项目概况 - 中国能建葛洲坝交投公司投资建设的济泰高速交能融合项目于6月16日开工建设 该项目以光伏发电+大容量储能为核心 构建高速公路高比例绿色电力自洽供能体系 是山东省储能容量占比最大的高速交能融合项目 [1] - 该项目是继山东枣菏高速交能融合项目成功落地后 中国能建在山东推进的又一重大交能融合项目 [3] 技术创新 - 针对济泰高速桥隧比高达68%的特点 创新采用零散空间利用模式 首次探索隧道交能融合应用新场景 利用收费站 服务区屋顶 沿线空闲地面 中央分隔带等区域实现光伏发电设施多场景立体化全覆盖应用 [3] - 项目采用"自发自用"模式 配备智能微网控制系统 实现"源-网-荷-储"一体化调控 白天光伏发电优先供能 富余电力存入储能系统 夜间或电价高峰时段释放电力 实现削峰填谷 [7] 项目规模与效益 - 项目规划总装机容量约3.96兆瓦 配套储能系统容量为2兆瓦/4兆瓦时 一次最大可储4000度电 储能容量占比在山东已运营高速中最大 [5] - 预计年发电量超442万度 可满足全路段约60%的用电需求 年节约标准煤约1330吨 减少二氧化碳排放约2.2万吨 [5] 行业影响 - 项目建成后将作为连接济南与泰安的绿色交通新标杆 为全国高桥隧比公路解决低碳用电难题提供新样板 [7] - 相关数据显示 5月新型储能新增装机达15.85GWh 同比增长228% 山东招远禄山龙源储能电站全容量并网运行规模达320MW/640.2MWh [8]

项目概况 - 中节能乌兰察布市察右前旗天皮山独立储能电站规划建设200MW/800MWh非步入式液冷磷酸铁锂储能项目，本期一次性建成，计划2025年投产 [1][3] - 项目位于内蒙古乌兰察布市察哈尔右翼前旗天皮山工业园区，地形平坦开阔，交通便利，南侧紧邻园区外环路，兴巴高速和X581县道穿行而过 [3] - 项目新建220kV升压区拟接入220kV义丰元变电站220kV侧 [3] 招标内容 - 招标货物为200MW/800MWh电化学储能系统设备及相关技术服务（含五年质保期），交流侧并网功率200MW，电池容量不少于800MWh [4] - 储能系统直流侧蓄电池装机容量800MWh，采用磷酸铁锂电化学储能设备 [8] - 交货期要求2025年9月30日前，交付地点为项目施工现场 [5] 投标人资格要求 - 资质要求：投标人须为中华人民共和国注册的独立法人，提供营业执照或事业单位法人证书 [6] - 信用要求：投标人不得处于停产、停业或破产状态，未被列为失信被执行人，近五年无重大质量或违约问题 [7][13] - 财务要求：提供2022-2024年度（或成立以来）第三方财务审计报告，包含利润表、现金流量表、资产负债表 [9] - 业绩要求：2022年1月1日至今需完成≥3个单体规模≥200MWh磷酸铁锂储能项目，累计容量≥1.5GWh [10][11] - 技术能力：须具备电池电芯、PACK、BMS、EMS、PCS、协调控制器中至少3项自主研发和生产能力 [12] 招标流程 - 招标文件获取时间：2025年6月17日至6月22日，通过中国节能环保集团电子采购平台报名下载 [16] - 投标截止时间：2025年7月7日10时，通过电子采购平台在线递交投标文件 [16][17] - 开标方式：在线开标，投标人需持数字证书（CA）远程解锁并确认 [17][18] - 投标保证金金额65万元，收款账户为中国节能环保集团绿色供应链管理服务分公司 [19] 行业动态 - 美国储能巨头Powin申请破产，多家中国企业涉及债权 [22] - 5月新型储能新增装机15.85GWh，同比增长228% [22] - 山东招远禄山龙源储能电站320MW/640.2MWh全容量并网 [22]

