文章核心观点 - 光热发电兼具调节电源与长时储能双重功能，是强化新能源消纳的可靠资源，在政策支持、技术进步和规模化发展推动下，行业有望长期持续成长 [1] - 国家政策明确推动光热发电规模化发展，到2030年末装机规模目标为1,500万千瓦，行业发展有望大幅提速 [2][4] - 光热发电通过规模化、国产化推动度电成本快速下降，并通过参与电力市场获取较高收益，有望增强其电源竞争力 [1][5][6] 光热发电的技术与功能定位 - 光热发电技术路线主要为熔融盐塔式，通过储热系统实现太阳能到电能的转化 [3] - 光热发电调节能力优秀，调峰深度接近80%，升降负荷速率为额定功率3%~6%，储能时长可达8~15小时，对新能源消纳形成较好支撑 [3] - 成熟光热项目可实现数十天连续运行，具备在特定环境下扮演基荷电源的潜力 [3] 行业发展现状与政策目标 - 早期因成本高、技术不成熟，发展较慢，2024年在运光热装机规模仅83.8万千瓦 [4] - 政策推动光热配套沙戈荒等新能源大基地建设，“十四五”期间每年开工目标300万千瓦 [4] - 截至2024年末，在建和拟建光热发电项目总装机分别达到330万千瓦和480万千瓦，合计超过800万千瓦 [4] - 《意见》明确到2030年末国内光热发电装机规模力争达到1,500万千瓦，对应“十五五”期间年均投产规模220~250万千瓦 [4] 成本下降与经济性提升路径 - 产业链全面国产化及规模化推动成本下降，当前光热独立运行时度电成本已降至约0.53元/kWh [5] - 部分省份提供较高上网电价支持，如青海对2028年前纳入的示范项目执行0.55元/kWh电价 [5] - 《意见》明确通过差价结算、容量补偿等长效机制以及推动单个电站规模向30~60万千瓦发展，以摊薄成本并提供支持 [5] - 未来光热发电可通过参与电力现货、辅助服务及容量市场，凭借其调节与容量功能获取较高收益，减少对政策补贴的依赖 [6] 产业链受益方 - 深耕光热产业链的制造商有望充分受益于行业成长 [1] - 布局光热领域较早的运营商有望获得技术与经验积累方面的优势 [1]

江苏省虚拟电厂政策核心内容 - 江苏省发改委发布《关于促进我省虚拟电厂高质量发展的通知》，旨在构建三级管理体系、推广三类应用领域、完善三级集成平台系统，以促进虚拟电厂高质量发展 [1][47] 发展目标与量化指标 - 到2030年，力争虚拟电厂调节能力达到500万千瓦以上 [2][48] - 到2030年，虚拟电厂参与需求响应能力达到200万千瓦 [4][50] - 重点建设首批100个虚拟电厂项目，涉及总投资127,324万元，聚合容量1,698.46万千瓦，上调能力275.12万千瓦，下调能力317.48万千瓦 [3][5][49][51] 管理体系与平台建设 - 构建“省级市场、市（县）级管理、园区（企业）级服务”三级管理体系 [9][55] - 完善三级集成平台系统：省级依托电力交易、调度自动化及负荷管理系统；市（县）级进行动态监测与资源库建设；园区（企业）级运营商平台需具备监测、预测、指令分解执行等功能 [10][56] 主要应用领域拓展 - **参与电力市场**：鼓励虚拟电厂参与电力中长期、现货、辅助服务等各类市场，聚合多时空尺度资源，并打造一批示范项目（如苏州市综合智慧零碳电厂） [11][57] - **有序参与需求响应**：支持虚拟电厂有序参与，运用智能化手段灵活调用资源，并与电网企业、市场机构协同创新 [11][57] - **拓展综合能源服务**：探索能源托管、综合能源管理、冷热电联供、能源大数据、节能降碳改造、碳资产开发与管理、碳交易、聚合绿电交易等多元化商业场景 [12][13][58][59] 发展质效提升方向 - **提升新能源消纳能力**：鼓励聚合分布式光伏、分散式风电、用户侧储能和可调节负荷等资源，探索与配电网、微电网的多层级互动 [14][60] - **增强系统调节能力**：鼓励拓展聚合资源类型，优先纳入快速响应资源，并通过参与市场响应价格信号 [14][60] - **提高电力保供能力**：鼓励建设和发展直控型虚拟电厂，作为调度体系补充，并在电力紧张或极端天气时参与应急调度 [14][15][60][61] 参与主体与市场机制 - **支持各类主体参与**：鼓励发电企业、工业园区、能源服务公司、充电设施运营商、民营企业等通过新设或依托现有主体成立虚拟电厂运营商 [15][61] - **完善市场机制**：按照“一个市场、多种产品”原则，统筹设计各类市场规则，探索按电网分区或节点聚合资源参与现货市场，并优化零售市场价格传导机制 [16][62] 技术支撑与创新发展 - **构建数智支撑**：聚焦云计算、大数据、人工智能等技术，加强智能交易决策、协同运行、碳足迹管理等关键技术创新，并推动关键核心设备产业化 [16][17][62][63] - **深化车网互动应用**：推动聚合充电设施，支持南京、常州、无锡等试点地区发展车网互动型虚拟电厂，研发V2G技术与装备，挖掘等效储能潜力 [17][63] 首批项目投资与参与方 - 首批100个项目总投资12.7亿元，聚合容量近1,700万千瓦，参与方包括国能、华能、大唐、国电投、中石油等能源国企，以及天合、协鑫、阿特斯等光伏企业 [5][51]

文章核心观点 - “十五五”时期，储能已从单纯的技术选项，跃升为支撑能源转型、培育新质生产力的关键支柱，成为构建新型能源体系的核心战略之一 [2] 各省市“十五五”规划对储能的战略定位 - 定位升级：普遍将储能（抽水蓄能、新型储能）定位为“构建新型电力系统”的关键支撑，旨在提升电力系统的互补互济和安全韧性水平 [3] - 应用深化：将储能作为提高风电、光伏等新能源消纳能力的必备手段，推动“风光火储”等多能互补基地建设 [4] - 技术多元与产业生态培育：在大力发展抽水蓄能的同时，积极布局电化学储能、压缩空气储能、氢（氨/醇）储能等多种新型储能技术，多个省份规划打造从材料、装备到应用的储能产业集群 [6] 各省市储能发展规划具体内容 - **北京市**：加强智能电网和微电网建设，因地制宜布局一批新型储能设施 [7][10] - **天津市**：前瞻布局未来产业，推动氢能及新型储能等成为新的经济增长点 [8][11] - **重庆市**：建设智能电网和微电网，积极推进虚拟电厂、源网荷储一体化、绿电直连等新型需求侧管理模式，加快建设抽水蓄能电站，发展新型储能 [8][13] - **河北省**：加快建设坚强智能电网，加强抽水蓄能、新型储能设施建设，推动能源消费绿色化低碳化，建设零碳工厂和零碳园区 [8][14] - **山西省**：科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能，前瞻布局发展能源互联网，加快智能电网建设，积极推进分布式新能源、微电网、虚拟电厂等开发建设，推动“源网荷储”一体化发展 [8][15] - **辽宁省**：积极布局新型储能，打造海上风电、沿海核电、辽西风光、储能等千万千瓦级清洁能源基地 [8][18] - **吉林省**：抢占人工智能、氢能与新型储能等未来产业发展新赛道，加快氢能产业布局，构建“氢能+”产业生态，大力发展高效率、低成本新型电池产品 [8][19] - **黑龙江省**：积极发展抽水蓄能、新型储能和分布式能源，加快智能电网和微电网建设 [8][20] - **江苏省**：加强电网侧储能项目规划 [8][21] - **浙江省**：推进抽水蓄能、新型储能有序发展 [8][22] - **福建省**：抢占电化学储能发展制高点，科学布局抽水蓄能，推动氢能产业创新发展 [8][24] - **山东省**：科学布局抽水蓄能、压缩空气、电化学等储能设施，推动智能电网、微电网、虚拟电厂、源网荷储一体化等加快发展，加快建设绿电产业园，有序推动绿电直连发展 [8][25] - **贵州省**：因地制宜布局发展抽水蓄能、新型储能、氢能等，促进新能源增长、消纳同储能协调发展 [8][27] - **陕西省**：着力构建新型电力系统，大力发展新型储能，加快智能电网和微电网建设 [8][28] - **湖北省**：推进抽水蓄能、新型储能建设，发展绿电直连、微电网等新模式 [8][29] - **湖南省**：大力发展新型储能，加快智能电网和微电网建设，科学布局抽水蓄能 [8][30] - **河南省**：科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能，加快源网荷储一体化项目建设，建设智能电网和微电网 [9][31] - **广东省**：科学布局抽水蓄能和新型储能，加快智能电网和微电网建设，加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制 [9][32] - **广西省**：积极发展新型储能，加快推进抽水蓄能建设，加快智能电网和微电网建设 [9][33] - **安徽省**：有序推进抽水蓄能电站建设，合理布局源网荷储新型储能，推动城乡配电网高质量发展，加快智能电网和微电网建设 [9][34] - **江西省**：推动新型储能多场景应用，合理布局抽水蓄能，科学构建源网荷储结构，提升新能源消纳能力 [9][35] - **海南省**：科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能 [9][36] - **四川省**：发展新型储能 [9][37] - **青海省**：加快抽水蓄能电站建设，构建新型储能多元化发展实践地 [9][38] - **内蒙古**：开展大规模风光制氢、新型储能技术攻关，扩大储能规模 [9][39] - **宁夏**：推动新型储能多元化发展，加快抽水蓄能电站建设 [9][40] - **新疆**：科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能，加快智能电网和微电网建设 [9][41] - **西藏**：稳步集约发展新型储能，促进清洁能源与新型储能一体化发展 [9][42]

公司战略合作与订单进展 - 公司与亭山能源、海禾新能源达成储能项目年度战略合作，分别计划推动50MWh储能系统的应用落地 [1] - 与亭山能源的合作覆盖广东、浙江、山东等重点区域，场景包括大型储能、工商业储能及户用储能 [1] - 与海禾新能源的合作业务范围辐射山东、浙江，并计划携手开拓东南亚市场，深化海外储能项目开发 [1] - 12月单月，公司与巴西WEG公司签署总容量达3GWh的储能系统战略合作协议 [4] - 12月，公司与安徽兴广新能源、合肥南赛光伏能源敲定2026年度100MWh工商业储能订单 [4] - 公司通过与合作伙伴构建“产品+场景+区域”协同架构，提供一体化综合解决方案 [2] 公司技术与业务布局 - 公司在锂电池领域有20年深耕积淀，构建了研发、生产、销售、服务一体化的全链条布局 [3] - 产品线全面覆盖储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）及电池系统 [3] - 依托自主研发的“4S深度融合技术”，打造出高可靠性储能系统，适配多元应用场景 [3] - 可提供面向户用、工商业及大型光储场景的全栈式解决方案 [3] - 公司提供高性能储能产品及全流程技术支持，合作伙伴提供市场洞察、渠道资源和资金运作 [2] 储能行业发展趋势与市场前景 - 储能已实现从“可选配套”到“刚性需求”的关键跨越，风光储协同发展成为能源行业标配 [3] - 全球储能系统市场规模2024年达6687亿美元，预计2034年将飙升至5.12万亿美元 [3] - 2025-2034年市场规模年复合增长率（CAGR）预计高达21.7% [3] - 新能源装机规模持续扩容，其间歇性、波动性与电网安全的矛盾凸显，储能是破解消纳难题的核心抓手 [2] - 电力保供压力、极端天气、AI数据中心及高耗能工业对供电稳定性的要求，强化了电网侧辅助服务需求，放大了储能的“电力稳定器”功能 [2]

