差距从何而来？答案不在今天，而在47年前。 当美国还在享受能源红利时，中国已悄然启动了一场关乎未来的电力长征。 小汉这篇文章，就跟大家聊聊中国电力激荡的47年。 美国真的要撑不住了。 美国能源信息署（EIA）公布，2024年，美国用户平均停电时间暴涨80%，部分地区一年停电超26小 时。 而在中国，电网不仅稳如磐石，还支撑着全球增长最快的AI算力需求。 停电背后是电价的疯狂上涨。2022到2025年间，美国平均零售电价上涨了13%，普通美国家庭一年的电 费从1683美元涨到1902美元。 过去十年，39个州的电价涨幅超过20%，加州更是高达96%。 2019到2024年，居民电价飙升27%，比工商业用电的涨幅高出8个百分点。 美国电网扛不住了 全球都在为AI时代的电力问题发愁，而美国的情况已经到了失控的地步。 2024年，美国单位用户平均停电时长达到662.6分钟，差不多是11小时，同比暴涨超过80%，比十年前 增长了近2倍。 数据中心扎堆的弗吉尼亚州和得克萨斯州更惨，停电时长分别同比延长228%和176%，得州较十年前的 增幅甚至超过700%。 现在有近8000万美国人不得不在交电费和支付医疗、住房等开支之 ...

中国企业联合会党委书记、常务副会长兼理事长朱宏任在作《面向"十五五"中国制造企业的转型与跃 迁》主旨演讲时指出，制造业是建设现代化产业体系、巩固实体经济根基的核心。中国制造业企业在世 界500强中的占比持续提升，展现了坚实实力。他强调，推进新型工业化必须聚焦智能制造，尤其要发 挥人工智能、物联网等技术的赋能作用，促进传统产业转型升级。同时，需以产业链协同推动大中小企 业融通发展，构建良性产业生态。面向"十五五"，企业应统筹基础能力与创新攻关，强化标准引领与人 才培养，通过人工智能激活工业新动能，共同推动制造业高质量发展。 中国能建（601868）首席专家万明忠在发表《协同创新驱动产业焕新加速建设新型能源体系》主题演讲 时指出，能源电力是新型工业化的核心动力，发展新能源与储能是必然选择。中国能建牵头百余家产业 链合作伙伴，以"研投建营数"一体化模式，引领压缩空气储能工程化、规模化、产业化进程，带动相关 产业转型升级，系统推进新技术、新场景、新模式、新产业（300832）融合发展。未来，中国有望通过 发展新能源实现弯道超车，开启新能源发展"黄金十五年"和万亿级新赛道，引领三次能源革命。需通过 产业链协同创新，推动 ...

新能源装机与项目情况 - 截至调研日，公司新能源总装机容量为259.486万千瓦，其中风电241.886万千瓦，光伏17.6万千瓦 [1] - 公司未来3-5年的使命是打造“云南绿色能源领军企业、区域内有竞争力的新能源综合运营商”，并持续获取新资源 [1] 项目投资回报与成本控制 - 公司项目资本金收益率内部控制目标为风电项目不低于8%，光伏项目不低于6% [2] - 公司通过技术优化、招标匹配、争取低成本银行借款等方式降低投资成本 [2] - 公司通过精细化运营管理以提升项目收益水平 [2] 风电与光伏的对比分析 - 在当前电力市场环境下，风电的“含金量”显著高于光伏，原因包括更高电价、更强出力稳定性、更低度电成本及政策支持 [2] - 电力现货市场运行后电价峰谷分化显著，风电在夜间至清晨及晚高峰时段能提供稳定电力，而光伏仅在午间电价低谷时段发电 [2] 储能项目与电价机制 - 昆明安宁350MW压缩空气储能示范项目采用“容量市场+电量市场+辅助服务市场”的商业模式，为系统提供转动惯量 [3] - 2025年6月1日至12月31日增量新能源项目机制电价竞价结果为：风电0.332元/度，光伏0.33元/度 [4] - 2026年机制电价正式竞价结果为：光伏0.329元/度，风电0.335元/度 [4] 公司金融与资本运作 - 云天化集团发行可交换公司债券是其常规融资安排，属于市场化决策，不构成对公司未来价值判断的调整 [4] - 公司的理财业务主要是使用闲置募集资金和自有闲置资金购买银行的结构性存款 [4]

