核心观点 - 新型储能已成为能源革命与双碳战略的重要支点 装机规模全球首位且技术多元化发展 但面临成本经济性和标准执行等挑战 未来需通过技术创新和市场机制优化实现全球引领 [2][4][7][10][13] 顶层设计与产业实践 - 政策体系全面构建 国家层面将新型储能写入《能源法》并列为政府重点任务 地方层面17省装机破百万千瓦 形成省级统筹到项目示范的实施体系 [3] - 装机规模达7376万千瓦居全球首位 占全球40%以上 年均增速超130% 十四五以来增长20倍 技术路线以锂电池主导(占比96.4%) 多技术并行发展 [4] - 单站规模向10万千瓦以上集中 华北西北地区装机占比超55% 华东地区新增装机占比提升8.6个百分点 [5] - 技术创新突破显著 锂电池实现500安时大电芯量产和1.5万次循环寿命 压缩空气储能攻克30万千瓦级技术 液流电池电堆功率密度提升两倍 [6] - 2024年储能锂电池产量2.6亿千瓦时 总产值超1.2万亿元 关键材料产量同比增长超20% 电芯价格下降带动系统造价降低25%-44% [6] 发展瓶颈与挑战 - 长时储能(4小时以上)初始投资仍高 全钒液流电池成本为锂电池1.6-2.5倍 电价波动和补偿机制缺失导致部分项目收益率低 [7] - 标准执行存在差距 国际标准互认不足制约技术装备出海 欧美并网规范差异影响市场拓展 [8] - 产业链部分高端材料(如耐高温隔膜)依赖进口 产学研协同存在重研发轻工程现象 [9] 未来战略路径 - 推动锂电池向宽温域(-40℃至60℃)和长寿命(2万次循环)升级 加快钠离子电池和固态电池产业化 突破100万千瓦级压缩空气储能和10小时以上液流电池技术 [11] - 建设全链条创新平台 在青海新疆布局百兆瓦级构网型储能示范项目 验证高比例新能源电网支撑能力 [11] - 完善市场机制 建立电能量+辅助服务+容量市场三位一体收益模式 探索储能租赁和共享储能等商业模式 [12] - 推动技术标准国际化 主导制定国际标准 在沙特澳大利亚等市场布局风光储一体化项目 实现从产品输出向技术品牌服务输出转变 [13]

Fluence越南工厂投产 - 全球储能技术提供商Fluence与ACE Engineering合作在越南北江省新建自动化电池储能制造工厂正式投产[2] - 工厂年产能高达35GWh采用全自动化生产工艺制造Gridstack Pro和Smartstack储能系统[2] - 单年产能可满足约8.75GW/4小时储能系统的部署需求显著扩大电网级储能系统生产能力[2][3] 新一代储能产品特性 - Gridstack Pro为旗舰级大型表前储能系统专为公用事业公司和独立发电商设计具备UL9540和UL9540A安全认证并针对输电网络容量受限区域优化[4] - Smartstack面向工商储应用采用314Ah电芯容量达7.5MWh占地面积紧凑且集成能量管理功能[4] 财务表现与订单储备 - 2025财年第三季度收入6.025亿美元同比增长24.7%重申全年26亿至28亿美元营收目标但预计落在区间低端[5] - 已签约待执行订单达8.2GW拟建及在建项目储备总量35.7GW/114.3GWh预计2026财年约25亿美元订单转化为收入[6] - 截至2025年6月30日已部署6.3GW/16.7GWh储能系统[6] 中国储能企业东南亚布局 - 宁德时代2025年7月在印尼启动60亿美元电池一体化项目涵盖全价值链包括年产能6.9GWh电池工厂[7] - 亿纬锂能马来西亚基地实现海外量产交付规划覆盖全系列产品储能项目预计2026年初部分产能量产[7] - 瑞浦兰钧计划在印尼建设年产能8GWh储能系统专用电芯超级工厂为首座海外电池工厂[7] - 国轩高科在泰国实现电池包本土生产越南规划5GWh电芯产能东南亚长期规划20GWh产能[8] - 欣旺达拟投资不超过20亿元在越南建设消费类锂电池工厂[8] - 双登集团拟在东南亚兴建锂离子电池生产设施[8] - 科陆电子计划在印尼建设3GWh产能储能生产基地[9] - 珠海冠宇马来西亚新能源项目投资不超过20亿元计划2025年底投产[9] - 豪鹏科技越南工厂落成主要生产锂电池和镍氢电池为首个海外工厂[9] - 海四达拟在马来西亚投资7.5亿元建设2.5GWh圆柱基地项目[9] 行业扩张趋势 - Fluence在泰国建立制造工厂以开拓东南亚新兴市场[7] - 多家储能公司将制造产能转向东南亚地区[7]