河南电力现货市场2025年第一次结算试运行方案 - 试运行时间为6月19日至27日，其中6月19-20日为调电试运行，6月21-27日为正式结算阶段 [1][11] - 参与主体包括统调燃煤发电企业、集中式新能源场站、普通市场化电力用户、独立储能电站和虚拟电厂 [1][12] - 调峰辅助服务市场在调电试运行期间正常开展，经营主体需在6月18-19日正常申报调峰市场 [1][14] 市场参与主体 - 发电侧包含110家统调燃煤机组（总装机容量约66GW）和294家集中式新能源场站（风电248家/光伏46家） [58][63][70] - 用户侧包含普通市场化电力用户，其中110kV及以上用户采用"报量不报价"方式参与 [16][17] - 12座独立储能电站参与试运行，单站规模为50-100MW/100-200MWh，分布在豫北、豫南等区域 [3][4][61] 交易机制 - 燃煤机组采用分段报价方式，申报10个出力点及对应价格，最低限价50元/兆瓦时，最高限价1200元/兆瓦时 [24][27] - 新能源场站采用"报量不报价"方式，日前市场采用短期功率预测曲线，实时市场采用超短期预测曲线 [25] - 独立储能采用"报量不报价"，上网电量按分区日前价格结算，下网电量按全网加权平均价结算 [2][26] 结算规则 - 采用三部制结算模式：中长期合同电费、日前市场偏差电费、实时市场偏差电费 [32] - 新能源10%上网电量按实时现货价格结算，90%按现行方式结算 [34] - 独立储能因电网调度导致收益低于日前收益时，可获得差额补偿 [5][37] 风险控制措施 - 设置电能量度电盈亏限额：燃煤机组和用户侧为±0.02元/千瓦时 [52] - 独立储能每万千瓦日均收益不足0.765万元时予以补偿 [6][44] - 建立市场熔断机制，出现系统故障、重大自然灾害等9类情形时可暂停市场 [53][54]

核心观点 - 海南省发布《电力需求响应实施细则》征求意见稿，明确虚拟电厂、储能设施等可参与需求响应，并制定详细补偿标准[1] - 文件构建"需求响应优先、有序用电保底"的电力平衡保障模式，通过经济激励引导用户调整用电行为[11] - 建立包含电网企业、市场运营机构、经营主体三类成员的市场体系，规范准入条件与交易流程[12][13] 市场成员 - **电网企业**：海南电网及地方供电企业，负责技术支持系统建设、响应建议提出及资金结算[6] - **市场运营机构**：包括电力负荷管理中心（资源池建设、能力核验）、电力交易中心（注册审核、信息披露）、电力调度中心（缺口评估、安全校核）[7][8][9] - **经营主体**：电力用户（最小响应能力50千瓦）、负荷聚合商（最小1000千瓦）、虚拟电厂（聚合储能/分布式电源等，总调节能力≥1000千瓦）[14][18] 需求响应资源 - 涵盖工业生产用电负荷、建筑空调制冷负荷、冰蓄冷、储能设施、电动汽车充电桩及V2G等[2][17] - 鼓励"两高"项目资源优先参与[17] 交易品种与补偿标准 - **约定型削峰**：固定补偿1元/千瓦时（调用电量）+0.3元/千瓦·月（备用容量）[5] - **日前邀约削峰**：补偿单价上限1.5元/千瓦时[6] - **日内紧急削峰**：补偿单价上限2元/千瓦时[6] - **填谷类响应**：日前邀约上限0.3元/千瓦时，日内紧急上限0.4元/千瓦时[6] 准入条件 - **电力用户**：10千伏及以上用户可直接参与或通过代理参与，10千伏以下需代理参与[14] - **虚拟电厂**：需法人资格、独立核算，聚合资源通过省级认定[18] 实施流程 - **约定型响应**：年度/月度缺口预测→4月前发布邀约→"一次申报、周期滚动"→日前调用[25][26] - **日前邀约响应**：D-2日12:00前发布缺口→D-1日竞价出清→D日执行[27][28] - **日内紧急响应**：执行前5小时发布缺口→前3小时申报→前2小时出清[30][31] 结算机制 - **资金来源**：削峰资金来自尖峰电价增收及偏差考核费用，填谷费用由新能源/核电按上网电量分摊[41][42] - **发放方式**：日清月结，电网企业次月通过电费退补发放，虚拟电厂单独结算[43] 技术支持 - 新型电力负荷管理系统实时监测用户用电，评估响应效果[45] - 基线负荷计算采用5个样本日数据，剔除异常值后取平均值[34][35]

