储能项目进展 - 宁夏贤能中宁县200兆瓦/400兆瓦时共享储能电站项目于8月7日一次并网成功 采用40套5兆瓦/10兆瓦时液冷储能单元和1P104S电芯组串技术 配备智能BMS与全域温控消防体系 [2] - 项目年放电量达1.17亿千瓦时 可满足4万户家庭全年用电需求 年减少3.18万吨标准煤燃烧 减排二氧化碳57.56万吨 相当于种植314.4万棵树 [2] - 项目占地30亩 为2024年宁夏省级重点能源项目 [2] 行业活动动态 - 第十届储能西部论坛将于2025年8月19-20日在内蒙古呼和浩特举办 同期举办DataLink储能数据发布会 闭门研讨会 专题研讨会及项目路演活动 [3] - 论坛包含内蒙古储能重点园区考察等配套活动 [3] 区域政策与项目 - 宁夏出台"136号文"电价政策 存量电价0.2595元/千瓦时 增量电价区间0.18-0.2595元/千瓦时 [6] - 祥核云储200兆瓦/400兆瓦时光储充一体化共享储能电站开工 为宁夏最大构网型项目 [6] - 宁夏两座长时储能电站并网投运 总规模达320兆瓦/1.28吉瓦时 [6]

哈密能源集团全钒液流储能项目 - 哈密能源集团10万千瓦/40万千瓦时全钒液流储能项目正式并网运行，采用国际领先的液流电池技术路线，储能容量达40万千瓦时，可满足8万户家庭一天的用电需求 [2] - 项目由哈密东天山发电有限公司投资建设，创新采用户外预置仓集成化设计和智能调控系统，实现毫秒级响应，高效储存绿电并在电网负荷高峰期释放稳定电流 [2] - 项目是国内先进百兆瓦级储能系统，具有安全性高、循环寿命长、储能容量稳定等核心优势，循环寿命超过2万次，设计使用年限达20-25年，是锂离子电池的3倍以上 [3] 技术特点与优势 - 项目采用水系电解液，运行温度维持在35-45℃的常温常压环境，彻底消除易燃易爆风险 [3] - 单日可完成40万千瓦时充电、27万千瓦时放电，显著提升新能源消纳能力 [3] - 通过全钒液流技术的规模化应用，摸索出适合高比例新能源接入的技术路径，带动产业链协同发展并培养储能技术专业人才 [3] 项目影响与效益 - 项目填补了自治区在长时储能技术规模化应用的空白，为我国"双碳"战略实施和新型电力系统构建提供关键支撑 [3] - 每年可增加新能源发电量利用率约8个百分点，多消纳绿电3.6亿千瓦时，减少碳排放约30万吨 [4] - 哈密电网储能总装机突破百万千瓦大关，达到113万千瓦，其中新增100兆瓦/400兆瓦时全钒液流储能电站 [4] 产业链与未来规划 - 哈密能源集团与大连融科共同投资的哈密钒液电池储能装备智能制造基地项目同步开展建设，填补集团储能业务领域空白 [2] - 第十届储能西部论坛将于2025年8月19-20日在内蒙古呼和浩特举办，同期举办DataLink2025年上半年储能数据发布会等活动 [4]

项目概况 - Matrix Renewables在西班牙韦斯卡省提交Visenta和Perdiguero两个锂离子电池储能项目的环评及行政许可申请 [2] - 两座电站分别位于比利牛斯山区的塞苏埃、贝纳斯克和萨温市镇 [2] - 每座电站并网容量为100MW [2] 技术细节 - 每座设施储能容量约400MWh，支持满功率放电四小时 [3] - 两站合计可用储能达407.264MWh [3] - 项目采用104套特斯拉Megapack 2 XL集装箱设备，组成52组双模块单元 [3] - 配套26台变压器，每台逆变器交流输出功率为0.979MW [3] - 配套Pirineo 220/30千伏升压变电站，配备115/220兆伏安和180/185兆伏安变压器各一台 [3] 投资与布局 - 单座电站建设预算约6200万欧元 [3] - Matrix Renewables在全球拥有15.5GW可再生能源、储能及绿氢项目 [3] - 在智利部署52个项目合计412MW [3] 行业动态 - 西班牙储能政策将储能明确列为"公共用途" [4] - 西班牙公布4月欧洲最严重大停电原因 [4] - 储能龙头国际合作取得新突破 [4] - 2025上半年储能出海数据显示老牌巨头与新势力竞逐 [4]

