政策背景与目标 - 新能源大规模发展面临消纳难度上升和电力系统调节压力加大的挑战 [2] - 绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等就近消纳模式可促进新能源消纳利用并减轻系统压力 [2] - 当前发展偏慢主因项目边界和保供责任不清晰 以及经济责任不明确 [2] - 新价格机制旨在破解就近消纳项目发展难题 更好促进新能源消纳和减轻调节压力 [2] 项目准入条件 - 项目需具备清晰物理界面和安全责任界面 电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧 [3] - 需分表计量 由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置 [3] - 新能源年自发自用电量占比要求：不低于总可用发电量60% 不低于总用电量30%（2030年起新增项目不低于35%） [3] - 公共电网需提供接网和供电服务 并按接网容量保证可靠供电 [3] 费用缴纳机制 - 项目作为用户时需按接网容量缴纳输配电费和系统运行费 体现公平负担原则 [4] - 输配电费缴费方式由两部制改为主要按接网容量缴费 [4] - 系统运行费暂按下网电量缴费 未来逐步向按占用容量等方式过渡 [4] - 费用差异源于电力系统需提供稳定供应保障服务（调节服务和通道保障服务） [4] 电力市场参与方式 - 作为发电企业时与其他发电企业平等 原则上作为统一整体参与电力市场 [5] - 现货市场连续运行地区按市场规则执行上网电量交易和价格结算 [5] - 现货市场未连续运行地区原则上不向公共电网反向送电且不开展送电结算 [6] - 作为用户时与其他工商业用户平等 原则上作为统一整体直接参与市场 [6] 政策影响预期 - 细化明确项目边界、保供责任和经济责任 有望推动就近消纳模式加快发展 [7] - 通过使用自发新能源电量和减少接网容量节约成本 具备经济优势 [7] - 引导项目挖掘灵活调节能力和自主配置储能 提升自身平衡能力并降低接网容量 [7] - 最终实现促进新能源消纳利用和减轻电力系统调节压力的双重目标 [7]

政策框架与监管要求 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发通知 推动新能源发电就近消纳实现更高水平发展 [1] - 公共电网需为就近消纳项目提供稳定供应保障服务 包括可靠供电等安全稳定用电支持 [1] - 项目需形成清晰物理界面和安全责任界面 电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧 [1] - 新能源年自发自用电量需达到总可用发电量比例不低于60% 占总用电量比例不低于30% [1] - 2030年起新增项目自发自用电量占总用电量比例要求提升至不低于35% [1] - 项目必须配备分表计量条件 由电网企业在发电/厂用电/并网/自发自用/储能等环节安装计量装置 [1] 费用承担机制 - 按照"谁受益、谁负担"原则 就近消纳项目需公平承担输配电费和系统运行费等稳定供应保障费用 [1] - 未接入公共电网的项目免除稳定供应保障费用缴纳义务 [1] 电力市场参与规则 - 就近消纳项目与其他发电企业/电力用户具有平等市场地位 原则上作为统一整体参与电力市场 [2] - 现货市场连续运行地区 项目上网电量交易和价格结算完全按市场规则执行 [2] - 现货市场未连续运行地区 禁止向公共电网反向送电且不开展送电结算 [2] - 项目新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制 [2] - 项目用电时需直接参与市场交易 禁止电网企业代理购电 并按实际下网电量承担上网环节线损费用 [2]

政策框架 - 推动风能、太阳能等新能源资源开发利用 助力能源绿色低碳转型 实现碳达峰碳中和目标 [3] - 发展新能源就近消纳是促进新能源资源开发利用的重要途径 满足企业绿色用能需求 [3] - 政策自2025年10月1日起实施 已接网项目由各地价格主管部门统筹衔接 [7][8] 项目准入条件 - 新能源年自发自用电量需占总可用发电量比例不低于60% 占总用电量比例不低于30% 2030年起新增项目不低于35% [3] - 项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧 形成清晰物理界面和安全责任界面 [3] - 项目需具备分表计量条件 由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置 [3] 费用机制 - 按照"谁受益、谁负担"原则 就近消纳项目需公平承担输配电费、系统运行费等费用 [4] - 输配电费实行按容（需）量缴纳 下网电量不再缴纳系统备用费及输配环节电量电费 [4] - 月度容（需）量电费计算方式为：现行容（需）量电费 + 所在电压等级现行电量电价标准 × 平均负荷率 × 730小时 × 接入公共电网容量 [4] - 系统运行费暂按下网电量缴纳 逐步向按占用容量等方式过渡 暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益 [5] 市场参与机制 - 项目与其他发电企业、电力用户具有平等市场地位 原则上作为统一整体参与电力市场 [5] - 现货市场连续运行地区 上网电量交易和价格结算按市场规则执行 未连续运行地区原则上不向公共电网反向送电 [5] - 项目用电时需直接参与市场交易 不得由电网企业代理购电 并按下网电量承担上网环节线损费用 [5] - 新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制 [5] 实施与监管 - 省级价格主管部门需加强跟踪监测 总结实施经验并提出完善建议 加强政策解读和舆论引导 [6] - 项目业主需向地方主管部门备案后向电网企业提出接网申请 自主确定接入电网容量 签订供用电合同、购售电合同及并网调度协议 [6] - 电网企业需严格审核 依据备案文件提供结算服务 每月向省级价格主管部门报告项目输配电费、系统运行费等情况 [6]

