现货市场建设进展 - 国家顶层设计推动电力市场改革深化 多层次多品类多功能多主体电力市场体系初步建立 电力中长期现货辅助服务市场机制持续优化 "1+6"基础规则体系初步完善 全国统一电力市场建设加快推进[4] - 2025年4月国家发改委能源局发布394号文 明确各省现货市场建设时间进度 要求2026年6月底前安徽陕西转入正式运行 2025年底前辽宁河北南网黑龙江启动连续结算试运行[4][5] - 全国多地电力现货建设加速 山西广东山东甘肃蒙西湖北浙江及省间市场已转入正式运行 南方区域成为首个打破省级行政区划限制的多省区电力现货市场 安徽陕西等省份进入连续结算试运行阶段[5] 独立储能市场规则 - 各省优化完善市场规则和交易机制 将储能虚拟电厂等新型主体纳入现货市场主体范围 允许储能以独立主体身份参与市场交易[7] - 正式运行省份市场规则各具特色：山西完善新型经营主体交易机制 广东建立区域调频市场衔接机制 山东建立独立储能与新能源联合体交易机制 甘肃采用集中式全电量优化模式[7] - 蒙西和湖北采用日前市场"预出清"不结算的单偏差结算模式 浙江实时市场按5分钟滚动出清 根据实际供需偏差调整出力[9] 储能盈利空间分析 - 储能参与现货市场盈利主要取决于峰谷价差 价差受发电特性负荷特性潮流阻塞市场限价等多因素影响[8] - 2025年以来峰谷价差呈上升趋势 除蒙西下降14%外其他省份价差均拉大 山西增幅达43% 现货价格整体下降趋势 多地低于中长期交易均价[10] - 市场限价机制逐步完善 蒙西设定-0.1元/kWh负电价 海南设定-0.057元/kWh负电价 现货市场价格对分时电价政策指导作用增强[10] 储能补偿机制 - 山西对提供二次调频服务的储能电站给予调频量价补偿 补偿充电费用与放电费用差值[14] - 宁夏对火电平均出力低于50%时段充电的储能给予0.2595元/kWh补偿 并设置市场力防控价格上限[14] - 河南建立收益保障机制 当独立储能因现货价差偏低导致日均收益不足0.765元/kWh时予以补足[14] 行业发展前景 - 在136号文件与394号文件推动下 2025年底将实现现货市场全覆盖 独立储能有望成为电力市场核心参与者[11] - 通过电能量市场辅助服务市场容量交易等多元化收益模式 储能可实现"一体多用分时复用"的商业价值[11] - 随着规则优化与补偿机制完善 储能将通过公平合理的市场化竞争获得应有价值回报[11]

财务表现 - 报告期实现营收4.96亿元，同比下降6.02% [1] - 归母净利润895万元，同比下降90.17% [1] - 扣非净利润421万元，同比下降95.40% [1] - 基本每股收益0.01元 [1] 业务规模 - 公司拥有36家控股子公司，参股子公司1家 [1] - 已投产运营的发电项目装机规模为2734MW（含独立储能） [1] - 风力发电项目并网装机容量1720.5MW [1] - 光伏发电项目并网装机容量853.50MW [1] - 独立储能项目并网装机容量160MW [1] 在建项目 - 已核准的在建风光电项目装机规模为1100MW [1] - 已核准的在建独立储能项目装机规模为1200MW [1]

报告行业投资评级 - 看好，维持 [6] 报告的核心观点 - 国内独立储能商业模式逐步脱虚向实，现货市场、容量电价、辅助服务等机制不断完善，行业需求旺盛、盈利有望改善 [16][50] 根据相关目录分别进行总结 商业模式：脱虚向实，转型之路 - 独立储能商业模式包括现货市场充放套利、辅助服务、容量补偿/容量租赁等，海外市场体系成熟，国内各省加速机制完善 [16] - 现货市场以2025年底为拐点，多数省份将进入连续结算试运行，2026年底多数省份现货市场正式运行，新能源比例提升有望扩大价差 [21][23][26] - 容量电价有望陆续出台，保障储能部分收益，山东、河北等省份已出台相关政策 [33] - 辅助服务政策逐步完善，六大区域及11个省份细化运营规则，丰富服务品种 [47] - 以甘肃为例，叠加容量电价后全投资收益率提升，考虑调频辅助服务收益，贷款投资收益率预计更高 [43] 量价研判：需求无虞，盈利改善 - 2025年1 - 5月国内储能装机及招投标保持高景气，累计装机容量同比增长57%，累计中标同比+191% [52] - 2025年独立储能装机及中标占比快速上升，5月电网侧储能装机量占比73%，中标量占比86% [56] - 行业盈利已至底部，电芯及系统价格降幅显著收窄 [61]

发电量数据 - 2025年第二季度总发电量达195.31亿千瓦时，同比增长6.24% [1] - 风电发电量116.93亿千瓦时，同比增长5.93%（陆上风电84.92亿千瓦时，增长10.24%；海上风电32.01亿千瓦时，下降4.02%） [1] - 太阳能发电量76.77亿千瓦时，同比增长8.16% [1] - 独立储能发电量1.61亿千瓦时，同比大幅增长85.06% [1] 累计发电量表现 - 2025年累计总发电量达393.14亿千瓦时 [1] - 风电累计发电量250.61亿千瓦时，增长8.69%（陆上风电175.24亿千瓦时，增长15.21%；海上风电75.37亿千瓦时，下降3.95%） [1] - 太阳能累计发电量139.11亿千瓦时，增长10.25% [1] - 独立储能累计发电量3.42亿千瓦时，增长84.86% [1] 行业ETF动态 - 绿电ETF（562550）跟踪中证绿色电力指数，近五日涨幅2.33% [4] - 当前市盈率17.62倍，估值分位49.40% [4][5] - 最新份额1.1亿份，主力资金净流出13.6万元 [4]

贵州独立储能进入电力市场 - 贵州签订首份独立储能中长期交易合同 标志着独立储能正式进入贵州电力市场 独立储能具备独立计量和控制技术 可作为独立经营主体直接参与电力市场 [1] - 贵州新型储能装机规模达241 5万千瓦/483万千瓦时 其中独立储能占比超99% 达239 5万千瓦/479万千瓦时 [2] - 贵州省能源局印发实施方案 明确独立储能可与其他经营主体开展电能量交易 充电时段视同电力用户购买电量 放电时段视同发电企业出售电量 [2] 储能市场交易机制 - 贵州电力交易中心组织市场各方推演独立储能参与市场化交易 开展收益测算 推动独立储能企业先行先试 [3] - 中长期合同能锁定未来电力价格 降低企业市场风险 为参与调峰调频市场奠定基础 [3] - 首份合约为期1个月 电量为充电200万千瓦时 放电160万千瓦时 充放电价格按合同执行 [5] - 贵州已完成独立储能中长期合同签订2份 累计充电452万千瓦时 放电382万千瓦时 [6] 储能产业发展 - 贵州将建立健全新型储能参与电力市场机制 完善商业运行模式 推动更多独立储能参与中长期 现货和辅助服务交易 [7] - 第十三届储能国际峰会暨展览会将于2025年4月召开 展览面积超16万平米 预计800+企业参展 500+新品发布 吸引专业观众超20万人次 [8]