公司业务定位与战略 - 公司在巩固硫磺回收龙头地位的同时，积极拓展新能源工程领域 [2] - 公司通过综合研判政策导向、行业发展趋势、客户资质、成本收益等要素参与新能源项目建设 [2] 新能源领域技术储备与经验 - 公司在氢能、熔盐储能、压缩空气储能等新能源工程领域积累了较为丰富的技术储备 [2] - 公司拥有新能源项目设计、建设、运行全流程的工程化经验 [2] 未来发展规划 - 后续公司将充分发挥自身优势，支持新能源领域的技术创新、模式创新 [2] - 公司计划积极承揽新能源、新材料订单，为相关客户提供优质服务 [2]

公司经营与市场地位 - 公司是全球最大的能源电力水利基础设施建设企业之一，在全球拥有2000多个在建项目，例如新疆阿克苏地区247米高的大石峡水利枢纽工程[1][3] - 公司当前在手订单总额已达到近15000亿元，其中海外市场每年新承揽合同额近3600亿元[5] - 在手订单中，能源电力业务（包括整体发电、项目输配电及装备材料）是核心，相关合同额占总合同额近70%[7] - 公司深度参与中国电力基础设施建设，国家总发电装机容量达38亿千瓦，公司参与建设了其中近26亿千瓦，市场份额接近70%[10] 绿色能源与技术创新 - 公司在甘肃庆阳投资建设了特大型数据中心，配备2.4万个标准机柜，并配套20万千瓦新能源场站供应绿电，实现了数据中心90%的电力来自当地新能源[12] - 使用新能源电力后，庆阳数据中心的电力基础成本降至每千瓦时约两三角，并将算力成本降低了近70%[14] - 公司在内蒙古阿拉善成功实现了世界最大5000平方米高空风力发电捕风伞的开伞与收伞，该技术可从300米高空获取风能，尤其适用于海岛等孤网地区就近发电[20][22][24] - 公司在吉林松原建设了全球规模最大的绿色氢氨醇一体化项目“青氢一号”，并已生产出首批绿氨产品，签订了全球首单绿氨远洋航运燃料销售合同[26] - 该项目通过风光发电制氢，再合成绿氨，实现了完全绿色的循环，公司已解决新能源波动性与化工流程稳定性的世界级难题，目前其20万吨绿氨产品供不应求[28][30] - 公司在湖北应城建成了世界首座300兆瓦压气储能电站“能储一号”，并实现全容量并网，该电站利用地下废弃盐矿作为储气库，一次储能可满足一个中小城市连续用电5小时[34] - 压缩空气储能项目带动了上游装备制造（如储气罐、压缩机、透平机），在容量电价机制下，项目通过收取电费和容量电价获得经济效益，全国已有50多个地点在洽谈此类项目[36][38] 行业趋势与战略布局 - 当前算力年耗电量约1600亿千瓦时，未来几年可能达到7000亿千瓦时，解决AI等算力增长的电力需求关键在于新能源匹配与储能技术的发展[18] - 到2030年，中国将初步建成新型能源体系，非化石能源消费比重目标为25%，新能源将成为电力装机主体[40] - 公司将聚焦能源强国、水资源安全、新型基础设施建设等国家重大战略任务[40] - 公司定位自身在能源转型中的角色为进行绿色智能的“精装修”，并通过原始创新（如压缩空气储能、高空风能）、集成创新和开放创新（与高校、国家实验室合作）来推动发展[44] - 公司围绕新型能源结构体系和新型电力系统，布局了将近130项研究任务，采用“企业出题、科研答卷、市场检验”的模式[46] - 公司目标是在“十五五”末期，转型成为在能源、电力和水利业务领域以创新驱动的全新科技型企业[48]

市场与规模概况 - 截至2025年11月底，中国风电和太阳能发电总装机容量达17.6亿千瓦，占全部电源装机的45.8%[11] - 2025年1-11月，新增新能源装机近3.5亿千瓦，风电和太阳能发电装机分别同比增长22.4%和41.9%[11] - 2025年全国新型储能装机规模预计达1.3亿千瓦，新疆、山东等省份装机超1000万千瓦[15] - “十四五”以来新型储能装机规模快速增长，从2021年的870万千瓦跃升至2025年预计的7376万千瓦[17] - 2025年全球新增新型储能装机92GW/247GWh，同比增长22.7%，其中中国、美国、欧洲是主要市场[249] 技术创新与工程实践 - 