公司动态与项目规划 - 浙江星辰新能科技有限公司于2026年1月4日发布了三项大型储能项目的框架协议采购招标公告 [2] - 三项招标项目分别为：5GWh磷酸铁锂储能项目、800MWh全钒液流电池储能项目、220kV/330kV升压站设备项目 [2] - 公司已确认参展2026年3月31日至4月3日在北京举办的第十四届储能国际峰会暨展览会（ESIE 2026）[7][83] 磷酸铁锂储能项目详情 - 项目规模为5GWh，框架协议采购划分为6个标段 [3][8] - 采购范围涵盖磷酸铁锂电池、直流侧集装箱体、BMS电池管理系统、直流侧液冷系统、储能消防系统、变流升压一体舱 [5][9] - 招标文件获取时间为2026年1月4日至1月16日，投标文件递交截止时间为2026年3月3日上午9:00 [6][25][27] 全钒液流电池储能项目详情 - 项目规模为800MWh，框架协议采购分为8个标段 [3][30] - 采购范围包括集装箱组合、电解液循环泵、制冷机、电解液、离子交换膜、碳毡、双极板、变流升压一体舱 [5][31] - 招标文件获取时间为2026年1月4日至1月16日，投标文件递交截止时间为2026年2月10日上午9:00 [55][57] 升压站设备项目详情 - 项目为配套5GWh网侧独立储能项目的220kV/330kV升压站设备采购，划分为7个标段 [4][60][61] - 采购范围包括主变压器、各电压等级配电装置、防雷接地材料、电气二次设备、电缆等 [5][61] - 招标文件获取时间为2026年1月4日至1月16日，投标文件递交截止时间为2026年3月3日上午9:00 [78][79] 供应商资格要求（磷酸铁锂项目核心标段） - **标段1（磷酸铁锂电池）**：要求投标人自2025年1月1日起，具有累计不低于2GWh的314Ah及以上容量磷酸铁锂电池供货业绩 [11] - **标段2（直流侧集装箱体）**：要求投标人自2024年1月1日起，具有累计不低于200套适用于单舱≥5MW直流侧系统的供货业绩 [13] - **标段3（BMS电池管理系统）**：要求投标人自2024年1月1日起，具有累计不低于4GWh适用于单舱≥5MWh直流侧系统的供货业绩 [17] - **标段4（直流侧液冷系统）**：要求投标人自2024年1月1日起，具有累计不低于2GWh适用于单舱≥5MWh直流侧系统的供货业绩 [20] - **标段6（变流升压一体舱）**：要求投标人自2024年1月1日起，具有累计不低于2GW的变流升压一体舱（单舱≥2.5MW）供货业绩 [25] 供应商资格要求（全钒液流电池项目核心标段） - **标段1（集装箱组合）**：要求投标人自2023年1月1日起，具有累计不少于100台的20尺及以上全钒液流电池储能系统集装箱供货业绩 [33] - **标段2（电解液循环泵）**：要求投标人自2023年1月1日起，具有累计不少于100台电机功率不低于5kW的全钒电解液循环泵供货业绩 [35] - **标段3（制冷机）**：要求投标人自2023年1月1日起，具有累计不少于50台制冷功率不低于70kW的全钒液流电池系统制冷机供货业绩 [38] - **标段4（电解液）**：要求投标人自2023年1月1日起，具有累计不少于1000立方米的全钒液流电池系统电解液（硫酸体系）供货业绩 [41] - **标段8（变流升压一体舱）**：要求投标人自2023年1月1日起，具有累计不少于15WM的全钒液流电池系统变流升压一体机供货业绩 [54] 行业背景与趋势 - 文章提及行业内有采用“磷酸铁锂+全钒液流电池混合架构”的3GWh储能电站并网案例 [85] - 全钒液流电池储能领域有公司完成超3亿元人民币A轮融资 [85] - 液流电池储能已开始出海，有350MW/1200MWh级别的项目签约 [85]

