公司与山东发展新能源的战略合作 - 公司与山东发展新能源有限公司签署了《战略合作协议》，旨在共同推动山东省新能源产业技术升级与规模化发展 [1] 合作的具体领域与模式 - 双方将共同开展用户侧储能、虚拟电厂、需求侧响应等综合能源项目合作，开发用户侧资源 [1] - 合作旨在发掘电网负荷侧资源参与源网荷储协同互动的新路径，协力打造综合能源示范性项目 [1] - 双方将建立定期的信息交流机制，共享新能源市场动态、政策法规、技术进展等信息 [1] 技术与设备合作 - 双方将在设备和技术方面进行合作 [1] - 将针对新能源领域的共性关键技术、前沿技术进行联合攻关，包括但不限于新能源场站综合监测、储能技术等 [1]

公司与山东发展新能源的战略合作 - 公司与山东发展新能源有限公司签署了《战略合作协议》[1] - 双方将共同推动山东省新能源产业技术升级与规模化发展[1] 合作的具体领域与模式 - 双方将共同开展用户侧储能、虚拟电厂、需求侧响应等综合能源项目合作[1] - 合作旨在开发用户侧资源，发掘电网负荷侧资源参与源网荷储协同互动的新路径[1] - 双方将协力打造综合能源示范性项目[1] 技术与信息层面的协作 - 双方将在设备和技术方面进行合作[1] - 双方将针对新能源领域的共性关键技术、前沿技术进行联合攻关，包括新能源场站综合监测、储能技术等[1] - 双方将建立定期的信息交流机制，共享新能源市场动态、政策法规、技术进展等信息[1]

研究背景与核心观点 - 在全球能源格局调整与中国“双碳”目标背景下，能源转型已进入供需双侧协同并进的关键阶段，需求侧资源成为保障电力系统安全、提升能效及促进可再生能源消纳的重要力量[1] - 报告以广东省为典型实证样本，旨在探讨如何构建一套“有效市场、有为政府”的长效机制，以充分实现需求侧资源的系统价值[15] - 需求侧资源开发面临“看不见、调不动、用不好”及市场化路径不清晰等现实困境[1][19] 需求侧资源的范畴与特征 - 需求侧资源在狭义层面指用户关口表计以内由用户掌控的资源，如负荷、电动汽车、用户侧储能、分布式电源等[26] - 广义层面则包括负荷聚合商、虚拟电厂运营商等聚合主体，能够将狭义资源进行聚合并按电网信号实施调度[26] - 需求侧资源具有灵活调节、分布式等特征，其功能定位包括缓解尖峰负荷的经济手段、促进可再生能源消纳的重要途径以及数智赋能下的精准调控新形式[31] 需求侧资源的开发潜力（全国与广东） - **可调节负荷潜力**：全国工业可调节负荷潜力约为0.98亿千瓦，广东省约为0.11亿千瓦[38][40]；全国商业可调节负荷实际开发潜力约为0.09亿千瓦，广东省约为0.01亿千瓦[38][40]；全国居民可调节负荷潜力约为0.18亿千瓦，广东省约为0.02亿千瓦[38][40] - **分布式光伏潜力**：截至2025年9月底，全国分布式光伏累计并网容量为50799.6万千瓦，广东省为4311.2万千瓦，占全国总容量的8.5%[42]；按存量光伏“四可”改造率20%估算，全国可开发调节潜力为10159.92万千瓦，广东省为862.24万千瓦[42] - **总体潜力**：广东省相关资源可开发潜力突出，2025年预计达1335万千瓦，占全省最大负荷的8.1%[1] 市场机制设计 - 针对资源分散异构的特点，报告提出构建多元市场架构与需求侧资源池共享机制，通过数智化技术将分散资源转化为“可观、可测、可信”的交易单元[2][16] - 广东已探索形成“调度-营销”双轨运行的分层耦合机制，通过顺位出清与数据传导逻辑规避资源重复调用风险，依托价格传导与聚合交互实现资源与市场的柔性对接[2] - 实践案例表明数智化赋能的有效性，如深圳虚拟电厂、南方电网“大瓦特”大模型等[2] - 报告建议广东完善“电量+容量”双轨市场，在现货市场基础上探索容量机制，并坚持“适度精度+规模经济”导向，实现高精度应急与低成本广覆盖的平衡[18] 政府治理体系与政策 - 报告构建了“国家-省级-地市”三级纵向治理体系：国家层面负责立法确权与制定强制标准；省级层面统筹搭建市场平台引导资源配置；地市层面聚焦配网通道管理与公平接入[2][16] - 国家层面建议加快修订《电力法》《节能法》等，确立虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体的市场地位，赋予“负荷削减量”“碳减排量”财产权利，并制定强制性并网运行与通信协议标准以打破数据壁垒[17][18] - 广东通过出台虚拟电厂交易与运营细则，形成了全链条省级治理体系，深圳、广州等地市则结合本地实际开展精细化治理实践[2] - 报告建议推动“能碳协同”与数智化赋能，打通电力与碳市场价值链，推广“虚拟电厂+零碳园区”模式[18] 需求侧资源的发展模式与政策演进 - 当前需求侧资源开发已形成直接参与需求响应、车桩网互动等五种模式[1] - 我国需求侧资源调控正由传统邀约式响应向市场化、智能化、多元化的聚合模式转型，虚拟电厂成为关键载体[31] - 国家政策体系从行政管控向市场化机制转变，从单一节能增效向源网荷储协同优化演进[36] - 国家能源局2024年11月发布的指导意见明确了“新型经营主体”概念，包括可调节负荷、分布式光伏、用户侧储能、电动汽车等单一技术类主体，以及虚拟电厂(负荷聚合商)和智能微电网等资源聚合类主体[36]