政策发布与宏观导向 - 截至2025年6月全国累计发布储能政策约2740项，上半年新增323项，广东、浙江、山东等地政策发布最集中[2][15] - 国家层面构建"1+6"电力市场体系，包括《电力市场运行基本规则》及6项配套规则，明确储能作为新型经营主体的市场地位[4][23] - "136号文"取消强制配储要求，推动储能需求从行政强配转向市场化驱动，短期导致独立储能收益下降40%-60%[4][21][49] 电力市场建设进展 - 现货市场建设加速：蒙西、湖北等7省转入正式运行，南方区域启动连续结算试运行，12省开展现货试运行[5][22][46] - 辅助服务市场调整：5大区域及3个省级市场更新细则，调峰补偿价格普遍下调（广西降幅65%），调频转向单一制补偿[5][43][47] - 容量补偿机制突破：甘肃发布全国首个省级容量电价征求意见稿，补偿标准330元/千瓦/年，内蒙古明确0.35元/千瓦时补偿标准[49][50] 产业支持与安全监管 - 新型储能制造业目标：到2027年培育3-5家生态主导型企业，推动高端化、智能化发展[27][28] - 安全监管强化：五部门联合印发电化学储能安全管理通知，要求项目备案明确监管主体，实施全生命周期安全评价[31][32] - 补贴政策持续：20余省市发布200余项储能补贴，2025上半年新增19项，类型涵盖放电补贴、投资补贴等[6][56] 国际形势与市场影响 - 国际贸易壁垒加剧：美国《通胀削减法案》FEOC条款限制中资企业税收抵免，欧盟《电池法》提升技术准入门槛[33] - 峰谷价差变化：2025年1-7月电网代购电平均峰谷价差同比下降9.1%至0.618元/kWh，广东、海南、湖南价差居前[53][54] - 分时电价调整：7省正式更新政策，午间时段普遍调整为平段/谷段（新疆八师达7小时），时段划分更精细化[51][52]

山东省新能源机制电价竞价政策核心内容 竞价主体与范围 - 参与主体为2025年6月1日-12月31日投产的风电（含深远海）、光伏项目，分风电、光伏两组分别竞价[2] - 源网荷储、绿电直连项目及2025年6月后投产的工商业分布式光伏不纳入机制电价范围[7][10] - 分布式光伏可自主或委托具备售电资质的代理商参与竞价，代理商单次代理容量上限10万千瓦[11][12] 竞价参数设置 - 总机制电量规模94.67亿千瓦时（风电81.73亿、光伏12.94亿）[3] - 申报充足率下限125%，单个项目机制电量比例风电70%、光伏80%[4][5] - 竞价价格上限均为0.35元/千瓦时，下限风电0.094元、光伏0.123元[5] 执行规则与计算方式 - 执行期限深远海风电15年，其他项目10年[6] - 机制电量计算公式按项目类型差异化设定，陆上风电基准利用小时2417小时，海上风电2860小时，光伏1253小时[6][7] - 分期建设项目可分批参与竞价，但需满足独立计量和控制条件[7][14] 竞价程序与时间安排 - 首次竞价于2025年8月组织，后续每年10月开展[29][31] - 采用边际出清机制，按申报电价从低到高排序确定统一出清价格[24] - 未投产项目需提交履约保函，金额按装机容量×利用小时×竞价上限×10%计算[35][40] 监管与考核机制 - 未按期投产项目按延迟天数每日扣减保函金额1‰，超6个月则取消竞价资格[46][47] - 重大政策调整或不可抗力可豁免考核，扣除资金纳入系统运行费由用户分享[48][49] - 违规行为将取消未来三年竞价资格，并依法处置[51]