文章核心观点 湖北省将于2026年2月1日起执行一项为期一年的新型储能价格机制政策，该政策核心在于为新型储能（包括电网侧、电源侧和用户侧）建立明确的充放电价格形成机制，并首次为电网侧独立储能设立了容量补偿机制，旨在通过市场化手段和固定补偿相结合的方式，明确储能项目的收益来源，推动新型储能产业的商业化发展和高质量建设[2][3][13] 新型储能充放电价格机制 - **电网侧新型储能**：包括独立储能和新能源场站外配建储能，应参与电力现货市场，充放电价格由市场形成[3][12][13]；充电时需缴纳上网环节线损费用、电度输配电价和系统运行费[3][13]；未参与市场期间，充电执行代理购电两部制用户的低谷电度电价（扣减政府性基金及附加），放电上网则执行代理购电价格[3][13] - **电源侧新型储能**：指新能源场站内配建、不直接接入公用电网的储能，应参与现货市场，与所属新能源场站整体结算电费，执行相同的发用电价格政策[3][13]；未参与市场期间，利用公共电网充电的下网电量，执行相同电压等级代理购电两部制用户的低谷电度电价[3][13] - **用户侧新型储能**：与所属用户视为一个整体，充电价格执行与所属用户相同的机制，原则上不主动向电网放电[3][13] 电网侧独立储能容量补偿机制 - **执行范围**：该机制仅针对电网侧新型储能中的独立储能项目，享受补偿的项目不得租赁容量[4][13][14] - **补偿标准**：月度容量电费由月度容量电价和月度平均可用容量确定[5][15]；年度容量电价暂定为**165元/千瓦·年**，月度容量电价据此折算[6][15]；月度平均可用容量的计算基于日可用放电功率、单次可持续放电时长（除以10小时）和当月天数，参数由项目向电力调度机构申报[6][15] - **费用结算与分摊**：容量电费纳入系统运行费，由全体工商业用户分摊，按月滚动清算[7][15] - **严格考核**：电力调度机构按月核查项目实际可调用能力[8][16]；若实际最大放电功率或单次放电电量未达到申报值及计划值的**98%**，将触发考核：月内发生两次扣减当月容量电费的**10%**，三次扣减**50%**，四次及以上扣减**100%**[8][16]；自然年内月容量电费被全部扣减累计三次的项目，将取消容量补偿资格[8][16]；若全年等效充放电次数偏低（电化学储能低于**240次**，压缩空气储能低于**180次**），则回收当年容量电费的**20%**[8][16]；等效充放电次数计算公式为（实际充电量+实际放电量）/（额定充电量+额定放电量）[9][16] 相关配套政策 - **健全市场机制**：加快完善电力市场规则，支持新型储能参与电力辅助服务市场（如调频）以获取收益[17] - **优化调度机制**：参与市场的储能按市场出清结果调度；未参与市场的储能，根据系统安全、清洁能源消纳等因素统筹调用；因系统安全需要调用产生的偏差电量，执行电网侧储能充放电价格机制[17] - **做好衔接服务**：未参与市场期间，电网企业为储能充电电量匹配来源，价差损益计入系统运行费；放电电量由电网企业统一采购作为代理购电来源；电网企业需公平提供接入、计量和结算服务[17] 行业活动与背景 - 第十四届储能国际峰会暨展览会（ESIE 2026）将于**2026年3月31日至4月3日**在北京举办，将深度聚焦“电力市场机制与储能商业模式”、“容量补偿与辅助服务”等议题[18][20] - 文章通过“相关阅读”链接提及其他省份的储能补偿政策，例如甘肃标准为**330元/千瓦·年**，宁夏2026年征求意见稿标准也为**165元/千瓦·年**，为读者提供了行业政策对比的视角[22]

文章核心观点 甘肃省建立发电侧可靠容量补偿机制，旨在通过两部制电价反映电源的容量价值，以支持煤电转型并推动新型储能有序发展，从而保障电力系统安全稳定供应并促进能源绿色低碳转型 [10][11][12] 建立发电侧可靠容量补偿机制 - **机制目的**：对在全年系统顶峰时段能持续稳定供电的机组，根据其可靠容量进行补偿，以构建反映电量价值和容量价值的两部制电价 [11][13] - **补偿范围**：包括合规在运的公用煤电机组和电网侧独立新型储能（不含直流配套电源），新型储能技术涵盖锂电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等 [2][13] - **执行时间**：新建煤电机组和电网侧独立新型储能自转商用次月起执行，退出清单后自退运之日起不再纳入补偿范围 [3][13] 补偿标准与计算 - **补偿标准**：可靠容量补偿标准暂定为每年每千瓦330元，自2026年1月1日起执行 [4][14] - **容量电费计算**：每年可获得的容量电费为申报容量、可靠容量补偿标准（330元/千瓦/年）和容量供需系数三者的乘积 [4][14] - **容量供需系数**：等于容量需求除以可靠容量，按年确定，数值大于1时取1 [5][25] - **可靠容量计算**：电网侧独立新型储能的可靠容量等于其最大放电功率乘以（1-厂用电率）再乘以可靠容量系数，其中可靠容量系数等于最大功率发电持续时长除以系统净负荷高峰持续时长（暂定为6小时），最大不超过1，这意味着建设6小时储能可获得满额补贴 [2][7][24] 容量电费分摊与结算 - **分摊方式**：容量电费按照月度外送电量（不含直流配套电源）和省内全体工商业用户月度用电量比例分摊，由国网甘肃省电力公司按月发布、滚动清算 [6][15] - **用户承担**：省内工商业用户对应的容量电费由全体工商业用户按当月用电量比例分摊 [6][15] - **结算周期**：煤电机组和电网侧新型储能按照月度申报容量获得容量电费，每年1月15日前发布上年度容量供需系数作为当年月度结算依据 [14] 容量电费考核与清算 - **运行考核**：若不能按调度指令提供申报最大出力或放电时长，月内发生一次扣减当月容量电费50%，发生二次扣减100%；全年有三个月扣减月度100%容量电费的，扣减全年容量电费 [7][8][15] - **年度清算**：根据系统顶峰时段实际提供的容量（上网出力最小值）按年进行清算，初期每台机组每年可申请一次不超过24小时的连续时段免除清算 [16] 相关配套措施 - **现货市场价格调整**：现货市场申报价格下限设置为0.04元/千瓦时，上限设置为0.5元/千瓦时，自2026年1月1日起执行 [17] - **煤电机组成本补偿**：对参与市场出清的煤电机组，当其现货实时市场收入低于启动成本、空载成本和边际电能成本总和时，差额部分给予补偿，费用由全体工商业用户分摊，自2026年4月1日起执行 [17][20] - **变动成本测算与监测**：相关部门将开展煤电机组变动成本测算核定与监测，并建立成本数据库，对申报价格明显高于理论成本的机组可能实行报价替换措施 [18][19] 政策实施与期限 - **组织实施**：要求各地各部门认真组织实施，做好政策解读和宣传引导，政策执行中重大问题需及时报告 [21] - **试行期限**：本通知试行期限截止2027年12月31日，期间如遇国家政策调整则按国家规定执行，《甘肃省发展和改革委员会 国家能源局甘肃监管办公室关于实施煤电容量电价机制有关事项的通知》（甘发改价格〔2024〕14号）同步废止 [21]

2025年特斯拉核心运营与交付数据 - 2025年全年全球生产电动车约165.5万辆，交付约163.6万辆 [2] - 2025年全年储能产品装机量达46.7吉瓦时，同比增长48.7% [2] - 第四季度全球生产电动车约43.4万辆，交付41.8万辆 [2] - 第四季度储能产品装机量达14.2吉瓦时，环比增长13%，创季度装机量新纪录 [2] - 2025年12月30日，特斯拉全球第900万辆电动车在上海超级工厂下线 [2] 特斯拉业务多元化与前沿技术进展 - 公司正快速进化为涵盖人工智能、人形机器人、可持续能源的综合性科技公司 [3] - Robotaxi无人驾驶网约车已在奥斯汀与旧金山湾区累计行驶超200万公里，并已开启取消安全员测试 [3] - 无方向盘和脚踏板的Cybercab无人驾驶电动车已在北美开启试生产与路测，预计2026年4月实现量产 [3] - 人形机器人已在工厂及办公场所行走测试，并在弗里蒙特工厂开启试生产，预计规模更大的第三代生产线将于2026年建成投产 [3] - 2025年特斯拉超级充电网络规模扩大了18% [2] - 