全球储能市场发展现状 - 2024年全球新增投运新型储能项目装机规模达74.1GW/177.8GWh，同比增长62.5%/61.9%，占新增电力储能装机的89%，创历史新高 [1][4] - 截至2024年底，全球新型储能累计装机规模首次突破百吉瓦，达165.4GW/381.7GWh，同比增长81.1%/87.3%，2014-2024年复合增长率68.6% [2] - 锂离子电池技术路线占比进一步提升，较2023年增长0.6个百分点 [2] 区域市场格局 - 中、美、欧三地新增装机占比90.1%，较2023年提升1.6个百分点，主导地位强化 [6] - 2024年新增装机Top10国家合计占比91.1%，亚太地区占Top10总量的71%，中国以43.74GW连续三年领跑，接近2-10位国家总和2倍 [6][8][9] - 第一梯队（>5GW）：中美断层领先；第二梯队（1-5GW）：日韩回暖，德国（3.92GW）、意大利（2.14GW）稳居；第三梯队（<1GW）：沙特（0.52GW）等新兴市场崛起 [9][10][11] 中国企业出海表现 - 2025年1-5月中国企业海外储能订单超120GWh，同比增长399.74% [1] - 比亚迪储能获智利1200MWh及3500MWh订单，楚能新能源在英国签约2500MWh项目，阳光电源在智利、南非分别落地1000MWh和612MWh项目 [13][15] 新兴市场潜力 - 中东地区加速发展，沙特通过"愿景2030"战略推动光伏+储能一体化项目，ACWA Power等本土企业与国际储能公司合作 [11] - 韩国工商储累计装机超1GWh，日本表前/表后市场同步增长，辅助服务改革与电价机制优化驱动需求 [14] - 未来中东、东南亚、非洲等新兴地区将成为重要增量市场，商业模式从政策驱动转向价值驱动 [12] 技术路线与项目特征 - 吉瓦级/吉瓦时级大型项目数量激增，推动市场规模快速扩容 [4] - 全球新增装机Top10国家中，韩国（1.36GW）时隔两年重返榜单，日本（1.27GW）排名上升1位 [8][10]

河南省第十批源网荷储一体化项目概况 - 第十批共63个项目纳入实施范围，总规模360.65MW，其中风电120MW、光伏240.65MW [1] - 项目分类：工业企业类35个、增量配电网类1个、农村地区类8个、其他类19个 [1][4] - 建设时间要求：光伏项目需在通知印发后6个月内开工，风电项目需在6个月内完成核准并在核准后12个月内开工 [1][5] 项目类型与储能配置要求 - 工业企业类项目：新能源自发自用，不反送电网，储能配置灵活无强制要求 [2] - 农村地区类项目：生产类企业配储不低于新能源规模的20%，整村开发类不低于50% [2] - 增量配电网类项目：储能配置比例原则上不低于15%，需具备2小时自平衡供电能力 [2] 河南省源网荷储一体化项目整体进展 - 累计已发布十批次478个项目，总容量7237.24MW（风电4328.85MW、光伏2908.39MW） [2] - 未来规划：到2027年实施1000个源网荷储项目，新增配储500万千瓦 [2] - 应用场景拓展：从工业企业、农村地区、增量配网延伸至基础设施、公共机构、算力等领域 [1] 第十批重点项目清单 - 工业企业类：包含中城幸福新能源24MW光伏、郑州煤电新密矿区4MW光伏等35个项目 [8][14] - 农村地区类：兰考县李家淖村3.8MW光伏、新蔡县佛图寺镇8MW光伏等8个项目 [19][20] - 其他类：郑州理工职业学院3.87MW光伏、京东兰考物流港3.4MW光伏等19个项目 [21][22] 项目变更与实施要求 - 9个已批复项目变更实施主体或建设模式，涉及河南金马能源7MW光伏等项目 [24][26] - 实施主体需依法办理土地、环保等手续，电力公司需无条件提供并网服务 [6] - 项目进展需按月上报，未按期开工项目将被调出项目库 [6]

