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]

储能企业 厦门海辰储能科技股份有限公司 于周一提交香港IPO更新申请，显示其在2025年仍保持强劲增长势头。公司上半年实现营 收69.7亿元（约合9,800万美元），同比飙升224.6%，毛利润激增逾10倍至9.16亿元。 海辰储能创立于2019年，是全球顶尖的储能系统（ESS）电池及成套设备制造商之一。公司提供针对多元应用场景定制的储能产品 与解决方案，业务贯穿全产业链——从储能电芯到集成储能系统和端到端解决方案。 公司处于储能需求爆发式增长的风口中，也是首家在美国本土生产储能系统的中国企业。自去年起已实现调整后盈利，今年上半年 延续此态势，经调整净利润达2.47亿元，正快速迈向全年净利转正的目标。 海辰储能凭借差异化技术构筑显著竞争优势，尤其在长时储能赛道拥有很大的领先优势。公司强调其系全球首家推出容量超1,000安 时储能电池的企业。 公司规模化生产覆盖587安时与1,175·安时等多规格储能电芯，形成适应电力和工商业场景的产品矩阵。公司亦是业界首家实现314 安时储能电池量产的企业。 Bamboo Works 咏竹坊 专注于报道中概股新闻。 用高质量的中英文内容帮助中国企业讲好中国股事，触达全球投 资 ...

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]

行业转型与核心驱动力 - 储能产业正经历深刻转型，从拼价格转向拼价值，从电力系统可选配角升级为核心枢纽，撑起万亿级赛道 [1] - 行业当前面临的核心挑战是储能时长不足，当新能源装机占比超过20%时，4小时以上储能成为刚需，占比突破50%时，10小时以上长时储能必不可少 [2] - 储能与氢能发展窗口期开启，驱动逻辑发生根本转变，政策体系从引导走向夯实，市场应用从试点推向刚需，产业定位从配套升级为核心 [6] 技术路线多元化 - 储能技术告别单一化，进入“成熟分化、场景融合”的新阶段，锂电池主导中短期市场，铅电池、液流电池、空气电池、压缩空气储能等技术在长时储能领域加速突破 [2] - 长时储能的突破关键在于材料革命，通过材料创新提升性能、降低成本，例如GCL－PHY干法制备正极材料大幅降低工艺成本和能耗，硅碳负极逐步替代传统负极材料 [3] - 未来技术发展强调多能融合与协同，坚持铅、锂、氢、钠等多种技术路线并举以应对多元场景需求 [6] 市场机制与商业模式 - 容量电价机制和辅助服务市场的完善将推动行业从低价竞争转向价值竞争，通过源网荷储一体化协同催生新质生产力 [4] - 新型储能的市场机制、商业模式和标准体系在“十五五”时期将逐步健全，适应新型电力系统的稳定发展 [4] - 电价波动等不确定性倒逼储能发展重心向电网侧转移，容量市场的建立将为电网侧储能提供关键效益支撑 [4] 应用场景与未来展望 - 储能的核心价值在于为风能、太阳能等间歇性新能源补能，使其具备容量支撑与辅助服务能力 [5] - 到2030年，储能装机规模有望实现近10倍增长，氢能产业也将步入爆发式成长期 [6] - 储能系统正成为算力核心基础设施，预计到2030年算力构成中95%为推理算力，对电网实时平衡能力提出更高要求，推动风光储算一体化平台发展 [6]

行业转型与核心驱动力 - 储能产业正经历深刻转型，从拼价格转向拼价值，装机规模有望大幅增长，撑起万亿级赛道 [1] - 行业转型由技术路线多元化、市场机制完善和多能协同融合等多维度驱动，旨在破解长时储能不足等痛点 [1] - 驱动逻辑发生根本转变，政策体系从引导走向夯实，市场应用从试点推向刚需，产业定位从配套升级为核心 [6] 技术路线多元化发展 - 储能技术告别单一化，进入“成熟分化、场景融合”的新阶段，锂电池仍主导中短期市场，但铅电池、液流电池、压缩空气储能等技术在特定场景加速突破 [2] - 长时储能成为新型电力系统刚需，当新能源装机占比超过20%时，4小时以上储能是刚需，占比突破50%时需10小时以上长时储能 [2] - 材料革命是长时储能突破的关键，通过干法新工艺等材料创新可大幅降低工艺成本和能耗 [3] 市场机制与商业模式演进 - 容量电价机制和辅助服务市场的完善将推动行业从低价竞争转向价值竞争 [4] - 电价波动等不确定性促使储能发展重心向电网侧转移，容量市场的建立将为电网侧储能提供关键效益支撑 [4] - “十五五”时期新型储能的市场机制、商业模式和标准体系将逐步健全，步入全面市场化发展新阶段 [4] 多能融合与未来应用场景 - 未来关键在于协同，需构建多能融合生态系统以应对多元场景下的复杂需求 [6] - 储能核心价值在于为新能源补能，解决间歇性问题，使其具备容量支撑与辅助服务能力 [6] - 储能系统正成为算力核心基础设施，到2030年算力构成中95%为推理算力，对电网实时平衡能力提出更高要求，推动风光储算一体化平台发展 [6] 产业发展规模预测 - 到2030年储能装机规模有望实现近10倍增长 [6] - “十五五”时期是储能与氢能发展的关键窗口期，氢能产业也将步入爆发式成长期 [6]