光伏装机与消纳现状 - 扬中市光伏装机容量近5年来以平均每年18.53%的速度增长 [1] - 光伏出力最大倒送功率保持稳定，显示新增发电量被有效送入电网 [1] - 当前光伏发电功率23.30万千瓦，用电负荷13.37万千瓦，处于光伏出力倒送时段 [1] - 扬中光伏渗透率达108%，光伏发电量占全市用电量的24% [1] 就地消纳关键举措 - 利用新能源汽车作为“移动储能”进行灵活调节，城北公交客运站通过分时电价一年节省电费约5万元 [2] - 支持用户侧储能、“车网互动”充电站等荷端资源开发，已有5家企业配增用户侧储能 [2] - 20余家企业签约入驻虚拟电厂聚合平台，总容量7兆瓦 [2] - “零碳中心”微电网项目使光伏就地消纳率提升至95%，整体能耗下降80% [3] - 全市已搭建5类微电网示范场景，聚合可调资源超30兆瓦 [3] 电网技术升级与创新 - 通过中压交直流互联装置实现光伏功率在10千伏线路间的灵活调配，转移负荷1.65兆瓦 [3] - 重点打造中压柔性互联、低压柔性互联、台区分布式储能、光储充微网四类示范工程 [3] - 探索蜂巢式配电网建设，实现光伏电量在多条线路之间互济 [3] - 全省首个构网型储能电站项目顺利完成试验，首次实现城市“充电宝”独立供电 [3] 政策支持与发展规划 - 扬中市经济发展局出台通知推进新能源高质量发展，支持用户侧储能等资源开发 [2] - 将对照国家碳达峰碳中和战略目标，拓展绿色低碳发展路径 [4] - 充分发挥扬中现有“新型电力系统”建设优势，提升新能源装机规模和消纳能力 [4]

