行业整体招标规模 - 2025年10月储能系统招标规模达2.9GW/11.2GWh，功率同比下降21.0%，能量同比下降11.3%，功率环比下降2.6%，能量环比增长15.4% [3][5] - EPC（含PC）招标规模达5.1GW/14.2GWh，功率同比下降11.3%，能量同比下降7.8%，功率环比下降60.9%，能量环比下降58.3% [3][5] - 储能招标标段数量为175条，同比下降28.6%，环比下降34.0% [3] 市场周期与需求基本面 - EPC招标能量规模环比下降超50%，主要受储能项目建设周期规律影响，年底并网节点临近使市场重心转向项目建设和调试 [2][5] - 储能系统招标能量规模环比实现15.4%增长，显示市场基本面需求依然坚实 [2][5] - 10月出现多个4小时和6小时储能项目招标，长时储能项目总规模达5.6GWh [5] 技术趋势 - 长时储能技术趋势显著，多个4小时及以上项目招标反映市场对储能电站长时间调节能力需求增长 [2] - 构网型储能技术在新疆等新能源富集地区成为新建项目关键技术选择，旨在增强电网稳定性 [2] - 新疆阿克苏区域GWh级独立储能项目采用磷酸铁锂电池技术，并结合构网型技术增强新能源消纳能力 [11] 应用场景分布 - 10月EPC招标中电网侧招标规模达11.8GWh，同比增长46.4%，但环比下降59.3%，占比下滑7.7个百分点 [7] - 用户侧EPC招标规模达1.7GWh，同比大幅增长220.1%，环比下降26.5%，降幅低于整体EPC招标 [7] - 用户侧场景多元化，包括EV充电站、市政机关、商业楼宇、产业园、矿区/油田、轨道交通等 [10] - 宁夏地区用户侧EPC招标占比超50%，宁东现代煤化工产业绿电园区GWh级项目助力解决工业绿色用能难题 [11] 区域市场格局 - 新疆地区EPC招标规模4GWh位列全国第一，主要因阿克苏区域多个GWh项目招标，其中库车市两个项目规模合计3.2GWh [11] - 宁夏地区EPC招标规模2.4GWh，用户侧应用突出 [11] - 新疆凭借丰富风光资源和强大电网调节需求成为EPC招标绝对主力区域 [2] 市场竞争主体 - 储能系统招标主体共66家，同比下降7.0%，环比持平；EPC招标主体共87家，同比下降25.6%，环比下降41.2% [13] - 中国电建集团湖北工程有限公司以3GWh招标规模位列储能系统第一；新疆保铁节能有限责任公司位列EPC招标第一 [13] - 市场参与主体多元化，除"中"字头头部企业外，地方性能源公司和民营企业参与度逐渐提高，带来更多商业模式和应用场景 [2][13]

文章核心观点 - 压缩空气储能行业正迎来大规模投建热潮，已具备商业化发展条件并可能进入爆发性增长阶段 [8][9][20][21] 项目投建动态 - 云南能投拟投资18.72亿元建设昆明安宁350MW/1750MWh压缩空气储能示范项目，资本金税后内部收益率5.5%，投资回收期17.91年 [6] - 项目利用昆明盐矿退役盐穴作为储能载体，采用非补燃式工艺，充电8小时，发电5小时，年利用小时数不低于1300小时，建设工期18个月 [10] - 2024年10月下半月，除云南项目外，另有3个大型压缩空气储能项目取得进展：乌鲁木齐达坂城350MW项目通过可研评审、陕西铜川350MW/1400MWh项目开工、内蒙古乌兰察布1050MW/6300MWh项目进入全面实施阶段 [12] 行业发展数据 - 2024年国内新签约压缩空气储能项目规模达6.8GW，同比增长21% [12] - 截至2024年5月底，国内已投运压缩空气储能项目共13个，累计装机接近1000MW [12] - 截至2024年6月底，国内新型储能累计装机平均储能时长2.3小时，2024年上半年新增装机平均时长为2.6小时，显示储能时长延长趋势明显 [14] 政策驱动因素 - 国家能源局《新型电力系统发展蓝皮书》规划2030-2045年重点发展10小时以上长时储能技术，压缩空气储能被列为重点技术路线 [14] - 地方政策如山东省明确支持压缩空气等长时储能发展，符合条件的项目优先入库并可按核准容量2倍计算储能容量 [16] - 云南省能源局鼓励集中共享储能项目以全钒液流、压缩空气储能等长时储能为主，改变此前磷酸铁锂技术路线单一局面 [6] 技术比较与优势 - 压缩空气储能时长普遍在6-8小时，少数可达10小时，优于锂电池储能的2-6小时，且比抽水蓄能选址更灵活、投资周期更短 [16][17] - 行业积极探索利用废弃盐穴、油气田等地质条件建设储能项目，以突破地理限制并降低成本 [21] 经济性分析 - 云南能投压缩空气储能项目内部收益率5.5%，与南网储能新型储能站约5%的收益率接近，且高于抽水蓄能项目6.5%的长期收益率水平 [19] - 压缩空气储能已迈过大规模商业化发展门槛，经济性大幅提升 [20]

