甘肃省发电侧容量电价机制核心观点 - 建立两部制电价体系以反映电源电量价值和容量价值，支持煤电转型和新型储能发展[13][14] - 初期对煤电机组和电网侧新型储能执行330元/千瓦/年的容量电价标准，执行期限2年[3][19] - 容量电费按外送电量和省内工商业用电量比例分摊，实行单独归集管理[5][20] - 引入容量供需系数（需求/有效容量）动态调节补偿强度，上限为1[17] - 同步调整现货市场价格机制，申报价限0.04-0.5元/千瓦时，出清价限0.04-1元/千瓦时[9][24] 实施范围 - 首批覆盖合规在运公用煤电机组和电网侧新型储能（不含直流配套电源）[2][15] - 煤电机组清单由省能源局等三部门联合认定，需满足能耗环保要求[15] - 新型储能包含锂离子电池/液流电池/压缩空气等技术，清单由电网公司审核发布[15] 容量核定规则 - 容量需求=最大净负荷时刻（省内负荷+外送需求+备用容量）-可中断负荷[16] - 有效容量计算标准： - 煤电：铭牌容量扣除厂用电[16] - 新型储能：满功率放电时长/6×额定功率扣除厂用电[16] - 风电/光伏：装机容量扣除厂用电后按7%/1%折算[16] - 水电：蓄水式98%、径流式32%[16] 电费结算与考核 - 月容量电费=申报容量×330元/千瓦×容量供需系数，申报不超有效容量[6][21] - 非停考核：月内3次扣减当月电费，全年3个月扣减全年电费[8][23] - 年度清算以最大净负荷90%时段可调出力为补偿上限，次年平滑分摊[7][22] 配套机制调整 - 现货市场限价动态调整，申报下限0.04元/千瓦时，出清上限1元/千瓦时[24] - 建立发电成本调查机制，核定煤电启动/空载/必开机组补偿价格[25] - 按月发布电煤到厂价，第三方审核机组燃料耗量曲线等成本数据[26] - 监管机构对异常报价实施理论成本替换措施，公开违规企业名单[28] 政策背景与执行 - 依据中央电改文件和煤电容量电价机制等政策制定[10][12] - 2026年1月1日起试行2年，替代原有甘发改价格〔2024〕14号文件[29] - 目标支撑"沙戈荒"大基地建设，构建多层次电力市场体系[13][14]

项目概况 - 铜仁新型功能材料产业聚集区增量配网玉屏田冲新型储能电站项目招标计划于7月14日发布 [1] - 项目由铜仁市锦江售电有限责任公司作为招标人 贵州大鹏建设项目管理有限公司作为代理机构 [4] - 项目投资估算为41580万元 资金来源为银行贷款及企业自筹 [4] - 项目批准文件为铜发改能源〔2025〕57号 固定资产投资项目代码为2504-520600-04-01-442153 [4] 项目建设内容 - 新建电化学独立储能电站1座 建设规模200MW/400MWh 占地面积约46.9亩 [2][4] - 站内采用集装箱式磷酸铁锂电池与变流升压一体舱 [2][4] - 配套新建110kV储能升压站(110kV/35kV) 主变规模1x200MVA [2][4] - 新建110kV输电线路4.5公里 铁塔14基 导线截面2x240mm² [2][4] - 新建1x630mm²型电缆0.36公里 混凝土电缆沟320米 [2][4] - 扩建对侧110kV大龙东(胜利)变间隔1个 [2][4] - 配套建设铜仁锰钡新材料产业聚集区增量配电业务试点项目生产、营销、调度一体化平台 [2][4] 招标计划 - 拟招标内容包括施工和与工程建设有关的重要设备、材料 [3][4] - 预计招标时间为2025年7月25日09:00 交易场所为铜仁市公共资源交易中心 [4] - 项目行政监督部门为铜仁市发展和改革委员会(能源项目管理科) [4] 行业动态 - 大储新增装机同比下降68% 上半年装机高峰前移 [4] - 先进压缩空气储能创始人陈海生入选2025年全球顶尖科学家榜单 [4] - 山东144座新型储能电站集中调用规模刷新纪录 [4]

