展会概况 - 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办，目前距离开幕仅剩100天，招展进入倒计时阶段 [1][3] - 展会旨在凝聚产业共识、驱动技术革新、搭建交流桥梁，诚邀全球储能产业链企业共赴盛会 [3] - 展会规划设立六大主题展馆，全面覆盖储能产业链上下游企业 [3] 展馆与参展商 - **A1储能与电力设备馆**：汇集海博思创、亿纬锂能、中汽新能、鹏程无限、科陆、中储国能、鹏辉能源、因湃、华电科工、弘正储能、正泰电气、国电南自等行业知名品牌 [5] - **A2电池与智能制造馆**：汇集宁德时代、索英电气、新源智储、科华数能、楚能、上能电气、南瑞继保、沃太能源、禾望、新能安、星云股份等行业知名品牌 [5] - **B1储能应用馆**：汇集中车株洲所、国轩高科、金风科技、华为、欣旺达、禾迈、海辰、赣锋、科林电气&海信、派能等行业知名品牌 [5] - **B2储能应用馆**：汇集阳光电源、中创新航、南都电源、瑞浦兰钧、融和元储、运达、精控、同飞、思源、东方电气等行业知名品牌 [6] - **B3电池与材料、国际馆**：汇集双登股份、迈格瑞能、协合、科士达、固德威、中天、沃橙、思格、德国展团、宿迁时代等行业知名品牌 [6] - **B4未来生态馆**：汇集远景储能、比亚迪、天合储能、奇点能源、龙净环保、南网储能、晶科、国能日新、时代星云、云储等行业知名品牌 [6] 展区与专题设置 - 展会除六大主题展馆外，还设立电力设备、零碳园区、数据中心、充电桩、消防安全、智能制造、氢能、材料、检测认证九大专区 [3] - 观众可一站式解锁储能跨界融合的多种创新应用场景 [6] 创新应用场景展示 - **储能+工业**：展示针对钢铁、水泥、化工、石油、铝业、煤炭、油田等高耗能企业的储能解决方案，探讨如何通过储能实现降本增效 [7] - **储能+风电/光伏**：展示BIPV储能、CIPV储能、源网荷储一体化、光储直柔一体化等方案，呈现新能源与储能的协同发展路径 [7] - **储能+沙戈荒大基地**：覆盖风光储打捆外送、构网型储能支撑电网、多能互补（风光+储能+煤电/光热）、生态治沙与能源开发协同等方案，探讨荒漠能源的高效利用 [7] - **储能+零碳园区/绿电直连**：涵盖园区微电网、分布式光储消纳、绿电专线直供、园区峰谷套利/应急备电、绿电溯源认证等方案，探讨零碳载体如何实现绿电稳定供应 [7] - **储能+数据中心/通信基站**：集中展示数据中心备用电源/峰谷套利、通信基站离网供电/绿电消纳方案，探讨如何保障数字基础设施稳定运行并降低成本 [7] - **智慧能源**：展示智能电网、微电网、虚拟电厂、分布式能源管理系统、能源物联网平台等未来能源管理的核心技术 [7] - **储能+交通**：展示车网互动、充换电设施、光储充一体化电站、电动汽车、电动重卡、低空经济、港口及机场新能源替代方案，呈现交通与能源融合的赛道机会 [7] - **创新储能技术**：展示氢能，化学储能（钠离子、固态、水系、全钒液流等），物理储能（压缩空气、飞轮、重力、熔融盐等）等多种技术路线 [7] 展会筹备与看点 - 展会筹备进入全面冲刺阶段，组委会正周密推进各项工作，全力打造专业高效的行业交流平台 [7] - 展位已进入稀缺阶段，仅剩少量黄金展位 [7] - 展会预计汇聚全球1000+储能企业，并提供50+国际市场资源 [9] - 官方德国展团将首次亮相ESIE 2026储能展 [9]