特斯拉智能辅助驾驶已将重大碰撞事故发生率降至美国道路平均值的1/8 [2] 特斯拉能源业务发展 - 2025年储能装机量同比增长约48.7%至46.7吉瓦时 [4] - 上海储能超级工厂于2025年2月正式投产，是公司在美国以外的首个储能超级工厂 [4] - 上海工厂规划年产1万台大型商用储能系统Megapack，储能规模近40吉瓦时 [4] - 截至2025年底，上海工厂已实现2000台Megapack下线，产品已出口至欧洲、澳大利亚等地 [4] - 家用储能产品Powerwall全球安装量已突破100万台 [2][4] - 2025年9月推出全新Megablock储能系统，采用第三代Megapack，减少了78%的连接点，预计2026年下半年开启交付 [4] 行业相关动态 - 第十四届储能国际峰会暨展览会(ESIE 2026)将于2026年3月31日至4月3日在北京举行 [5] - 相关产业信息包括：特斯拉或将首次大规模采购三星SDI储能电池，涉及金额149亿元；特斯拉在中国大陆首个电网侧储能电站项目签约，规模达40亿吉瓦时；国家标准《电化学储能电站设计标准》时隔10年修订发布 [8]

行业活动与展会 - 第十四届储能国际峰会暨展览会（ESIE 2026）将于2026年3月31日至4月3日在北京首都国际会展中心举行 [8] - 该峰会被视为中国储能产业发展的风向标 [7] - 活动提供免费观展及参展咨询服务 [10] 主办方与联系方式 - 活动主办方为中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（China Energy Storage Alliance） [1] - 提供了五位联系人的姓名与电话以供参展咨询 [11]

政策与标准引领 - 公司积极支持国家部委开展新型储能产业发展形势研判、电价机制研究、行业数据统计和国际市场分析等工作 [4] - 公司深度参与国家“十五五”储能规划研究与储能政策编制，并牵头开展储能容量补偿机制等重点课题 [4] - 公司组织制定储能安全、钠离子电池、碳足迹等关键领域团体标准，累计发布30项联盟标准，并牵头修订北京市地方标准 [4] - 公司积极参与NFPA、UL等国际储能标准工作，为产业未来发展提供政策与标准支撑 [5] - 公司联合25家行业龙头企业发布自律实践指南，确立安全优先、风险可控等核心原则，以规范行业竞争秩序 [5] 研究与数据洞察 - 公司聚焦行业痛点与市场机遇，攻坚规模储能价值评估与安全预警关键技术评价等国家重点研发计划，并开展多元化场景潜力分析等十余项专项课题研究 [6] - 公司开展覆盖全国20个省份、30余座城市的全景式产业调研，为行业主管单位与企业决策提供可靠依据 [6] - 公司定期发布储能产业研究白皮书及核心行业数据，其成果已成为行业供需精准匹配与政策制定的重要参考 [6] 生态建设与资源汇聚 - 公司成功举办面积达15万平米的全球储能标杆展会ESIE 2025 [8] - 公司举办第八届虹桥国际经济论坛-“新型储能高质量发展促进全球能源转型”平行论坛，并组织20余场品牌论坛、创新大赛、公益沙龙、生态对接会 [8] - 公司支持30余场行业论坛，高效链接技术、资本与市场需求，驱动产业链协同创新与商业价值转化 [8] 国际合作与全球拓展 - 公司积极组织海外储能市场考察与高端对接活动，推动中国储能标准、技术与服务走向世界 [9] - 公司与20多个国家的政府、国际组织开展交流合作，助力企业精准开拓全球市场 [9] 未来展望与行业活动 - 公司展望2026年将持续聚焦政策衔接、标准引领、生态对接与国际合作，全力打造更具价值的服务平台 [12] - 公司宣布第十四届储能国际峰会暨展览会ESIE 2026将于2026年3月31日至4月3日在北京·首都国际会展中心举行 [10]