国内储能 - 本周储能招标持续景气，出现GWh级别招标，包括中广核7.2GWh储能系统框采、新疆兵团1200MWh独立储能项目EPC招标 [4] - 本周中标项目包括华能清能院2GWh直流侧采购开标、宁夏1.92GWh电网侧储能EPC公布中标候选人 [4] - 预计2026年国内独立储能招标有望维持2025年的较好水平，独立储能将通过电能量市场、容量市场和辅助服务市场实现完整收益模型 [4] 海外储能 - 美国缺电逻辑整体尚未改变，未来科技仍为主线，重点关注海外储能、SST等细分方向 [4] - 非美国家储能需求亦有望提升，例如中东数据中心配储、乌克兰重建对储能的需求 [4] 氢氨醇与风电 - 全球最大规模的绿色氢氨醇一体化项目——中能建松原氢能产业园项目一期在吉林省松原市正式投产，国内规模化氢氨醇项目陆续投运有望推动板块持续稳步发展 [5] - 波兰首次海上风电竞标成功落地，共3个项目分配3.4GW装机容量，均计划于2032年底前投运，开发商获得为期25年的双边差价合约，执行价格区间为每兆瓦时113至117欧元，欧洲海风规划建设维持高景气 [5] - “十五五”期间，基于中国未来产业、2026年欧盟碳关税双重利好加持，氢氨醇作为新能源消纳和绿电非电领域应用的重要方向有望获得更多投资，发改委亦强调氢氨醇有望统筹、规模化、超前建设 [5] 锂电 - 近期枧下窝锂矿进行第一次环评信息公示，若第一季度需求淡季不淡预期兑现，碳酸锂去库趋势有望延续 [5] - 锂电需求端整体博弈国内储能2026年招标预期，新能源车和重卡2026年销量预期较为悲观，存在上修空间 [5] - 供给端锂电产业链亦有“反内卷”逻辑加持，供需好转趋势确立，短期六氟磷酸锂预期已较高，从中期看可重点关注供给变数较大的锂矿及盈利尚不支持扩产的铝箔、负极等环节的投资机会 [5]

文章核心观点 - 中国车网互动产业在2025年秋冬之交通过两次全国性大规模验证活动，实现了从技术可行性验证到核心价值探索的“两级跳”，标志着以电动汽车为载体的移动储能资源规模化参与电网调节的时代正式开启 [1][2] 规模验证与能力突破 - 2025年10月国庆期间，国网智慧车联网平台首次进行大规模验证，聚合了19家运营商、30万根公共充电桩及484根V2G桩，实现了超3000MW的资源聚合与1.2兆瓦的最大聚合放电功率，初步验证了跨区域、多资源类型的负荷精准调控能力 [4] - 平台在天津展现出±130兆瓦级别的广域调控能力，规模超过该市最大公共充电负荷的40%，调控精度达到90% [4] - 活动期间，平台V2G订单占比从平日（6-8月）平均的9.10%大幅跃升至28.56%，用户参与度显著提升 [5] 实战应用与价值深化 - 2025年11月下旬的迎峰度冬阶段活动，规模实现指数级增长：参与V2G放电的桩数从484根增至807根，增幅达67%；总放电量从6.9万千瓦时飙升至20.16万千瓦时，增长近两倍；单日平均放电量增长超过276% [1][7] - 活动验证了电动汽车作为“应急队”的顶峰保供能力：在用电尖峰时段的集中放电测试中，百余辆电动汽车最大聚合放电功率超过2.7兆瓦 [8] - 依托平台技术创新，山东区域在10月22日的验证中已实现削峰365.7MW、填谷362.80MW；华北区域实现削峰515.9MW、填谷758.3MW [8] - 