公司业绩表现 - 2025年1-9月公司实现营业收入34.47亿元，同比增长1.70% [2] - 2025年1-9月公司净利润为7.02亿元，同比增长3.59% [2] - 2025年1-9月公司扣除非经常性损益的净利润为5.98亿元 [2] - 2025年1-9月公司经营活动产生的现金流量净额为5.21亿元 [2] - 2025年第三季度公司实现营业收入12.69亿元，同比增长8.36% [2] - 2025年第三季度公司净利润为2.95亿元，同比增长2.22% [2] - 2025年第三季度公司扣除非经常性损益的净利润为2.01亿元 [2] 战略发展与业务转型 - 公司以分布式光伏发电、用户侧储能和新能源供冷供热业务为核心，作为战略新业务方向重点培育 [1] - 战略新业务在盈利能力、经济附加值、投资回收期等方面与基础水务业务形成互补，旨在优化公司整体业务结构 [1] - 公司持续向“城市综合环境服务商”转型发力 [1] - 2025年以来公司坚持以“三新”“三量”为抓手，“战略引领、深化改革、经营创效、科技赋能、风险防控”等工作取得显著成效 [1] 公司运营与外部环境 - 公司高度重视中央生态环境保护督察进驻天津的相关环保治理工作 [1] - 公司长期坚持“安全、稳定、达标、高效”的运营能力 [1] - 公司运行态势稳中向好 [1]

用户侧新型储能市场总体表现 - 2025年10月中国用户侧新型储能装机规模同比保持增长，但环比出现回落 [2] - 10月用户侧储能新增装机243.56MW/488.22MWh，功率和能量规模同比分别增长38%和18%，但环比分别下降41%和46% [4] - 2025年前10个月国内新型储能新增投运装机规模累计达到35.8GW，同比增长36% [18] 用户侧储能市场结构特点 - 市场结构以工商业储能为主导，占比超过90% [3][5] - 10月工商业场景新增装机178.00MW/445.19MWh，功率和能量规模同比分别下降39%和51% [5] - 非锂电化学技术开始加速示范应用，一个2MW/8MWh工商业用户侧全钒液流电池储能项目建成投运 [3][6] 储能技术路线分布 - 新增投运项目均采用电化学储能技术，磷酸铁锂电池技术装机功率规模占比达99% [6] - 出现磷酸铁锂+全钒液流混合储能示范项目投运，显示技术多元化趋势 [6] 区域市场格局分析 - 华中地区新增装机规模占比50%，主导10月新增装机市场，其中河南省占比超40% [3][8] - 华东地区新增投运项目个数最多，占比38% [8] - 广东新增投运储能项目个数最多，占比超20%，居全国首位 [8] 新兴市场增长动力 - 安徽、河南、四川新增备案项目300个，约占10月全国新增备案项目个数的三分之一，表现出较大市场需求和发展潜力 [13] - 河南已发布十四批次源网荷储一体化项目，合计650余个项目纳入实施范围，覆盖工业、农村、数据中心等10余个应用场景 [8] - 在能源绿色低碳转型和工业企业降碳、降本、保供需求驱动下，河南用户侧储能需求快速增长 [8] 备案项目市场趋势 - 10月全国新增用户侧备案项目规模和个数均高于去年同期，分别同比增长91%和4% [12] - 传统强省浙粤苏三省新增备案项目430个，同比下降41%，但能量规模同比增长37% [13] - 江苏新增备案项目规模继续领先全国，能量规模同比增长60%，单体项目平均规模增大趋势明显 [13] 电价政策与套利空间 - 15个省市峰谷价差超0.7元/kWh，7个省市峰谷价差超过1元 [15] - 广东珠三角五市、江门、惠州等部分地区最大峰谷价差继续保持在1.0元/kWh以上 [15] - 从最大峰谷价差及用户侧储能充放电次数（可达每年600次以上）来看，广东用户侧储能仍存在较大套利空间 [16] 收益模式与市场驱动 - 河南工商业分时电价调整后，峰谷价差拉大，高峰时段时长显著增加，更利于配置长时储能 [8] - 工商业用户通过虚拟电厂聚合后参与电网调峰获得相应补偿，多场景应急与调峰需求突出 [8][9] - 河南农村等新兴场景需求释放，"绿电+储能"模式正推动储能需求逐步释放 [8]