财务表现 - 上半年营业收入282亿元 同比增长30.06% [2] - 归属于上市公司股东的净利润16.05亿元 同比减少24.9% [2] - 归属于上市公司股东的扣非净利润11.57亿元 同比减少22.82% [2] 业务出货量 - 动力电池出货21.48GWh 同比增长58.58% [3] - 储能电池出货28.71GWh 同比增长37.02% [3] 分业务营收与毛利率 - 动力电池营收127.48亿元 同比增长41.75% 毛利率17.60% 同比增长6.92个百分点 [4][6] - 储能电池营收102.98亿元 同比增长32.47% 毛利率12.03% 同比下降2.32个百分点 [4][6] - 消费电池营收507.91亿元 同比增长4.75% 毛利率26.68% 同比下降1.63个百分点 [4] - 其他业务营收4450万元 同比增长2.81% 毛利率97.01% 同比下降2.48个百分点 [4] 分地区营收表现 - 境内营收212亿元 同比增长30.73% 毛利率15.88% 同比增长1.64个百分点 [4][6] - 境外营收69.69亿元 同比增长28.05% 毛利率21.71% 同比下降0.02个百分点 [4][6] 行业发展态势 - 全球储能需求高增 呈现"核心市场提质、新兴区域放量"双轮驱动特征 [5] - 中国1-6月新型储能装机42.61GWh 同比增长27.5% 受新能源入市及政策驱动 [7] - 美国市场预计全年储能装机达49GWh 欧洲通过补贴激励发展 亚洲和中东新兴市场大容量招标项目持续推出 [7] - 行业向500Ah+超大电芯发展 新一代6MWh+储能系统集成度提升 智能电力交易创造更大经济价值 [7] 公司战略布局 - 与国内外一线能源企业达成战略合作 加速创新技术落地与全球市场开拓 [7] - 率先量产600Ah+电芯 通过全场景解决方案驱动储能价值跃升 [7] - 发布全新6.9MWh储能系统并签约10GWh储能大单 [8]

项目中标情况 - 内蒙古能源三个独立储能项目储能系统设备采购中标候选人公示，总规模达1.3GW/5.2GWh，包括化德500MW/2GWh、磴口400MW/1.6GWh和巴林左旗400MW/1.6GWh项目 [2] - 中车株洲所、比亚迪和山东电工时代分别以0.396元/Wh、0.393元/Wh和0.399元/Wh的单价成为三个标段第一中标候选人，投标报价分别为7.92亿元、6.2843亿元和6.381亿元 [2][5] - 招标规则允许投标人参与多个标段但仅能中标一个，按标段顺序优先推荐靠前的中标候选人 [2] 投标竞争格局 - 三个标段共吸引25家企业参与竞标，报价范围在0.393-0.52元/Wh之间，竞争激烈 [3] - 标段一有22家企业报价，平均报价0.432元/Wh；标段二有18家企业报价，平均报价0.432元/Wh；标段三有20家企业报价，平均报价0.429元/Wh [3] - 部分企业因业绩不足被否决投标，包括晶科能源、双登集团、许继集团和湖南安诚新能源，均因自2023年以来中国境内磷酸铁锂电池储能系统集成业绩未达到5GWh要求 [17][18][19][30][31][44][45] 中标候选人资格能力 - 中车株洲所具备PCS和BMS核心产品研发制造能力，提供超过5GWh的储能系统集成业绩，包括京能电力300MW/1200MWh等项目 [6][7] - 比亚迪具备电芯和BMS核心产品研发制造能力，提供超过5GWh的业绩，包括大唐昆玉150MW/600MWh等项目 [6][7] - 山东电工时代具备EMS核心产品研发制造能力，提供超过5GWh的业绩，包括华电灌云200MW/400MWh等项目 [6][7] 行业技术标准与要求 - 招标要求投标人具备ISO9001质量管理体系证书和符合GB/T36276-2023标准的电池、模组型式认证报告 [6][7] - 投标人必须自2023年1月1日以来在中国境内具有累计不低于5GWh的磷酸铁锂电池储能系统集成业绩，且需提供合同履约证明 [17][18][19] - 核心产品研发制造能力要求覆盖PCS、BMS、EMS或电芯等关键部件，体现行业对技术整合能力的高标准 [6][7] 项目交付时间表 - 标段一要求2025年9月29日开始交货，10月29日完成全部设备交货；标段二和标段三有类似交货期要求 [6][24][36] - 部分中标候选人承诺交货期优于招标文件要求，如比亚迪在标段二承诺满足并优于招标要求 [24]