项目概况 - 浪潮智能终端有限公司发布25年度储能电池单体框架采购项目竞争性谈判公告 要求投标人必须为储能电池单体生产制造商且需提供25年5月之前能证明储能电池单体出货总额不低于1GWh业绩要求的合同及发票 [1] - 项目名称为浪潮25年度储能电池单体框架采购项目 项目编号为ESTPFQ2025053000019 [1] - 采购人为浪潮智能终端有限公司 [1] 投标资格要求 - 响应人需在中华人民共和国境内注册并具有独立法人资格 [4] - 2022年1月1日以来无因投标方供货的储能电池单体的质量问题引起的重大安全事故 [4] - 响应人必须为储能电池单体生产制造商 不接受代理商响应 [4] - 最近三年内没有骗取成交和严重违约等重大违法记录 需提供通过信用中国网站的查询结果 [1] - 不接受联合体响应 [1] - 单位负责人为同一人或存在控股、管理关系的不同单位不得参加同一标段或未划分标段的同一采购项目 [1] 投标流程 - 有意参加报价者需在2025-06-03 10:00:00至2025-06-23 14:00:00登录浪潮电子采购平台下载竞争性谈判文件 [2] - 报价文件递交截止时间为2025-06-23 14:00:00 需通过浪潮电子采购平台提交 逾期送达将被拒收 [2] - 项目报价开启时间为2025-06-23 14:00:00 响应人需准时参加并在线签到 未签到视为承认报价开启记录 [2] 公告发布与联系方式 - 采购公告同时在浪潮电子采购平台和阳光采购服务平台发布 [3] - 采购人联系方式为济南市高新区浪潮路1036号 联系人为宋女士 电话为18290833612 [3] - 投标过程中报价操作问题及CA证书问题可咨询电话400-018-7703或添加指定QQ号 [3]

储能电站锂离子电池健康评估活动 - 中关村储能产业技术联盟启动第二期锂离子电池健康评估活动，旨在提升储能电站安全运行水平，响应电力行业"安全生产月"要求 [1] - 首期评估获得参与单位高度认可，本期活动完全免费且严格保密数据 [1][9] - 拟征集不超过15座储能电站/工商业储能项目，报名截至2025年6月30日 [7] 适用范围 - 适用于已投运的发电侧、电网侧储能电站及工商业储能项目 [2] 数据要求 - 数据规模不超过1个电池舱，需提供近半年内连续30天的运行数据 [3] - 运行数据类型包括簇电流、电池单体电压、电池温度，时间颗粒度≤5秒，电压采样分辨率≤5mV [3] - 需提供电池额定容量、安全电压上下限、SOC-OCV曲线、组串拓扑结构及电芯厂商信息 [3] - 数据文件需为可解码的CSV格式，附件1详细列出10项评估内容对应的数据需求 [3][11] 评估流程 - 通过分析历史运行数据评估电池健康状态及安全风险，最终形成评估报告并给出运维建议 [4] 评估机构资质 - 需具备锂离子电池健康评估相关专利、软著等知识产权 [5] - 需通过信息安全管理体系（ISMS）和信息技术服务管理体系（ITSM）认证 [5] - 需拥有数据分析技术工具及实际评估案例经验 [5] 数据样例规范 - 温度数据需包含时间戳及至少11个采集点温度值，示例显示各点恒温27℃ [13] - 单体电压数据需包含时间戳及至少10个电压值，示例显示电压稳定在3.201-3.203V [14] - 簇级数据必须包含簇电流，示例显示电流69.7A，电压范围3.228-3.235V，SOC 38%，SOH 95.9% [15] - SOC-OCV曲线需包含不同温度下充放电电压数据，示例显示15-45℃温度区间内电压随SOC变化趋势 [16][17] 行业动态关联 - 西北地区电力辅助服务市场价格机制已明确，青海储能调峰价格为0.3247元/kWh [18] - 青海新能源大基地配套储能电站EPC招标规模达63.75MW/127.5MWh [18] - 5月新型储能新增装机同比激增228%至15.85GWh，136号文配套政策成为各地关注重点 [18]

