本报记者 李如是 在高山之巅，云南能源投资股份有限公司（以下简称"云南能投"）建设的近500座风电机组连点成片， 一架架"大风车"随风缓缓转动，源源不断地提供着环保新能源。 近年来，云南能投"追风逐绿"步履未歇，一组硬核数据展示出公司的跨越式发展："十四五"期间，云南 能投的新能源装机容量从37万千瓦增长至225.725万千瓦，增幅达510.07%；累计发电量115亿度，节约 标煤379.5万吨，减少二氧化碳排放1138.5万吨。 10月28日，该公司350MW压缩空气储能示范项目正式开工，将为绿色电力打造"储存罐"，加速向"风光 储"一体化方向发展。 近日，中国上市公司协会联合《证券日报》等媒体启动"我在'十四五'这五年 上市公司在行动"主题活 动，记者走进云南能投，探访公司发展背后的故事。 新能源项目接续落地 在清晰、一致的共同目标引领下，云南能投这支新能源建设团队形成一股强大的凝聚力。团队中1人荣 获省部级"五一劳动奖章"、2人荣获县市级"五一劳动奖章"。 在项目建设与植被恢复过程中，这支团队还探索出生态效益与经济效益双赢路径，为高原山区开创"清 洁能源反哺乡村建设、绿色产业赋能乡村振兴"的可持续发展路 ...

行业投资评级 - 电力设备及新能源行业评级为“强于大市”（维持）[1] 报告核心观点 - 新型储能是构建以新能源为主体的新型电力系统的重要支撑技术，行业已从政策驱动迈入市场驱动的新阶段 [6][15] - 全球及中国新型储能装机规模快速增长，中国已成为全球最大市场，预计到2027年累计规模将达到1.8亿千瓦，2025-2027年复合年均增长率为34.63% [6][20][21][24][26] - 新型储能下游应用以电网侧为主导，独立储能是核心场景；河南省新型储能发展目标明确，支持政策力度位于全国前列，是重要的区域市场 [6][9][113] 我国新型储能产业发展现状 行业发展阶段与定义 - 新型储能是指除抽水蓄能外，以输出电力为主要形式的储能技术，涵盖电化学储能、机械储能、电磁储能、热储能、氢储能等多种类型 [6][13] - 相较于抽水蓄能，新型储能具备建设周期短（电化学储能项目仅需3-6个月）、选址灵活、调节能力强（毫秒至秒级响应）等显著优势 [14] - 2025年以来，行业从政策驱动迈入市场驱动新阶段，标志性事件是2025年2月“136号文”明确取消新能源项目强制配储政策 [6][15][16] 装机规模与市场格局 - 2024年全球新增投运新型储能项目装机规模达74.1GW/177.8GWh，同比增长62.5%/61.9%；截至2024年底，全球累计装机规模达165.4GW/381.7GWh [21] - 全球市场集中度高，2024年中国、美国、欧洲三地新增装机占比超过90% [21] - 截至2025年上半年末，中国新型储能装机规模达94.91GW/222GWh，较2024年底增长近29%，占全球总量的40%以上 [6][24] - 截至2024年底，中国新型储能累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，较2023年底增长超过130%，2024年新增装机规模42.5GW/107.1GWh，同比增长109.5% [24] - 地域分布上，内蒙古（1023万千瓦）、新疆（857万千瓦）、山东（717万千瓦）位列2024年末中国新型储能累计装机规模前三 [27] - 技术路线上，2024年中国新型储能以磷酸铁锂电池储能为主，占比近90% [33]；截至2024年底，新型储能累计装机规模（占比56.8%）首次超过抽水蓄能 [36] 新型储能下游应用场景 应用场景定义与分类 - 从电力系统角度，储能下游主要应用于三大场景：电源侧（装设于电厂、风电场、光伏电站内部）、电网侧（直接接入公用电网）、用户侧（建设在用户场地或邻近） [6][39][40][41] 各场景发展现状与盈利模式 - 2024年储能装机应用场景分布（装机能量口径）：电网侧储能占比60.0%（其中独立储能占57.6%），电源侧储能占比32.3%（光伏及风电配储合计占30.9%），用户侧储能占比7.7% [6][57] - 