储能电站项目概况 - 甘肃省张掖市高台县北部滩300MW/1200MWh独立储能电站采用磷酸铁锂电池，储能场地区域与330kV升压站区域组成，电池舱与PCS舱分舱布置，通过35kV母线汇流后升压至330kV并网 [1] - 洛阳市孟津区100MW/300MWh独立储能电站安装30套3.36MW/10MWh储能子系统，配套建设110KV升压站及生活设施，采用户外集装箱布置 [3] - 新疆四师可克达拉300MW/1200MWh共享储能项目每个储能单元规模为2.5MW/10MWh，不含升压站及送出工程 [4] - 云南保山市隆阳区200MW/400MWh独立共享式储能电站配置40套5MW/10WMh储能单元，配套建设220KV升压站 [7][8] 项目建设计划 - 北部滩300MW/1200MWh储能电站计划2025年8月开工，工期270天 [2] - 三峡南疆塔克拉玛干沙漠实证基地采用两期建设模式，一期工程50MW光伏+32MW风电+50MW/100MWh储能计划2025年8月开工，12月竣工；二期工程20MW光伏+7.5MW风电计划2026年1月开工，6月竣工 [5][6] 招标范围 - 北部滩项目采用EPC总承包方式，涵盖从初步设计到工程竣工验收、并网投产的全部工作 [2] - 孟津区项目EPC总承包范围包括储能系统设备安装、110kV升压站、生活设施等全过程的建设内容 [3] - 三峡南疆项目EPC包括微电网系统、光伏/风电场区、35kV开关站及储能等全部工程的勘测设计、设备采购和施工 [6] - 保山市隆阳区项目EPC包含工程设计、施工至竣工验收合格、结算编制等全部工作 [8] 技术配置 - 北部滩项目PCS舱采用变流升压一体结构，330千伏升压站采用2台180MVA主变 [1] - 孟津区项目主要设备包括磷酸铁锂电池、储能变流器、能量管理系统 [3] - 保山市隆阳区项目储能系统采用磷酸铁锂电池技术 [7]

新疆电力辅助服务市场实施细则核心内容 市场总体框架 - 新疆电力辅助服务市场包含调峰、调频、备用三大服务品种，其中调峰服务市场包括实时调峰交易和启停调峰交易[1][3] - 市场经营主体包括发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（独立储能电站等），获得容量电费的经营主体原则上应参与辅助服务市场申报[2] - 新疆电力现货市场运行期间，不再开展与现货市场并行的调峰服务交易[2] 调峰服务市场 - 实时调峰交易采用单段报价方式，报价范围为0-0.262元/千瓦时，按报价由低到高排序出清，独立储能享有优先出清权[4][5] - 启停调峰交易按机组容量级别设置报价上限（10万千瓦机组40万元/次，100万千瓦机组400万元/次），补偿费用根据实际启停小时数计算[38][40] - 调峰服务补偿费用由新能源场站、未达调峰基准的火电机组等按发电量比例分摊[43] 调频服务市场 - 调频服务提供方需满足容量要求（火电单机≥10万千瓦，水电全厂≥5万千瓦，独立储能≥1万千瓦）并配备合格AGC装置[9][49] - 采用"价格优先、性能优先、容量优先"出清原则，申报价格上限为0.015元/千瓦，按调频里程和性能系数结算[11][57] - 调频服务费用在电力现货市场运行前后分别由发电侧和用户侧分摊[12][62] 备用服务市场 - 备用服务分五个交易周期组织交易，申报价格上限为0.01元/千瓦时，按容量报价从低到高排序出清[13][67] - 应急调用顺序为未出清的疆内火电机组和独立储能优先，其次调用省间资源[14][69] - 备用服务补偿按出清价格、中标容量和时间乘积计算，考核机制针对备用能力不足的情况[70][71] 新型主体参与机制 - 独立储能可自愿参与实时调峰交易，申报最大充放电功率和可调用时段（持续时长≥1小时）[4][22] - 新能源配建储能原则上不参与实时调峰交易，仅在应急情况下按0.262元/千瓦时补偿[5][28] - 用户侧储能暂不可上网，后续将逐步推动参与调峰交易[7][31] 结算与分摊机制 - 辅助服务费用采用"日清月结"方式，设置分摊金额上限（火电/水电/独立储能N=0.15，新能源N=0.25）[15][84] - 电力现货市场运行后，市场化用户月度辅助服务分摊电费上限为0.01元/千瓦时[17][85] - 分摊费用缺额时，按辅助服务提供方获得费用比例进行消减[86]

