项目合作与规模 - 新巨能与浙江荣盛控股集团签署575MWh工商业储能项目合作 为全球单体规模最大的两小时储能系统电站 [2] - 项目首次大规模采用储能电池加DC/DC模块作为不间断电源替代方案 远期容量预计突破1GWh [2] 技术方案优势 - 传统UPS电源采用铅酸电池存在使用寿命短 维护成本高和环境污染风险等问题 [4] - 新方案通过储能电池高能量密度 长循环寿命和无污染优势 结合DC/DC模块实现电压转换与功率调节 确保电网故障时无缝切换供电 [4] 运营效益与影响 - 项目通过谷时充电峰时放电策略显著降低用电成本 每年可为荣盛节约上亿元电费支出 [2] - 项目提供稳定电力支持 缓解电网调峰压力 保障地方能源安全并促进绿色低碳转型 [2] 行业动态与活动 - ESIE 2026被描述为储能产业发展的风向标 包含展位预订联系信息 [6] - 相关阅读提及全国最大用户侧储能项目开工 一期超100MW/400MWh 二期将增至1GWh [7]

2025年7月中国新型储能市场概况 - 国内新增投运新型储能装机规模3.24GW/8.79GWh 同比-35%/-26% 环比-28%/-23% 降幅较去年同期扩大10个百分点[2] 用户侧储能装机特征 - 用户侧新增装机252.3MW/529.7MWh 同比+9%/-1% 环比-41%/-49%[4] - 工商业场景装机205.4MW/435.7MWh 同比-3%/-11% 高耗能企业项目数量占比40%[5] - 电化学储能技术占比100% 磷酸铁锂电池功率规模占比近100% 出现全钒液流电池示范项目[6] - 应用分布中工商业（工业/产业园/商业楼宇）占主导 EV充电站/市政/海岛归类为其他[8] 区域市场表现 - 项目数量华东地区占比近50% 浙江省项目个数占全国20%居首[9] - 装机规模四川省占比30%全国第一 江苏省居华东区域首位[9] - 四川明确储能收益由峰谷价差收益+放电补偿费用组成[9] 备案项目动态 - 全国新增用户侧备案项目750余个 同比-35% 能量规模同比-20%[11] - 浙粤苏三省备案项目630余个（占全国84%）但全面下滑：浙江备案数/能量同比-25%/-9% 广东-29%/-7% 江苏-53%/-25%[11] - 新兴市场快速增长：安徽备案数同比+180% 四川上半年备案66个（显著超同期） 河南上半年备案570余个同比+21%[11]

新能源上网电价市场化改革 - 省内所有风电和太阳能发电项目上网电量原则上全部进入电力市场 通过市场交易形成电价 集中式新能源报量报价参与市场 分布式新能源可单体或聚合参与中长期和现货市场 [3][10][11] - 未报量报价参与市场的新能源接受现货市场同类项目月度分时点实时加权平均价格 2025年12月31日前分布式新能源接受月度全时点实时加权平均价格 [3][11] - 跨省跨区交易的新能源电量执行跨省跨区送电相关政策 [3][11] 存量项目机制执行 - 存量项目由国网湖北省电力公司确定并备案 定期在国网新能源云平台和网上国网公布 [3][12][13] - 机制电量比例上限集中式新能源12.5% 分布式新能源80% 光伏扶贫项目100% 各项目每年可自主确定执行比例但不高于上一年 [3][13] - 机制电价统一为0.4161元/千瓦时 执行起始月份2025年10月 执行至投产满20年或达到全生命周期合理利用小时数(风电36000小时 光伏22000小时) [3][4][13] 增量项目竞价机制 - 2025年6月1日起投产的增量项目每年动态调整全省增量新能源项目纳入机制电量的总规模 [5][13][14] - 单个增量项目通过竞价确定是否进入机制执行范围 竞价工作由省发改委牵头 省能源局和华中能源监管局参与组织 国网湖北电力具体实施 每年底前组织一次 [6][14][15] - 初期分风电和光伏两类竞价 综合考虑合理成本收益 绿色价值 电力市场供需形势 用户电价承受能力等因素确定竞价上限和下限 [6][14][15] 增量项目执行期限 - 入选的增量项目机制电价执行期限暂定12年 [6][16] - 分布式项目投产后连续两个自然年自发自用率高于全省平均水平10个百分点以上 执行期限可增加1年 最多不超过2年 [6][16] - 入选时已投产项目以入选时间为执行起始时间 未投产项目以申报投产时间为起始时间 实际投产晚于申报超过6个月则取消入选结果并取消投资方三年竞价资格 [6][16] 辅助服务市场价格机制 - 科学确定辅助服务市场需求 合理设置有偿辅助服务品种 明确辅助服务计价等市场规则 [7][18] - 电力现货市场连续运行期间 符合要求的调频和备用辅助服务费用暂按60%计入系统运行费并由工商业用户分摊 剩余部分由未参与电能量市场交易的上网电量分担 [7][18] 相关配套机制 - 优化代理购电电量采购机制 适时调整煤电容量电价标准 研究完善发电侧容量补偿机制 [8][18] - 新能源因自身报价高 未申报或申报量不足等因素未上网电量 不纳入新能源利用率统计与考核 [8][18] - 参与差价结算的电量不重复获得绿证收益 新能源项目原购售电合同价格条款对照本政策执行 [8][18]