电源侧储能：核心价值在于平滑可再生能源出力、促进消纳、参与调峰调频；盈利模式包括参与调频辅助服务市场、纳入新能源成本、容量租赁、获取补贴等 [43][44][55][56] - 电网侧储能：核心功能是提供调峰、调频等辅助服务，维护系统安全；独立储能已成为增长主力，盈利来自容量租赁、电力现货交易、调峰调频补偿等 [48][51][55][56] - 用户侧储能：主要为工商业应用，依靠峰谷价差套利、需量电费管理、需求响应等获取收益 [52][53][55][56] - 2024年中国新型储能调用效率提升，年均等效利用小时数达911小时，比2023年提升约300小时；年均等效充放电次数221次，比2023年提升约59次 [63] 下游代表性企业 - 市场参与者以大型发电集团和电网公司为代表的央国企为主，涵盖国家电网、南方电网/南网储能、国家能源集团/龙源电力、国家电投集团/上海电力/中国电力、中国华能集团、中国华电集团、中国大唐集团、中国三峡集团/三峡能源、华润电力、国投电力、中核集团/中国核电、中国广核集团/中国广核、中国能建等 [9][64] - 关键企业数据：国家电网经营区截至2025年6月新型储能装机规模达7624.25万千瓦，2025年新增装机量1748.25万千瓦，同比增长100.34% [65]；南网储能截至2025年6月底新型储能投产装机规模65.42万千瓦/129.83万千瓦时 [68]；国家电投集团截至2025年5月底新型储能装机7436兆瓦/17151兆瓦时 [73]；宁德时代2025年上半年储能业务营业收入284亿元 [106] 河南新型储能下游发展情况 政策支持与发展目标 - 河南省构建了多维度、多层次的新型储能发展政策体系，支持力度位于全国前列 [113] - 发展目标：2025年新型储能装机目标为超过500万千瓦（力争600万千瓦），2030年装机目标为1500万千瓦以上；根据《河南省配电网高质量发展实施方案(2024-2027年)》，到2025年/2027年目标分别达到600万千瓦/1000万千瓦 [9][117] - 关键政策包括《关于加快新型储能发展的实施意见》（2023年6月）首次确立独立储能市场主体身份，并创新容量租赁机制（2023年租赁参考价每年每千瓦时不超过200元）[114]；后续政策持续优化，如独立储能放电电价按燃煤机组平均上网电价的1.72倍执行（2024年6月）[116]；允许新能源配建储能转为独立储能（2024年12月）[116]；独立储能参与电力现货市场（2025年6月）[117] 产业现状与代表性公司 - 河南省在新能源消纳压力较大地区及用电负荷中心布局电网侧储能，加快独立储能项目建设，推动新能源配储转独立储能，拓展用户侧应用场景 [9] - 下游应用端代表性及相关性公司包括：豫能控股、易成新能、国家能源集团河南电力有限公司、国家电投集团河南电力有限公司、中国华能集团有限公司河南分公司、中国华电集团有限公司河南分公司、中国大唐集团公司河南分公司、华润电力投资有限公司中西分公司、中核汇能河南能源有限公司、中广核新能源河南有限公司、多氟多等 [9]

可控核聚变技术突破 - 全超导托卡马克装置"东方超环"实现亿度等离子体稳态运行超1000秒的世界纪录 [4] - "中国环流三号"首次实现原子核温度和电子温度均突破一亿摄氏度的"双亿度"运行 [4] - 关键实验装置如"玄龙-50U"已实现100%国产化，摆脱对进口依赖 [4] 可再生能源发展 - 中国风电和光伏发电总装机容量已提前六年完成2030年达到12亿千瓦以上的目标 [7] - 大规模"能源绿洲"项目在沙戈荒等地区及东中部广泛建设 [7] - 为解决风光发电波动性，压缩空气储能、液流电池储能等多种新型储能技术路线并行发展 [9] 能源系统构建与全球影响 - 4小时及以上长时储能项目装机占比持续提高，推动构建更稳定灵活的新型电力系统 [9] - 中国在能源领域的技术创新和规模化应用推动全球绿色转型成本持续下降 [9]