核心观点 - 银星能源作为新能源发电企业 在十四五期间聚焦绿电赛道 通过技术创新和标准化管理实现业绩增长 上半年营收6.52亿元（+4.51%） 归母净利润1.65亿元（+26.56%） 扣非净利润增长39.08% [1] - 公司依托中铝集团千亿负荷消纳优势 协同铝产业开发集中式新能源项目 已获批18个分布式光伏项目 其中14个并网发电 [6] - 通过设备治理和技改项目降低故障损失 上半年故障损失电量降至1215万千瓦时 故障损失电率0.65%（同比降0.78个百分点） [7] 历史发展 - 前身为1959年成立的吴忠仪表厂 1998年在深交所上市（代码000862） 2003年建成宁夏首座风电场 2008年拓展光伏业务形成风光互补格局 [2] - 2010年在湿陷性黄土地区建设风电场 2016年创造光伏电站建设"银星速度" 2019年实现风电装机规模化 [2] - 业务覆盖宁夏/陕西/内蒙古等地 成为宁夏新能源发电主力军 控股股东为中铝宁夏能源集团 实控人为中国铝业集团 [3] 技术创新 - 累计获得发明专利18项 实用新型专利34项 [4] 运营管理 - 推行安全/生产/设备/管理四个标准化 完成标识安装2448项 对承包商实施一人一档/视频全覆盖等硬管控 [5] - 开展风电"以大代小"技改：太阳山风电场94.5MW项目已并网 长山头49.5MW项目开工 太阳山三期99MW项目进入评审阶段 [6] - 通过精准治理降低设备故障 两个细则考核比例显著减少 [7] 战略规划 - 未来将打造绿电直连/老旧风机改造/分散式风电/分布式光伏/风光同场增容五位一体的新能源项目矩阵 [7]

政策核心内容 - 国家发展改革委和国家能源局联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》 旨在通过价格机制改革促进新能源就近消纳 推动能源绿色低碳转型 [4][5][10] - 政策明确就近消纳项目的界定标准 要求新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60% 占总用电量比例不低于30% 2030年起新增项目不低于35% [5][12] - 政策建立按容量缴费的输配电价机制 下网电量不再缴纳系统备用费和输配电量电费 系统运行费暂按下网电量缴纳 未来逐步向按占用容量方式过渡 [6][12][13] 项目准入条件 - 项目需形成清晰的物理界面和安全责任界面 电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧 [5][12] - 项目必须配备分表计量装置 由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量设备 确保电量数据准确计量 [5][12] - 项目应以新能源发电为主要电源 且自发自用电量需达到规定比例标准 [5][12] 费用承担机制 - 就近消纳项目需按"谁受益、谁负担"原则公平承担输配电费和系统运行费 未接入公共电网的项目无需缴纳这些费用 [6][12] - 输配电费采用按容（需）量计算方式 具体公式为：容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量 [6] - 可靠性要求高的项目可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费 其中电量电费根据实际用电量（含自发自用电量）缴纳 [6] 市场参与机制 - 就近消纳项目作为发电企业和电力用户时具有平等市场地位 原则上作为统一整体参与电力市场 [7][13] - 现货市场连续运行地区按市场规则执行上网电量交易和价格结算 非连续运行地区原则上不向公共电网反向送电且不开展送电结算 [7][13] - 项目用电时需直接参与市场交易 不得由电网企业代理购电 并按下网电量承担上网环节线损费用 [7] 政策影响 - 新机制将有效促进新能源消纳利用 项目可通过使用自发新能源电量和合理减少接网容量等方式节约成本 具备较好经济优势 [15] - 政策将引导项目通过挖掘灵活调节能力和自主配置储能等方式提升自身平衡能力 从而减轻电力系统调节压力 [15] - 政策细化了项目边界、保供责任和经济责任 有望破解当前新能源就近消纳模式的发展难题 [10][14]

天眼查工商信息显示，9月10日，中煤普洱新能源有限公司成立，法定代表人为朱传鹏，注册资本8240 万人民币，经营范围包括发电业务、输电业务、供（配）电业务。股权全景穿透图显示，该公司由中煤 绿能科技（北京）有限公司全资持股，后者为中国中煤能源集团有限公司全资子公司。 ...

