项目概况 - 山西芮城100MW/50.41MWh独立储能项目于7月22日顺利完成并网，是中国中车首个飞轮储能项目 [1] - 项目将为芮城地区电力系统稳定运行提供支持，并积累可复制推广的储能项目管理经验 [1] - 项目于2023年被列入山西省第一批新型储能项目建设库，是山西省第一批电力调频储能项目 [2] 技术方案 - 项目采用中车永济公司先进的混合储能技术路线 [2] - 总装机容量100MW，其中飞轮储能装机容量50MW/0.41MWh，磷酸铁锂储能装机容量50MW/50MWh [2] - 配套建设完整的电气、控制及土建工程，以及新建110kV升压站一座 [2] 项目管理 - 公司从立项之初确立精准管控、高效协同的管理理念，通过多维度举措保障项目高质量推进 [2] - 项目团队克服技术集成度高、系统协调复杂等挑战，较工期计划提前完成储能基地主体构建 [4] 战略意义 - 项目成功实践验证了公司在新能源领域的投资研判能力与项目管理水平 [4] - 为后续布局储能业务领域积累了核心经验，有助于构建"投资-建设-运营"一体化的储能业务体系 [4] - 公司将持续优化芮城储能项目运营管理，加快推进后续储能项目布局 [4] - 计划构建中车新能源"系统+"业务平台，打造系统解决方案 [4]

内蒙古能源储能项目招标 - 项目分为三个标段：化德50万千瓦/200万千瓦时独立储能项目、磴口县40万千瓦/160万千瓦时独立储能项目、巴林左旗40万千瓦/160万千瓦时独立储能项目 [1] - 投标人可参与多个标段但仅能中标一个 按标段顺序优先推荐中标候选人 若同一投标人成为多个标段第一候选人则优先推荐标段靠前者 [1] - 招标范围涵盖储能系统设备制造 出厂前试验 包装运输及现场交货 [2] - 具体产品数量和技术规格以招标文件为准 [3] 山东高速储能设备采购 - 采购总容量为195MW/390MWh磷酸铁锂电池储能系统设备 [4] - 采购内容包括生产 供应 运输 质保及售后服务等环节 [4] 中铁九局储能电站项目 - 二期建设规模为210MW/840MWh 采用磷酸铁锂电池 户外集装箱布置方案 [5] - 配置42个5MW/20MWh储能单元 每个单元含2套10MWh电池舱和1套变流升压舱 [5] - 变流升压舱包含5000kVA/37kV双分裂变压器和4台1250kW储能变流器 [5] 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 [7] - 江苏完成全国最大规模新型储能集中调用 涉及93座电站 [7] - 国家级零碳园区申报启动 要求科学配置储能并鼓励参与电力市场 [7]

公司技术突破与认证 - 永泰数能自主研发的480kW液冷超充堆成功获得新加坡陆路交通管理局（LTA）认证，成为全球首个获准商用的480kW液冷超充设施，创下行业内通过新加坡LTA认证的最高功率纪录 [1] - 该产品搭载液冷枪线技术和星环耦合柔性充电技术，峰值电流高达600A，最大功率480kW，实现"一秒一公里"的极速补能体验，使用效率提升30%以上 [2] - 产品内置智能管理系统，可实现车桩间毫秒级响应，精准调度功率需求，保障高效稳定运行 [2] 国际化战略进展 - 2024年4月产品率先获得TÜV莱茵新加坡TR25认证，2025年7月成功攻克新加坡LTA认证 [2] - 此前充电系列产品已通过欧盟CE认证和国际CB认证 [4] - 此次认证是公司在国际标准体系中的重要里程碑，为其国际化战略注入强劲动力 [2][4] 市场拓展计划 - 公司同步启动"东南亚超充网络建设计划"，以新加坡为战略高地，加速构建覆盖东南亚、辐射全球的超充网络 [1] - 认证成功标志着公司正式获得新加坡市场准入，将助力区域绿色交通升级 [1][4] 技术实力体现 - 新加坡LTA认证以对电子电气产品在技术安全、兼容性及可持续性方面的极致要求闻名，是顶尖技术实力与品牌公信力的权威背书 [2] - 480kW液冷超充堆展现了公司在充电产品技术上的行业顶尖水平 [2]