文章核心观点 - 新型储能是支撑新型电力系统建设的关键技术 对实现双碳目标和能源高质量发展具有战略意义 [2] - 国家电网公司以科技创新为引领 推动新型储能产业高质量发展 在装机规模 技术路线和市场机制方面取得显著成效 [3][8][12] - 未来需推动新型储能在系统定位 技术创新和市场机制三方面实现突破 从跟跑向领跑跃升 [8][9][10][11] - 国网工研院将通过强化顶层设计 攻关核心技术和完善市场支撑三大举措 推动新型储能高质量发展 [12][13][14][15] 国家电网公司推动新型储能发展成效显著 装机规模快速增长 调控水平持续增强 - 全国新型储能装机规模连年翻番 截至2024年底累计装机达7376万千瓦 较2023年底增长超130% [4] - 国家电网经营区截至2025年6月装机达7624.25万千瓦 当年新增1748.25万千瓦 同比增长100.34% [4] - 西北地区装机2648.96万千瓦 华北2024.53万千瓦 华东1355.72万千瓦 19省份装机超百万千瓦 [4] - 2024年新型储能利用小时数达991小时 同比增长267小时 迎峰度夏期间短时顶峰能力超3000万千瓦 占并网规模92% [4] 多元技术路线并进 标准体系日趋完善 - 锂离子电池突破吉瓦时级储能系统集成难题 在山东东营示范应用 [6] - 钠离子电池实现百兆瓦时级商业化应用 为湖北电网提供调节手段 [6] - 全钒液流电池储能完成200兆瓦并网技术攻关 装机容量和时长均为全国之最 [6] - 全球最大300兆瓦压缩空气储能电站并网投运 新发布或实施新型储能领域国行团标40余项 [6] 交易机制不断完善 市场价值逐步释放 - 支撑22省（区）出台市场规则 在山东 内蒙古 新疆 河北探索容量补偿机制 [7] - 江苏建立电能量市场价差+顶峰补贴+辅助服务综合收益模式 甘肃推行独立储能竞价补偿机制 湖北实施现货市场优先出清机制 [7] - 2024年经营区新型储能交易电量达71.2亿千瓦时 同比增长2.7倍 [7] 新型储能产业发展方向 推动新型储能定位向系统调节核心演进 - 2024年新能源装机首超火电 其配建储能年均等效充放电仅177次 显著低于火电配套储能（897次） 电网侧储能（248次）及用户侧储能（368次） [9] - 需厘清功能定位 阐明新型能源体系中调节资源的协同关系 强化规划引领 科学配置储能规模 [9] 推动技术创新向安全高效长时储能突破 - 2024年锂离子电池装机占比96.4% 压缩空气 液流电池等长时储能占比仅1.0% [10] - 需聚焦长时储能技术突破能量转化效率与经济性瓶颈 围绕基础研究 装备研发与工程化应用寻求突破 [10] - 未来将聚焦大容量宽温域电池 高性能液流系统 构网型储能等方向 推动技术从实验室验证走向规模化工程应用 [10] 推动市场机制向多层次统一电力大市场体系深化 - 全国统一电力市场建设面临电能量价格浮动空间受限 辅助服务品种不完善 容量市场机制不健全等问题 [11] - 需建立适应新型储能特性的市场机制 完善现货价格形成机制 拓展爬坡 调相等辅助服务品种 探索容量电价机制 [11] 国网工研院推动新型储能高质量发展举措 强化顶层设计 优化资源配置 - 服务国家十五五新型储能实施方案 科学开展技术路线研究 系统分析不同技术路线的适用场景与功能定位 [13] - 统筹源网荷储环节 构建多层次技术支撑体系 开展新型储能技术专项评价研究 加强标准体系建设 [13] 攻关核心技术 引领产业升级 - 聚焦安全可靠 经济高效目标 部署基础理论研究与关键技术攻关 [14] - 以国家科技项目为抓手 建设新型物理储能示范工程 研制自主可控装备 [14] - 推动新型压缩空气储能 飞轮储能 重力储能 热储能等创新技术规模化应用 [14] 强化技术支撑 服务市场机制完善 - 加快多层次市场协同的关键机制设计 推动新型储能广泛参与电力市场 [15] - 持续推进优化电力现货市场价格机制 拓展新型储能盈利路径 [15] - 推动增加爬坡 调相等辅助服务品种 向电力用户侧合理分摊成本 探索新型储能容量电价机制 [15]

