政策数据概览 - 2025年4月共发布储能相关政策64项，其中国家层面8项，地方层面56项 [2] - 地方政策中广东发布最多（6项），山东、安徽、浙江各发布4项 [2] - 非常重要类政策占比61%（39项），涉及电力市场、辅助服务、发展规划、电价政策等类别 [2][3] 国家层面核心政策 - 首批车网互动试点确定9个城市（上海/广州/深圳等）和30个项目，推动电动汽车与电网双向互动 [7] - 第二批绿色低碳示范项目清单纳入101个项目，其中储能设备超50个，总规模达5.4GW/24GWh [7] - 《电力辅助服务市场基本规则》明确储能/虚拟电厂等新型主体可参与调峰/调频等服务，独立储能按上网电量参与分摊 [7] - 电力现货市场建设提速，要求2025年底前基本实现全覆盖，用户侧主体需参与申报/结算 [8] 地方储能发展规划 - 广东2025年重点建设项目含20个储能项目，总装机3406MW/7012MWh [9] - 安徽合肥新站区目标2025年新型储能产业营收300亿元，装机规模80MW [9] - 江西要求独立储能年调用不低于350次，充电电量免输配电价 [9] - 吉林规划2030年新型储能规模达3GW，2027年目标1GW且年循环300次 [10] - 合肥市计划2025年建成60座兆瓦级储能电站，其中5座百兆瓦级电网侧项目 [10] 新能源配储政策 - 河南第八批源网荷储项目纳入42个（含35个工业类） [12] - 东莞要求2025年分布式光伏达3GW，2MW以上项目按8%比例配储 [12] - 成都按区域要求分布式光伏配储20%-50%/2h，V2G项目放电补贴5元/kWh [12] 电力市场动态 - 青海/宁夏开展现货结算试运行，储能准入标准为10MW/2h以上 [14][15] - 广东修订2025年电力市场细则，南方电网推动新能源"报量报价"参与现货 [15] - 新疆允许新型主体参与中长期交易，2024年已注册17家新型主体（含4家独立储能） [16] 辅助服务机制 - 东北调峰交易报价上限0.3564元/Wh（辽宁最高0.3749元/Wh） [18] - 湖北/江西/重庆调频报价区间5-15元/MW，性能系数要求≥0.6 [18] - 南方区域独立储能需提供1小时调频响应，新疆调频容量门槛10MW [19] 电价政策调整 - 安徽新增午间低谷时段，江西3-11月设3小时谷段（含2小时深谷电价下浮70%） [21] - 四川夏季高峰时段延长至10小时，江苏优化分时电价结构促新能源消纳 [21][22] 补贴与管理规范 - 广州对国家/省级储能示范项目最高奖励1000万/500万元 [24] - 杭州发布储能电站防火设计导则，要求500kW/500kWh以上项目符合消防标准 [25] - 浙江要求10kV及以上储能具备一次调频、惯量响应等功能 [25] - 安徽2025年底前完成储能电站安全改造，严控事故企业参与建设 [26] 示范项目进展 - 山西调整新型储能项目库，拟入库119个（24.1GW/47.15GWh） [28] - 江西独立储能示范要求电化学项目规模50-200MW/1-2h，2026年6月底前投产 [28]

甘肃省储能项目发展 - 甘肃省首个百兆瓦级独立储能电站通渭易恒宸100MW/400MWh项目正式完工，总投资8亿元，占地39亩，采用锂电池储能方式建设 [1] - 电站配备智能液冷变频热管理系统，直流侧系统效率高达95%以上，具备在线监测、调峰、电网波动抑制等多重功能 [1] - 电站将带动储能装备制造、运维服务等上下游产业发展，是清洁能源产业的关键工程 [1] 甘肃省储能行业动态 - 甘肃2025省列重大建设项目名单显示储能规模超12GWh [2] - 甘肃计划打造全国新能源装备基地，新型储能目标2030年达10GW [2] - 国内最大电化学储能项目2.4GWh在甘肃庆阳开工，采用分散式储能技术 [2] - 甘肃首个大型全钒液流共享储能电站97.5MW/390MWh在瓜州开工建设 [2] 行业交流与政策关注 - 联盟官微关注政策、项目、企业及市场活动 [5] - 联盟提供入会、入群、产业交流及活动对接服务 [5]