文章核心观点 - 上能电气在印度储能市场取得重要突破 成功向印度Khavda能源基地交付576MW储能变流器 该项目由印度能源巨头Adani集团开发 建成后将成为印度规模最大、全球最大的单体储能电站之一 标志着公司在国际储能市场 特别是与大型能源集团合作方面取得显著进展 [2][4] 上能电气项目进展 - 公司向印度Khavda能源基地顺利交付576MW储能变流器 [2] - 该项目采用上能电气的集中式储能变流器 [4] - 该储能电站由印度知名能源巨头Adani集团开发 [4] 项目规模与行业地位 - 该储能电站建成后总规模达1126MW/3530MWh [4] - 该项目将成为印度规模最大的储能电站 [4] - 该项目同时也是全球最大的单体储能电站之一 [4] - 投运后 Khavda能源基地将确立成为全球最大的“可再生能源+储能”综合体之一 [4] 客户Adani集团的战略规划 - Adani集团可再生能源运营装机量截至今年9月已达16.7GW [4] - 集团计划在2027年3月前新增15GWh储能装机容量 [4] - 集团计划在五年内完成储能新装机容量达50GWh [4] 行业活动信息 - 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] - 该峰会被描述为中国储能产业发展的风向标 [6]

2025年11月中国用户侧新型储能市场核心观点 - 2025年11月，中国用户侧新型储能装机规模同比大幅下降，但月度新增备案项目需求高于去年同期，市场结构呈现显著调整，新兴市场增长动力强劲 [2][3] 用户侧储能装机规模与结构 - 11月用户侧新增装机185.27MW/555.83MWh，功率和能量规模同比分别下降67%和57%，能量规模环比增长16% [3] - 工商业应用场景占据绝对主导地位，新增装机163.9MW/541.3MWh，占用户侧总装机规模的近90% [4] - 新增投运项目均采用电化学储能技术，其中磷酸铁锂电池技术装机功率规模占比超过99% [4] - 长时储能技术加速落地，当月有一个8小时202MWh锂电工商业储能项目和一个8小时2MWh全钒液流电池储能项目建成投运 [4] - 浙江最大数据中心用户侧储能项目投运，AIDC及智算中心发展推动用户侧储能需求增长 [4] 用户侧储能区域分布 - 新增投运项目分布在福建、广东、河北、安徽、浙江等11个省份 [7] - 华东地区是11月新型储能装机主导市场，新增装机规模占比达52%，项目个数占比39% [7] - 福建省新增装机功率规模最大，占比超过25%；河北省新增装机能量规模最大，占比40% [7] - 广东省新增投运储能项目个数最多，占比超18%，居全国首位 [7] - 福建省因高耗能产业集中、应用场景多元深化、本地产业链配套完善及金融政策支持，用户侧储能市场增长空间广阔 [7] 峰谷电价情况 - 广东省珠三角五市、江门、惠州等部分地区最大峰谷价差保持在1.0元/kWh以上，最大价差达1.2734元/kWh，较去年同期上升7.1% [10] - 全国有17个省市峰谷价差超过0.7元/kWh，其中8个省市超过1元/kWh [10] - 11月多地不再执行迎峰度夏期间的尖峰深谷电价，仅广东、山东、冀北、河北南、湖北、新疆6个地区执行尖峰电价，仅山东、河北南、江西执行深谷电价 [10] 用户侧储能备案项目分析 - 11月全国新增用户侧备案项目总规模和个数均高于去年同期，分别同比增长8%和5% [11] - 浙江、广东、江苏等传统市场备案热度较去年同期下降，三省合计新增项目497个，同比下降47%，能量规模同比下降7% [11] - 江苏省新增备案项目规模稳居全国首位，项目单体平均规模约为去年同期的2倍，市场开发模式正从小规模、分散式向大规模、集中式转变 [11] - 安徽、河南、四川等新兴市场表现突出，新增备案项目440个，同比大幅增长89%，环比增长47%，市场占比约为全国的38%，较10月提高5个百分点，正成为拉动全国市场增长的新引擎 [11] 新型储能项目整体情况 - 2025年11月，国内新增投运新型储能项目装机规模共计3.51GW/11.18GWh，功率和能量规模同比分别下降22%和7%，环比分别大幅增长81%和180% [14] - 前11个月累计新增装机规模达到39.5GW，同比增长28%，考虑到“12.30”投运节点前可能出现集中并网，预计今年全年新增装机规模有望超过去年 [14]