项目概况 - 阿特斯在甘肃省酒泉市肃州区建成并投运一座独立储能电站 [2][4] - 该电站规模为200兆瓦/800兆瓦时，由216个磷酸铁锂储能电池集装箱构成 [4] - 电站能在4小时内充电80万度电 [4] 技术特点与功能 - 电站通过智能系统聚合调峰，实现“削峰填谷” [4][8] - 在电力低谷或新能源富余时段储存电能，在用电高峰或供应紧张时释放电能 [8] - 作为电网的“调节器”，提升供电可靠性与电网运行效率 [8] - 作为绿电的“最佳拍档”，将富余绿电“搬运”至用电高峰时释放，提高绿电利用率 [10] 行业背景与需求 - 光伏、风电等新能源发电具有间歇性、波动性，对电力系统安全稳定运行带来挑战 [6] - 储能电站是应对新能源并网挑战、保障电网稳定的关键基础设施 [6][8] 技术路线多元化 - 在甘肃酒泉地区，除磷酸铁锂储能技术外，多元技术正在同步探索和应用 [12] - 其他探索中的技术包括压缩空气储能、钠离子储能、全钒液流电池等 [12] - 储能技术“百花齐放”为“双碳”目标的实现注入力量 [13]

此次履新，正值中国能建全力践行"1466"战略、加速向"四新能建"（新能建、新产业、新动能、新生态）转型的关键时期。2025年上半年，公司实现营业 收入2120.91亿元，同比增长9.18%；新签合同额7753.57亿元。 业内普遍认为，倪真将延续此前在国际业务拓展中展现的战略和思路。在高质量共建"一带一路"和全球能源转型的背景下，将推动国际业务从"走出 去"到"融进去"，打造新的增长极。 2024年7月，倪真调任中国能建党委副书记、董事，并于次月当选上市公司副董事长。其间，倪真带领团队迅速切入核心业务，特别是在推动国际业务高 质量发展和阐释公司战略转型方向方面，取得一定成效。 近三年来，中国能建在境外签约额近7500亿元，其中在共建"一带一路"国家的签约额超过5500亿元。在他的参与领导下，中国能建的国际业务不仅实现了 量的增长，而且在质上树立了标杆，例如在土耳其强震中安全稳定运行的胡努特鲁电站，极大提升了"中国建造"的品牌形象。公司国际业务从业人员已超 10万，市场格局从亚非拉向欧美中东拓展，一体化发展动能日益强劲。 倪真曾表示，中国能建正全面布局战略性新兴产业和未来产业，致力于在新型储能、绿色氢氨醇、高 ...

中国储能产业发展现状与核心数据 - 截至2025年第三季度，中国新型储能项目累计装机规模达112.4GW/270.4GWh，功率和能量规模同比分别增长103%和116% [2][5] - 新型储能在电力储能总装机中的占比超过60%，已跃居世界第一 [2][5] - 2025年前三季度，全国新型储能等效利用小时数约770小时，同比增加约120小时，实际调用水平大幅提升 [2][5] 产业发展阶段与驱动机制转变 - 行业正经历从规模化发展向高质量发展的深刻变革 [5] - 行业发展驱动机制正从“强配驱动”迈向“市场驱动”的新阶段，企业愈发聚焦价值创造 [5] 技术路线多元化发展 - 锂离子电池在持续技术迭代与降本的同时，压缩空气、液流电池等长时储能技术实现规模化突破 [5] - 固态电池、氢储能等前沿新型储能技术加速发展，共同构成多元互补、协同发展的产业新生态 [5] 应用场景拓展与市场空间 - 储能应用场景正从“电力”向“全场景”加速渗透，已深入工业园区、光储充电站、数据中心等几十个领域 [6] - 储能从单一的电网调节，转变为赋能千行百业、提供多元价值的解决方案 [6] - 全球有100多个国家承诺净零碳排放目标，新型储能应用规模将持续扩大 [6] - 人工智能等高技术产业的发展为新型储能带来更广阔的市场空间 [6] 全球化发展与产业合作 - 中国储能企业正依托先进技术和产供应链优势，积极开拓国际市场 [6] - 行业全球化合作成为核心议题，致力于推动全球能源转型和绿色发展 [6] - 产业联盟通过搭建高端平台，旨在链接全产业链资源、分享实战经验、推动商业对接，助力中国储能企业出海 [6][7]