活动验证了电动汽车作为“搬运工”促进绿色消纳的价值：山东济南起步区示范站，在9月26日至11月30日期间，放电总量超500千瓦时的98位车主中，大部分参与了“光伏搬运”，单个车主最大“光伏搬运”电量超1400度 [9] - 活动验证了电动汽车作为“调节器”的柔性支撑能力：华北地区实现±500MW规模化聚合调控；湖北聚合千余台资源累计完成1148次调频，最大日负荷超30兆瓦，探索秒级调频服务 [10] 用户参与与画像 - 早期参与放电的用户主要分为两类：“理性获利者”（如网约车/出租车司机，对价格高度敏感）和“理念尝鲜者”（都市通勤青年，受“赚钱+环保”双重驱动） [11] - 山东济南起步区项目通过“集中示范站+高激励策略”，成功聚合了两千多位车主参与放电，验证了快速形成放电规模的有效路径 [7] 产业发展挑战与生态构建 - 技术标准不统一是当前主要瓶颈，不同车辆与充电设施通信协议（如27930、ChaoJi、2015+等）各异，导致聚合调试成本高、运行稳定性挑战大，且存在依赖“盲放”模式的安全隐患 [12] - 可持续的商业模式尚未成形，目前试点主要依赖高额补贴，不可持续，需探索V2G聚合商参与电力现货、辅助服务、需求响应及绿电交易等多重市场的盈利路径 [13][14] - 政策机制需国家层面加强统筹，包括出台更明确的价格信号机制、明确V2G聚合商市场地位、解决用户放电收益的财税实操难题等 [14] - 运营体验需优化，包括优化APP功能界面、设计差异化激励策略、建立高效服务保障体系，以培育用户习惯 [15]

文章核心观点 - 储能行业基本面强劲 需求与供给双击有望推动行业持续增长 类似2019-2020年新能源整体爆发的可能性存在[3] - 行业中长期需求确定性高 国内新能源消纳问题必须依靠储能解决 海外市场因AI发展及新能源消纳难题需求旺盛[1][2] - 供给端因上游企业资产负债表受损及扩产限制而偏紧 部分中上游材料环节可能出现短缺 投资价值突出[2][4] - 近期市场波动主要源于资金层面因素 如交易拥挤和获利了结 但行业基本面支撑强 不具备深度下跌基础[3] 政策与商业模型演变 - 2025年初“136号文”明确新能源价格机制退出规则 曾引发市场对储能需求的悲观预期[1] - 下半年各省推出独立储能鼓励政策及公摊电价政策 储能商业模型和收益率路径清晰化[1] - 独立储能模式盈利灵活 可提供容量租赁、调峰调频等服务 带动其出现约2-3倍的增长[1] 需求端分析 - 国内新能源装机占比接近40% 但实际发电量仅占20% 凸显消纳问题严重 储能是必然解决方案[2] - 未来更多大型央国企参与 有望进一步增强明年储能需求的持续性[1] - 海外需求旺盛 美国因AI发展导致结构性缺电 数据中心电力保障不足 需储能解决[2] - 欧洲面临新能源消纳难题 频繁出现负电价或零电价现象 需借助储能调节[2] - 海外整体需求正处于爆发期[2] 供给端与产业链格局 - 过去三年新能源行业利润分配未明显向中上游倾斜 上游企业资产负债表受损严重 缺乏资金扩产[2] - 锂电池上游材料（包括碳酸锂）预计将呈现供给偏紧甚至短缺态势[2] - 供给紧张有助于修复上游企业资产负债表和利润表 使其重新具备资本开支能力[2] - 行业资本开支持续收缩 叠加电池材料盈利处于低位 供给最紧张的环节投资价值相对突出[4] - 六氟磷酸锂受危化品扩产限制 能评环评要求拉长扩产周期 产线停产过长可能导致设备损坏[4] - 磷酸铁锂因技术迭代带来供需紧张 明年可能出现供给缺口 且该环节是中游亏损较严重领域 企业涨价诉求强[4] - 隔膜环节的产能扩张主要依靠头部企业把控[4] 市场表现与近期波动 - 近期储能板块二级市场波动较大[1] - 波动核心原因主要源于资金层面因素 部分新能源个股短期涨幅较大 筹码集中度较高[3] - 目前电新板块交易量占比约为37% 接近历史最高41%的水平 引发交易拥挤担忧[3] - 资金存在获利了结需求 