能源新技术、新产业、新业态发展 - 《分布式调相机并网技术规定》规范了分布式调相机并网原则和技术要求，支撑"沙戈荒"大型新能源基地开发和安全运行 [2] - 《多能互补项目经济评价规范》填补了国内多能互补项目经济评价空白，提供统一评价框架和方法 [2] - 《电化学储能电站并网验收技术规范》规范10kV及以上电化学储能电站验收程序，提升安全运行水平 [3] - 《压缩空气储能电站地下储气库设计规范》填补国内技术空白，规范选址、支护等设计要求 [3] - 《压缩空气储能电站设计规范》针对10MW以上非补燃式电站，提高设计规范化和设备兼容性 [3] - 煤矿5G通信终端标准修订推动5G在煤矿行业应用，促进智能化发展 [4] - 煤矿井下巡检机器人标准完善防爆机器人检验认证要求，提升智能化水平 [4][5] 能源重大技术装备研发应用 - 《并网小型风力发电机组通用技术条件》规范扫掠面积≤200m²的小型风机技术要求 [6] - 《直流输出型风力发电机组》规定10kV-100kV直流风电机组性能及可靠性要求 [6] - 1000kV升压变压器标准吸纳工程经验，提升技术水平和运行可靠性 [7] - 大采高液压支架标准修订提升支架技术水平，规范设计和检验 [7] 能源工程技术管理规范 - 《户用光伏发电系统工程质量评价规范》为380V/220V户用光伏提供质量评价依据 [8] - 《压水堆核电机组供热技术规范》填补压水堆核电供热设计规范空白 [8] - 港口岸电系统建设标准推动建设标准化和运维规范化 [8][9] - 煤矿液压钻车标准提升岩巷掘进和支护工程安全性 [9] - 煤矿气动钻机标准统一产品名称型号，提升安全性能 [9] - 煤矿隔爆型电机能效标准推动技术创新和节能减排 [10] - 煤矿水力压裂标准规范瓦斯抽采利用，降低瓦斯危害 [10]

浙江省2025年度新型储能项目建设计划动态调整 核心观点 - 浙江省能源局启动2025年新型储能项目建设计划年中动态调整，涵盖电源侧、电网侧、用户侧储能项目的增补、调减及变更，旨在优化储能资源配置并推动能源绿色低碳发展 [1][6] 电网侧储能项目 - 建设规模要求不低于5万千瓦/10万千瓦时，采用"总量控制、退一补一"原则，增补容量不得超过调减容量，国家级科技攻关项目除外 [2][10] 电源侧储能项目 - 联合火电机组调频项目需满足单体功率≥1.8万千瓦、综合调节性能指标Kpd≥0.9，新能源侧项目规模和技术由业主自定 [3][10] 用户侧储能项目 - 5MW及以上项目取消年度建设计划管理，改由设区市能源主管部门按《浙江省新型储能项目管理办法》管理，需完成备案、接入方案咨询及平台注册等流程 [4][11] 项目申报条件 - **业主资质**：需信誉良好，近3年无严重失信记录，落实项目资本金 [6][7] - **建设条件**：需完成备案、可行性研究及电网接入初步同意，锂电池项目需2026年6月底前并网 [7] - **布局原则**：需与区域电网需求、新能源消纳及负荷特性匹配，避免功能重复 [8] 申报流程与要求 - 设区市能源主管部门组织初审，省能源局联合省电力公司审核形成调整清单，申报材料需于2025年7月26日前提交 [12] - 项目业主需确保材料真实性，虚假信息将取消资格 [12] 附件内容 - **申报表**：包括项目概况、技术路线、储能容量、前期进度等，需附可研报告、用地许可等材料 [16][17] - **项目建议书**：需涵盖建设必要性、技术方案、安全分析、投资估算及综合效益等 [18][42] 政策背景关联 - 动态调整与浙江省虚拟电厂、用户侧储能参与电力需求侧管理等政策协同，强化储能与电力市场联动 [46]