内蒙古新型储能发展 - 2025年一季度内蒙古新型储能累计调用充电电量7.3亿千瓦时 同比大幅增长420% 累计调用放电电量6.3亿千瓦时 同比增长446% 显示调用水平显著提升 [1] - 2024年内蒙古新增新型储能装机规模708万千瓦 同比增长2.4倍 累计建成装机达1086万千瓦 实现跨越式增长 [1] - 内蒙古通过示范项目与专项行动推动储能发展 并出台支持政策与实施细则 确保新型储能高效调度运用 [1] 储能电站运营模式与收益 - 内蒙古新型储能通过峰谷分时电价 电力市场交易 放电量补偿等多渠道获取收益 [2] - 锡林郭勒盟百利格储能电站2025年1-4月累计上网电量4035万千瓦时 综合利用率达94% 等效全容量充放电116次 平均单日充放电1次 [2] - 该电站参与电力现货市场实现充放电平均价差0.35元/千瓦时 经济收益良好 [2] 行业动态与规划 - 内蒙古独立储能可获得10年容量补偿 2025年补偿标准为0.35元/千瓦时 [3] - 2025年内蒙古计划新开工新型储能10GW 新投产6GW 装备制造能力将满足5GW装机需求 [3] - 内蒙古新型储能累计装机达10.32GW 规模位居全国第一 [3]

奖项设置 - 2025年度中国能源研究会能源创新奖设立能源科学与工程奖、技术发明奖、科技进步奖和青年科技奖四类奖项，每年评选一次 [2] - 能源科学与工程奖、技术发明奖、科技进步奖分设一等、二等、三等三个等级，授奖比例控制在申报总数的35%至45% [2] - 青年科技奖不设等级，授奖名额不超过60名，候选人需满足年龄限制（男性≤40周岁/1985年后出生，女性≤45周岁/1980年后出生）[3] 申报流程 - 申报时间窗口为2025年5月8日至8月20日，逾期无效 [3][9] - 能源科学与工程奖、技术发明奖、科技进步奖接受自行申报（需为中国能源研究会单位会员）和推荐申报两种方式，主要完成人前3位需为个人会员 [3] - 青年科技奖仅接受推荐制申报，候选人需为个人会员且两年内不可重复申报 [3] 材料提交 - 电子版材料需包含申报书/推荐书、项目简介、统计表等，合并为PDF文件于8月20日前发送至指定邮箱 [4][5][9] - 纸质材料需提交签字盖章的A4规格申报书原件1份，副理事长单位需统一邮寄申报书和推荐函 [8][9] - 中关村储能产业技术联盟将作为储能专委会秘书处择优推荐项目 [11] 配套文件 - 申报需参照《能源创新奖管理办法》《2025年度申报指南》《推荐名额》等文件 [10] - 附件包含项目申报书模板、推荐书模板、统计表等9类标准化文档 [12]

广东省新能源增量项目竞价规则 - 竞价组织时间：2025年中期将组织首次竞价交易，范围为2025年6月1日后投产、核准、备案的新能源项目，参与首次竞价的项目需在2025年12月31日前投产 [9] - 竞价电量规模：每年新增纳入机制的电量规模由广东省发展改革委、广东省能源局确定，并在竞价前予以公布 [2] - 机制电量申报比例上限：不高于90%，对于竞价周期内已成交的中长期交易电量、绿电电量，相应调减竞价申报比例上限 [3] - 竞价机制：采用集中竞价方式，按新能源项目报价从低到高排序，价格相同时按申报时间优先确定排序，竞价总规模内的新能源项目全部成交，入选项目机制电价按最高报价确定 [4] - 机制电价执行期限：海上风电项目14年、其他新能源项目12年，到期后不再执行机制电价 [5] 新能源项目投产时间认定 - 10千伏及以上新能源项目：按照电力业务许可证明确的并网日期、项目质量监督并网意见书出具时间，取二者的最后日期确认 [6] - 6MW以下等豁免电力业务许可证办理和豁免开展质量监督的项目：以项目业主出具的正式投产时间文件进行认定 [7] - 10千伏以下新能源项目：由属地电网企业提供，以满足备案证容量的最后一批项目的并网验收时间作为投产时间 [7] 不按期并网处罚 - 投产时未满足"四可"要求的光伏、风电项目，在满足要求前机制电量自动失效、不予结算 [8] - 实际投产时间较申报时间延迟6个月以内，可保留竞价结果，延迟6个月及以上则取消竞价资格 [8] 结算规则 - 存量项目的机制电价和机制电量比例按照《广东省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实施方案》执行 [10] - 增量项目的机制电价按照电力交易机构提供的竞价结果并结合执行期限执行 [10] - 机制电量比例按方案或电力交易机构提供的竞价结果、以及新能源项目申请调整的结果取小执行 [10] 新能源参与电力市场交易 - 省内新能源场站上网电量全部进入电力市场 [47] - 参与方式包括报量报价参与现货市场、聚合为发电类虚拟电厂报量报价参与现货市场、作为价格接受者参与现货市场 [47] - 报量报价参与现货市场的新能源交易单元电能量电费包含中长期合约电能量电费、日前市场偏差电能量电费、实时市场偏差电能量电费等 [53]