国家标准《电化学储能电站设计标准》核心修订内容 - 住房和城乡建设部于2025年12月31日发布新版国家标准《电化学储能电站设计标准》（GB/T 51048-2025），该标准是对2014年版的修订，总结了近10年电化学储能电站的运行经验，并计划于2026年4月1日起正式实施，届时旧版标准将废止 [2][4] 技术内容主要修订方向 - 删除了对钠硫电池储能电站的设计要求，同时新增了钠离子电池、电解水制氢/燃料电池储能电站的设计要求 [2][6] - 修改了电池选型及成组要求，并增加了直流侧开断设备的配置要求 [2][6] - 对电池管理系统和储能变流器的技术要求进行了修改 [2][6] - 增加了锂离子、钠离子电池预制舱的毗邻布置和两层布置要求，并修改了室内布置电池柜/架的高度及间距要求 [2][6] - 修改了铅酸/铅炭电池、液流电池的火灾危险性类别及耐火等级，并修订了锂离子电池的防火设计要求 [2][6] - 修改了铅酸/铅炭电池、液流电池、锂离子电池储能电站的总布置、平面布置、安全疏散、消防给水、灭火系统、防排烟及火灾自动报警系统等防火设计具体要求 [2][6] - 增加了消防供电要求、应急照明、安全出口标志灯和火灾应急照明灯具的设计要求 [2][6] 储能系统布置与防火设计具体规定 - 对于锂离子和钠离子电池预制舱，允许毗邻布置，但单层布置区域总占地面积不得超过50平方米，双层布置区域总占地面积不得超过25平方米 [3] - 室内布置的电池柜/架高度要求修改为不宜超过2400毫米 [3] - 铅酸/铅炭电池和液流电池储能电站厂房的火灾危险性类别由戊类上调至丁类 [3] - 根据电池类型制定了详细的防火间距要求 [3] - 锂离子和钠离子电池储能厂房最多允许6层，高度不超过24米，防火分区最大允许建筑面积为：单层不超过4000平方米，多层不超过3000平方米 [3] - 要求厂房防火墙的耐火极限不低于4小时，并对安全出口数量、直线距离、消防给水和灭火设施等给出了具体规定 [3] 标准适用范围与电站类型划分 - 本标准适用于新建、扩建和改建的额定功率为500kW及以上且额定能量为500kW·h及以上的固定式电化学储能电站，储能载体包括锂离子电池、钠离子电池、液流电池、铅酸/铅炭电池、水电解制氢/燃料电池 [17] - 电化学储能电站按额定放电功率划分为三种类型：小型（500kW ≤ 功率 ≤ 5MW）、中型（5MW ≤ 功率 ≤ 100MW）、大型（功率 > 100MW） [24] 站址选择与总平面布局要求 - 站址不应设置在可燃性粉尘或有腐蚀性气体的场所，锂离子电池、钠离子电池、水电解制氢/燃料电池储能电站不应设置在人员密集场所、办公区和居住区 [26] - 站址应避开地震危险地段、有泥石流滑坡等直接危害的地段、采矿陷落区、堤坝决溃后可能淹没的地区、重要水源保护区、历史文物古迹保护区以及生产储存易燃易爆危险品的场所 [26] - 大型电站场地设计标高不应低于百年一遇（频率1%）的洪水水位或历史最高内涝水位；中、小型电站不应低于五十年一遇（频率2%）的洪水水位或历史最高内涝水位 [27][28] - 电化学储能电站的建（构）筑物和设备的防火间距需满足标准中的详细规定表 [31][112][118] 储能系统设计与设备要求 - 储能电池应根据额定功率、能量效率、循环寿命、建设成本和技术成熟度等因素选择，其技术要求需符合相应的国家标准 [51] - 储能单元直流侧电压不宜高于2kV [52] - 电池管理系统需具备数据采集、通信、报警保护、状态估算等功能，锂离子、钠离子和铅酸/铅炭电池管理系统还需具备均衡和绝缘电阻检测功能 [55] - 储能变流器的技术要求需符合国家标准，大型电站的通信协议宜符合行业标准DL/T 860，并宜采用双网冗余通信 [59] 消防与安全设计核心要点 - 锂离子电池和钠离子电池储能电站厂房应独立设置，且不应设置于地下或半地下，其预制舱也不应设置于地下、半地下及屋顶 [112] - 单个储能电池室的额定能量和建筑面积受到限制：单层厂房单个电池室额定能量不宜超过35MW·h，建筑面积不宜超过500平方米；多层厂房单个电池室额定能量不宜超过20MW·h，建筑面积不宜超过300平方米 [114] - 电池预制舱布置分区内储能系统额定能量不宜超过50MW·h，相邻分区间防火间距不应小于10米 [114] - 储能电池室通风量需保证室内可燃气体浓度不超过爆炸下限的25%，且换气次数不应少于6次/小时，通风系统设备应采用防爆型，并与可燃气体报警装置联动 [102][104] - 火灾时，系统应能联动关闭对应防护区的供暖、空调及通风系统 [104]