江苏电网用电负荷与储能需求 - 2025年7月7日江苏电网最高用电负荷达1.52亿千瓦创历史新高[2] - 单日风光新能源发电出力峰值达6047万千瓦需强化储能调用[2] - 远景射阳250MW/500MWh储能电站单月放电量累计2240万度实现全省收益与保供能力双第一[2] 江苏省储能政策支持 - 2023-2026年迎峰度夏(冬)期间对独立储能电站放电上网电量给予顶峰费用补贴[4] - 补贴收益直接受转换效率与设备稳定性影响[4] 远景射阳电站技术优势 - 全栈自研智慧交易型储能系统含电芯/PCS/EMS/BMS/SCADA部件可靠性达99.22%可用率[5] - AI液冷温控技术降低辅助能耗50%+系统转换效率86%+高出行业1.29%[5] - 百小时级极早期安全预警与100%电网调用响应率保障极端环境运行[5] 储能电站收益优化策略 - EnOS智慧交易终端通过AI运检协同优化策略提升高收益窗口期设备在线率至100%[6] - AI交易较人工策略收益提升15-20%全生命周期每百MWh增收超千万元[6] - 江苏电力现货试运行中14天收益1154万元较平均水平高54.2%[6] 行业发展趋势 - 江苏电力现货市场目标"省级全覆盖"推动储能交易能力重要性提升[6] - 远景智慧交易型储能实现电网安全与商业化价值双赢模式[6]

新疆储能装机规模增长 - 截至7月底新疆电网储能装机规模达1241.18万千瓦/4121.03万千瓦时 同比增长93.3%创历史新高 [2] - 前7个月新增储能装机规模598.13万千瓦/1989.18万千瓦时 [2] - 装机规模相当于为200万户家庭配备一级能效3匹空调 支持连续制冷约30小时 [2] 储能技术应用与电网调节 - 新疆形成磷酸铁锂/全钒液流/飞轮/超级电容等多元技术并存格局 装机规模突破1000万千瓦跃居西部第一 [3] - 12座独立储能电站与219座风光配套储能电站协同发力 通过"低谷充电、高峰放电"机制上半年释放电量5.7亿千瓦时 同比增长890% [2] - 新型储能技术包括光伏+储能/风电+储能/风光储一体化/独立储能/源网荷储等多种形式 [2] 行业发展与政策动态 - 第十届储能西部论坛将于2025年8月19-20日在呼和浩特举办 包含数据发布会/研讨会/项目路演等配套活动 [3] - 新疆调峰补偿上限设定为0.262元/kWh 调频补偿为0.015元/kW [5] - 新疆2025年新能源装机目标达50GW 已投运100MW/400MWh钒液流电池储能项目 [5]

欧洲新能源市场发展态势 - 欧洲新能源市场加速扩张 涵盖光伏 储能 电动汽车 风电等领域 [2] - 各国政府大力推动能源转型 政策扶持与市场需求持续增长 [2] 中国企业出海面临的专利挑战 - 中国新能源企业加速出海导致欧洲市场专利竞争与知识产权纠纷日益激烈 [3] - 欧洲本土及海外企业通过专利布局构筑竞争壁垒 频繁对中国企业发起诉讼 [3] - 专利诉讼涉及光伏组件 电池技术 充电桩标准等核心领域 [3] 专业会议安排与内容 - 会议日期为2025年8月27日上午10:00-12:00 [5] - 会议方式为腾讯会议直播 [6] - 主办单位为中关村储能产业技术联盟知识产权专业委员会 [6] - 会议议程包括10:30-11:30主题分享"欧洲新能源市场：中国企业的专利诉讼攻防策略"及11:30-12:00交流问答环节 [6] - 演讲嘉宾为美国飞翰律师事务所汝燕飞律师 具有欧洲专利律师和中国专利代理人资格 [4][6] - 专题分享将聚焦欧洲可再生能源技术专利格局 禁令 欧洲各国法院及UPC欧洲统一专利法庭最新进展 防御性知识产权组合及策略 [4] 参会信息与联系方式 - 参会对象包括新能源企业 研究院所 发电集团相关单位的从业人员 [7] - 报名时间为2025年8月6日至2025年8月20日 [7] - 联系方式为中关村储能产业技术联盟知识产权专委会张老师13301175529 [9]

