省份点火价差同比提高，东南沿海多数省份下降 [63] 长期演绎：调节价值重估，周期属性弱化，盈利稳定性有望提高 - 电力商品价格体系确定，发电侧上网电价市场化形成机制顶层设计完成闭环 [67] - 容量电价补偿固定成本，激励煤电投资，推动机组向保障性电源转变，2026 年起全国回收固定成本比例不低于 50% [68] - 辅助服务市场补贴煤电灵活性价值，火电企业是主要获益主体，2023 年上半年获补偿 254 亿元，占比 91.4% [70][71] - 大部分现役煤电机组 2027 年前后折旧到期，折旧完成后利润大幅增长，项目 ROE 与 ROIC 有望提升 [74][80][82] - 电量电价贡献度减小，容量电价和辅助服务贡献度提高，2030 年三者有望各贡献 40%、30%、30%项目毛利 [83] 受益标的：关注全国性大火电、供需格局较好的区域火电 - 短、中期关注北方和东部地区火电企业，远期关注资产质量优秀、估值较低的火电企业 [7][87] - 受益标的包括华能国际电力股份（H）、华电国际电力股份（H）等多家企业 [7][88]