合作协议与项目详情 - 海辰储能与以色列最大EPC总承包商之一El-Mor签订战略合作协议[1] - 双方将采用海辰储能自主研发的∞Power 6.25MWh 4h储能系统，在以色列部署总规模达1.5GWh的长时储能系统项目[2] - El-Mor将为多个项目设计并建造储能系统及相关基础设施，总规模达300MW/1.5GWh，其中包括位于RAMAT BEKA的1GWh光伏+电池储能系统项目[3] 公司订单与市场表现 - 截至2025年下半年，海辰储能累计欧洲在手订单超25GWh，长时储能项目占比达70%[6] - 2025年截至目前，海辰储能的累计总订单规模超44.5GWh[7] - 公司近期订单包括与Aton Energy、博达新能的10GWh储能项目，与欧洲Energy 3000的1GWh高性能储能系统，以及与欧洲光储EPC Solarpro的2GWh供货协议等[9][10] 长时储能行业趋势与公司布局 - 当新能源发电占比超过20%时，4小时以上长时储能即成为刚需；占比达50%-80%时，储能时长需提升至10小时以上[7] - 中国2024年可再生能源发电占比已达35%，但新型储能平均时长仅2.3小时，4小时及以上装机占比不足16%[7] - 海辰储能在2022年超前布局长时锂电池储能，推出全球首款千安时级长时储能专用电池，并成为全球首个实现长时锂电池储能大电芯量产的企业[7] 产能与技术实力 - 海辰储能投资超130亿元，于山东荷泽打造全球首个长时储能零碳产业园，规划建设年产能为30GWh储能电池和20GWh储能系统的智能制造工厂[8] - 产业园采用海辰第五代智能生产线，单线产能大于10GWh[8] - 公司为以色列项目提供交直流一站式解决方案"能源设备套件"，将电池集装箱、PCS、中压变压器等整合至统一平台[3]

固态电池与钠电行业活动 - 2025起点固态电池行业年会暨固态电池金鼎奖颁奖典礼定于2025年11月8日在广州南沙国际会展中心举办，活动主题为“聚焦新技术 共建新生态”，规模预计超过1000人 [2] - 同期举办CINE固态电池展、CINE钠电展以及2025起点钠电行业年会暨钠电金鼎奖颁奖典礼 [2] - 活动获得茹天科技总冠名，并有包括金钠科技、天能钠电、派能科技、中科固能、浙江锋锂等在内的众多行业企业参与演讲、赞助或参展 [2][4] 海辰储能国际市场突破 - 海辰储能与以色列EPC总承包商El-Mor签订战略合作协议，将在以色列部署总规模达1.5GWh的长时储能系统项目，此为公司在国际长时储能市场的重要突破 [2] - 合作项目总规模为300MW / 1.5GWh，其中包括位于RAMAT BEKA的1GWh光伏+电池储能系统项目，该项目是该地区规模最大的同类工程 [3] - 海辰储能将为此项目提供其自主研发的∞Power 6.25MWh 4h储能系统，该系统是交直流一站式解决方案“能源设备套件（EEP）”的一部分 [4] 以色列能源转型与长时储能需求 - 以色列正加速拓展可再生能源组合以减少对化石燃料的依赖，导致电网侧储能需求增长，以支持可再生能源并网并保障电网稳定 [3] - 长时储能解决方案被视作清洁能源转型的关键支撑，能在新能源发电高峰时段消纳多余电量，并在发电量低时释放电力，以平抑新能源的波动性和间歇性 [3] - 此次合作旨在结合El-Mor在大型光伏项目及储能系统方面的本土EPC专长与海辰储能的解决方案优势，为以色列新能源并网与电网稳定运行提供支持 [4]