报告行业投资评级 - 领先大市-A（维持评级）[5] 报告的核心观点 - 熔盐储能技术通过“热电解耦”有效破解煤电“以热定电”困局，支撑煤电机组向深度调峰与快速响应的调节性电源转型，在长时、大容量储热场景中具备不可替代性[1][16] - 熔盐储能技术路径以蒸汽加热为主流，形成“设备制造+系统集成”双核心竞争格局，关键设备需耐受高温、高压与强腐蚀环境，系统集成技术壁垒较高[2][26][28] - 煤电灵活性改造政策驱动下，熔盐储能商业化应用进入规模化复制阶段，国能宿州电厂211MW/1000MWh项目投运提供实践样本，未来拓展至钢铁、化工等高耗热领域市场空间广阔[1][23][24][25] 专题研究总结 - 煤电转型背景：新能源占比提升导致电力系统调峰压力加大，2025年3月国家发改委、能源局印发《新一代煤电升级专项行动方案》，要求深度调峰最小出力降至20%、提升负荷变化速率及启停调峰能力[1][16] - 熔盐储能技术原理：在用电低谷时储存蒸汽热量，高峰时释放热能稳定供热与发电，实现“热电解耦”，支撑机组深度调峰至30%负荷并连续供热5小时，或100%负荷运行时由熔盐系统供汽4小时[1][16][23] - 技术对比优势：相较于电化学储能的短时高频调节，熔盐储能以长时持续放电为核心竞争力，系统寿命超25年，单位容量成本低于电池和氢能，适用于热电联产机组灵活性改造及光热发电稳定出力场景[1][22][23] - 应用进展：2022年12月至2025年8月国内落地5个大型煤电耦合熔盐储热项目，规模从40MW/75MWh提升至211MW/1000MWh；光热发电领域截至2025年9月底我国装机157万千瓦，在建310万千瓦，预计2030年市场规模达775亿元，2025-2030年复合增速35.9%[23][24][25] 行情回顾总结 - 指数表现：11月15日-11月28日上证指数下跌2.55%，创业板指数下跌1.89%，公用事业指数下跌3.78%（跑输上证综指1.23个百分点），环保指数下跌5.35%（跑输上证综指2.8个百分点）[3][29] - 细分板块：公用事业中火力发电下跌3.34%，水力发电下跌1.12%，风力发电下跌5.03%，光伏发电下跌11.28%；环保中固废治理下跌5.69%，水务及水治理上涨1.06%[31] - 个股涨跌：公用事业涨幅前包括大众公用、德龙汇能等，跌幅前包括ST聆达、百川能源等；环保涨幅前包括清水源、中持股份等，跌幅前包括福龙马、海峡环保等[34][35] 市场信息跟踪总结 - 电价数据：2025年12月江苏集中竞价成交电价339.58元/MWh，较标杆电价下浮13.15%，环比下降4.60%；广东月度中长期交易综合价372.33元/MWh，较标杆电价下浮4.77%，环比上升0.01%[4][39] - 动力煤价格：截至2025/11/26环渤海动力煤综合均价（5500K）698元/吨，环比持平；秦皇岛港动力煤价格822元/吨，环比下跌5元/吨[41] - 天然气价格：截至2025/11/28荷兰TTF期货价格29欧元/万亿瓦小时，环比下降8.66%；中国LNG到岸价11美元/百万英热，环比持平[43] 行业动态总结 - 可再生能源发展：2025年1-10月全国可再生能源新增装机3.32亿千瓦，总装机达22.2亿千瓦（占全国总装机近60%），发电量3.21万亿千瓦时（占全国总发电量40%）[8][53] - 政策更新：国家发改委修订输配电价定价办法，明确电动汽车充换电、抽水蓄能、新型储能成本不纳入输配电价，2026年起执行容量电价机制，支持新能源消纳[9][56][58] - 碳排放交易：生态环境部发布2024-2025年度钢铁、水泥、铝冶炼行业配额方案，2024年作为过渡期配额与实际排放相等，2025年引入基于强度的分配机制[10][60][61] - 新型储能进展：全国新型储能装机超1亿千瓦（为“十三五”末30倍以上），迎峰度夏期间晚高峰调用峰值超3000万千瓦（相当于三峡满负荷功率1.3倍）[62][63] 投资组合及建议总结 - 公用事业：火电板块受益煤价同比下滑盈利改善，关注华能国际、华电国际等龙头；水电来水改善Q4展望积极，关注长江电力、川投能源；核电长期成长性突出，关注中国核电、中国广核；绿电关注独立储能（西子洁能、林洋能源等）及虚拟电厂（合康新能、国能日新）；天然气寒潮需求提振，关注首华燃气、新奥股份等[11][68] - 环保：清洁能源非电利用关注氢氨醇消纳及SAF价格支撑，推荐嘉澳环保、海新能科；化债主线关注应收账款占比高的武汉控股、创业环保及业务潜力受拖累的侨银股份、聚光科技等[12][69][70]