项目招标概况 - 内蒙古能源突泉独立新型储能电站项目标段一规模500MW/2000MWh 共15家企业竞标 投标单价范围0.3896-0.52元/Wh 平均报价0.432元/Wh [2][3] - 苏尼特右旗标段二规模300MW/1200MWh 共14家企业竞标 投标单价范围0.3898-0.52元/Wh 平均报价0.432元/Wh [3][5] - 投标人可参与两个标段但仅能中标一个 按标段顺序优先推荐中标候选人 [6] 标段一投标详情 - 许昌许继电科储能技术有限公司报价最低 为0.3896元/Wh 对应总价7.7925亿元 [3][8] - 北京海博思创科技股份有限公司报价最高 为0.52元/Wh 对应总价10.4亿元 [3][8] - 比亚迪汽车工业有限公司报价0.396元/Wh 总价7.92亿元 交货期满足招标要求 [3][8] 标段二投标详情 - 许昌许继电科储能技术有限公司报价最低 为0.3898元/Wh 总价4.6777亿元 [5][11] - 北京海博思创科技股份有限公司报价最高 为0.52元/Wh 总价6.24亿元 [5][11] - 中车株洲电力机车研究所报价0.3981元/Wh 要求2025年9月29日开始交货 10月29日完成全部设备交付 [5][11] 技术规格与建设要求 - 突泉项目位于突泉工业园区 采用磷酸铁锂电池储能系统 为跟网型储能电站 本期一次建成 [5] - 多数企业交货期集中在2025年9月底至10月底 其中山东电工时代能源科技要求9月29日开始交货 10月29日完成 [8][11] - 厦门科华数能科技要求9月25日开始交货 10月25日完成全部设备交付 [8][12] 行业竞争格局 - 参与企业包括远景能源 阳光电源 比亚迪 赣锋锂电等头部储能系统集成商 显示行业集中度较高 [3][5] - 两个标段平均报价均为0.432元/Wh 反映当前大型储能系统设备采购市场价格竞争激烈 [2][3]

新能源发电就地消纳和直供电试点 - 支持广西钦州和甘肃酒泉采用绿电直连等新模式提升新能源就地消纳水平[1][8] - 推动新能源与产业集成发展 通过绿电直连 智能微电网和源网荷储一体化等模式促进就地消纳[10] - 国家发展改革委将研究完善新能源就近消纳价格机制以更好推动新能源就地就近消纳[1][8] 电力系统调节能力建设 - 印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025-2027年）》加强火电 抽水蓄能 新型储能 水电和负荷侧等调节资源建设[2][9] - 通过超长期特别国债对符合条件的新型储能改造等调节能力项目给予资金支持[2][9] - 加快建设全国统一电力市场体系 完善市场规则 推动调节资源通过参与电力市场获取收益[2][9] 储能价格机制与新模式 - 2021年7月完善分时电价机制 指导各地科学划分峰谷时段并扩大峰谷电价价差[3][11] - 2025年1月推动新能源上网电量全部进入电力市场 实现价格由市场交易形成[3][11] - 支持采用共享储能模式 推进共享储能与新能源联合运行以提升电力系统调节能力[4][11] 民营企业发展支持 - 2025年4月明确支持民营企业投资新型储能等能源新技术新业态新模式[12] - 探索拓宽融资渠道 支持能源领域民营企业发行上市 再融资 并购重组和债券融资[12] - 鼓励金融机构开发更多符合能源领域民营企业特点的专项信贷产品[12]