项目概况 - 青海亿储格尔木350兆瓦塔式光热发电项目于2025年10月16日举行开工仪式 [1] - 项目采用“三塔+三镜场+分布式储能”布置方案，是全球单体规模最大、镜场反射面积最大、储能规模最大、年设计发电量最高的光热发电项目 [2] - 项目建成后每年可产生约9.6亿千瓦时清洁电量，满足20万户家庭全年用电需求 [1] 技术优势与特点 - 光热发电采用“光—热—电”转化路线，通过熔盐储热实现长时储能，可在无光情况下持续供电，克服了光伏发电的间歇性和不稳定性 [3] - 青海亿储项目配备的储热系统能支撑电站在无阳光情况下持续满负荷发电14小时，储能规模远超电化学储能 [5] - 光热发电具有旋转惯量和优良调频性能，可为电网提供电压支撑和短路容量，提高电网稳定性 [5] - “分散集热、集中发电”的核心逻辑破解了传统单塔光热电站规模化发展的成本效率瓶颈 [2] 行业发展历程 - 2012年中国能建参与设计的亚洲首座兆瓦级塔式光热发电项目并网，使我国成为全球第四个掌握该技术的国家 [6] - 2018年中国电建承建的摩洛哥努奥三期150MW塔式光热电站投运，为当时世界最高光热集热塔项目 [9] - 2019年中国电建自主投资建设的青海共和50MW熔盐塔式光热发电项目并网，成为首批示范项目标杆 [9] - 2020年敦煌大成50MW项目和中广核德令哈50MW项目投运，填补了两种技术路线商业化应用空白 [10] 企业布局与规模 - 中国电建参与17个光热项目，总装机1590MW，涵盖吐鲁番托克逊100MW、若羌100MW等多个在建项目 [12] - 中国能建在建投资项目达5个，总装机500MW，同时承担多个项目EPC任务 [12] - 国家能源集团推进青豫直流二期100MW塔式项目、敦煌70万千瓦“光热+光伏+风电”项目 [12] - 中国华能、中国华电、大唐集团、中国广核集团等均在西北资源富集区布局光热项目，总规模从600MW至950MW不等 [12] 未来发展趋势 - 技术效率将向高参数、智能化升级，700℃级熔盐储热、超临界CO₂发电技术有望落地，AI预测性维护和数字孪生平台将普及 [14] - 应用场景从单一发电向工业供热、绿氢制备、偏远保供延伸，具备广阔的全球应用潜力 [15] - 产业协同深化将推动关键设备国产化，度电成本目标向0.4元/千瓦时逼近，350兆瓦级项目将成为主流 [17]

公司财务表现 - 2024年上半年实现营收69.7亿元 约合9800万美元 同比大幅增长224.6% [2] - 2024年上半年毛利润激增逾10倍至9.16亿元 [2] - 2024年上半年经调整净利润达2.47亿元 公司自去年起已实现调整后盈利并延续增长态势 [2] 公司业务与技术优势 - 公司是全球顶尖的储能系统电池及成套设备制造商之一 业务贯穿从储能电芯到集成系统和端到端解决方案的全产业链 [2] - 公司凭借差异化技术构筑显著竞争优势 是全球首家推出容量超1000安时储能电池的企业 [2] - 公司规模化生产覆盖587安时与1175安时等多规格储能电芯 也是业界首家实现314安时储能电池量产的企业 [2] 行业地位与战略布局 - 公司处于储能需求爆发式增长的风口 是首家在美国本土生产储能系统的中国企业 [2] - 公司在长时储能赛道拥有很大的领先优势 产品矩阵适应电力和工商业等多种应用场景 [2]