锂离子电池技术向大容量、长时化发展，2025年12月内蒙古投运全球首座搭载500Ah+电芯的GWh级（400MW/2.4GWh）储能电站[30][33] - 长时储能技术加速产业化，全球首座300MW压缩空气储能电站（湖北应城）于2025年1月全容量投产，创造了三项世界第一[37] - 液流电池技术呈现“主流稳固+多点突破”格局，2025年新增投运项目中全钒液流电池占比超80%[45] - 构网型储能技术加速渗透，并在多场景实现广泛应用，政策明确支持其在新型电力系统中的示范应用[86] - 人工智能技术赋能全产业链，例如宁德时代的“天恒·智储”平台可实现故障提前7天预警，某场站应用AI交易决策后收益提升至1200万元[104][107] 政策与市场机制 - 2025年国家和地方累计发布新型储能相关政策253项，其中国家级75项，地方级178项[155][157] - 关键政策推动市场转型，如136号文取消将配置储能作为新能源项目并网的前置条件，推动储能从“政策引导”向“市场驱动”转变[157][161] - 各省探索差异化商业模式，例如山东明确电量交易、容量补偿、容量租赁三种盈利渠道；内蒙古对独立储能提供最高0.35元/千瓦时的容量补偿，期限长达10年[164][188][190] - 2025年密集出台安全强监管政策，推动行业向高质量、规范化发展，安全与质量正从“门槛”变为“核心竞争力”[342][344] 成本与供应链 - 2025年锂离子电池储能系统中标价格呈波动下降趋势，全年平均价格为0.47元/Wh[232] - 非锂技术路线价格各异：全钒液流储能系统平均中标价2.15元/Wh，压缩空气储能EPC平均中标价1.19元/Wh，钠离子储能系统平均中标价0.81元/Wh[237] - 2025年全球储能系统电池包均价降至70美元/千瓦时，同比下降约45%，中国是全球价格洼地，价格约55美元/千瓦时[251][252] - 锂离子电池产能供大于求，2025年总产能约815GWh，产量近590GWh，平均产能利用率约72%[228] 发展趋势与展望 - 新型储能发展逻辑从“配套”向“基石”转变，预计到2030年累计装机规模将达到3亿千瓦以上[294][295] - 产业链竞争焦点从“制造产能”转向“全生命周期技术与服务能力”，运营能力成为决定收益上限的关键因素[312][329] - 长时储能需求增长，4~6小时储能成为主流，2025年中标项目中4小时储能时长占比达47%[378][379] - 氢能等非电应用进入发展机遇期，国内首台套兆瓦级（1.7MW）纯氢燃机于2025年11月完成运行验证[120][434]

报告行业投资评级 未提及 报告核心观点 - 2026年1月30日印发的《通知》与十五五规划形成政策协同，我国新型储能步入规模化发展新阶段，未来5年将稳步推进至642GW，年均增速4.2%，将拉动碳酸锂需求量增长接近100万吨 [3] - 短期仍将继续支持碳酸锂价格上行 [4] 根据相关目录总结 《通知》核心内容总结 - 《通知》构建“分类完善+统一补偿+配套优化”体系，填补电网侧独立新型储能容量电价空白 [9] - 分类容量电价机制：煤电容量电价回收固定成本比例≥50%；气电可建立容量电价；抽水蓄能存量项目维持政府定价，增量项目实行“统一容量电价+市场收益分享”模式；电网侧独立新型储能可给予容量电价，按煤电容量电价标准结合顶峰能力折算，实行清单制管理 [9][10] - 可靠容量补偿：现货市场连续运行后，建立统一补偿机制，覆盖煤电、气电、符合条件的电网侧独立新型储能等 [9] - 配套优化：调整煤电中长期交易价格下限，规范储能充放电电费结算，优化区域抽水蓄能费用分摊 [9] 《通知》对储能产业的核心影响 - 政策协同：《通知》容量电价政策激活储能市场，叠加十五五规划，推动新型储能从“补充角色”走向“主体支撑”，加速向300GW目标迈进 [11] - 技术导向：聚焦长时储能，推动锂电转型、非锂电长时储能及钠电稳步规模化，改变锂电“一枝独秀”格局 [11] - 市场扩容：十五五规划明确2030年新型储能装机达300GW，《通知》破解盈利痛点，推动储能装机稳步提速 [11] - 