核心观点 - Gresham House Energy Storage Fund (GRID) 与 Statkraft 和 Markel Bermuda 签署长期保底协议，部分替代与 Octopus Energy 的容量租赁协议 [1] - 新协议覆盖 789MW 容量，占 GRID 电池储能资产组合的 74% [2] - 保底协议将提供至少 3500 万英镑年度保底收入，并允许获取额外收益 [3] 协议细节 - 与 Statkraft Markets GmbH 签署 412MW 协议，2025 年和 2027 年生效 [2] - 与 Markel Bermuda 签署 377MW 协议，债务再融资完成后生效 [2] - 部分项目仍需投入商业运营 [2] 收入对比 - Octopus 容量租赁协议每年提供 4300 万英镑收入，包含容量市场收入 [1][3] - 保底协议最低收入 3500 万英镑，叠加容量市场收入后可达 4600 万英镑 [3] - 保底协议允许收益分成，与容量租赁协议的固定费用模式不同 [3] 行业动态 - 澳大利亚电力市场改革利好电池储能 [4] - 巴西将出台首批储能监管规则 [4] - 西班牙将储能列为"公共用途" [4]

新能源上网电价市场化改革方案核心观点 - 海南省将于2026年1月1日起全面实施新能源上网电价市场化，所有风电、太阳能发电项目上网电量通过市场交易形成价格，鼓励分布式新能源聚合参与市场交易[1][20] - 区分存量和增量项目分类施策：存量项目（2025年6月前投产）按煤电基准价0.4298元/千瓦时执行机制电价，增量项目（2025年6月起投产）通过竞价确定电价，海上风电/陆风光伏竞价上限分别为0.4298/0.3998元/千瓦时[5][9][30] - 建立差价结算机制，现货市场连续运行时机制电量不参与中长期交易，电网企业按月结算机制电价与市场均价的差额，费用由工商业用户分摊[22][34] 市场交易机制 - 放宽现货价格限制：申报价上限0.84元/千瓦时，出清价上限1.26元/千瓦时，下限-0.057元/千瓦时（考虑绿证收益和补贴）[11][20] - 辅助服务费用分摊分两种模式：现货未连续运行时由发电侧承担，连续运行时由工商业用电量和未参与市场交易的上网电量分摊[3][21] - 新能源项目可自主参与各类中长期交易，不限制签约比例，加快完善日前市场机制[20] 存量项目政策 - 机制电量比例按投产年份递减：2023年前项目100%，2023年90%，2024年85%，2025年1-5月80%[4][24] - 执行期限为20年减去已运行时间，竞配项目维持原竞配价格，其余执行煤电基准价0.4298元/千瓦时[5][6][25][26] - 改造不增容项目视同存量，新增容量需独立备案并按增量项目参与竞价[13][32] 增量项目竞价规则 - 首次竞价于2025年10月开展，覆盖2025年6月-2026年12月并网项目，分海上风电（单独竞价）和陆风光伏（合并竞价）三类[7][28] - 竞价电量规模：海上风电按年上网电量80%，陆风光伏按75%，设置申报充足率下限确保竞争充分[8][29] - 执行期限差异化：海上风电14年，陆风光伏12年，到期自动退出机制[12][31] 过渡期与配套措施 - 2025年6-12月为过渡期，集中式项目参照市场化交易方案执行，分布式项目由电网按现行政策收购[13][32] - 强化绿电绿证协同：机制电量不参与绿电交易，对应绿证划转至省级账户，禁止重复获取收益[36] - 明确储能政策：不得将储能作为新建项目并网前置条件，2025年6月前并网存量项目继续执行原有储能政策[37] 参数附表关键数据 | 参数类型 | 海上风电 | 陆风光伏 | |---------|---------|---------| | 竞价上限 | 0.4298元/kWh | 0.3998元/kWh | | 竞价下限 | 0.35元/kWh | 0.20元/kWh | | 现货申报上限 | 0.84元/kWh | 同左 | | 现货出清上限 | 1.26元/kWh | 同左 |[9][40]