项目概况 - 华能清能院于2025年12月15日完成“2025-2026年度储能项目框架协议采购”招标，共发布四份中标公告 [1] - 本次采购包含四个标段，合计采购规模达8GWh，共有13家储能企业入围 [3] 采购逻辑与模式 - 华能清能院在储能系统开发中坚持“以我为主”的系统级顶层设计与技术统筹，中标单位定位为承担高端制造职能的战略型OEM伙伴 [4][5] - 公司实施电芯自主直采策略，该部分约占储能系统总成本的60%，通过“甲供核心电芯+加工集成”模式，提升成本透明度、议价能力及对产品性能与质量的源头把控 [5] - 该模式旨在构建以技术主导为核心、产学研深度融合的新型合作范式，目标是掌控技术方向、主导标准制定、锁定关键资源并牵引上下游优质生态 [5] 竞标分析：各标段详情 - **电池原材料标段（电芯）**：明确要求电芯单体容量≥314Ah、能量≥1004.8Wh，楚能新能源、天合储能、宁德时代三家入围，投标单价区间为0.29–0.35元/Wh [6][7] - **直流舱标段**：采购总容量2GWh，技术要求电池容量不低于314Ah，系统额定功率需达0.25P/0.5P，投标报价区间高度集中在0.381–0.411元/Wh [8][9] - **交直流一体舱标段**：采购规模2GWh（含1.2GWh的0.25P系统和0.8GWh的0.5P系统），报价区间约在0.416–0.523元/Wh [10][11] - **高压直挂系统标段**：采购2GWh高压直挂储能系统集成代加工服务，对电力电子控制能力要求高，报价区间为0.193–0.257元/Wh [12][13] 中标企业核心竞争力分析 - **楚能新能源**：依托武汉、孝感、宜昌三大基地，总规划产能超过350GWh，2025年扩张步伐加快，新增订单总量及月出货量同比增长 [15][16] - **江苏天合储能**：依托母公司天合光能垂直一体化能力与全球光伏渠道，推进“天合芯”自研战略，其314Ah电芯主打12000次循环寿命，在全生命周期度电成本上具竞争力 [17] - **宁德时代**：作为全球动力电池领军者，在储能电池市场占据主导，其314Ah电芯在一致性、耐候性（覆盖-30℃至60℃）方面处于行业领先水平 [18] - **智光储能**：作为高压级联技术先行者，已斩获超2.7GWh级联型高压直挂储能项目，本次在直流舱（8.22亿元）、交直流一体舱（8.9亿元）及高压直挂（3.95亿元）三大集成标段均入围 [19] - **中车株洲所**：凭借高压电力电子与牵引变流技术积累，入围全部三个系统集成标段，投标报价分别为直流舱7.84亿元、交直流一体舱8.98亿元、高压直挂系统4.32亿元 [20] - **海博思创**：作为领先的独立系统集成商，入围交直流一体舱标段，投标金额约10.45亿元，此前与宁德时代达成了十年200GWh的电池采购战略合作 [25] - **其他企业**：包括具备央企背景的东方旭能、全产业链布局的比亚迪、深谙电网需求的许继电科、转型的平高集团储能、风电龙头明阳龙源、具性价比优势的新风光以及技术积淀深厚的西安西电等 [21][22][23][24][26][27][28][29][30] 行业演进方向与趋势 - 尽管电芯采购价格已逼近0.3元/Wh的成本线，但系统集成端的报价保持理性，直流舱与交直流一体舱的中标价格区间相对集中，反映出行业对合理制造利润、技术溢价及质量底线的共识正在凝聚 [31] - 高压直挂技术与传统低压集成方案并驾齐驱，构网型技术受到更多关注（本次高压标段含1.6GWh构网型需求），未来能主动支撑电网的高端储能系统有望获得更高价值认可与溢价空间 [32] - 价格仍是重要因素但非唯一变量，长期稳定的交付能力、扎实的工程与制造能力重要性日益凸显，成为未来行业竞争的关键门槛，行业竞争正从“技术差异化”向“制造效率化”过渡 [8][33] - 随着大型框架项目在未来两年逐步落地，中国储能市场有望进一步走向规范与成熟，行业竞争对企业综合实力的考验变得更加明确 [33]