行业转型与核心驱动力 - 储能产业正经历深刻材料革命，技术路线从锂电独秀迈向百花齐放，长时储能已成为新型电力系统建设刚需 [1] - 行业通过技术路线多元化、市场机制完善、多能协同融合等维度，破解长时储能不足、安全风险、全球化程度低等痛点，实现从拼价格向拼价值的转变 [1] - “十五五”时期将是储能与氢能发展的关键窗口期，产业驱动逻辑已发生根本性转变，政策体系从引导走向夯实，市场应用从试点推向刚需，产业定位从配套升级为核心 [4] - 业内预测到2030年储能装机规模有望实现近10倍增长，氢能产业也将步入爆发式成长期 [4] 长时储能的技术需求与突破 - 当新能源总装机占比超过20%时，4小时以上储能将成为刚需，当新能源装机占比突破50%时，10小时以上长时储能必不可少 [2] - 实现6小时级储能可有效缓解当前新能源消纳、电网调峰等诸多难题 [2] - 长时储能的突破关键在于材料革命，需实现技术性、经济性与安全性的平衡 [2] - 行业内已涌现突破性成果，如GCL-PHY法制备正极材料开辟干法新工艺，摆脱对化工园区依赖，大幅降低工艺成本与能耗指标 [2] - 在负极材料领域，传统材料正逐步被硅碳负极替代，并研发单边、多边等多种形态的硅碳负极，同时发力下一代新型碳材料以满足固态电池等前沿技术需求 [2] 技术路线多元化发展 - “十五五”期间储能技术将告别单一化，进入“成熟分化、场景融合”新阶段 [1] - 锂电池因建设周期短、部署灵活等优势仍将主导中短期内市场 [1] - 铅电池在数据中心、分布式电源等场景的性价比优势持续凸显 [1] - 液流电池、空气电池、压缩空气储能等技术在长时储能领域将加速突破 [1] - 未来关键在于协同，构建多能融合生态系统，坚持铅、锂、氢、钠等多种技术路线并举以应对多元场景复杂需求 [5] 市场机制与商业模式演进 - 随着容量电价机制、辅助服务市场完善，储能产业将从拼价格转向拼价值，通过源网荷储一体化协同催生新质生产力 [2] - 低价竞争导致企业利润微薄、制约技术创新已成为行业共识 [2] - 电价波动、用户用电变量等政策与市场不确定性倒逼储能发展重心向电网侧转移，容量市场建立将为电网侧储能提供关键效益支撑 [3] - “十五五”时期新型储能市场机制、商业模式、标准体系将逐步健全，适应新型电力系统稳定发展 [3] 核心价值与应用场景拓展 - 储能核心价值在于为新能源补能，解决风能、太阳能间歇性问题，使其从只有电量价值升级为具备容量支撑与辅助服务能力 [3] - 电源无储不立，电网无储不稳，电荷无储不灵，储能系统正在成为算力核心基础设施 [5] - 到2030年，算力构成中将有95%为推理算力，对电网实时平衡能力提出更高要求 [5] - 协鑫集团正研究在中东地区搭建风光储算一体化平台，通过多能融合把握储能产业投资机遇 [5]

行业投资评级 - 行业投资评级为“推荐”，预计行业基本面向好，行业指数将跑赢基准指数 [22][23] 核心观点 - 新能源发电并网比例迅速提高使储能从“可选项”变为“必选项” [3] - 储能的结构性需求确立，经济性加速兑现，推动行业景气度维持高位 [1][3] - 预计2-4小时储能与长时储能的分层配置将成为主流，带动设备-系统-运营全链协同升级 [3][19] 新能源发电规模提升与储能重要性 - 欧盟2024年新能源发电占比达28.5%，面临电价波动、负电价、弃风弃光、系统惯量承压等问题 [4] - 据ENTSO-E测算，欧盟到2030年前额外配置约56GW储能，可减少弃风弃光约30TWh/年，降低年度系统成本80亿欧元，年减二氧化碳排放约1900万吨 [3][6] - 国内2024年8月至2025年7月新能源发电占比已达21.6%，进入需配置储能的发展阶段 [8] - 当新能源发电占比超过50%成为主体电源后，长时储能（超过4小时）将成为重要发展方向 [3][8] 中国储能商业化破局与市场模式 - 国家能源局发布136号文，打破强制配储模式，强化市场化定价机制 [13] - 山东市场机制成熟：独立储能、虚拟电厂拥有市场参与渠道，能量套利、辅助服务、容量补偿等多元收益可叠加 [3][14] - 山东储能项目测算显示，在含税价差0.6元/kWh、实现1次/日周转并叠加0.15–0.25元/kWh辅助服务收入条件下，动态回收期可压至5–6年 [14] - 广东峰谷价差高（珠三角五市可达1.297元/kWh），但独立储能可持续盈利更依赖多元化收益叠加 [15] - 江苏、浙江、内蒙、新疆、甘肃、河北等地市场化进程与盈利模式各有特色，处于不同发展阶段 [3][15] 储能行业扩产与投资动态 - 上半年国内储能相关上市公司开展一批扩产、增资和投建计划，呈现“制造扩产+工程落地+资本加码+海外布局”的并行格局 [16][17] - 宁德时代规划建设年产能40GWh储能/动力通用产线 [18] - 亿纬锂能启动新一代MB56储能电池量产，并在马来西亚投资86.54亿元建设储能电池项目 [16][18] - 中创新航成都项目二期总投资120亿元，达产后形成约30GWh能力；瑞浦兰钧印尼工厂预计年产8GWh [17][18] - 中国能建推进压缩空气储能电站项目（应城二期2×300MW、潜江350MW级），显示非锂技术路线同步发展 [17][18] - 资本侧加码：赣锋锂业提供不超过8亿元财务资助；科力远将储能产业基金规模扩大5亿元 [17][18]