核心观点 - 活动聚焦新型电力系统建设背景下用户侧储能的发展路径，通过发布研究成果与多场景应用研讨，为负荷中心区域能源转型提供解决方案 [1] - "源网荷储智"协同发展正从战略构想加速走向实践落地，新能源行业处于市场化改革关键节点 [6] - 活动明确了三大关键趋势：储能投资逻辑向多元模式转型、现货市场与辅助服务机制重构储能价值评估体系、技术创新与场景融合成为突破盈利瓶颈的核心路径 [29] 研究成果发布 东部区域 - 东部区域（江苏、浙江、安徽、福建、上海）通过发展新型储能、需求侧资源和省间互济，预计2026~2027年发电侧排放达峰，2030年电网侧新型储能需达1459万千瓦，需求侧调节能力3330万千瓦，跨区输电容量12417万千瓦，三类资源保供潜力达最大用电负荷30% [9] - 2030年前新建新型储能比扩大跨区输电容量保供效果更好、成本更低，需求侧资源库可按8%或更高比例构建，重点省市可提高至10% [9] - 配套机制建议：建立市场化交易为主的省间协调互济机制，适时扩大价格上限以反映灵活性资源真实价值 [9] 南部区域 - 南部区域（广东、广西、云南、贵州、海南）预计2027年发电侧排放达峰，2030年电网侧新型储能需达2368万千瓦，需求侧调节能力3288万千瓦，省间互济规模7800万千瓦以上，保供潜力接近最大用电负荷30% [10] - 2027年前重点提升储能充放电效率并控制成本，优先发展需求侧资源，推动特高压通道向多元互济转变；2027年后探索长时储能技术，深入挖潜用户侧资源 [10] - 配套机制建议：建立储能容量补偿机制、降低用户侧资源参与门槛、优化跨区交易和输电价格机制 [10] 储能发展路径 - 东部和南部区域2030年电网侧新型储能规划装机分别需达1459万千瓦和2368万千瓦，2035年分别达3000万千瓦和3983万千瓦，重点发展方向为集中式新能源配储、分布式光伏配储和工商业储能 [11] - 近期新能源强制配储政策取消导致储能收益和需求承压，分时电价调整影响工商业储能收益稳定性，需优化规划布局、完善市场机制 [11] - 技术层面：近期以锂电池1-2小时储能为主，"十五五"后期需重点发展长时储能技术 [12] - 市场机制：省级层面需完善储能参与现货及辅助服务市场，区域层面建立跨省联合评估机制，优化储能调频容量申报规则 [12] 圆桌对话要点 - 高比例新能源需新型灵活性资源调节，储能规模化推广需聚焦安全可靠性和系统经济性 [17] - 跨区互济潜力未充分挖掘，需优化电网通道规划、鼓励虚拟电厂聚合平台建设 [19] - 电动汽车作为需求侧资源未来需发挥聚合商作用，形成规模化调节能力 [21] - 储能投资需转向"光储联合投资"和虚拟电厂布局，现货市场成熟将打开新盈利空间 [23] - 用户侧储能需跳出传统峰谷套利思维，积极参与电力市场创新 [25] - 虚拟电厂需解决"四可"技术瓶颈（可观、可测、可控、可用），建立行业标准和市场化机制 [27] - 市场机制是灵活性资源价值兑现关键，需丰富市场品种并保持规则稳定性 [29]

中欧企业家座谈会 - 国务院总理李强与欧盟委员会主席冯德莱恩共同出席中欧企业家座谈会 近60位中欧商会和企业负责人参与[1] - 中方参会企业代表包括宁德时代 天合光能 金风科技 明阳集团 正泰集团 京东 科大讯飞 中芯国际 中国长江三峡集团等龙头企业[2] 中欧经贸合作战略意义 - 中欧建交50年历程显示合作是唯一正确选择 双边贸易额和投资保持较快增长 双方企业民众均获益[4] - 当前国际经贸秩序受冲击背景下 中欧合作战略意义凸显 持续扩大贸易投资可增强经济韧性和活力[4] - 面对保护主义上升 中欧坚持自由贸易和多边主义 将为全球经济化和产供链稳定发挥中流砥柱作用[4] 重点合作领域 - 中欧可发挥经济互补优势 聚焦服务贸易 科技创新 绿色经济 第三方合作等领域培育新增长点[4] - 双方企业应深化产业投资 联合研发 市场拓展合作 中国将持续扩大开放 缩减外资准入负面清单[5] - 欧盟明确表示无意与中国"脱钩" 欢迎中国企业赴欧投资 将提供公平营商环境[5] 绿色能源合作 - 发布《中欧领导人关于应对气候变化的联合声明》 强调绿色伙伴关系是重要组成部分[6] - 加快全球可再生能源部署 促进绿色技术产品流动 使发展中国家也能受益[6] - 欧盟是中国储能企业出海战略要地 宁德时代2024年通过罗尔斯罗伊斯合作进入欧盟英国市场[7] - 宁德时代2025年发布全球首款可量产9MWh储能系统 产品已应用于全球1700多个项目[7] - 天合光能在欧洲光伏及储能项目达较高规模 与Power Electronics合作突破转型瓶颈[7] - 天合储能产品覆盖全球六大市场 累计出货10GWh 其中欧洲市场超2GWh[7] 行业动态 - 2025年上半年储能系统中标规模同比飙涨近3倍[8] - 工商业储能盈利难度升级 最大峰谷价差下降9% 江苏收益近腰斩[8]

