新型储能行业发展现状 - 新型储能成为构建新型电力系统的关键支撑，具备灵活调节能力以平衡风光发电波动、保障电网稳定和提升能源效率 [2] - "十四五"期间储能装机爆发式增长，连续三年新增及累计装机增速超100%，2024年底累计装机达78.3吉瓦/184.2吉瓦时 [2][3] - 电力市场改革是推动储能迅猛发展的核心动力，2024年《电力市场运行基本规则》确立储能作为新型经营主体的法律地位 [2][3] "1+6"规则体系突破性意义 - 规则体系解决储能身份界定模糊问题，系统性赋予其参与电力市场交易的权利，包括辅助服务/现货/中长期市场 [3] - 《电力市场注册基本规则》明确储能市场准入/退出机制，允许配建储能选择整体或独立参与市场，提升灵活性 [4] - 《电力辅助服务市场基本规则》定义调峰/调频/备用/爬坡四大服务品种，确立费用传导机制实现成本精准核算 [4] 储能市场化参与进展 - 辅助服务市场仍是核心收益来源，费用按"谁受益谁承担"原则由用户用电量和未交易电量分担，超越发电侧零和博弈 [5] - 现货市场连续运行区域已允许独立储能进入，但非现货区域储能仍难以通过中长期市场获取电能量收益 [6] - 容量交易机制尚未完善，2025年夏季新型储能顶峰能力达44.53吉瓦（同比+55.7%），相当于3座三峡电站容量 [7] 现存挑战与发展方向 - 区域发展不均衡导致市场化程度差异，仅甘肃/广东等少数地区实现独立储能实质性参与调频市场 [6] - 需建立容量补偿或交易机制以回收储能容量价值，并构建多类型市场衔接机制释放"一体多用"潜能 [7] - 2025年底电力现货市场全覆盖将优化价格信号，储能通过响应价格平抑负荷曲线，形成可持续商业模式 [8]

行业核心观点 - 新型储能是构建新型电力系统的关键支撑 具备灵活调节能力 可平衡风光发电波动 保障电网安全稳定 提升能源利用效率 [1] - 电力市场改革是推动储能产业爆发式增长的关键因素 "1+6"基础规则体系解决了身份界定模糊 市场准入无据等制度瓶颈 [1][2] - 储能产业仍面临区域发展不均衡 市场化收益来源单一等挑战 需建立容量补偿机制并完善市场衔接机制 [5][6][7] 行业发展规模 - 截至2024年底全国新型储能累计装机规模达78.3吉瓦/184.2吉瓦时 连续三年新增及累计装机增速均超100% [2] - 2025年夏季国家电网经营区内新型储能可调最大电力达64.23吉瓦 实时最大放电电力达44.53吉瓦 较去年同期峰值增长55.7% [6] - 新型储能在夏季晚高峰时段平均顶峰时长约2.4小时 顶峰能力相当于近3座三峡水电站容量 [6] 市场规则突破 - 《电力市场运行基本规则》将储能确立为新型经营主体 赋予公平参与电力市场交易的权利 [2] - 《电力市场注册基本规则》明确新型储能企业市场注册条件 变更流程及退出要求 允许配建储能选择整体或独立参与市场 [3] - 《电力辅助服务市场基本规则》确立调峰 调频 备用 爬坡四大服务品种 明确辅助服务费用传导机制 [3] 收益模式演进 - 辅助服务市场是储能核心收益来源 采用"谁受益 谁承担"原则 费用由用户用电量和未参与交易的上网电量共同分担 [3][4] - 容量交易被纳入电力市场交易类型 储能可提供可靠出力能力支撑最大负荷 [6] - 储能通过现货市场响应价格信号平抑负荷曲线 实现"一体多用 分时复用"价值 [7] 区域发展差异 - 现货市场连续运行区域已普遍接纳独立储能 非现货市场区域储能难以通过中长期市场获取电能量收益 [5] - 仅甘肃 广东等少数地区实现独立储能对调频市场的实质性参与 [5] - 2025年底将基本实现电力现货市场全覆盖 新能源和电力用户全面入市 [7]