山东省2025年度新型储能入库项目概况 - 山东省能源局公示2025年度新型储能入库项目共96个 包括81个锂电池储能调峰项目 2个压缩空气储能调峰项目 1个液流电池储能调峰项目 7个调频储能项目和5个其他新型储能调峰项目 总储能规模达18.6292GW [1][3] - 项目公示时间为2025年7月9日至7月15日 接受书面形式异议反馈 [3] 项目类型及规模分布 - 锂电池储能调峰项目占据主导地位 共81个项目 规模占比最大 [1][3] - 压缩空气储能调峰项目2个 包括章丘区200MW/1000MWh项目和济宁泗水300MW/1200MWh项目 [9] - 液流电池储能调峰项目1个 为山东远普新能源200MW/440MWh项目 [9] - 调频储能项目7个 规模从0.3MW到30MW不等 技术类型包括飞轮储能和超级电容 [9] - 其他新型储能调峰项目5个 涉及液化空气储能 高温熔盐储能和二氧化碳熔盐储能等技术 [9] 重点区域项目分布 - 淄博市锂电池储能项目密集 包括淄博智枢新能源300MW/600MWh 淄博华卫200MW/400MWh等6个项目 总规模达120万千瓦 [5] - 东营市大型项目突出 东营鲁北新能源510MW/1020MWh项目为单个体量最大 [6] - 滨州市规划大规模项目 无棣县东风港经济园区800MW/1600MWh项目规模居首 [8] - 威海市布局调频储能 威海盛世新能源100MW飞轮储能和威海普建新能源99.4MW/89.4MWh项目具有技术特色 [9] 主要投资方分析 - 央企参与项目包括中国保利集团寿光300MW/600MWh项目 华能新泰40MW独立储能示范项目等 [6][7] - 地方国企主导项目如山东发展单县200MW/400MWh 济宁国宏鱼台县200MW/800MWh项目等 [8][7] - 专业储能企业活跃 青岛智源聚能250MW/1000MWh 山东润智储能400MW/800MWh等项目显示技术实力 [5][7]

政策背景与核心内容 - 党的二十届三中全会提出完善市场供求决定要素价格机制，推进能源等领域价格改革[1] - 国家发改委、能源局印发136号文，推动新能源上网电价全面市场化，要求2025年各省配套政策加速新能源入市[1] - 截至2025年6月，全国太阳能/风电装机达10.8亿千瓦（+56.9%）和5.7亿千瓦（+23.1%），市场化交易对价格影响将显现[12] 机制电价设计 - **存量项目**：与燃煤基准价衔接，典型省份固定差价结算价0.25-0.45元/千瓦时，新疆补贴项目最低（0.25元），湖南分布式光伏最高（0.45元）[3] - **增量项目**：通过竞价形成，部分省份设限价（如广西上限0.4207元/千瓦时）[3][6] - 新疆对平价/补贴项目差异化定价，补贴项目机制电量占比30%，平价项目50%[3][13] 机制电量规则 - **存量项目**：与非市场化电量比例挂钩，山东参考外省非市场化率设上限，新疆按项目类型折算比例，内蒙采用递减保障小时数核定[4][6] - **增量项目**：各省比例上限差异大，湖南2025年设20%保底电量，2026年后可竞价至80%；广东海上风电达90%[6][11] 执行期限安排 - 存量项目普遍按全生命周期或20年期限执行（如蒙东补贴光伏项目）[5] - 增量项目期限与投资回收期挂钩：湖南10年、广西12年、广东海上风电14年[6][11] 竞价机制对比 - **市场参与机制**：新疆/蒙西要求报量报价，分布式光伏可豁免；蒙东现货市场运行前后采用不同加权均价[8][9] - **增量项目竞争**：湖南按报价从低到高排序，山东设125%申报充足率，山西要求申报规模不低于核定规模1.2倍[11] 区域政策差异 - **新疆**：强化存量过渡，补贴项目机制电量30%衔接原优先电量，平价项目支持力度不变[13] - **内蒙古**：市场化率超90%，增量项目暂不安排机制电量，存量保障小时数逐步缩减[14] 行业影响与趋势 - 新能源装机增速超预期（太阳能+56.9%），市场化改革加速储能产业从"强制配储"转向市场化竞争[12][14] - 新疆、内蒙古政策分别体现"平稳过渡"和"市场化先行"特点，为其他省份提供差异化参考[13][14]