全球首台商用超临界二氧化碳发电机组投运 - 全球首台商用超临界二氧化碳发电机组“超碳一号”示范工程于12月20日在贵州六盘水首钢水城钢铁厂成功投运[2] - 此次投运意味着全球首次将超临界二氧化碳发电技术从实验室推向商业落地[2] 技术原理与优势 - 传统火力发电、核电及余热发电原理类似“烧开水”，利用水蒸气推动汽轮机[4] - “超碳一号”技术将液态二氧化碳加温加压至超临界状态，直接带动发电机发电[4] - 超临界二氧化碳密度大、黏度低，能储存更多能量且流动阻力小，响应速度更快[4] - 发电过程分为压缩、加热、膨胀、冷却四个步骤[6] - 相比现有烧结余热蒸汽发电技术，“超碳一号”发电效率可提升85%以上[7] - 在原有发电基础上，该机组每年可多发电7000万千瓦时以上[7] - 该系统具有系统紧凑、辅助系统少和响应速度快的优势，场地需求可减少50%[8] 应用前景与产业影响 - “熔盐储能+超临界二氧化碳发电”新能源储能发电示范项目预计2026年上半年在新疆开工建设[8] - 该项目利用风电光伏富余电力加热熔盐，在电网需要时通过超临界二氧化碳将热能快速转化为电能[8] - 该技术在海上油气钻井平台、大型船舶等对设备体积要求高的领域有广阔应用前景[8] - 钢铁、水泥等传统产业是能源消耗和碳排放的重点领域，存在大量工业余热被直接排放[8] - 高效利用工业余热是节能降碳的重要举措[8] - 未来该技术可与各种热源组合，在光热发电、余热发电、储能发电等领域具有良好的应用前景[8]

行业现状与规模 - 截至今年上半年，中国新型储能装机规模约9500万千瓦，5年增长近30倍，占全球总装机比重超过40%，规模跃居世界第一 [2] - 新型储能装机规模已稳居全球首位，行业正处于从规模发展向高质量市场化发展转型的关键阶段 [2] - 抽水蓄能从2020年约3000万千瓦增长到2025年6月的约6000万千瓦，翻了一倍 同时新型储能从2020年约300万千瓦增长到1亿千瓦，增长了30多倍 [3] - 中国储能产业在产能、产量、装机及专利数上均为世界第一，且中国是全球最大的电力市场，需求巨大 [5] 技术路线演变 - 锂离子电池在储能技术路线中的占比从2020年的8%提升至目前的60%，而抽水蓄能的比重从最初接近90%下降至不到40% [3] - 技术路线变化的原因是需求增加，以及以锂电池为代表的新型储能技术进步、产业链完善、产业规模增加导致成本大幅下降、性能提升，且其选址和配置灵活性高于抽水蓄能 [3] - 锂电池储能行业价格下降幅度在减缓，但行业呈现两极分化，头部企业订单、产能开工率及利润率不错，而部分企业因市场竞争加剧出现亏损 [4] - 固态电池发展路径是从液态到半固态再到固态，全固态距离应用尚有一段距离 预计半固态电池在2025年至2028年开始量产，全固态电池在2027年至2030年开始量产 [6][7] 应用场景与商业模式 - 储能在建筑领域的“光储直柔”配电技术应用，面临初始投资成本较高、安全与标准需完善、系统协调控制技术需提升以及价格机制需建立等挑战 [9] - 储能商业模式呈现区域性特点：西北地区以可再生能源配建储能为主，用于解决可再生能源消纳问题 华东和华中地区以独立储能和共享储能为主，用于解决削峰填谷、电力安全等用户侧问题 [10][11] - 商业模式差异源于资源禀赋、电网需求及政策环境不同，例如西北地区可再生能源配储政策较强，而华中和华东地区峰谷差套利、调频服务等政策更充足 [11] - 新能源发电项目强制配储已停止，未来将转向自主配储，即从“要我配”转向“我要配”，这对优质产品和优质企业是利好 [12][13] - 推动独立储能快速发展需解决三方面问题：加快建设全国统一电力市场及现货市场并减少电价限制 在调频市场建立合理稳定的价格机制 建立与抽水蓄能、火电等灵活性电源同等的容量补偿机制 [14] 市场前景与规模预测 - 储能是一个具有广阔前景的万亿级支柱性产业，目前仍处于快速发展阶段，未来将进入稳定发展期 [5] - 储能规模预计需达到可再生能源装机的15%左右（10%至20%的比例） 按2060年中国可再生能源装机60亿千瓦计算，对应储能需求约10亿千瓦，市场规模约5万亿至10万亿元 [16] - 预计到2030年，抽水蓄能装机可能再翻一番，达到约1.2亿千瓦 新型储能将增加2到3倍，从现在的1亿千瓦增至2亿到3亿千瓦，其比例还会增加 [16] - 储能的发展将伴随整个可再生能源发展时期，直至未来商用核聚变可能也需要其进行调节 [16] 产业发展与驱动因素 - 储能产业从政策驱动转向市场驱动，需在技术上提升性能，在市场建设上建立开放的电力市场使储能与其他可调节电源公平竞争，在价格机制上给予合理、长期、稳定的价格预期以吸引投资 [18] - 可再生能源替代火电需实现两个功能：提供廉价电能和可控电能 光伏过去十年成本下降80%已实现平价上网，下一步需通过“可再生能源加储能”实现可控，并在价格上与火电一致，从而进入无需补贴的时代 [17][19] - 火电将逐渐从主体能源转变为补充能源，再变为保障能源，用于关键时期和应急状态，这是一个“先立后破”、按步骤实施的过程 [17][19] - 多家储能企业赴港上市，为企业增加了融资渠道，有利于企业国际化，并对其管理水平和市场化程度是一种考验 [15] 新兴技术与方向 - 电动汽车V2G（车辆对电网供电）是未来有效利用电动汽车动力电池储能容量的重要方向，可用于平滑电网负荷、削峰填谷 [8] - V2G大规模推广面临三方面挑战：需大幅提升动力电池寿命、能量密度及安全性以消除里程焦虑 需提升充放电技术，如发展无线充电等智能化方案 需建立方便、自动化的结算机制 [8]

政策核心内容 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》，旨在通过深化电力中长期市场建设，发挥其保供稳价的基础性作用，并推动全国统一电力市场建设[6] 签约比例要求 - **发电侧**：原则上，各地省内市场燃煤发电企业年度电力中长期合同总签约电量应不低于上一年实际上网电量的 **70%**，并通过后续合同签订，保障每月月度及以上合同签约电量比例不低于预计市场化上网电量的 **80%**[7] - **签约比例弹性**：各地可在确保电力电量平衡的情况下，随煤电容量电价标准提高适当放宽燃煤发电企业年度签约比例要求，但原则上不低于 **60%**；电力供需紧张地区可在迎峰度夏（冬）等时段适度上调签约比例要求[7] - **用电侧**：各地需科学确定用户侧年度合同签约电量比例要求，并通过后续合同签订，保障每月月度及以上合同签约电量比例不低于预计用电量的 **80%**[7][8] 签约机制优化 - **分时段与带曲线签约**：各地应在年度电力中长期交易组织中实现电力中长期分时段交易，以更精准反映各时段价格信号，有利于新型储能等灵活调节资源的参与[1][2][3] - **交易时段划分**：电力现货市场正式运行和长周期试运行地区，交易时段数应不少于 **24个**；非现货地区需根据净负荷曲线变化，引导供需双方持续优化细化中长期交易时段划分[5][9] 价格形成机制 - **峰谷电价衔接**：各地要做好峰谷分时电价政策与市场交易电价的衔接，原则上直接参与市场的用户不再执行政府规定的分时电价[1][9] - **灵活价格机制**：鼓励中长期合同双方签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，各地不得强制要求签订固定价；可根据情况，要求煤电年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格[2][10] 跨省跨区交易安排 - **签约要求**：对于优先发电规模计划明确的跨省跨区送电安排，送受双方需全额签订年度电力中长期合同并明确分月计划和送电曲线，以形成稳定的省间电力潮流[4][8] - **时间节点**：北京、广州电力交易中心需配合送受电主体在 **12月25日前** 完成全国2026年年度跨省跨区电力中长期合同签约[4][15] - **交易灵活性**：跨省跨区月内交易中，因电力安全保供等需要，市场交易可不受输电通道常规送电方向、送电类型约束；配套电源在满足优先发电计划后仍有富余能力的，可在月内参与向多省份送电的中长期交易[11][12] 合同履约与交易管理 - **省内交易灵活性**：各地需实现省内电力中长期连续交易，完善交易合同灵活调整机制，方便各类电源和用户开展偏差调整；鼓励经营主体灵活开展电力中长期合同转让等交易[11] - **交易校核与平衡管理**：各地需完善中长期交易规则，指导市场运营机构对交易结果开展校核，考虑发电能力、用户需求等因素设置交易上限，避免明显超发、超用电量签约[10] - **交易秩序规范**：将加强经营主体中长期交易行为监测，对操纵市场价格、违规串谋等行为依法依规查处；市场运营机构需加强市场监测分析，及时报告风险[12] 保障机制与时间安排 - **签约约束机制**：各地应建立并完善促进电力中长期合同高质量签约、履约的具体机制，科学制定配套措施；国家将完善市场交易信用评价指标体系，指导开展信用评价[12] - **优先发电计划落实**：送受双方对于送电曲线及价格存在分歧的，可报请国家协调；若在规定期限内未达成一致，由电力交易机构按优先发电规模计划电量均匀分摊至通道运行时段形成送电曲线[13][14] - **工作进度**：各地需在 **2025年12月10日前** 向国家发展改革委、国家能源局书面反馈2026年度交易组织安排[15]

文章核心观点 国家发展改革委与国家能源局联合发布《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》，旨在通过深化电力中长期市场建设，保障高比例、高质量的合同签约与履约，以发挥其保供稳价的基础性作用，并推动全国统一电力市场建设与新型能源体系建设[5][6] 提高电力中长期合同签约质量 - **完善分时段、带曲线签约机制**：要求各地在年度电力中长期交易组织中实现分时段交易，以更精准反映各时段价格信号，有利于新型储能等灵活调节资源参与[2][9] - **细化交易时段要求**：对于电力现货市场正式运行和长周期试运行地区，交易时段数应不少于24个；其他省份需根据净负荷曲线变化优化细化交易时段划分[2][9] - **优化价格形成机制**：要求做好峰谷分时电价政策与市场交易电价的衔接，原则上直接参与市场的用户不再执行政府规定的分时电价[2][9] - **鼓励灵活价格机制**：鼓励合同双方签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，各地不得强制要求签订固定价，可要求煤电年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格[2][10] 保障高比例签约要求 - **燃煤发电侧签约比例**：原则上，各地省内市场燃煤发电企业年度电力中长期合同总签约电量应不低于上一年实际上网电量的**70%**，并通过后续签订保障每月月度及以上合同签约电量比例不低于预计市场化上网电量的**80%**[7] - **签约比例灵活调整**：各地可随煤电容量电价标准提高适当放宽年度签约比例要求，但原则上不低于**60%**；电力供需紧张地区可在迎峰度夏（冬）等时段适度上调比例要求[7] - **用电侧签约比例**：要求用电侧每月月度及以上电力中长期合同签约电量比例不低于预计用电量的**80%**[8] 规范跨省跨区电力交易 - **全额签订年度合同**：对于优先发电规模计划明确的跨省跨区送电安排，送受双方需全额签订年度电力中长期合同并明确分月计划和送电曲线，以形成稳定的省间电力潮流[3][8] - **明确时间节点**：北京、广州电力交易中心需配合送受电主体在**12月25日前**完成全国2026年年度跨省跨区电力中长期合同签约[3][14] - **探索完善机制**：在满足保供需求基础上，可探索完善跨省跨区优先发电规模计划签约履约机制，并鼓励通过绿色电力交易形式落实[8] 