进一步引发板块调整[3] - 行业处于“淡季不淡”状态 企业存在“买涨不买跌”心态 淡季备货意愿较强 需求表现稳健[3] - 虽不排除出现小幅调整 但行业基本面供需格局强 不具备大幅下跌的条件[3] 未来展望与投资关注点 - 明年出现更高级别行情的可能性仍然较高[3] - 应把握各环节景气度轮动 当前重点关注供给最紧缺的环节[5] - 市场已在反映供给逻辑 上游材料环节的关注度在持续提升[5] - 具体值得关注的超预期环节包括六氟磷酸锂、隔膜、磷酸铁锂、碳酸锂等中上游材料[4]

政策核心 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布通知，宣布建立全国统一电力市场评价制度，旨在保障全国统一电力市场体系高效运行和有效监管 [1][2][22] - 评价工作将自2026年起正式组织开展，并制定相应的市场评价标准 [1][16][38] 评价内容框架 - 评价工作将围绕四个核心维度展开多维度综合评价：电力市场运营效果、市场作用发挥、经营主体可持续性发展、市场竞争充分度 [1][4][24] - **市场运营效果评价**涵盖市场建设进展、技术标准、市场运营、市场共治及监管效果五个方面，目标是实现各类市场基本全覆盖、规则体系完整、运营高效、监管统一 [5][6][25][26] - **市场作用发挥评价**聚焦要素流通、安全效益、环境效益和经济效益，旨在促进跨省跨区交易增长、保障电网安全、推动新能源消纳与绿电交易、并维持电价在合理区间 [7][27] - **经营主体可持续发展评价**关注经营主体的经营状况、新业态与民营企业的培育以及市场满意度，明确市场将为储能、虚拟电厂等新业态提供发展空间 [8][9][10][28][29][30] - **市场竞争充分度评价**要求市场统一开放、主体有序竞争，并有效约束不当竞争与市场力滥用行为，同时健全信用惩戒机制 [1][11][31] 评价方法与实施 - 评价方法将构建科学的指标与标准体系，并采用定性与定量相结合、横向与纵向对比相结合、过程与效果评价相结合的多维综合分析方法 [12][13][14][33][34][35][36] - 将充分发挥数字化技术支撑作用，实现市场运行状态实时监测，并推动评价由“描述性”向“预测性”升级 [15][37] - 鼓励各地因地制宜、市场运营机构发挥优势开展量化评价，评价结果将形成报告供决策参考，并加强结果应用以促进整改提升 [16][17][38][39] 组织与落实 - 评价工作由国家发展改革委、国家能源局统筹组织，市场运营机构、高校、科研院所等多方共同参与 [18][40] - 省级相关部门需担负主体责任，加强协同，确保评价工作独立、专业、客观，并避免无效、重复评价 [18][40]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 2025年国内独立储能项目经济性提升带动需求增长，全球新增装机预计达271GWH，电芯出货量有望达550GWH [2] - 2026年国内新增装机乐观可达325GWH，海外市场有不同表现，全球新增装机乐观达505GWH，电芯出货量乐观达957GWH [3][4] 根据相关目录分别进行总结 2025年储能市场回顾 国内市场 - 1 - 10月新型储能新增装机量达34.6GW/92.6GWh，同比增长42.6%，预计全年达53.1GW/140GWh，同比增长31% [7] - 价格重心下行但降幅收窄，下半年受原材料和需求影响下行放缓 [9] 海外市场 - 1 - 10月我国储能电芯出口79.5GWh，同比增长86%，美国、欧洲市场需求旺盛 [13] - 美国预计全年新增装机48GWh，同比增长近30%，表前储能增长，表后储能分化 [19] - 欧洲市场结构性分化，德国大储爆发、户储下滑，意大利上半年增长、下半年或回落，英国装机创新高 [26] 国内市场：消纳刚性需求与经济性共振，装机上方空间打开 刚性需求 - 新能源渗透加剧“鸭子曲线”，弃光弃风率上升，消纳形势严峻 [32] - 国家发布促消纳文件，新型储能成提升消纳能力关键工具，测算2026 - 2030年需达1081GWh [34][36] 经济性驱动 - 国内储能驱动逻辑转变，独立储能经济性提升，源于峰谷价差套利、辅助服务市场收益和容量电价补偿 [37] - 多个省份出台容量电价补偿政策，不同省份补贴力度不同，对项目收益率影响显著 [38][42] 需求展望 - 1 - 10月累计中标规模达101.6GW/348GWh，较去年同期增长182%，预计2026年中性装机284GWh，乐观325GWh [46] - 市场预期2026年出台全国性容量电价补偿政策，储能项目收益边际改善 [51] 海外市场：美国承压，欧洲与新兴市场延续高增 美国 - 2026年预计新增装机约50GWh，同比增长4%，“大而美”法案或抑制需求，收益率面临下行压力 [54][56] - 数据中心储能需求短期内未充分显现，未来若多重因素叠加需求或迅猛增长 [59][60] 欧洲 - 大储市场受政策和经济性驱动，预计2026年新增装机25GWh，同比增长54% [62][63] - 表后储能市场回暖，工商业储能增长较快，户用储能增长平稳，电价和政策推动发展 [67][68] 新兴市场 - 智利预计2026年新增装机10.7GWh，同比增长101%，能源转型和矿业需求推动 [70][71] - 澳大利亚2026年预计新增装机10.8GWh，同比增长36%，大储和表后储能均有增量 [72][73] - 中东预计2026年新增装机40GWh，翻倍增长，受能源转型政策和低建设成本推动 [75] - 印度预计2026年光伏新增装机40GW，对应储能需求约8GWh，政策和经济性共振推动市场增长 [76] 需求展望：内外需求共振，储能出货加速放量 - 2025年全球新增储能装机预计271GWh，同比增长45%，电芯出货量有望达550GWh，同比增长65% [80] - 2026年乐观情景全球新增储能装机505GWh，同比增长86%，电芯出货量957GWh，同比增长74% [80][82]

项目概况与投运 - 西王寨煤电一体化项目750千伏送出工程陕清Ⅲ线已于日前建成投运 [1] - 该工程由国网陕西省电力有限公司建设分公司负责建设管理 [1] - 工程分为两段建设 第一段为西王寨发电厂至清水川发电厂的750千伏线路 第二段为西王寨发电厂至±800千伏陕北换流站的750千伏线路 [1] - 工程通过新建1基临时过渡线路铁塔 搭接形成清水川电厂送出的第三回750千伏输电线路即陕清Ⅲ线 [1] - 工程全线共新建铁塔130基 线路长度63.422千米 [1] 工程意义与作用 - 该工程是陕北—湖北±800千伏特高压直流输电工程的重要电源保障 [1] - 工程投运缓解了清水川电厂二期 三期发电机组出力受限的问题 释放产能800兆瓦 [2] - 预计工程每年可新增发电量约10亿千瓦时 [2] - 工程为区域经济发展注入能源动力 [2] - 工程提升了陕北—湖北±800千伏特高压直流输电工程的整体输电效率 [2] - 工程对强化区域能源保供稳定性 促进新能源消纳利用 优化能源资源配置具有重要支撑作用 [2] - 工程为陕北能源基地的可持续发展注入了强劲动能 [2] 工程建设与管理 - 工程于2024年7月26日开工 [1] - 建设过程中面对全线近20处跨越及涉网作业 包括带电跨越330千伏朔郡线 郡郝线 郝神线 府忻线等重要运行线路 [1] - 业主项目部组织参建单位多方反复论证施工方案 实地勘察现场 细化风险预控措施 加强属地协调 强化现场监督 [1] - 通过上述管理措施确保工程始终处于“可控 能控 在控”状态 [1]