产业联动：带动储能产业链及上游原材料需求增长，推动钠电、非锂电长时储能技术迭代，优化技术结构 [11] 新型储能带动下碳酸锂需求量测算 核心假设 - 技术路线占比：2025年锂电占比96.1%，钠电及其他技术占比3.9%；预计2030年钠电占比达15%、其他10%，两者逐年递增，锂电占比同步回落 [14] - 消耗标准：锂电储能平均649吨/GWh，钠电及其他储能0吨/GWh [14] - 换算标准：2030年1GW储能=4GWh电量 [14] 碳酸锂需求测算 | 年份 | 新型储能新增装机（GW） | 技术路线占比（锂电/钠电/其他） | 配储时长（小时） | 锂电储能电量（GWh） | 碳酸锂需求量（万吨） | 碳酸锂同比增速（%） | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | 2025 | 66.43 | 96%/2%/2% | 3 | 189.48 | 12.30 | — | | 2026 | 89.67 | 92%/5%/3% | 3.2 | 263.98 | 17.13 | 39.3 | | 2027 | 105.72 | 87%/8%/5% | 3.4 | 312.71 | 20.30 | 10.8 | | 2028 | 115.34 | 82%/10%/8% | 3.6 | 340.48 | 22.10 | 2.2 | | 2029 | 121.80 | 78%/12%/10% | 3.8 | 361.01 | 23.43 | 1.1 | | 2030 | 65.04 | 75%/15%/10% | 4 | 195.12 | 12.66 | -49.0 | [15] 测算总结 - 未来5年新型储能新增装机累计接近500GW，年均增速约4.2%，累计装机从144.7GW增至642GW，翻倍达成十五五规划目标 [16] - 2026 - 2029年为稳步推进期，增速逐年放缓，2030年为收尾达标年，新增装机回落 [12][16] - 钠电、其他技术路线按平缓节奏渗透，2030年长时储能逐步成为绝对主流，优化锂电主导的技术结构 [12][16]

文章核心观点 文章基于中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布的2025年度数据，全面总结了中国新型储能在“十四五”期间的发展里程碑与现状，并对“十五五”趋势进行展望。核心观点认为，中国新型储能产业在“十四五”期间实现了从示范培育到规模化、市场化发展的历史性跨越，已成为新型电力系统的核心支撑。行业正从高速增长转向高质量发展，技术持续进步、应用场景深化、市场机制完善，未来虽增速换挡，但绝对增量依然可观。 新型储能“十四五”发展里程碑 - **战略定位历史性跃升**：储能已完成从“被动配置”到“核心支撑”的跃升，定位为支撑新型电力系统建设的重要基础和发展新质生产力的新动能 [8] - **技术突破与产业全面进阶**：本体技术持续创新，系统集成不断优化，向低成本、高效率、高安全、国产化、电网适配方向发展 [9][10] - **技术路线格局重塑**：截至2025年底，中国电力储能累计装机规模达213.3GW，同比+54%，其中以锂电池为代表的新型储能累计装机占比超过2/3，技术路线从单一向多元化加速发展 [12][13] - **累计装机规模突破1亿千瓦**：新型储能累计装机规模达144.7GW，是“十三五”末的45倍，同比+85% [14][15] - **在新能源中渗透率大幅提升**：新型储能在风电和太阳能发电累计装机中的占比从“十三五”末的0.61%升至“十四五”末的6.88% [17][18] - **市场参与更加多元**：身份从“依附电源或电网”向“独立市场主体”转变，交易品种向“中长期+现货+辅助服务+容量补偿”全品类进阶，收益模式向市场化多元收益叠加 [20][21] - **可靠性媲美传统电源**：2025年，国家电网经营区新型储能最大放电电力达4453万千瓦，晚高峰平均顶峰2.4小时，江苏、山东等省份集中调用时容量可用率超95%，最高达98.5% [24] - **应用结构根本性变化**：应用结构从用户侧为主转向以独立储能为主，独立储能累计装机占比达58% [30][31][32] - **项目布局向“资源端”转移**：项目规模实现“MW级”向“几十GW级”跨越，西北、华北风光富集地区成为主力，内蒙古、新疆增长最迅猛，CAGR均在250%+ [33][34] 2025年新型储能项目规模 - **新增投运规模创新高**：2025年新增投运66.43GW/189.48GWh，功率规模和能量规模同比分别+52%和+73%，能量规模已超过2024年底的历史累计总量（184.2GWh） [3][41] - **并网节点前移**：受政策调整影响，并网节点前移至“5·31”，5月新增投运11.59GW/29.81GWh，占比17%，同比+413%/+492% [41][42] - **项目平均时长持续增长**：2025年新增投运项目平均储能时长2.85小时，较2020年增长58%，“十四五”时期新增装机平均时长2.59小时，较“十三五”时期+21% [44][45] - **应用以独立储能和新能源配储为主**：二者新增合计装机近60GW，创历史新高，同比+50%，其中独立储能新增42GW，同比+59% [47][50] - **非锂与混合储能技术实现突破**：多个GW级独立储能电站投运，首个百兆瓦级4小时固态电池、吉瓦时级全钒液流电池、大型构网型锂钠混合储能电站等多个标志性项目投运 [50] - **省份分布集中度高**：Top10省份装机规模均超5GWh，合计装机占比接近90%，内蒙古在能量和功率装机规模上均位列第一 [3][48] 2025年新型储能招中标市场 - **中标节奏趋于理性**：中标数量基本持平甚至略降，行业从“多项目”向“优项目”过渡 [53] - **单体项目规模显著提升**：行业正向吉瓦级（GWh）大项目迈进 [57] - **行业集中度提升**：中标企业数量下降，市场份额向优势企业集中 [56][57] - **EPC中标价格波动下行**：2025年2小时储能EPC中标均价为1043.82元/kWh，同比下降13.04%；4小时储能EPC中标均价为935.40元/kWh，同比下降8.19% [58][63] 新型储能产业发展 - **CNESA储能指数展现超额收益**：历史回报基准（沪深300）近20个百分点，展现极强的赛道弹性和独立成长气质 [66] - **燃烧测试渐成趋势**：多家企业主动开展“真机燃烧测试”极限挑战，依据UL9540A等国际标准，以验证安全设计、满足出口需求并提升客户信任度 [67][68][69][70] 新型储能政策 - **规划目标基本完成**：截至2025年底，全国各省新型储能“十四五”规划目标总规模超91.6GW，多数省份已完成目标 [74] - **产值目标推动产业落地**：近30个省及地市提出的2025年产值目标总规模超3万亿元，部分省份2027年目标较2025年新增约1.9万亿元，2030年目标将再增2.3万亿元 [77][78] - **工商业储能向市场化迈进**：2025年32个地区最大峰谷价差总体平均值为0.616元/kWh，同比下降9.4%，未来依赖固定价差套利模式不可持续，“市场化运营+多市场叠加”成为趋势 [81][82] - **储能与新能源融合发展强化**：多项政策推动新能源与储能一体化参与市场、就近消纳，并探索多产业协同、多维度一体化开发 [84] - **“制造+应用”双方案战略协同**：《新型储能制造业高质量发展行动方案（2025-2027年）》与规模化建设专项行动协同，旨在提升供给质量、扩大市场需求，带动项目直接投资2500亿元 [86] 新型储能市场展望 - **累计装机平均时长将加速提升**：预计至2030年，累计装机的平均时长将达到3.47小时，反映市场对长时储能需求增强 [3][95][96] - **累计装机规模持续增长但增速换挡**：预计2026-2030年，保守与理想场景的年均复合增长率（CAGR）分别约为20.7%和25.5%，至2030年累计装机有望达到3.7亿千瓦（370GW）以上 [4][98][99] - **行业向高质量发展过渡**：行业正从政策驱动向市场驱动的高质量发展阶段过渡 [98] - **应用场景拓展至零碳园区**：国家推进零碳园区建设，首批52个园区要求绿电直供比例不低于50%并配建储能 [91][94] - **海外市场潜力巨大**：2025年中国储能企业新增海外订单规模366GWh，同比+144%，覆盖全球60+个国家和地区，出海企业70+家 [93]