文章核心观点 甘肃省正式印发了《甘肃省电力辅助服务市场运营规则》，旨在通过市场化机制建立“谁提供，谁获利；谁受益，谁分担”的辅助服务分担共享机制，以保障电力系统安全稳定运行，促进源网荷储协调发展，该规则明确了市场成员、新型储能准入、调频服务交易、计量结算等核心内容，标志着甘肃电力辅助服务市场进入规范化、市场化运营新阶段[2][21][22] 市场成员与准入 - **市场成员构成**：甘肃电力辅助服务市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营机构，经营主体涵盖发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（如储能企业、虚拟电厂等）[25] - **经营主体权利与义务**：经营主体按市场规则参与交易、履行结果、获取收益并承担费用分摊，火电、水电机组自并网发电之日起参与费用分摊，独立新型储能自首台机组或逆变器并网发电之日起纳入管理[27] - **市场注册要求**：经营主体需在电力交易机构完成市场注册方可参与交易，注册信息变更需在5个工作日内申请[31] 新型储能分类与市场角色 - **储能分类**：新型储能根据接入电网地点分为电网侧、电源侧和用户侧储能[33] - **电网侧储能**：指直接接入电网的储能设施，充电功率需在1万千瓦及以上、持续充电2小时及以上，具备AGC功能，以独立主体身份接受电网统一调度并提供辅助服务[10][33] - **电源侧储能**：指在电源企业计量出口内建设的储能设施，与发电机组视为整体参与市场[11][33] - **用户侧储能**：指在电力用户计量出口内建设的电储能设施，由用户自行管理，暂不允许向电网反向送电[12][33] 调频辅助服务市场交易机制 - **交易模式**：采用日前报价、日内出清模式[15][27] - **报价规则**：经营主体以AGC控制单元为单位，可申报未来一周每日96点调频里程报价，报价上限暂定为15元/兆瓦，最小报价单位0.1元/兆瓦[16][28] - **出清规则**：依据AGC投运状态及报价从低到高出清，直至满足调频容量需求，最后一个中标者的价格为统一出清边际价格，报价相同时优先出清近5日AGC综合性能指标平均值高的主体[32] - **性能指标与补偿**：AGC综合性能指标K用于衡量性能，上限暂定为2.0，调频里程月度补偿费用计算公式为∑(Dᵢ × Pᵢ × Kᵢ)，其中D为里程，P为出清价格，K为性能指标[16][35][39] - **不予补偿情形**：调频中标单元因自身原因AGC退出，或中标时段内提供AGC服务期间的K值小于0.5，则不予补偿[17][36] 市场运行与技术要求 - **调频服务需求**：控制区调频辅助服务需求应不小于负荷预测功率3%和新能源预测功率20%之和，且不小于单一元件故障损失的最大功率[16][31] - **容量限制**：为防止系统潮流大幅变化，规定单个经营主体的中标控制单元调频容量之和不超过控制区调节容量需求的20%，且不超过其标准AGC容量[26] - **临时调用机制**：当申报量不足或中标机组性能不满足要求时，电力调度机构可临时调用未申报机组参与调频，其收益按出清价格结算[34] 费用分摊与结算机制 - **分摊原则**：调频辅助服务市场补偿费用由电力用户用电量、电网侧储能下网电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分摊[35] - **特殊主体分摊**：调试运行期的发电机组和电网侧储能，以及退出商业运营但仍可发电上网的机组和储能，其分摊费用不超过当月调试期电费收入的10%，超过部分按特定规则分摊[19][42] - **区域分摊**：西北区域辅助服务市场产生的分摊费用，未确定省内分摊原则的，由纳入省内电力电量平衡的新能源企业按上网电量分摊[41] - **结算流程**：辅助服务结算按“日清月结”原则执行，调度机构在收到相关数据后3个工作日内完成费用分摊[38][43][45]