储能行业2025年上半年市场概况 - 2025年上半年储能招标项目1291条（同比+27 3%） 中标项目949条（同比+13 9%） 覆盖EPC 储能系统 电芯等全产业链环节 [1] - 储能系统招标286条（同比+15 4%） EPC招标625条（同比+44 3%） [1] - 储能系统中标规模达11 2GW/86 2GWh（同比+278%） 其中集采/框采占比59 3GWh（同比+618 4%） [2] - EPC中标规模30 1GW/81 3GWh（同比+76%） [3] 市场竞争格局 - EPC中标企业382家（同比+16%） Top15企业市占率38 2% 能源建设集团和电力建设集团占主导 [5] - 储能系统中标企业124家（同比-31 1%） Top15企业市占率仅20 6% 中车株洲所 阳光电源领跑 [5] - 电芯厂家向下游集成领域渗透加剧系统市场竞争 [5] 技术路线分布 - EPC中标技术中锂离子电池占比93 7%（同比+2 1个百分点） 液流电池占比5 5% 全钒液流项目居多 [6] 采购模式变化 - 储能系统集采/框采占比达69%（同比+33个百分点） 海博思创 中车株洲所 比亚迪等头部企业优势显著 [9][11] 区域发展特征 - EPC中标集中在内蒙古 新疆 宁夏等西北资源区及云南 四川等西南清洁能源大省 江苏 广东 山东等沿海负荷中心需求上升 [13] - 内蒙古EPC中标规模领先 主要受益于当地0 35元/千瓦时 10年补偿期的储能政策激励 [13]

英国储能市场发展动态 - 2025年上半年英国储能项目装机规模达1.9GWh 同比增长78% 项目平均规模从63MWh增至92MWh [1][7] - 规划中储能项目容量达68GWh 另有超130GWh已获批准项目 较2024年上半年批准量猛增49% [2][9] - 2025年上半年申报容量突破30GWh 较2024年同期增长25% 二季度申报量创历史次高纪录 [2][3] 项目结构变化 - 申报项目平均容量达300MWh 远超2024年的230MWh 容量超100MW项目占比41% 去年同期仅22% [4] - 多家开发商提交GW级方案 如Fidra Energy的2.4GWh项目和NatPower的2GWh Brant项目 [4] - 独立储能电站占装机规模三分之二 其余主要与光伏配套 英格兰东南部为年度建设主力区域 [7] 区域分布与机制影响 - 东米德兰兹以6.7GWh申报容量领跑英格兰 西米德兰兹申报项目数量最多 [4] - 预申请项目容量超47GWh 新版上下限机制推动长时储能(LDES)项目申报激增 [5] - 2025年项目拒绝率较2022年翻倍 但获批容量已达2024全年总量的87% [8][9] 政策驱动因素 - 清洁能源2030目标推动产业变革 新老企业持续加码英国储能市场 [2] - 2024年四季度因电网改革新规引发申报激增 形成历史峰值纪录 [2]

河北鸿布能源独立储能电站项目EPC中标 - 项目规模为200MW/800MWh独立储能电站，招标范围涵盖勘察设计、设备采购、施工总承包及并网手续等全流程工作 [2] - 第一中标候选人为中国电建河北院与中铁电气化局联合体，投标报价7.77亿元，单价0.97元/Wh [2] - 第二中标候选人为中国电建河南院，报价7.95亿元，单价0.99元/Wh [2] - 第三中标候选人为河北能源工程设计有限公司，报价8.00亿元，单价1.00元/Wh [2] 2025年上半年储能行业动态 - 6月用户侧储能新增装机量达2025年新高，湖南、山东、安徽为装机主力地区 [3] - 工商业储能盈利压力加剧，2025H1峰谷价差政策调整导致最大价差下降9%，江苏地区收益降幅近50% [3] - 中国电建2025年上半年新型储能项目新签合同额达209亿元，涉及96个项目，6月单月订单规模超13GWh [4]