继《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通知》（以下简称"136号文"）发布 后，山东省适时推出落地文件《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》，相继出台一系列配套文 件《关于做好2025年电力市场平稳衔接过渡有关工作的通知》（以下简称"396号文"）、《山东省2025 年新能源高水平消纳行动方案》（以下简称"278号文"）、《山东电力市场规则（试行）》(征求意见 稿）（以下简称"征求意见稿"）。 新能源全电量推向市场，机制电量逐年退坡，这会给市场带来怎样的影响，又将如何影响储能的发展 呢？ 当前山东省新型储能装机规模已达960万千瓦，以电网侧电化学储能为主，占比约80%。 电网侧独立储能作为独立的市场主体，在当前及以往的商业模式中，主要通过低价充电、高价放电实现 现货峰谷价差套利，获得市场化容量补偿收入，以及作为新能源场站并网的"路条"获得容量租赁收入， 三部分收入分别占比约33%、17%、50%。 电源侧配建储能理论上可以自调度，利用新能源弃电充电，选择高价时段放电。然而实际使用过程中， 由于配储需要随时等候调度指令，AGC指令不易分解等原因，配储经常无法消纳所属新能源场站的弃 电， ...

行业概述 - 火力发电主要利用石油、煤炭和天然气等燃料燃烧产生的热能发电，短期内仍是电力供应的重要组成部分 [1] - 可再生能源快速发展导致火力发电在总发电量中占比持续下降，但新材料和制造工艺创新推动行业向更高性能、更环保方向发展 [1] 发展历程 - 中国火力发电行业经过70余年发展，形成以煤电为主体、气电为补充的完整产业体系 [2] - 截至2024年12月底，全国累计发电装机容量约33.5亿千瓦，同比增长14.6%，其中火电装机容量约14.5亿千瓦，同比增长3.8% [2] - 太阳能发电装机容量约8.9亿千瓦，同比增长45.2%，风电装机容量约5.2亿千瓦，同比增长18.0% [2] - "3060"双碳目标倒逼传统火电加速清洁化改造，超低排放机组占比突破90% [5] 市场竞争现状 - 全国火电市场形成"五大四小"央企主导、地方国企补充、民营资本参与的多元竞争格局 [7] - 国家能源集团、华能等头部企业通过煤电联营平抑燃料价格波动，省级能源集团凭借地方政策倾斜保持属地市场话语权 [7] - 电力现货市场试点推进使竞争焦点从装机规模转向度电成本控制，部分企业通过数字化燃料管理系统和优化机组调度策略提升边际收益 [7] - 市场竞争呈现三大趋势：头部企业兼并重组提升集中度，专业化运营公司抢占调频服务市场，跨界竞争者切入综合能源服务领域 [7] 发展趋势 - 未来十年是中国火力发电行业蜕变关键阶段，火电功能定位将从基荷电源转向调节电源 [8] - 700℃超超临界、IGCC等前沿技术商业化应用将提升行业效率，人工智能赋能智慧运维成为降本增效新突破口 [8] - 容量补偿机制完善与碳市场覆盖范围扩大将重构行业盈利模式 [8] - 火电行业需开创性定义在新型电力系统中的新角色，技术迭代和市场机制是转型关键 [8]

上海市储能发展规划 - 上海目前储能装机约30MW/70MWh，2025年首批独立储能项目规划总装机容量达414.5MW/1478MWh [1][4] - 通过规划引领、用地保障、市场机制建设和安全监管等多方面措施推动储能发展 [1] - 支持利用关停退役能源设施场址以及海上风电预留用地建设独立储能电站 [1][5] - 探索阶段性容量补偿机制分担储能容量成本 [1][7] 用地保障措施 - 独立储能按照公用设施优先安排用地，重点保留关停退役能源设施场址 [1][5] - 鼓励利用海上风电预留用地建设独立储能电站 [1][5] - 火储和户储项目鼓励结合主体项目建设，原则上不独立新征用地 [1][5] - 对符合入楼配置的储能项目适当放宽主体项目容积率要求 [1][5] - 推进建筑"光储直柔"项目试点实现节约用地 [2][6] 市场机制建设 - 支持独立储能作为独立主体参与电力市场，火储和户储随所属用户参与 [2][7] - 电力现货市场未运行时支持独储按电网调度指令充放电，确保一定调用次数 [2][7] - 制定新型电力系统调节能力扶持政策，根据实际放电量给予度电奖励 [2][7] 技术创新与产业布局 - 从全过程安全技术、储能高效集成技术等四端发力推动关键技术研发 [4] - 提升电池储能产品开发和制造能力，推动多种储能装备规模化发展 [4] - 培育储能产业空间载体，打造创新体系 [4] 安全管理机制 - 将储能纳入电力安全监管范畴，强化企业安全生产主体责任 [7] - 住建、消防等部门落实消防验收备案、消防安全等监管责任 [7] - 各区落实属地安全监管责任 [7]