全社会用电量突破 - 7月全社会用电量达1.02万亿千瓦时 同比增长8.6% 创全球首次月度破万亿纪录 [2] - 用电量比十年前翻一番 相当于东盟国家全年用电总量 [2] - 高温天气及工业生产稳中向好共同推动用电量增长 城乡居民生活用电量达2039亿千瓦时 同比增长18.0% 河南陕西山东等省增幅超30% [2] 能源结构转型 - 新能源占比显著提升 风电太阳能生物质发电量接近总量四分之一 [2] - 能源结构含绿量提升 支撑用电量增长同时提升增长质量 [2] 电力与产业升级 - 电力成为第四次工业革命核心竞争力 算力需求推动电力消费增长 [3] - 东数西算战略及两重两新政策落地 算力中心智能工厂等新兴场景持续释放用电需求 [3] - 月度用电量破万亿标志能源供给能力全球登顶 为产业升级提供基础设施战略主动优势 [3]

澳大利亚电池突破计划(BBI)核心内容 - 澳大利亚政府启动5亿澳元(约3.23亿美元)电池制造扶持计划 旨在推动成为全球电池制造重要参与者[2] - 该计划是澳大利亚国家电池战略和总值227亿澳元"Future Made in Australia"再工业化计划的重要支柱[3] - 计划聚焦电池材料制造 电池单体生产和电池系统组装三大战略环节[5][6] 资金分配与申请机制 - 采用资本补助 生产激励和定制化支付结构等多重资金支持机制[9] - 为申请5000万澳元以下项目设立简化审批通道 由ARENA董事会直接批准[10] - 资金将用于弥补本土制造能力与规模的关键缺口 支持高附加值环节发展[2][12] 技术门槛与评估标准 - 要求申请技术达到6级或以上技术成熟度(TRL) 确保具备现实商业化路径[14] - 项目评估基于本土制造能力贡献 创新价值 商业可行性及清洁能源转型契合度等标准[15] - 计划保持开放至5亿澳元资金全部承诺使用完毕或政府决定截止[15] 重点支持领域 - 材料制造领域支持利用锂 镍 钴和石墨等关键矿产资源进行先进电池材料加工[7] - 电池单体生产领域推动电芯制造设施建设与扩建 实现向高附加值产品转型[8] - 系统组装领域发展固定储能应用产能 同时服务国内和出口市场[9][13] 战略定位与优势基础 - 计划依托澳大利亚丰富原材料 强大科研体系和清洁能源转型企业基础[3] - 重点发挥该国关键矿产和可再生能源资源优势 聚焦固定式储能应用场景[13] - 旨在帮助本土制造商实现规模化与技术提升 抓住全球减排转型机遇[3][12]