新能源上网电价市场化改革核心政策 - 湖南省出台《深化新能源上网电价市场化改革实施细则》落实国家136号文要求，区分存量和增量项目实施差异化电价机制[9][10] - 存量项目（2025年6月前并网）机制电价为固定0.45元/千瓦时，光伏扶贫项目100%电量纳入机制，其他项目按80%上网电量执行[2][3] - 增量项目（2025年6月后并网）通过竞价确定机制电价，2025年风电/光伏竞价区间为0.26-0.38元/千瓦时，执行期限10年[4][52] - 建立月度动态调整机制，保供紧张月份（1/7/8/12月）执行机制电量比例的1.2倍，消纳困难月份（3-6月）执行0.8倍[6] 竞价机制设计要点 - 竞价主体包括集中式/分布式新能源项目及聚合商，需满足核准备案、接入批复等资质要求[39][40][41] - 履约保函金额=申报电量上限×同类型电源平均上网电价×10%，延期投产每日扣0.5‰违约金[45][67] - 采用"报价从低到高"出清规则，最后入选项目报价即为统一机制电价，风电与光伏分开竞价[50] - 2025年首次竞价周期为6-12月，后续每年开展一次，未按期投产项目取消3年竞价资格[37][67] 绿电交易与结算规则 - 机制电量对应绿证划转至省级专用账户由用户共有，不得重复参与绿电交易[7][24] - 差价结算公式：（机制电价-市场均价）×机制电量，结算费用纳入系统运行费分摊[114][115] - 现货市场运行后，新能源电量分为机制电量（只参与实时市场）和机制外电量（参与中长期+现货）[25] - 分布式光伏可选择直接参与、聚合参与或作为价格接受者，电网需建立注册绿色通道[11][18]

公司增资计划 - 天合光能拟通过全资子公司天合能投向控股子公司天合储能增资8亿元，认购1.87亿元新增注册资本，增资后天合光能对天合储能的控制权比例将从57.17%提升至64.31% [1][10][13] - 增资目的为促进储能业务发展，提升天合储能整体竞争力，天合储能主营业务涵盖储能系统设备制造、发电配套系统集成及技术服务 [1][19] - 天合储能其他股东放弃本次增资优先认购权，交易构成关联交易但不构成重大资产重组 [10][13] 财务与估值数据 - 天合储能2024年营收29.37亿元，净亏损3.45亿元；2025年Q1营收2.69亿元，净亏损7715.65万元 [3][25] - 经收益法评估，天合储能股东权益价值40.25亿元，较账面价值增值24亿元，增值率163.87%，评估基准日总资产64.6亿元，负债47.69亿元 [6][26] - 交易定价参考评估结果，协商确定增资前天合储能100%股权价值为40亿元 [7][28] 交易结构与股权变化 - 增资完成后天合储能注册资本将从9.36亿元增至11.23亿元，天合能投持股比例升至64.31%，丽水星创持股降至30.83% [22][23] - 天合储能成立于2015年，法定代表人为倪莉莉，注册地位于常州光伏产业园，实缴资本与注册资本一致 [19][21] - 关联方丽水星创为天合光能实控人高纪凡间接控股企业，2024年末总资产8428.83万元，净资产3938.28万元 [15][16] 业务影响与审议程序 - 本次增资将增强天合储能资金实力，推动储能业务扩张，不影响上市公司合并报表范围及独立性 [34] - 交易已获董事会、监事会及独立董事专门会议审议通过，关联董事回避表决，尚需提交股东大会批准 [35][36][37] - 保荐机构华泰联合证券认为交易定价公允，决策程序合规，对中小股东利益无损害 [39]