活动背景与核心观点 - 活动在“双碳”目标深入推进与新型电力系统加速构建的关键时期举办，旨在探讨长时储能技术创新与产业应用 [2] - 长时储能是破解可再生能源间歇性难题、保障能源安全稳定的核心支撑，正迎来技术迭代与产业爆发的双重机遇 [2] - 活动由怀柔区科学技术委员会、中关村储能产业技术联盟等联合主办，近80位来自科研院所及企业的嘉宾参与，主题为“创新突破・产研协同” [2] 实地调研与科研设施 - 参会嘉宾参观了怀柔科学城新质生产力创造中心，该中心集成了展览展示、科普研学、技术交易、成果转化等全要素服务功能 [4][6] - 嘉宾访问了中国科学院物理研究所怀柔园区，该园区拥有综合极端条件实验装置、材料基因组研究平台和清洁能源材料测试诊断与研发平台等关键设施 [8] - 通过实地探访，嘉宾直观感受了我国在能源领域基础研究与关键技术攻关的坚实基础 [8] 领导致辞与产业方向 - 行业专家指出长时储能技术处于多路线并行发展的关键阶段，压缩空气、液流电池等技术不断迭代，但核心材料性能与系统集成成本等痛点仍需突破 [12] - 怀柔科学城作为全国四个综合性国家科学中心之一，经过8年建设已进入“运行为主”新阶段，集中布局37个科学设施，汇聚25家科研单位，产出386项重大科技成果 [14] - 怀柔科学城正加速培育新能源、新材料等新兴产业，设立33亿元产业投资基金，打造特色产业空间 [14] 技术研究前沿趋势 - 随着可再生能源占比持续提升，跨日、跨季节的长时储能需求日益迫切，目前抽水蓄能、压缩空气、液流电池、氢储能等多技术路线并行发展 [19] - 全球终端能耗中冷热占比达51%，热能减碳是碳中和的关键环节，近十年我国热能储存产业新增装机功率和容量突破5GW/26GWh，2024年新增装机容量同比激增375% [21] - 报告针对高储能密度与高效率的协同难题，提出了理论创新与技术突破的具体路径 [19] 企业实践与项目成果 - 截至2025年9月，大唐集团已累计建成储能电站79座，总装机规模达3.597GW/8.666GWh，其中4小时及以上长时储能电站超10座，总装机容量0.702GW/3.268GWh [23] - 企业实践展示了湖北50MW/100MWh钠离子储能电站、内蒙多伦风光制氢一体化项目、宁夏中宁100MW/400MWh压缩空气储能电站等典型项目建设成果 [23] 座谈交流与产业共识 - 座谈交流环节围绕长时储能核心技术瓶颈、产业政策支持、应用场景拓展、产学研合作模式等关键议题展开深度探讨 [25] - 现场互动氛围热烈，讨论话题包括压缩空气储能工程建设、液流电池技术应用、固态电池材料、热能储存经济性等 [25] - 活动搭建了科研与产业的高效对接平台，凝聚了行业共识，探讨了技术创新与产业发展的核心方向 [29]

融资活动 - 公司成功向长期投资方Nabors Industries与Canberra Airport Group完成350万美元可转换债券配售 [1] - 此次融资是公司于2025年8月宣布的更广泛融资计划的关键一环 [1] - 融资资金将重点用于支持奥古斯塔港绿色能源中心的建设以及拓展国际项目储备库 [1] 核心项目进展 - 旗舰项目VS1为一座30MW的塔式光热电站 采用公司自主研发的模块化塔式CSP 30技术 [2] - VS1项目已获得澳大利亚政府29亿澳元资金支持 其中18亿澳元来自澳大利亚可再生能源署的赠款 [2] - 公司计划于2025年12月底完成VS1项目最终投资决策 并于2026年3月底前实现融资交割 [2] - 奥古斯塔港绿色能源中心还包括一个与1414 Degrees合作开发的140MW/2h锂离子电池项目 其最终投资决策预计在2026年完成 [4] 技术与解决方案 - CSP 30技术采用可扩展的模块化塔式设计 以液态金属钠为传热介质 具有更强的热效率和耐温性 [6] - 该技术配备10小时长时热能存储能力 可实现低成本可调度的清洁电力供应 [2][6] - 技术应用场景多元 可为电网提供可调度无碳电力 供应工业用热 并可低成本制备绿色甲醇 可持续航空燃料 绿氢等 [6] 公司战略与展望 - 公司定位为澳大利亚领先的按需可再生能源与清洁燃料平台 提供公用事业规模的无碳热能和电力 [7] - 公司将于2025年11月14日召开年度股东大会 向股东复盘年度进展并分享来年发展蓝图 [4] - 公司正积极对接更多长期投资者与战略合作伙伴 以确保项目剩余资金需求足额落地 [2]