公司运营现状 - 截至2025年10月，公司并网装机规模达到225.7万千瓦，其中风电占比92%，光伏占比8% [1] - 公司在建项目装机总容量约50万千瓦，筹建项目装机总容量约50万千瓦 [1] - 在建项目计划于2025年四季度及2026年一季度相继投产 [1] 项目投资与建设 - 昆明安宁350MW压缩空气储能示范项目已于10月28日正式开工 [1] - 该项目总投资18.72亿元，计划总工期为18个月 [1] 发展战略与规划 - 公司将持续贯彻绿色化、市场化、一体化、数智化的战略方向 [1] - 公司将坚定不移地做强做优做大绿色能源核心主业 [1] - 公司将持续加大资源排查力度，加强后续新能源项目资源获取 [1] - 公司将加快推动盐业转型升级，夯实主业发展基础 [1]

文章核心观点 - 湖北省发布储能体系建设方案，确立分阶段发展路径：2027年前新增储能以新型储能为主，2030年前新增储能以大型抽水蓄能为主，目标到2030年全省储能装机达到1700万千瓦（17GW），打造全国重要电力调蓄中心 [1] 分阶段装机目标 - 2027年全省储能总装机目标为800万千瓦 [2] - 其中新型储能装机目标为500万千瓦 [3] - 抽水蓄能装机目标为287万千瓦，重点投产团风、大悟、竹山等中小型电站及罗田部分机组 [4] - 2030年全省储能总装机目标为1700万千瓦 [5] - 其中新型储能装机目标为800万千瓦 [5] - 抽水蓄能装机目标为912万千瓦，重点投产黄梅、南漳、长阳、通山等大型电站 [6] 储能与电力系统融合 - 电源侧引导百万千瓦级新能源基地合理配置储能，鼓励火电配置电化学、飞轮及热储能以提升调峰调频效益 [8] - 电网侧鼓励建设充放电时长4小时以上的压缩空气、液流等长时储能电站，加快构网型储能在高比例新能源电网的应用 [8] - 用户侧引导数据中心、5G基站等高耗能用户配置储能，探索电动汽车（V2G）、换电站等资源参与系统调节 [8] 技术路线与产业布局 - 多元化发展新型储能技术，加快固态电池、钠离子电池、液流电池、压缩空气等工程化验证，鼓励重力储能、氢储能等前瞻技术应用 [9] - 打造湖北特色储能产业集群，加快荆门超级储能工厂、孝感及宜昌锂电池产业园建设，加强襄阳全钒液流储能全链条布局，做大压缩空气储能勘察设计与施工建造的“湖北品牌” [9] 市场机制与价格体系 - 探索建立电网侧储能容量补偿机制，将容量电费纳入系统运行费用 [10] - 优化分时电价机制与峰谷价差，完善新型储能应急调用价格机制，落实抽水蓄能两部制电价政策 [10] - 允许新型储能自主确定充放电曲线参与市场化交易，支持其与分散式负荷资源聚合打造虚拟电厂 [10] - 电网企业需制定并网细则，公平提供接入服务，要求新型储能电站具备有功和无功功率自动调节能力 [10]