政策核心内容 - 河北省发展和改革委员会发布通知加快推进独立储能项目建设以提升电力调峰和新能源消纳能力[4] - 文件要求加快2022年清单内未全容量并网项目的剩余模块建设或调整申请[2][6] - 推动在建续建项目按批复时限建成并网以发挥电力调节作用[2][6] - 指导前期项目加快办理接入手续实现早开工早建设早投运[2][6] 项目准入与管理规范 - 允许已完成EPC招标、土地手续、电网接入手续、基础浇筑及设备进场的10万千瓦及以上储能设施申请纳入独立储能项目管理[3][6] - 需提供初设报告、不动产权证书、电网接入批复、图像证明、采购合同及资金支付回单等证明材料[3][6] - 申请截止时间为2025年8月29日[3][6] - 后续不再组织电源侧配建和共享储能转独立储能工作[3][6] - 电源侧配建和共享储能不享受独立储能价格政策[3][6] 项目清理要求 - 要求各市全面梳理2024年12月30日前批复但未开展土地、电网接入、EPC招标、进场施工等实质性工作的独立储能项目[3][7] - 需提出延期或核销意见并于2025年8月29日前报送省发展改革委[3][7]

公司业务表现 - 中电装储能2025年上半年国内及全球储能系统出货量均进入行业前五名 [3] - 公司累计储能系统出货量超过40GWh [5] - 成功中标华电集团、华能集团、中核汇能等央企集采项目 框架总规模超过36GWh [3] 近期项目中标 - 8月25日中标新疆华电乌鲁木齐光伏基地独立新型储能示范项目 容量100MW/400MWh [4] - 8月26日中标内蒙古能源赤峰市巴林左旗独立储能项目 容量400MW/1600MWh [4] 技术成就与项目经验 - 建成世界容量最大的海西州虚拟同步技术示范工程 [5] - 完成全球首个百兆瓦时智能组串式构网型储能项目 [5] - 建设国内首座集高效绿色智能的现代化储能基地 [5] - 已完成超过500个储能项目 [5] 国际市场拓展 - 户用储能产品出口至南非、德国、意大利等多个国家 [5]

核心观点 - 北京市通过制定《可再生能源开发利用条例实施方案》 全面推动可再生能源发展 重点包括新型电力系统建设 储能管理 氢能应用 绿电消费机制等 目标是在2025年及以后新建及改扩建数据中心实现绿色电力占比超过80% 2030年达到100% 并建立覆盖京津冀的氢能基础设施网络 [8][9][18][19] 可再生能源目标规划体系 - 将可再生能源开发利用纳入国民经济和社会发展规划及年度计划 加强组织领导和统筹协调 [10] - 编制《北京市可再生能源开发利用规划指引》 科学识别资源潜力 合理划定开发利用规划引导分区 [11] - 建立目标考核机制 研究分解各区可再生能源开发利用目标 编制《可再生能源开发利用考核工作方案》 建立目标引导机制和可再生能源电力消纳责任权重考核机制 [11] - 编制印发实施可再生能源开发利用规划 分类制定发展目标 布局 重点任务 重大工程等 [11] - 推动可再生能源与其他领域协同融合 将相关内容纳入电力规划 供热规划 水务规划等专项规划 并纳入国土空间规划 [12] 可再生能源推广应用 - 提升可再生能源发电装机规模 印发《北京市加快推动第五立面光伏应用的若干措施》 加快建筑 交通 水务等基础设施第五立面光伏规模化应用 规范风电光伏项目开发建设全流程管理 [13] - 强化区域能源合作 发挥京津冀能源专题工作组作用 印发京津冀能源协同发展年度计划 协同推进三地可再生资源开发利用 编制绿电交易实施方案 深化与内蒙古 山西 宁夏等能源资源富集地区政府间能源合作 [13] - 深化新型电力系统建设 制定《北京市新型电力系统建设实施方案》 构建坚强智能电网 提升电力系统灵活调节能力 推进配电网高质量发展 建立配电网可开放容量按季度发布机制 [14][15] - 建立健全新型储能管理体系 以房山新型储能电站应用示范区建设为契机 建立健全储能电站项目审批 建设 运行 监管体系 制定运行规范 监督管理相关制度 推进用户侧储电 储热等多领域示范应用 [15] - 推动可再生能源供热规模化发展 印发《完善市政府固定资产投资支持可再生能源供热项目管理有关工作的通知》 加强新能源项目储备 推进城市副中心地热能项目全生命周期闭环管理 因地制宜开发利用地热能 空气能 太阳能等 [16] - 统筹生物质能开发利用 推进生物质能多元化和梯级利用 提升生活垃圾焚烧发电设施效率 探索焚烧设施协同处置园林废弃物 农林废弃物路径 [17] - 推进氢能基础设施建设及多领域应用 推动建成覆盖全市 辐射京津冀的氢能基础设施网络体系 多元化布局本地制氢试点 做好制加氢一体站建设 积极谋划绿氢输送管道 推动内蒙古乌兰察布市绿电制氢项目输送通道建设 [18] - 建立健全可再生能源消费促进机制 稳定绿证市场供给 加快可再生能源发电项目建档立卡 推动多种可再生能源发电项目参与绿色电力交易 建立基于绿证的绿色电力消费核算机制 [19] - 推动2025年及以后新建及改扩建数据中心实现绿色电力占比超过80% 鼓励到2030年实现100% 鼓励行业龙头企业打造绿色产业链供应链 打造绿电工厂 绿电园区等 [19] - 加强宣传引导 编制《北京市可再生能源开发利用指南》 明确相关政策 标准 审批建设流程等 [20] 配套支持政策 - 支持科技研发和产业发展 支持企业 高等学校 科研机构参与建设可再生能源领域的科技创新平台和公共服务平台 推动相关重点实验室等科技基础设施建设 [21] - 印发实施《北京市绿色先进能源和低碳环保产业发展实施方案》 支持光伏 风电 地热 新型储能 氢能等符合区域产业布局的可再生能源产业发展 [21] - 推动可再生能源标准体系建设 支持企业 科研机构和行业协会积极参与各类标准制定 印发氢能产业标准体系 完善光伏发电 地热等重点领域地方标准 [21] - 加大资金支持力度 积极争取超长期国债 中央预算等国家资金 用好市政府固定资产投资 落实金融支持北京绿色低碳高质量发展意见 加大碳减排支持工具等央行货币政策工具在京实施力度 [22] - 创新绿色服务模式 鼓励金融机构深化绿色信贷 绿色债券 绿色保险等业务 加大对可再生能源企业绿色融资需求的支持力度 [22] - 健全可再生能源统计制度 优化各区可再生能源电力消纳统计方法 完善可再生能源供热统计规则 [23] - 严格监督考核 制定《建设项目可再生能源开发利用监督办法(暂行)》 对建设项目各环节落实可再生能源开发利用提出要求 [23] 组织实施 - 加强统筹协调 市发展改革委 市城市管理委负责整体部署和系统推进可再生能源开发利用工作 各区 各部门 各能源企业加强协同配合 [24] - 强化责任落实 各区 各部门 各能源企业主要负责同志履行"第一责任人"职责 各区落实主体责任 [24]