澳大利亚大型电池储能项目 - 两项大型电池储能项目总储能规模达5 2GWh 由X-Eli o与BID Ene rgy主导开发 均位于新南威尔士州 旨在强化当地可再生能源电网稳定性 [1] Canyonleigh电池储能项目 - 由西班牙可持续能源开发商X-Eli o开发 母公司为加拿大资产管理公司Brookfi e l d 规模为300兆瓦 1200兆瓦时 [2] - 选址于新南威尔士州南部高原地区 邻近X-Eli o规划的Will a va l e Pa rk可再生能源项目 该项目已包含300兆瓦 600兆瓦时电池储能系统及72兆瓦峰值光伏电站 形成储能与光伏协同布局 [2] - 总占地48公顷 储能系统占地13公顷 采用锂离子电池 建设调试周期12至18个月 设计运营寿命20至30年 [3] Kiar储能项目 - 由BID Ene rg y推进 规模为1000兆瓦 4000兆瓦时 位于新南威尔士州中央海岸区 距悉尼北部约100公里 [4] - 通过Transg ri d旗下330千伏线路接入国家电力市场 利用现有基础设施降低并网成本 [4] - 规划配置封闭式电池模块 连接至功率转换系统及地下33千伏高压环网配电设备 占地约110公顷 设计运营寿命25年 建设周期18至24个月 计划2027年底或2028年初投运 [4] 项目审批与市场动态 - 两项项目需通过澳大利亚《环境保护与生物多样性保护法》环境影响评估 根据生态影响决定是否获开发许可 [5] - 澳大利亚电力市场改革推动电池储能受益 本土电池制造商进军美国市场目标5GWh 晶科能源提交1440MWh光储项目计划 [6]

火灾事件概述 - 台湾高雄小港区三元能源公司发生火灾 现场建筑冒出大量浓烟并伴随爆炸声 [1] - 高雄消防部门出动46辆救援车和91人进行救援 使用机器人灌救 [1] - 事故造成12名员工轻微擦伤和3名消防员轻微灼伤 均已送医 [1] - 火灾未对邻近的高雄小港机场航班起降造成影响 [3] 公司业务情况 - 三元能源科技高雄锂电池厂是台湾首家超级电池工厂 [5] - 主要生产高阶 高容量 高充放电功率的镍三元电池 [5] - 年产能达1.8GW(吉瓦) 相当于一年可生产2.4万辆电动汽车所需的长程电池量 [5] 后续进展 - 起火原因及财产损失情况有待进一步调查 [7] 行业相关事件 - 美国加州电池储能设施发生火灾 [8] - 阿里云新加坡数据中心突发火灾 [8] - 韩国电池厂火灾调查结果显示存在电池调包通过质检的情况 [8]

华电集团木垒二氧化碳储能项目 - 项目主厂房主体结构于7月10日封顶，为后续设备安装调试奠定基础 [1] - 项目位于新疆昌吉州木垒县，配套60万千瓦风电、40万千瓦光伏和100万千瓦时储能，是全球最大二氧化碳储能项目 [1] - 采用1套压缩二氧化碳储能系统，储能时长8小时，发电时长10小时，使用非补燃式压缩二氧化碳储能工艺 [1] 二氧化碳储能技术原理 - 储能阶段：电力富裕时压缩常压气态二氧化碳，存储压缩热量，并将高压二氧化碳在常温下液化存储 [3] - 发电阶段：利用存储的热量加热高压液态二氧化碳至高温气态，驱动透平发电 [5] 二氧化碳储能技术优势 - 环境友好：闭式系统运行，物理变化过程，不产生污染物，零碳排放 [5] - 地域适应性强：无需地下空间，无特殊地质条件要求 [5] - 经济性优：建设周期约2年，使用寿命超30年，全生命周期度电成本低 [5] - 系统效率高：恒压运行，设备可在额定工况长时间运行 [5] - 电网响应快：压缩、膨胀、换热设备可快速启停，及时响应调度要求 [5] - 辅助服务能力：可提供转动惯量支撑及调峰、调频服务 [5] - 产业链可控：关键核心设备自主研发，安全可控 [5] 新疆储能市场动态 - 新疆近期开工全球最大二氧化碳储能电站 [6] - 新疆印发辅助服务细则，独立储能优先出清，调峰上限0.262元/kWh，调频0.015元/kW [6] - 新疆同日开工两大储能项目，规模达600MW/2400MWh [6]