保障合同高效履约与市场秩序 - **推动连续与灵活交易**：要求各地实现省内电力中长期连续交易，完善合同灵活调整机制，并鼓励经营主体灵活开展合同转让等交易[11] - **提高跨省跨区交易质效**：要求电力交易机构提高交易频次，稳步扩大多通道集中优化出清交易组织范围，逐步实现全局优化[11] - **规范交易秩序**：加强经营主体交易行为监测，对操纵市场价格、违规串谋等行为依法查处，并要求市场运营机构加强监测分析，防范市场风险[12] 完善合同保障机制 - **完善签约约束机制**：各地需建立并完善促进合同高质量签约履约的具体机制，国家层面将完善市场交易信用评价指标体系，指导开展信用评价[13] - **落实优先发电计划**：统筹利用跨省输电通道，优先保障国家能源战略及政府间协议明确的送电安排，优先满足长周期送电需求[13] - **分歧协调机制**：送受双方对送电曲线及价格存在分歧可报请国家发展改革委、国家能源局协调，若规定期限内未达成一致，由电力交易机构按计划电量均匀分摊形成送电曲线[14]

河南省2024年度非独立新型储能项目财政奖励复核结果 - 河南省发改委公示了2024年度新建非独立新型储能项目的省级财政奖励复核结果 涉及10个项目 总容量为376.63 MWh 累计发放奖励资金达4519.56万元 [2][6] - 按奖励总额测算 平均奖励标准约为120元/kWh [2] - 公示时间为2024年12月18日至12月24日 [7] 项目奖励详情 - 登封市联傲能源科技有限公司的储能项目规模最大 核定容量达106.10 MWh 获批奖励1273.20万元 占总奖励金额的近三成 是此次名单中单体获补金额最高的项目 [2][8] - 多氟多新材料股份有限公司的新型储能电站项目核定容量为63.38 MWh 获批奖励760.56万元 [8] - 温县100MW风电项目(配建储能)核定容量为47.32 MWh 获批奖励567.84万元 [8] - 其余项目核定容量在14.79 MWh至30.35 MWh之间 单个项目奖励金额在177.48万元至364.20万元之间 [8] - 10个项目合计核定容量376.63 MWh 合计奖励金额4519.56万元 [8]

公司融资与股东背景 - 深圳市未蓝新能源科技有限公司完成数千万人民币股权交割，新增股东为世界500强企业伊藤忠商事株式会社[2] - 伊藤忠商事株式会社是日本五大综合性商社之一，业务横跨能源、金融、消费品、ICT、重工业及可再生能源等领域[3] - 自2020年起，伊藤忠商事获巴菲特旗下伯克希尔-哈撒韦公司战略持股，持股比例已稳步提升至8.53%[3] 公司业务与技术 - 公司是聚焦工商业电池储能产品及解决方案的高新技术企业，成立于2019年[2] - 核心团队基因深厚，创始人及核心成员均源自比亚迪电力科学研究院，自2008年投身电池储能领域，已拥有超16年的技术研发与项目交付经验[2] - 公司以电化学储能技术为核心支点，致力于构建高效、灵便、经济的“智慧能源海绵”，旨在成为工商业电池储能领域“最值得信赖的解决方案专家”[3] - 公司产品与服务已成功覆盖德国、瑞典、意大利、奥地利等30余个国家，且保持零事故应用纪录[2] 公司发展历程与市场布局 - 公司创立至今，先后获得原比亚迪锂电高管天使轮投资和众为资本pre-A轮数千万投资[2] - 公司已在英国和荷兰分别设立子公司，重点打造本地化的产品定义及服务能力[2] - 公司旨在以电池储能为支点，全面聚焦用户侧分布式新能源资产智能运营与管理[2] 行业动态与活动 - 第十四届储能国际峰会暨展览会将于2026年4月1-3日在北京首都国际会展中心举行[4] - 行业相关阅读包括《分布式储能发展商业模式研究》发布，以及“环比大增90%！11月源网侧储能明显回升，全年规模有望超过去年”等信息[8]