行业整体发展成效 - 截至2025年底，新型储能装机较2024年底增长84%，与“十三五”末相比增长超40倍，实现跨越式发展 [1] - 平均储能时长提升至2.58小时，较2024年底增加0.30小时 [1] 地域装机分布 - 华北地区已投运新型储能装机规模占全国32.5%，占比最大 [1] - 2025年华北、西北为主要增长区，新增装机分别为2188万千瓦和1966万千瓦，分别占全国新增装机的35.2%和31.6% [1] 项目规模与技术趋势 - 大型化趋势明显，截至2025年底，10万千瓦及以上项目装机占比达72%，较2024年底提高约10个百分点 [1] - 长时储能项目增加，4小时及以上新型储能电站装机占比达27.6%，较2024年底提高约12个百分点 [1] - 锂离子电池储能技术占据绝对主导地位，装机占比达96.1%，压缩空气、液流电池及飞轮电池等合计占比3.9% [1]

行业总体发展态势 - 2025年我国新型储能发展成效扎实 为构建新型能源体系和电力系统提供有力支撑 [1] - 截至2025年底 全国新型储能装机规模较2024年底增长84% 较“十三五”末增长超40倍 实现跨越式发展 [1] - 2025年全国新型储能等效利用小时数达1195小时 较2024年提升近300小时 调用水平进一步提升 [2] 装机规模与结构 - 从地域看 华北地区已投运新型储能装机规模占全国32.5% 占比最大 [3] - 2025年华北、西北为新型储能主要增长区 新增装机分别为2188万千瓦、1966万千瓦 分别占全国新增装机的35.2%、31.6% [3] - 从单站规模看 大型化发展趋势明显 截至2025年底 10万千瓦及以上项目装机占比达72% 较2024年底提高约10个百分点 [3] - 长时储能项目逐步增加 4小时及以上新型储能电站项目装机占比达27.6% 较2024年底提高约12个百分点 [3] - 平均储能时长为2.58小时 相较于2024年底增加0.30小时 [1] 技术路线与市场格局 - 锂离子电池储能仍占主导地位 装机占比达96.1% [3] - 压缩空气储能、液流电池储能及飞轮电池储能等其他技术路线装机占比合计为3.9% [3] 运营表现与功能作用 - 国家电网经营区新型储能等效利用小时数为1175小时 南方电网经营区为1294小时 [2] - 新型储能灵活调节能力日益凸显 在促进新能源开发消纳、提高电力系统安全稳定运行和电力保供水平等方面作用逐步增强 [2]

文章核心观点 - 中国新能源行业的发展已进入以“新能源+储能+产业场景化”为核心的系统性改革新阶段，金融支持模式需从1.0阶段的政策补贴驱动转向2.0阶段的市场与创新驱动 [1] - 金融机构的角色需要从被动的资金提供者转变为主动的价值赋能者和产业生态共建者，通过价值挖掘、风险管理和流动性增强三大模式来服务新趋势下的产业发展 [2][12] 新能源产业发展阶段与融资演变 - 融资1.0阶段：行业初期依赖政策补贴驱动的债权融资，帮助产业完成“从0到1”的起步，但补贴退坡后导致项目融资成本上升和违约风险增加 [2] - 融资2.0阶段：在“新能源+储能+产业场景化”趋势下，传统债权融资难以匹配复杂需求，需通过股债联动等多元金融工具驱动产业实现“从1到N”的规模化创新 [2] 金融赋能模式一：价值挖掘 - 挖掘技术前沿性价值：金融机构需对新兴技术进行识别和定价，例如恒丰银行泰安分行将碳资产和辅助服务收益纳入评估，为肥城二氧化碳熔盐储能示范项目核准了4.8亿元贷款 [5] - 挖掘环境与系统服务价值：储能项目提供的辅助服务、碳资产收益、绿证交易收入等应被识别为可单独评估的金融资产，以增强项目融资优势 [5] - 