全球风光装机增长趋势 - 全球风光累计装机从2015年645GW增长至2024年3383GW，增幅达424.50% [2] - 全球风光合计装机占比从2015年10.3%增长至2023年31% [2] - 预计2025年全球风电新增装机容量增长17%至143GW，光伏新增装机在中等展望情景下达655GW [2] 新能源消纳挑战与储能需求 - 当新能源发电量在能源结构中占比超过20%时，4小时以上长时储能成为刚需；占比达50-80%时，储能时长需达10小时以上 [3] - 2024年内地可再生能源发电量占比约35%，但新型储能项目平均储能时长仅为2.3小时，4小时及以上装机占比仅为15.4% [4] - 预计2025年中国用电量超10万亿度，2030年超12万亿度，需配套200GW-300GW储能 [8] 长时储能政策支持 - 多项政策要求新增可再生能源项目配建4小时以上调峰能力，并明确发展长时储能技术 [4][7] - 《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》设定2027年全国新型储能装机规模达1.8亿千瓦以上，直接投资约2500亿元 [5] - 政策重点攻关长时储能≥8小时技术，包括新型液流电池、压缩空气储能、重力储能等 [5] 全球长时储能发展趋势 - 美国加州征集高达2GW长时储能资源，其中1GW为多日/周持续时间储能（36~160h） [12] - 到2030年，意大利配储时长预计达约5.1小时，较2024年2.3小时增长一倍以上 [12] - 预计2030年全球长时储能累计装机达150-400GW，2040年达1.5-2.5TW [14] 主要长时储能技术对比 - 锂离子电池初始投资成本最低为500元/kWh，LCOE为0.26元/kWh；压缩空气储能为1250元/kWh，LCOE为0.24元/kWh；液流电池为2000元/kWh，LCOE为0.67元/kWh [20][21] - 压缩空气储能2024年新增装机同比增长超70倍至711MW；液流电池增长超10倍至368MW [17] - 液流电池与磷酸铁锂电池混合储能项目占比近六成，结合两者优势弥补单一技术缺陷 [23] 长时储能技术应用场景 - 抽水蓄能在日调节场景下为主流技术；液流电池、压缩空气储能在周调节场景下成熟度较高；氢储能在季调节场景下最适用但商业化尚早 [16][17] - 压缩空气储能系统效率从40-60%提升至75%，未来需进一步提升以实现大规模应用 [27] - 截至2024年9月，内地投运、在建及拟建压缩空气储能项目共105个 [25]

9月新型储能项目整体分析 - 2025年9月国内新增投运新型储能装机规模3.08GW/9.08GWh，同比增长166%/200%，环比增长7%/15% [4] - 2025年第三季度新增装机9.16GW/25.52GWh，同比增长10%/24% [5] - 前三季度新增装机规模已达去年全年新增装机的74%，2025年全年新增装机规模有望超过去年 [5] 9月源网侧储能市场分析 - 9月源网侧新增装机2.84GW/8.50GWh，同比增长189%/226%，环比增长15%/21% [7] - 独立储能新增装机2.31GW/6.73GWh，同比增长340%/576%，占源网侧装机规模超4/5，百兆瓦级以上项目个数占比64% [8] - 电源侧新增装机492.2MW/1610.9MWh，同比增长7.6%/-0.3% [8] 地域分布特点 - 华东地区源网侧新增装机规模超1GW，占比38%，居全国首位 [11] - 江苏省源网侧新增装机规模最大，其中独立储能占比99% [11] - 9月全国平均储能时长2.99小时，同比增长13%，环比增长5%，创2025年以来新高；江苏平均储能时长3.84小时，比全国平均高0.85小时 [11] 投资主体格局 - 华能、三峡、华电等“五大六小”发电集团保持市场领先，但市场份额较8月下降10个百分点 [15] - 第三方企业（如赣锋锂业、威腾电气、晶科电力等）新增装机规模合计占比近2/5，较8月份提高28个百分点 [16] 储能技术发展 - 技术路线以磷酸铁锂电池为主，压缩空气储能等长时技术加速落地 [18] - 压缩空气储能项目功率规模合计占比近9月新增装机的1/4 [18] - 混合储能技术取得进展，如上海奉贤区投运集成液流电池、钠离子电池、半固态电池和磷酸铁锂电池四种技术的电网侧混合型储能电站 [19]