钠离子电池论坛概况 - 第四届钠离子电池产业链与标准发展论坛将于2025年9月16日—18日在山东威海举办，聚焦标准建设、技术研发及产业现状[1] - 主办方为中国电子技术标准化研究院和中关村储能产业技术联盟，拟邀请国家市场监管总局、工信部等政府部门领导及专家院士出席[1][4] - 论坛将公布第六批钠离子电池测评通过单位、第二批循环寿命1000次测评完成单位及首批低温性能测评参与单位，测评依据T/CNESA 1006—2025团体标准[1] 参会企业与活动安排 - 目前已有50余家企业参与测评，覆盖70个产品型号，包括中科海钠、华钠芯能、比亚迪旗下弗迪电池、鹏辉能源等头部企业[2] - 活动包含标准宣贯、政策研讨、产业链/应用端分论坛等环节，设置储能电站、电动自行车、家庭储能等应用场景专题报告[2][8][9] - 首日闭门会议讨论三项国家标准，涉及电能存储系统和小型动力系统的钠离子电池技术及安全规范[6] 产业政策与区域发展 - 国家政策推动钠离子电池产业化，2025年《新型储能制造业高质量发展行动方案》提出研发高性能硬碳负极材料及高容量正极材料，目标培育3—5家生态主导型企业[14][15] - 威海文登区重点布局新能源新材料产业，规划打造钠离子电池全产业链集群，已引入汉行钠离子等10余个项目，配套建设30万吨级港口物流设施[16][17][18] 往届论坛成果 - 首届论坛2022年线上举办，吸引数万人次观看[22] 第二届论坛2023年在无锡召开，线下参会近1000人，发布《2023年钠离子电池产业研究报告》[24] - 第三届论坛2024年在山西阳泉举行，参会超1000人次，涵盖标准研讨会、储能电站开发等议题[28]

辽宁省新能源上网电价市场化改革方案核心要点 一、存量与增量项目政策区分 - **存量项目**：2025年6月1日前核准(备案)并全容量并网的项目，机制电价固定为0.3749元/千瓦时，执行期限为剩余全生命周期合理利用小时数或投产满20年中的较早者，每年纳入机制的电量规模不高于上一年水平[12] - **增量项目**：2025年6月1日起投产的项目，通过竞价确定机制电价和电量，2025年竞价执行期限12年，纳入机制的电量比例为上网电量的55%[13][33] 二、竞价机制设计 - **价格区间**：2025年竞价上限0.33元/千瓦时(不超过燃煤基准价0.3749元/千瓦时)，下限0.18元/千瓦时，后续年度动态调整[34] - **出清规则**：采用边际出清方式，当边际项目入选电量低于申报量的40%时取消最后入选项目，按前一项目报价执行[36] - **分类竞价**：初期按海上风电、陆上风电、光伏三类分组，2025年首次竞价合并为风电与光伏两类[40] 三、电力市场配套机制 - **现货市场限价**：申报价格上限1.1元/千瓦时，出清价格上限1.5元/千瓦时，下限均为-0.1元/千瓦时[18] - **容量补偿**：对煤电和电网侧新型储能实施固定容量电价补偿，探索建立以供需为基础的容量市场[19][20] - **绿证交易**：机制电量对应绿证收益归全体工商业用户共有，绿电交易需明确电能量与绿证价格分离[15] 四、执行与监管措施 - **履约保函**：未投产项目需提交装机容量×年度利用小时数×竞价上限×10%的保函金额，延期投产每日扣减1‰[49][55] - **违规处罚**：串通报价等行为取消竞价资格，未按期投产超6个月扣除全额保函并禁止三年竞价[57][59] - **过渡期安排**：2025年底前增量项目暂按现行政策执行，后续衔接新市场规则[60] 五、技术支撑与流程 - **竞价流程**：每年8-9月启动，需提交核准文件、并网承诺等材料，资质审核后公示5个工作日[44][47] - **结算方式**：机制电量差价按(机制电价-实时市场同类项目加权均价)×实际上网电量计算[10][12] - **节点定价**：分布式光伏暂按用户侧参考价结算，后期过渡至节点实时市场价格[18]