中国中车近期重大合同公告 - 公司及下属企业近期签订六项重大合同，总金额约547.4亿元人民币，占公司2024年营业收入的22.2% [4][5] - 城市轨道交通领域合同金额182.2亿元人民币，涉及深圳地铁、杭州地铁、港铁中铁电化等企业 [4] - 动车组销售合同金额151.2亿元人民币，客户包括中国国家铁路集团和广湛铁路公司 [4] - 动车组高级修合同金额105.5亿元人民币，服务对象为国铁集团下属各路局公司 [4] 新能源业务发展 - 风电设备及储能设备销售合同金额53.6亿元人民币，合作方包括内蒙古三峡蒙能、金风科技、中国能建东北电力等 [1][7] - 机车销售合同金额32.3亿元人民币，客户包括国铁集团和大秦铁路 [7] - 货车修理合同金额22.6亿元人民币，服务对象为国铁集团下属各路局公司 [7] 储能业务拓展 - 中车株洲所在ESIE 2025展会上全球首发6X储能电池舱，并与鹏辉、楚能、瑞浦兰钧、国轩等电池厂商建立合作关系 [8] - 中车株洲所在湖南株洲建成总投资50亿元人民币的零碳产业园 [8] - 南方电网储能公司与中车株洲所成立合资公司 [8]

储能电站项目中标 - 联特云储(青岛)智能科技有限公司在青岛莱西市建设100MW/200MWh磷酸铁锂电池储能电站示范项目 [1] - 中国电建集团江西省电力设计院有限公司联合东方旭能(山东)科技发展有限公司和广西民海能源有限公司中标该项目 [1] - 中标价格为27164万元 折合单价1.358元/Wh [1] 新型储能行业动态 - 一季度新型储能项目新增装机量首次下降 达到5.03GW/11.79GWh [2] - 4月储能行业盈利呈现分化态势 龙头企业展现出较强抗风险能力 [2] - 《储能产业研究白皮书2025》预测2030年中国新型储能市场累计装机将超过200GW [2]

我国新型储能行业发展现状 - 截至2024年底我国电力储能累计装机达137.9吉瓦同比增长59.9%其中新型储能装机78.3吉瓦同比增长126.5% [11][13] - 新型储能首次超越抽水蓄能成为电力系统第二大灵活性调节资源技术路线包括锂离子电池、压缩空气储能、液流电池等具有建设周期短、响应速度快等优势 [11][13][14] - 行业进入规模化阶段2024年新增储能企业8.9万家企业总数超28万家百兆瓦级项目增速显著包含三百兆瓦级压缩空气储能、六百兆瓦级锂电池储能等项目 [14] 新型储能技术多元化发展 - 锂离子电池占比最高非锂技术加速产业化压缩空气储能向三百兆瓦级以上发展液流电池、钠离子电池实现百兆瓦级应用 [14] - 新技术如独立飞轮储能、重力储能、液态金属储能逐步落地呈现多元化发展态势 [14] 行业发展面临的挑战 - 核心技术尚未完全突破包括电化学储能耐高温隔膜材料、飞轮磁悬浮轴承等技术材料与产品无法满足大规模应用需求 [16][17] - 市场机制不完善电源侧调频价格不稳定电网侧多重功能商业模式未建立用户侧依赖峰谷价差收益模式单一 [17] - 技术标准体系不健全检测认证不充分项目准入评价标准缺失全生命周期管理体系未建立 [17] 推动行业高质量发展的建议 - 强化技术创新攻关低成本、高安全性技术建设研发中心形成系统化技术布局 [19] - 完善价格机制明确行业主体地位出台财税优惠政策形成发电侧、电网侧、用户侧差异化价格体系 [19] - 健全标准规范推进检测认证体系开发专用测试设备构建全生命周期管理体系 [20]