挖掘数据与智能管理价值：数据资产的信用价值体现在直接估值、AI优化运营效率及数据驱动风控三方面，例如远景公司的气象大模型数据和金风科技的AI平台为风场带来成本下降与收益增加 [6] 金融赋能模式二：风险管理 - 应对技术风险：通过保险产品转移风险，例如鼎和保险构建了包含财产一切险、机器损坏险及“峰谷电价价差收入损失保险”在内的储能专属产品体系 [7] - 应对复杂项目风险：采用“股权+债权+保险”联动模式，例如中国银行通过“司司联动”为内蒙构网型独立储能电站提供融资租赁、贷款和保险的一体化解决方案 [7] - 应对信用与评估风险：风险评估范式从只看“抵押物”转向同时看“技术”、“市场”与“产业链价值”，例如华夏银行济南分行采用“铁三角”团队和三维风控体系服务烟台力华电源项目 [8] - 应对价格波动风险：金融机构可协助推进电力期货市场建设，以帮助新能源企业对冲关键原材料如碳酸锂的价格波动风险 [8] 金融赋能模式三：流动性增强 - 资产证券化：将稳定的未来收益权转化为可流通产品以盘活资产，例如远景能源发行清洁能源类不动产资产支持证券，将风电资产份额化并提供较高派息率 [10] - 融资租赁：为建设期项目提供期限匹配的解决方案，例如恒丰银行对河南许昌大型储能电站采用“融资租赁+项目贷款”组合模式，将设备价款转化为长期租金以减轻初期资金压力 [10] - 供应链金融：围绕技术领先的链主企业进行评估，将其信用延伸至上下游配套企业，例如中信银行与中信金租合作，为采用海博思创储能系统的项目提供设备融资租赁和一揽子金融服务 [11]

项目概况与会议信息 - 2026年1月22日，国家重点研发计划“战略性科技创新合作”重点专项“规模储能价值收益及碳排放评估技术合作研究”（项目编号2024YFE0209100）召开年度总结暨研究推进会 [1] - 会议由项目牵头单位中关村储能产业技术联盟秘书长刘为主持，近30位专家及单位代表参会 [1] 项目目标与意义 - 项目旨在解决储能行业从规模化向市场化发展过程中面临的经济效益与碳排放核算等关键瓶颈问题 [4] - 项目期望产出有用、好用的成果，以推动储能行业健康发展 [4] 项目研究内容与年度进展 - 项目研究聚焦于锂离子电池、压缩空气、氢储能三类主流储能技术 [6] - 项目围绕三大核心任务展开：全生命周期度电成本评估、多场景综合收益评估及碳排放核算 [6] - 2025年度，项目按期完成全部考核指标，取得多项成果 [6] - 具体成果包括：成功开发了度电成本与碳足迹核算软件平台，完成了储能市场规则与商业模式分析报告，推动了三项团体标准立项，取得三项软件著作权，并积极开展国际交流合作 [6] 项目后续工作方向 - 项目咨询专家组对项目工作给予肯定，并就研究深度、成果聚焦、课题协同、模型验证等方面提出建设性意见 [10] - 项目组表示将吸收专家意见，在后续研究中着力加强课题协同、深化场景研究、推动成果落地，确保高质量完成项目 [12] - 会议明确了项目后续研究的方向与重点，为完成中期及最终目标奠定基础 [13] 行业相关活动信息 - 第十四届储能国际峰会暨展览会（ESIE 2026）计划于2026年3月31日至4月3日在北京首都国际会展中心举行 [13]

公司盐穴综合利用业务模式 - 公司与广钢气体合作的小分子气体储存项目为参股项目 公司出租自有盐穴 [2] - 公司与国信集团合作的压缩空气储能项目为参股项目 公司出租自有盐穴 [2] - 公司与中国石油集团储气库有限公司合作的张兴储气库项目一期由江苏国能石油天然气有限公司实施 公司持股51%并纳入合并报表 该项目并非盐穴租赁模式 [2] 项目定价与收益机制 - 盐穴租赁定价结合盐穴造腔建设等成本 参考国内盐穴综合利用行业市场化定价水平 并综合项目合作模式等因素与合作方市场化协商确定 定价具备合理性与行业公允性 [2] - 在参股项目中 公司按出资比例分享税后利润 [2] - 在张兴储气库项目中 国能公司成立后已对张兴矿区通过采卤、造腔形成的地下溶腔资源等使用权资产完成评估并作价转让 [2] 项目进展与规划 - 目前正在规划张兴储气库二期建设 [2] - 张兴储气库二期规划的10亿立方米为天然气储存体积 并非盐穴空间计量单位 [2]