文章核心观点 - 用户侧储能市场在2025年9月呈现装机规模同比增长但环比下滑的态势 然而备案项目数据显著优于去年同期 显示市场长期需求强劲 [2][4] - 高耗能工业企业的降碳保供需求是当前用户侧储能装机的主要驱动力 工商业应用场景占据绝对主导地位 [2][5] - 地区发展高度集中 华东地区特别是江苏和浙江在新增装机中占比最高 而广东等地因优越的峰谷价差条件 备案项目出现爆发式增长 [8][9][10][12] - 尽管市场前景广阔 但分时电价政策的频繁调整给项目投资回报率带来了显著的不确定性 [3][13][16] 9月用户侧储能项目分析 新增装机规模与特点 - 2025年9月用户侧储能新增装机规模为243.56MW/488.22MWh 同比增长38%/18% 但环比下降41%/46% [4] - 装机市场由工商业应用主导 占比超过95% 其中冶金、化工、纺织等高耗能企业作为业主的项目装机规模占比高达73% [5] - 电化学储能技术是绝对主流 磷酸铁锂电池技术装机功率规模占比99.96% 同时有一个90kW/180kWh的钠离子电池储能项目投运 [5] 地区分布特征 - 新增装机主要集中在华东地区 其装机规模占比达71% 项目个数占比43% [8] - 江苏省新增装机规模最大 占比近全国一半 浙江省新增项目个数最多 占比超20% [8] - 从备案项目看 浙江、广东、江苏三地新增备案项目740余个 虽然项目个数同比下降9% 但能量规模同比增长68% [9] - 广东省表现尤为突出 新增备案项目能量规模同比激增359% 项目个数同比增长25% [10] - 安徽、河南、四川三地备案项目合计超380个 同比增长150% 成为新兴市场 [10] 市场驱动力与投资环境 - 峰谷价差是核心驱动力 15个省市价差超0.7元/kWh 其中7个省市超1元/kWh 广东部分地区价差持续保持在1.0元/kWh以上 [12] - 广东年充放电次数可达600次以上 套利空间较大 与备案项目的高增长相互印证 [2][12] - 分时电价政策频繁调整带来不确定性 例如浙江调整后实际套利空间可能不升反降 江苏、广东虽价差比例拉大 但收益需重新测算 增加了投资回报的不确定性 [13][16] 9月新型储能项目整体分析 - 2025年9月 国内新增投运新型储能项目装机规模达3.08GW/9.08GWh 同比大幅增长166%/200% 环比增长7%/15% [17] - 第三季度新增装机9.16GW/25.52GWh 同比增长10%/24% [17] - 前三季度新增装机规模已达去年全年新增装机的74% 预计2025年全年新增装机将超过去年 [17]