政策背景与目标 - 新能源大规模发展面临消纳难度上升和电力系统调节压力加大的挑战 [2] - 绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等就近消纳模式可促进新能源消纳利用并减轻系统压力 [2] - 新价格机制通过明确项目边界、保供责任和经济责任破解发展难题 [2][6] 项目准入条件 - 项目需具备清晰物理界面和安全责任界面，电源接入用户与公共电网产权分界点的用户侧 [3] - 需分表计量发电、厂用电、并网、自发自用及储能环节电量数据 [3] - 新能源年自发自用电量占比不低于总可用发电量60%及总用电量30%，2030年起新增项目不低于35% [3] - 公共电网需提供接网、供电服务并按接网容量保障可靠供电 [3] 费用缴纳机制 - 项目按接网容量缴纳输配电费和系统运行费，体现公平负担原则 [4] - 输配电费缴费方式由两部制改为主要按接网容量计算 [4] - 系统运行费暂按下网电量缴费，未来逐步向按占用容量方式过渡 [4] 电力市场参与方式 - 作为发电企业时与其他发电企业平等参与市场，现货连续运行地区按市场规则结算 [5] - 现货未连续运行地区原则上不向公共电网反向送电且不开展送电结算 [5] - 作为用户时与其他工商业用户平等直接参与电力市场 [5] 政策影响 - 通过成本节约机制（如使用自发新能源电量和减少接网容量）提升项目经济优势 [6] - 引导项目挖掘灵活调节能力和自主配置储能以提升自身平衡能力 [6] - 加速新能源就近消纳模式发展并减轻电力系统整体调节压力 [1][6]

政策机制 - 公共电网为就近消纳项目提供稳定供应保障服务 包括可靠供电和安全稳定用电支持 [1] - 项目需形成清晰物理界面和安全责任界面 电源、负荷、储能作为整体与公共电网连接 [1] - 新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60% 占总用电量比例不低于30% [1] 项目要求 - 就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧 [1] - 2030年起新增项目自发自用电量占总用电量比例要求提升至不低于35% [1] - 项目必须配备分表计量装置 由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用及储能环节安装 [1] 计量规范 - 电网企业需在关键环节安装计量装置 包括发电、厂用电、并网、自发自用和储能关口 [1] - 计量装置需准确记录各环节电量数据 确保数据可追溯和验证 [1]

政策框架 - 公共电网为新能源就近消纳项目提供可靠供电服务 保障安全稳定用电 [1][3] - 就近消纳项目需形成清晰物理界面和安全责任界面 以新能源发电为主要电源 [1][3] - 项目电源应接入用户侧产权分界点 新能源年自发自用电量占比不低于总可用发电量60% [1][3] 技术标准 - 项目需具备分表计量条件 电网企业需在发电/厂用电/并网/自发自用/储能等关口安装计量装置 [1][3] - 新能源自发自用电量占总用电量比例不低于30% 2030年起新增项目提高至35% [1][3] - 接入公共电网容量定义为项目同时使用的受电变压器容量及高压电动机容量之和 [4] 费用机制 - 按"谁受益谁负担"原则 项目需承担输配电费和系统运行费 [4] - 输配电费采用容(需)量计费模式 计算公式包含现行容(需)量电费加电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入容量 [4] - 系统运行费暂按下网电量缴纳 逐步向按占用容量方式过渡 自发自用电量暂免政策性交叉补贴新增损益 [4] 市场参与 - 项目作为统一整体平等参与电力市场 现货市场连续运行地区按市场规则结算上网电量 [5] - 现货市场未连续运行地区不得向公共电网反向送电 项目用电需直接参与市场交易 [5] - 新能源上网电量不纳入可持续发展价格结算机制 下网电量需承担上网环节线损费用 [5] 实施安排 - 省级价格主管部门负责跟踪监测和政策解读 项目业主需向地方主管部门备案后申请接网 [6] - 电网企业需严格审核并提供结算服务 每月向省级价格主管部门报告费用情况 [6] - 政策自2025年10月1日起实施 已接网项目由各地价格主管部门统筹衔接 [6][7]

本次募集资金将投入风力发电、太阳能发电项目建设，拟使用募集资金约90亿元，项目情况如下： | 项目类型 | 装机规模(万千瓦) | 总投资金额(亿元) | | --- | --- | --- | | 新能源大基地项目 | 328.00 | 197.21 | | 绿色生态文明项目 | 120.00 | 61.04 | | 就地消纳负荷中心项目 | 248.00 | 163.68 | | 产业融合发展项目 | 150.00 | 62.88 | | 合计 | 846.00 | 484.81 | 财务方面，于2022年度、2023年度、2024年度以及2025年1-3月，电建新能实现营业收入约为83.82亿 元、87.28亿元、98.1亿元、26.61亿元人民币；同期，公司实现净利润分别约为19.81亿元、25.03亿元、 28.22亿元、5.55亿元人民币。 9月11日，中电建新能源集团股份有限公司(简称：电建新能)上交所主板IPO已受理。中金公司 （601995）为其保荐机构，拟募资90亿元。 招股书显示，电建新能主营业务为中国境内风力及太阳能发电项目的开发、投资、运营和管理，主要产 品为电力。公司全力开拓风力发 ...