新能源上网电价市场化改革核心观点 - 山东省推动新能源上网电价全面市场化，2025年6月1日前投产的存量项目执行固定机制电价0.3949元/千瓦时（含税），2025年6月1日起投产的增量项目通过竞价确定电价 [9][10][21] - 建立差价结算机制，市场交易均价与机制电价的差额由电网企业结算，费用由全体用户分摊或分享 [9][22] - 优化发电侧容量补偿机制，根据电网负荷需求、有效容量及供需系数计算机组容量电费 [14][22][36] - 明确机制电量不参与绿电交易和中长期交易，避免环境价值重复统计和市场套利 [11][23][38] 价格机制 - 存量新能源项目（2025年6月1日前投产）全电量参与市场，机制电价按国家上限0.3949元/千瓦时执行，期限为全生命周期剩余小时数或投产满20年较早者 [9][10][21] - 增量新能源项目（2025年6月1日起投产）通过竞价确定机制电价，设置申报充足率下限（2025年不低于125%）和竞价上下限，按价格从低到高确定入选项目 [10][21][40] - 差价结算机制覆盖市场交易均价与机制电价的差额，纳入系统运行费用分摊，项目可自愿退出机制 [9][22][34] 市场交易机制 - 中长期市场交易允许双方自主确定量价和结算参考点，机制电量不参与其他差价结算 [12] - 现货市场支持新能源项目全量参与日前和实时交易，分布式光伏可通过聚合方式参与 [13] - 辅助服务市场按效果付费，新增备用辅助服务交易，调频费用由用户和未交易上网电量分担 [14] - 容量补偿机制基于电网负荷需求、有效容量及供需系数计算电费，标准按长期边际机组固定成本确定 [14][22][36] 风险防控机制 - 建立全市场、全品种、全周期的信息披露体系，覆盖电能量、绿电绿证等交易品种 [16] - 价格监测体系涵盖发电企业、售电公司、用户多维度指标，异常波动时启动预警 [17] - 定期开展燃煤、燃气、新能源机组成本调查，建立成本曲线申报机制 [17] - 零售市场要求售电套餐设置封顶价格条款，用户可基于用电曲线比价选择 [18] 增量项目竞价规则 - 2025年8月组织首次竞价，2026年起提前至前一年10月，申报充足率动态调整 [10][40] - 竞价按价格从低到高排序，机制电价按最高入选报价确定，分布式光伏可委托具备资质的代理商参与 [10][40] - 禁止将储能配置作为新建项目核准、并网的前置条件 [10][21]

新型储能调度运行机制 - 安徽省能源局发布《关于做好新型储能调度运行结算工作的通知（征求意见稿）》，旨在促进新型储能高质量发展并健全调度运行机制 [2][3] - 政策依据包括《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》和《国家能源局关于促进新型储能并网和调度运用的通知》 [3][9] 储能调用场景 - 新型储能在以下情况需接受电力调度机构统一直接调用：电力供应短缺或电源故障引发电网保供风险、电力频率或潮流越限威胁电网安全、常规电源爬坡/退坡能力不足影响电网安全、新能源光伏大发时段消纳困难且其他调节资源用尽 [3][4][5] 价格结算与补贴机制 - 独立新型储能充放电价按现货市场实时电价结算 [3][5] - 保供支持补贴标准：2025年7月/8月/12月上网放电量补贴0.2元/千瓦时，2026年1月/7月/8月/12月补贴0.1元/千瓦时 [3][5] - 补贴资金暂从尖峰电价资金列支，省电力公司按月清算充放电价及补贴 [5] 政策实施与转型鼓励 - 政策试行期为2025年*月*日至2026年12月31日，期间随国家及省级政策调整 [5] - 鼓励新能源配建储能通过技术改造转为独立新型储能以获取补贴 [5] 公开征求意见 - 征求意见截止时间为2025年9月8日，反馈渠道为安徽省能源局电力生产调度处邮箱 [9]