项目概况 - 滕州市健中能源科技发展有限公司作为招标人计划在枣庄市滕州经济技术开发区对37家企业实施分布式储能设备采购[2][3] - 项目估算投资金额为40000万元[4] - 预计招标公告发布时间为2025年9月[4] 技术规格 - 计划配置494台500KW/1MWH磷酸铁锂电池储能装置[3] - 单台储能装置容量为1兆瓦时（MWH），功率为500千瓦（KW）[3] 项目状态 - 项目目前处于招标计划公示阶段，具体执行细节将以后续招标公告和招标文件为准[3]

政策背景与目标 - 国家能源局西北监管局发布《西北区域跨省电力中长期交易实施细则——新型储能交易专章（征求意见稿）》 以推动储能行业健康发展并服务西北新型电力系统建设 [2][3] - 政策旨在落实党的二十大及二十届三中全会关于全国统一电力市场建设的决策部署 发挥新型储能在促进新能源消纳和保障电力供应方面的作用 [3] 新型储能交易定义 - 新型储能交易是以新型储能电站充电电量和放电电量为标的物的电力中长期交易品种 [5] - 该交易属于西北区域跨省电力中长期交易的组成部分 由电力交易机构按年 月 月内等周期组织 [5] 参与主体资格 - 参与新型储能交易的经营主体限定为独立储能电站 需具备独立计量 控制技术条件并接入调度自动化系统 [6] - 非独立储能电站在满足条件后可转为独立储能电站参与交易 [6] 交易机制设计 - 独立储能电站以批发用户和发电企业双重身份参与交易 充电时视为批发用户 放电时视为发电企业 但不可同时以两种身份交易 [7] - 交易组织方式包括双边协商 挂牌和集中竞价三种市场化模式 [7] - 独立储能电站优先保障权益省的电力平衡和新能源消纳需求 仅在权益省有富余调节能力时参与跨省交易 [7] 价格与结算机制 - 充电和放电交易价格完全通过市场化模式形成 [7] - 向电网送电时 相应充电电量免除输配电价和政府性基金及附加 [8] - 结算依据调度实际执行结果进行 采用日清分 月结算方式 电量不滚动调整 [9] 合同灵活性 - 允许开展独立储能电站充电或放电电量的合同转让交易 需经合同转出方与转入方协商一致 [8]