山西省新能源上网电价市场化改革方案核心内容 - 山西省发布新能源上网电价市场化改革实施方案征求意见稿 旨在深化新能源上网电价市场化改革 推动新能源高质量发展 [2][26] - 文件明确新能源项目机制电价 机制电量 执行期限 竞价方式等内容 并制定一系列配套措施 [3][26] - 改革区分存量项目和增量项目 分别制定不同的机制电价实施细则 [27][51][69] 存量新能源项目政策 - 存量项目定义为2025年6月1日以前投产的新能源项目 包括集中式风电 光伏 分布式光伏 分散式风电等 [4][51][52] - 机制电量按上网电量乘以机制电量比例确定 比例原则上按2022年7月至2025年5月非市场化电量平均占比确定 [5][58] - 机制电价按现行燃煤发电基准价确定为0.332元/千瓦时 [7][61] - 执行期限自2026年1月1日起 按项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份较早者确定 [8][63] - 风力发电项目全生命周期合理利用小时数为36000小时 光伏发电项目按资源区分为26000小时和22000小时 领跑者基地和竞价项目增加10% [9][64] 增量新能源项目政策 - 增量项目定义为2025年6月1日及以后投产的新能源项目 [10][69] - 年度机制电量总规模考虑用户承受能力 可再生能源消纳责任权重等因素确定 计算公式为年度新能源预计投产规模×合理利用小时数×（1-厂用电率）×机制电量比例×调节系数 [11][72] - 单个项目机制电量通过竞价确定 申报上限按装机容量×近三年平均发电利用小时数×（1-厂用电率）×上限比例计算 [13][73] - 机制电价由竞价形成 采用边际出清方式 首次竞价上限为0.332元/千瓦时 下限为0.199元/千瓦时 [15][78] - 执行期限按项目回收初始投资平均期限确定 起始时间根据入选时间和投产时间确定 [16][81] 竞价组织与约束机制 - 每年增量项目竞价工作原则上于10月底前开展 2025年6月1日至12月31日期间竞价视情况组织 [20][87] - 竞价采用边际出清方式 申报总规模与核定总规模比率原则上不低于1.2 [20][90] - 竞价主体包括已投产和未来12个月内计划投产的增量项目 分布式项目可委托聚合商代理 [20][84] - 未按申报日期投产的项目 实际投产前的机制电量自动失效 延期投产将面临取消竞价资格等处罚 [19][81][94] 配套措施 - 规范电能量市场结算规则 加快实现电能量电费由实时市场全电量电费 日前市场差价电费 中长期差价合约电费组成 [35] - 健全发电侧容量补偿机制 适用范围由煤电拓展至天然气发电 风电 光伏 抽水蓄能 新型储能等 实行统一电价标准 [3][42] - 完善绿色电力交易机制 绿色电力交易价格应分别明确电能量价格和绿证价格 已签订绿电交易合约的项目将从机制电量中相应扣减 [38][39] - 建立发电机组成本调查制度和电力市场价格监测体系 定期开展成本调查 加强价格监测和预警 [44][45] 其他重要规定 - 新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场 以报量报价方式参与交易形成上网电价 [26] - 机制电量每月按机制电价与市场交易均价差价进行场外结算 差价费用纳入系统运行费用由全体工商业用户分摊或分享 [27][61] - 享有财政补贴的新能源项目 全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按原有规定执行 [33] - 各地不得将配置储能作为新建新能源项目核准 并网 上网等的前置条件 [33]

合作签约 - 海博思创与中信银行北京分行、中信金租正式签订合作协议，三方将在"储能+金融"领域展开全面合作 [2] - 合作签约仪式由海博思创创始人张剑辉、中信银行副行长贺劲松、中信金租董事长李刚等高层共同出席 [2] - 具体协议由海博思创CFO高书清、中信银行北京分行副行长景龙、中信金租财务总监李颖代表签署 [2] 合作内容 - 三方将围绕综合化金融服务、融资性租赁业务、经营性租赁业务、融资授信等领域深化合作 [4] - 合作旨在探索绿色金融与储能产业的价值协同，共同打造产融结合新标杆 [4] - 海博思创将携手中信银行及中信金租，打造"储能资产+专业化运营+综合金融方案"的融资模式 [4] 行业背景 - 在"双碳"目标及国家136号文件推动下，储能产业正从政策驱动转向市场化主导 [4] - 储能电站建设成本降低，叠加电力现货市场开放及配套政策完善，储能电站资产经济性显著提升 [4] - 行业变化催生了金融资本深度参与的新机遇 [4] 公司动态 - 海博思创智能工厂获评北京市先进，引领储能智造变革 [6] - 公司在人工智能领域有新动作，瞄准电力交易和储能电站资产运营管理 [6] - 公司与新加坡开发商合作，计划推出5000套充储一体机，开拓充电市场储能应用 [6]

储能设备采购中标情况 - 中节能乌兰察布市察右前旗天皮山80万千瓦时独立储能电站储能设备采购项目公示中标候选人 第一中标候选人为中天储能科技有限公司 投标报价31131.6400万元 折合单价0.389元/Wh [2][3] - 第二中标候选人为中车株洲电力机车研究所有限公司 投标报价32408万元 折合单价0.405元/Wh [3] - 第三中标候选人为比亚迪汽车工业有限公司 投标报价32000万元 折合单价0.400元/Wh [3] 项目概况 - 项目招标人为中节能风力发电股份有限公司 项目位于内蒙古乌兰察布市 资金来源为企业自筹 计划2025年建成投产 [3] - 储能设备采购内容为200MW/800MWh电化学储能系统设备及相关技术服务 含五年质保期 交流侧并网功率200MW 电池容量不少于800MWh [3] 投标价格数据 - 第一中标候选人中天储能科技有限公司投标价格为311316400.00元 拟中标价为311316400.00元 [5] - 第二中标候选人中车株洲电力机车研究所有限公司投标价格为324080000.00元 [5] - 第三中标候选人比亚迪汽车工业有限公司投标价格为3200000000.00元 [5]