北海独立共享储能项目 - 中国电建集团山东电力建有限公司通过谈判方式采购全钒液流电池和超级电容储能系统设备 [1] - 项目本期储能规模为300MW/600MWh 主变规模2*180MVA 终期规模将扩展至700MW/1400MWh 主变规模2*180+2*240MVA [2] 全钒液流电池储能系统 - 采购内容为0 5MW/2MWh全钒液流电池储能系统 包括电堆 电解液 循环系统 电池管理系统(EMS) 消防灭火 火灾报警等配套设施 [3] - 系统涵盖变流升压组件 如储能变流器(PCS) 箱变及相关电力 控制 通信线缆 但不含35kV高压电缆 [3] - 投标方需提供集装箱与PCS间连接线缆的规格指导 并配合施工安装 [3] 混合型超级电容储能系统 - 采购内容为3MW/0 3MWh(6min)混合型超级电容系统 包含钛酸锂超级电容 电容管理系统(CMS) 消防及热管理(风冷/液冷)等 [4] - 系统配套变流升压设备 备品备件 专用工具及抽检材料 同样不含35kV高压电缆 [4] - 投标方需指导集装箱与PCS间线缆敷设 并提供型号与数量清单 [4] 行业动态 - 大储新增装机同比下滑68% 上半年装机高峰出现前移趋势 [5] - 江苏完成全国最大规模新型储能集中调用 涉及93座电站 [5]

印度可再生能源独立发电商ACME Solar的储能订单 - ACME Solar向天合储能和南都电源采购超过3 1GWh储能设备 这是印度迄今规模最大的电池储能采购项目之一 [1] - 设备将在未来4至8个月内分阶段交付 项目计划在未来12至18个月内于印度多个邦投产 [1] - 电池储能设备主要用于多个"稳定可调度可再生能源"(FDRE)项目及其他含储能装置的工程 [1] - FDRE是印度全国性机构与地方组织联合招标的三大清洁能源配储项目类型之一 招标方包括印度太阳能公司(SECI) 印度国家电力集团(NTPC)等 [1] - 部分FDRE项目要求按装机容量的90% 在日前确定的峰值时段实现4小时持续供电 另一些需遵循负荷跟踪模式 全天候(RTC)供电或定期峰值供电方案 [1] 天合储能的全球市场表现 - 天合储能电池舱及系统销售覆盖全球六大市场 累计出货超10GWh [2] - 2023年储能系统业务计划实现出货量8-10GWh [2] - 电网级储能系统在日本市场首次落地 群马县2处储能电站已完成系统调试并成功交付 [2] - 与美国储能系统及能源管理软件企业FlexGen达成合作 容量达371MWh 采用天合储能Elementa金刚2储能解决方案 [2] 南都电源的储能项目进展 - 与印度某知名大型独立发电运营商签署1 4GWh储能订单 用于大型新能源光伏项目 可能是印度最大的单体储能项目之一 [2] - 与英国某储能项目公司签署合同 供货内容为5MWh液冷集装箱储能系统 合计装机容量230MWh 搭载自研自产的314Ah储能专用电芯 [2] 印度储能市场动态 - 印度推出4GWh光伏储能项目招标 强制配储新政为中国企业提供机遇 [3] - 中国企业楚能加速国际化进程 参与5GWh印度储能系统项目合作 [3]