陈海生研究员学术成就 - 陈海生研究员入选Research.com发布的2025年工程与技术领域全球顶尖科学家榜单[1] - 长期从事先进压缩空气储能等大规模物理储能研究 建成国际首套1 5MW 10MW 100MW 300MW先进压缩空气储能示范项目[3] - 发表学术论文700余篇 其中SCI论文370余篇 论文总引30000余次 SCI他引17000余次 授权专利500余项[3] - 曾获中国青年科技奖特别奖 北京市科学技术奖一等奖 北京市技术发明奖一等奖 中科院杰出成就奖 中科院青年科学家奖 腾讯科学探索奖 英国皇家学会牛顿高级学者奖等奖励[3] Research.com排名背景 - Research.com是全球领先的学术研究网站 提供自2014年以来的科学贡献数据 每年发布顶尖科学家排名[3] - 排名基于D-Index指标 入选学者为学科领域学术出版物D-Index较高的顶尖科学家[3] - 本次排名基于OpenAlex和CrossRef等数据来源 引文指标数据截至2024年11月27日[4] 相关行业动态 - 陈海生等40余位专家盘点2024年中国储能技术研究进展[5] - 陈海生入选2024爱思唯尔"中国高被引学者年度榜单"[5] - 中国科学院工程热物理研究所"大规模压缩空气储能成果"获中国科学院2024年度杰出科技成就奖[5]

山东新型储能集中调用事件 - 7月11日晚山东144座新型储能电站在用电高峰集中放电 总容量达825万千瓦 实际最大放电功率80359万千瓦 刷新全国省级电网纪录 [1] - 参与主体包括55个独立储能和89个新能源场站配套储能 放电规模相当于济宁市全网用电负荷 [1][10] - 此前江苏于7月6日完成93座新型储能电站集中调用 总容量7248万千瓦 实际调用规模714万千瓦 较去年夏季增长569% [3] 新型储能的技术价值 - 储能设施兼具负荷消纳和电源放电功能 是电力系统削峰填谷的重要手段 [5] - 在新能源出力波动时 储能系统作为"时空调节器"可储存绿电并在用电高峰放电 有效平衡电网 [6] - 山东7月5日新能源出力达66615万千瓦 其中光伏55898万千瓦 但晚间光伏出力接近零 凸显储能调节必要性 [6] 山东储能发展现状 - 山东新型储能装机规模达940万千瓦 位居全国第三 涵盖电化学储能 压缩空气储能等多种形式 [8] - 在国内率先建立独立储能参与现货市场交易机制 推动储能规模化 多元化发展 [8] - 持续高温导致电网负荷四创新高 此次集中调用体现储能在保安全 保供应 促消纳方面的综合效能 [9] 调度管理机制 - 国网山东电力通过调度控制系统自动优化计算各储能电站充放电时间和功率 [10] - 在新能源发电高峰向825万千瓦储能发出充电指令 用电高峰发出放电指令 实现精准调度 [10] - 调度综合考虑社会用电需求与电网安全 实现多元主体协同参与 [10] 行业示范意义 - 此次调用标志着新型储能作为重要调节资源进入应用新阶段 [10] - 为构建新型能源体系 保障能源安全提供了"山东经验"和示范效应 [10] - 山东力争年底新型储能规模突破10GW 并出台配套电价政策 [13]

浙江省新能源上网电价市场化改革过渡期政策 核心观点 - 浙江省发布新能源上网电价市场化改革过渡期结算方案，区分存量和增量项目并制定不同电价计算原则 [1][2] - 增量项目上网电价采用90%煤电基准价+10%现货电价的混合模式，分风电和光伏两类执行 [4][9] - 存量项目维持现行价格政策，所有项目均可按现行规则参与绿电交易 [3][5][9] 政策细则 项目分类与时间界定 - **存量项目**：2025年6月1日前全容量投产，执行现行价格政策 [3][8] - **增量项目**：2025年6月1日起全容量投产，上网电价=90%煤电基准价+10%现货电价（分风电/光伏） [4][9] - **全容量并网时间认定**： - 需电力业务许可证的项目以许可证标注日期或最后一台机组并网日期为准 [4][9] - 无需许可证的项目以电网首次并网记录为准 [4][9] 过渡期电价结算规则 - 过渡期为2025年6月1日至新方案实施前 [9] - 增量项目10%现货电价部分按当月同类项目现货市场电能量加权均价结算，仅计算“报量报价”项目数据，不涉及辅助服务费用分摊 [9] 绿电交易衔接 - 所有新能源项目（含增量）均可按现行规则参与绿电交易和结算 [5][9] 后续执行 - 过渡期结束后按新出台的新能源上网电价市场化改革方案执行 [10] 政策背景 - 文件依据为国家发改委、能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号） [7][9]