国家推进零碳园区建设 - 国家发展改革委于2025年12月29日在北京经济技术开发区召开全国零碳园区建设现场推进会[2] - “十五五”时期被定位为实现碳达峰目标的决胜期，需采取有力措施推动重点行动和重大工程[4] - 会议旨在科学谋划建设路径，深化技术创新、政策创新和模式创新，推动重大工程项目加快落地[4] - 目标是在全国尽早建成一批国家级零碳园区，为各类园区低碳化零碳化改造提供经验[4] 零碳园区建设经验交流与实地观摩 - 北京经济技术开发区、鄂尔多斯蒙苏经济开发区、盐城大丰港经济开发区、常州溧阳高新技术产业开发区、宁德福鼎工业园区、大同经济技术开发区分享了建设经验[4] - 北京、内蒙古、山东、广东、云南的发展改革委负责同志进行了交流发言[4] - 工业和信息化部节能司、国家能源局规划司负责同志出席会议并讲话[4] - 与会人员于12月30日实地观摩了北京经济技术开发区的小米汽车工厂、金风科技碳中和智慧园区、施耐德电气亦庄工厂[4] 零碳园区驱动新型储能发展 - 零碳园区的蓬勃发展，为新型储能创造出广阔的应用场景和市场需求[5] - 储能的价值体现在保障高比例可再生能源消纳、参与园区级源网荷储一体化调度、赋能绿电直供与市场化交易等多个方面[5] - 储能技术在零碳园区建设中的规模化、商业化应用将得到加速[5] 储能行业重要活动平台 - 第十四届储能国际峰会暨展览会ESIE 2026将于2026年3月31日至4月3日在北京首都国际会展中心举行[6] - ESIE 2026是储能领域最具影响力的年度盛会，将集中展现零碳园区与储能结合的趋势[5] - 该峰会将为业界提供探讨零碳园区储能解决方案、展示前沿技术、分享标杆案例以及推动产业合作的关键平台[5]

第十四届储能国际峰会暨展览会(ESIE 2026)概况 - 峰会将于2026年3月31日至4月3日在北京首都国际会展中心举办 [2] - 本届峰会展览面积达160,000平方米，开设六大主题展馆 [2] - 预计将汇聚超过1,000家展商/赞助商、5,000家产业链上下游企业，吸引专业观众超过200,000人次 [2] 展馆冠名与核心展商 - 六大展馆冠名席位已全部锁定，其中阳光电源冠名「B2储能应用馆」[2][4] - 其他已公布的冠名商包括：中车株洲所冠名B1馆、双登股份冠名B3馆、远景能源冠名B4馆、宁德时代冠名A2馆，A1馆冠名商即将揭晓 [12] - 核心展商名单包括中车株洲所、阳光电源、宁德时代、比亚迪储能、华为数字能源、亿纬锂能、国轩高科等众多行业一线企业 [16][17] B2储能应用馆（阳光电源馆）亮点 - 该馆以“储能全场景渗透，能源一体化发展”为核心，致力于打造储能与可再生能源深度融合的创新解决方案展示平台 [6] - 馆内将汇集阳光电源、南都电源、中创新航、瑞浦兰钧、东方电气等众多行业一线品牌，展示前沿技术与产品 [7] - 将展示全品类储能矩阵，包括户用储能、工商储、大型储能、混合储能技术、移动储能车、便携式电源及PCS/BMS/EMS等核心配套产品 [7] - 将呈现覆盖发电侧、电网侧、用户侧（如虚拟电厂、光储充、数据中心等）的全场景定制化解决方案 [8] - 将聚焦储能项目从开发到运营的全生命周期管理，展示项目设计、EPC总承包、运维管理等一站式服务 [9] - 将集中呈现多能互补前沿技术，如工业节能储能、火电灵活性改造、光伏热电联产、燃气分布式发电等 [10] 行业趋势与公司战略 - 阳光电源等领先企业致力于推动清洁能源转换技术发展，业务布局涵盖光伏、风电、储能、电动汽车及充电、氢能 [6] - 行业展览内容显示，储能技术正朝着全场景渗透、与可再生能源深度融合、提供一体化解决方案的方向发展 [6][8] - 储能应用场景正从大型电站向工商业、户用、移动便携等多维度扩展，产品矩阵日益完善 [7]