零碳园区建设指南核心观点 - 江苏省提出零碳园区建设框架，要求通过新型储能配置、微电网协同、能碳监管平台等技术手段实现园区碳中和目标 [1] - 文件适用于省级及以上开发区，要求3年内无重大安全环境事故，建设范围可为整体园区或"园中园" [10][15] - 提出7大类28项绩效指标，包括单位能耗碳排放<0.3tCO2/tce、非化石能源占比≥80%、光伏覆盖率≥75%等强制性指标 [31][34] 能源系统建设 - **储能配置**：要求在电网/电源/用户侧配置新型储能，容量≥日均用电量10%，支持多元化技术应用 [1][20][31] - **微电网发展**：推动数字化微电网建设，实现新能源/负荷/储能聚合调控，与主网分层分级协同运行 [1][20] - **绿电供应**：要求可再生电力消费占比≥70%（含绿证），开发分布式光伏/风电，推进电能替代和绿证交易 [19][20][31] 基础设施要求 - **建筑标准**：新建公共建筑需达二星级绿色标准，超低能耗建筑面积≥3万㎡，推广光伏建材/热泵技术 [21][31] - **交通体系**：新增车辆100%使用新能源，布局充换电/加氢站，建设智慧路灯等辅助设施 [21][31] - **数字基建**：数据中心PUE需优于国家要求，通过水冷/余热回收等技术实现节能 [21] 产业运营管理 - **企业要求**：规上企业100%完成清洁生产审核，50%以上开展碳足迹认证，80%披露环境信息 [24][31][34] - **技术创新**：鼓励CCUS/BECCS技术应用，探索绿氢制备/燃料电池等场景，研发经费投入强度≥4% [28][29][34] - **监管平台**：建设能碳监管系统集成电/热/冷等多维数据，实现实时监测和碳排放溯源 [1][26] 循环经济措施 - **资源利用**：要求工业固废利用率≥80%，余热利用率≥50%，推动中水回用和伴生资源综合利用 [25][31] - **产业链协同**：通过延链补链形成闭环物料流，建立绿色供应链管理体系，培育绿色工厂占比≥30% [23][24][31] 政策实施机制 - **评价体系**：将指标分为强制类（一类）、参考类（二类）和激励类（三类），实施分级考核 [34] - **服务支撑**：构建一体化低碳服务平台，提供碳资产/绿电交易等服务，与省级系统互联互通 [27]

据南方电网云南电网公司消息，保山水长600兆瓦/ 1200兆瓦时储能电站近日正式投产并 网，成为云南省单体规模最大的集中式共享储能项目。这座矗立在滇西高原的巨型"电力 充电宝"年均调峰电量预计超3亿千瓦时，将为区域能源结构优化和绿色低碳发展注入强劲 动力。 作为云南电网"十四五"能源规划的重点项目，保山水长储能电站在用电高峰或用电低谷等 时段，能以6 0 0兆瓦功率进行充电或放电，最多能存储1200兆瓦时电能。保山地区拥有丰 富的光伏、风电资源，水长储能电站能与当地光伏、风电等新能源项目协同运行，有效实 现"风光水储"多能互补，显著提升了电力系统的稳定性和可靠性。 同时，该项目将有效化解保山地区新能源发电的间歇性波动难题，通过精准调节电力出 力，不断提升电网调峰能力，持续增强可再生能源消纳水平，极大降低新能源并网对电网 稳定性的潜在影响。 文 | 云南网 保山水长储能电站 云南首家独立储能参与电力市场化交易 云南规模最大新能源集群项目投产：配套600MWh储能电站，接入3GW新能源 相关阅读 100MW/400MWh！云南省首个全钒液流长时储能项目开工 联盟官微 关注政策、项目、企业、市场活动 联盟官方小秘书 ...