文章核心观点 - 国家层面正积极推动建立新型储能容量电价机制，以释放其容量价值并保障行业健康发展 [2][3][4] - 新型储能已在电网容量支撑方面发挥显著作用，但其收益模式面临挑战，亟需建立可持续的容量补偿机制 [6][7][9] - 多个省份已开展容量补偿政策探索，主要采用按放电量补贴、按容量补贴及与发电侧同等待遇三种方式，为全国统一机制积累经验 [12][13][14][15][16] 新型储能容量支撑效果显现 - 风电、光伏等新能源装机规模持续攀升，但其间歇性、波动性对电网容量支撑能力构成挑战 [6] - 以锂离子电池、压缩空气储能为代表的新型储能技术性能、成本经济性和灵活布局优势显著 [6] - 今年国网经营区新型储能度夏集中调用中，可调最大电力达64.23吉瓦，实时最大放电电力达44.53吉瓦，顶峰能力相当于近3座三峡水电站容量 [7] 亟待建立新型储能容量机制 - 独立储能原有收益模式包括电能量市场、辅助服务市场、容量租赁及部分补偿收益 [9] - "136号文件"取消新建新能源项目强配储能前置条件，对存量项目无影响，但大幅冲击了储能容量租赁的需求和议价空间 [9] - 失去主要租赁收益后，独立储能项目仅靠现有市场收益难以覆盖投资和运营成本，容量价值无法充分体现，影响投资积极性和电网安全 [9] 多省开展容量补偿探索 - 当前各省补偿方式主要有三种：按放电量补贴、按容量补贴、以及同发电侧享受容量电价补贴 [12] - 内蒙古2025年度放电量补偿标准为0.35元/千瓦时，2026年调整为0.28元/千瓦时，截至2025年上半年累计发放补偿金额已超2亿元 [13] - 新疆2023年放电量补偿标准为0.2元/千瓦时，2024年降至0.16元/千瓦时，2025年降至0.128元/千瓦时，补偿资金由工商业用户分摊 [13] - 河北省对2024年5月31日前并网的独立储能执行年度容量电价100元/千瓦，后延长政策至2026年底并追补补偿至100元/千瓦 [14] - 山东自2021年起对独立储能按0.0705元/千瓦时收取用户侧市场化容量补偿费用，新型储能按月度市场化可用容量占比分配费用 [15] - 甘肃征求意见稿中，电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，执行期限2年 [15] - 宁夏征求意见稿中，2025年容量电价为100元/千瓦·年，2026年上调至165元/千瓦·年 [15] 总结及展望 - 各省补偿形式和费用疏导方式差异较大，需从国家层面明确统一机制设计原则 [16] - 机制设计初期可借鉴甘肃、宁夏模式，将电网侧新型储能纳入发电侧容量电价机制范围 [16] - 建议结合电力市场建设进程分阶段、分区域推进政策，科学确定补偿标准和可靠容量折算系数，并探索竞价模式的容量电价交易 [16]