山东省新能源机制电价竞价结果 - 光伏机制电价为0.225元/千瓦时 机制电量比例80% 入选规模1.265GW [1][3] - 风电机制电价为0.319元/千瓦时 机制电量比例70% 项目规模3.5911GW [1][3] - 光伏机制电价较山东省燃煤标杆电价0.3949元/千瓦时下降43% 风电下降19.2% [4] 竞价结果对行业的影响 - 光伏综合电价水平低于0.2元/千瓦时 多数项目难以维持盈利 [4] - 超过3000个新能源项目竞争1175个入选席位 远超125%竞价充足率下限 [4] - 政策释放信号：山东光伏市场不需要过多投资者 资源将向风电倾斜 [4] 企业应对策略与市场变化 - 企业为争取资格报出超低价 成为眼下止损最优解 [5] - 分布式光伏项目因收益不足、电网容量限制等因素终止案例增加 [6] - A股上市公司豫能控股宣布放弃分布式光伏等投资收益不足的项目 [6] 就近消纳政策与实施挑战 - 新规将输配电价改为按接网容量缴费 提升资源利用效率 [7][8] - 项目面临余电上网限制、储能成本高、用电企业经营风险三大落地难题 [9] - 绿色金融机制缺位导致电费收缴困难 影响发电方积极性 [9] 新型储能发展态势 - 8月源网侧储能新增装机2.50GW/7.08GWh 同比增长22%/36% [10] - 独立储能新增装机占比超总规模一半 [10] - 河北模式独立储能项目资本金内部收益率达6.2% 内蒙古模式达14.8% [11] 储能技术挑战与系统要求 - 储能电站频发振荡事件 七次事故涉及调频控制设备 [12] - 不同应用场景对性能要求差异大 需深度理解电网特性 [12] 行业长期发展趋势 - 新型储能预计2025年底超1亿千瓦 2030年达2亿-3亿千瓦 [13] - 2025-2035年光伏年均新增装机预计1.8亿-2.4亿千瓦 [13] - "十五五"期间需强化煤电灵活性改造以支撑新能源消纳 [13] 政策规划建议 - 需科学评估可再生能源容量置信度及低出力风险 [14] - 应编制地区电力系统调节能力专项规划 [14] - 政策需保障投资者经济回报以避免规划与实际脱节 [14]

公司战略调整 - 豫能控股放弃分布式光伏、用户侧储能及充电桩类同业竞争项目投资和收购机会[2] - 放弃原因为项目比较优势不明显且无法满足投资收益要求 聚焦新能源规模化开发主赛道[2] - 公司为河南投资集团旗下国有控股企业 成立于1997年[2] 行业政策与市场动态 - 国家发改委推动新能源上网电量参与市场交易（发改价格〔2025〕136号）[2] - 国家能源局推进共享储能与新能源联合运行 探索发电侧容量补偿机制[3] - 蒙能集团3.2GWh储能系统采购中标价格区间为0.3896-0.52元/Wh 15家企业参与竞标[3] 企业经营表现 - 海博思创2025年上半年营收同比增长22.66% 净利润达3.16亿元[3] - 7月用户侧新型储能项目新增投运规模同比增长9% 但环比下降41%[3] - 华东地区在用户侧新型储能市场份额最大[3]

公司战略调整 - 豫能控股决定放弃增量分布式光伏、用户侧储能及充电桩类项目投资建设，存量在建项目结合实际情况稳慎推进[1] - 公司分别于2021年、2023年、2024年股东大会已多次放弃相关项目投资机会[1] - 放弃原因主要是分布式光伏、用户侧储能及充电桩项目在公司新能源业务中比较优势不明显，无法满足公司投资收益要求[2] 公司治理程序 - 2025年8月26日公司召开独立董事专门会议2025年第二次会议、董事会战略委员会会议、第九届董事会第二十六次会议审议相关议案[2] - 独立董事专门会议和第九届董事会第二十六次会议分别审议通过该议案，同意放弃控股股东相关同业竞争项目商业机会[2] - 该议案构成关联交易，尚需提交公司股东大会审议，控股股东河南投资集团将回避表决[2] 业务聚焦方向 - 公司表示此举符合上市公司利益，不会对公司财务状况及经营成果产生重大影响[2] - 公司目的是聚焦新能源规模化开发主赛道[2] - 根据国家发改委要求，推动新能源上网电量参与市场交易[2] 项目定义范围 - 分布式光伏主要利用工商业、居民、农户等屋顶，采用"自发自用、余电上网"模式布局[1] - 用户侧储能依托居民、工商业等用户用能需求，在用户内部场地或邻近建设，向用户直供电[1] - 此次放弃不包括源网荷储一体化项目配备的储能项目[1]