四川省2025年度电网侧新型储能项目清单 - 四川省发布2025年度电网侧新型储能项目清单，包含27个项目，总规模达3.02GW/8.24GWh [1] - 技术类型多样化，包括压缩空气储能、新型固态电池、超级电容、磷酸铁锂、钠离子、全钒液流储能、钛酸锂等 [1] 项目清单主要内容 - 项目清单由四川省发展和改革委员会、四川省能源局联合发布，要求相关市（州）发展改革委、能源行业主管部门加强指导，电网企业做好接入并网工作 [3] - 项目业主需按市场化原则推进实施，1年内未实质性开工的项目将被调出清单 [3] 重点项目示例 - 蜀道清洁能源集团在成都市东部新区建设300MW/2400MWh压缩空气储能电站，规模为清单中最大 [5] - 华能景顺在成都东部新区建设200MW/400MWh新型储能项目，实际纳入规模为100MW/200MWh [5] - 绵阳港旗游仙区项目规划300MW/600MWh电化学储能电站，实际纳入规模为200MW/400MWh [6] - 乐山市夹江县国能大渡河建设100MW/400MWh全钒液流储能电站 [6] 技术分布与规模 - 电化学储能为主流技术，多数项目规模为100MW/200MWh [5][6] - 压缩空气储能、全钒液流储能等长时储能技术占比提升，如蜀道清洁能源300MW/2400MWh压缩空气储能项目 [5] - 混合技术应用出现，如彭州市项目采用100MW/200MWh电化学+2.5MW超级电容混合式储能 [6] 参与企业 - 央企与地方国企主导，包括中创新航、蜀道清洁能源、华能景顺、大唐四川、雅砻江水电等 [5][6] - 民营企业参与度提升，如通威新能源、润建股份、绵阳埃克森新能源等 [6]

印度尼西亚储能市场投资与合作 - 印度尼西亚国家消费者保护机构（BKPN）将协调至少10亿美元投资，推动偏远和岛屿地区建设离网"太阳能＋储能"系统，亿珑能源提供整体技术及解决方案 [1] - 亿珑能源成立于2014年，总部位于江西赣州，拥有两个生产工厂，分别生产高功率快充动力电池和储能电池系统，今年在美国纳斯达克上市 [1] - BKPN还将制定政策促进印尼采矿业采用锂离子电池储能系统和清洁能源解决方案，亿珑能源将吸引其他中国能源公司投资印尼 [1] 印尼储能市场潜力与政策支持 - 印尼拥有900多个常住岛屿，地理结构使离网太阳能＋储能成为切实可行的能源补足方案 [2] - 印尼国家电力公司（PLN）计划到2034年新增69.5 GW新能源发电装机容量，其中42.6 GW为可再生能源，并部署10.3 GW储能 [2] - 该计划将使可再生能源在能源结构中占比达到35%，目标是2060年实现净零排放 [2] 国际企业布局印尼储能市场 - 宁德时代联合体投资近60亿美元建设印尼镍资源和电池产业链项目，规划年产电池可支持20-30万辆电动汽车，并拓展至储能领域 [3] - 新加坡胜科工业与PLN成立合资企业，启动50兆瓦光伏和14.2兆瓦时储能项目 [4] - 新加坡Aslan Energy Capital计划在2027年底前建设40 MW数据中心并配套120 MWh电池储能项目 [4] 全球储能考察（印尼站） - 规划5-6天考察，地点包括雅加达、西爪哇省、北莫罗瓦利 [5] - 考察对象包括国家电力公司、电力协会、工业园、可再生能源协会等 [5]