文章核心观点 - 2025年9月中国储能招标市场呈现活跃态势，EPC招标规模创历史新高，技术路线多元化趋势显著，电网侧是主要驱动力 [4][5][6][8][12] 招标市场总体情况 - 2025年9月追踪到储能招标标段247条，同比减少7.8%，环比增加4.2%，涵盖EPC、储能系统、电芯等全链条环节 [4] - 储能系统招标标段59条，同比减少35.9%，环比增加3.5% [5] - EPC（含PC）招标标段160条，同比增加3.2%，环比增加9.6% [5] 招标规模分析 - EPC（含PC）招标规模达12.4GW/32.4GWh，创历史新高，同比增加52.9%/47.3%，环比增加21.3%/4.3% [6][8] - 储能系统招标规模2.9GW/9.3GWh，同比增加58.4%/125.3%，环比减少34.4%/43.4% [6][8] - 大型项目集中释放，新疆、宁夏等地出现多个GWh级招标项目，四季度能源项目冲刺及冬季保供需求加速招标进程 [8] 应用场景分布 - EPC招标规模增长主要来自电网侧，达到29.4GWh，占比90.7%，同比增加124.6%，环比增加13.1% [12] - 用户侧招标规模2.1GWh，占比虽小但增长亮眼，同比增加177.5%，环比增加78.9% [12] - 互联网企业如字节跳动发布200MWh锂电储能招标用于AI数据中心，阿里、腾讯等也落地源网荷储一体化项目 [12] 储能技术路线 - 锂离子电池在EPC项目中仍占主导，占比86.7%，但环比下降4.7%，同比下降12% [12] - 非锂技术表现活跃，压缩空气储能占比5.4%，液流电池占比4.4%，铅蓄电池占比3.1% [12] - 混合储能技术应用增多，涉及锂电池、镁离子电池、液流电池、飞轮等，旨在整合协同优势精准适配电网需求 [5][12] 招标主体情况 - 储能系统招标主体共60家，同比减少33.3%，环比增加1.7% [14] - EPC招标主体共138家，同比减少0.7%，环比增加12.2% [14] - 储能系统招标规模中国电建集团江西省电力设计院位列第一，EPC招标规模安宁云能投储能科技位列第一 [14]

行业与公司 * 行业涉及新能源（风电、光伏）、储能、绿色氢氨醇等可再生能源领域 [1] * 公司类型涉及新能源发电企业、储能技术及系统集成商、高耗能企业等 [2][4][5] 核心观点与论据 新能源政策与市场转向 * 核心痛点在于消纳和电价 三北地区如新疆、甘肃、蒙西光伏限电量已超过40% 部分甚至高达50% [2] * 136号文取消全额保障性收购 电网不再承担未能上网电量的责任 促使市场需扩大非电应用（如绿色氢氨醇）以确保消纳 [1][2] * 文件首次提出可再生能源消费最低比重 考核重点用能企业 推动高耗能企业承担可再生能源消费责任 [1][2] * 预计“十五”期间风光装机规模将保持在250GW/年左右 国家支持可再生能源发展 强调质量与数量并重 [1][2][3] 绿色氢氨醇发展前景与经济性 * 绿色氢氨醇是能源转型中不可替代领域的重要解决方案 终端能源消费中电力占比约28%-29% 计划2025年提升至65%-70% 但冶金、船舶燃料等领域无法完全依赖绿电 [4] * 煤制氢成本约10元/吨 风光制氢成本原为18-20元/吨 但蒙西地区利用高效风光资源 绿电制氢成本已降至12-13元/吨 接近煤制氢成本 [4] * 随着技术进步和政策支持 “十五”期间绿色氢安全经济性将进一步凸显 [4] 储能产业现状与政策驱动 * 储能产业处于关键转折点 2025年容量补偿/电价政策成为焦点 原有商业模式（融资租赁、峰谷套利）难以为继 [5][6] * 2025年储能市场爆发性增长主要得益于蒙西地区出台的发电量补贴政策 每度电补贴0.35元 [7] * 蒙西政策使储能项目年收入可达55%-60%以上 一个10万千瓦、2小时储能项目年总收益可达3,300万元以上 收益率约25% [7][15] * 蒙西采取激进政策原因包括推动新能源产业发展以及当地抽水蓄能等调节能力缺乏 [8] * 蒙西政策引发其他省份效仿 甘肃执行每千瓦330元的两年期限电价政策 宁夏从2025年100元提高至2026年165元 [9][10][12] 储能市场未来预期与区域差异 * 2025年中国储能市场预计新增装机45-50GW 时长接近2.5小时 [2][11] * 2027年全国新型储能装机规模预计达2亿千瓦以上 每年至少新增45GW左右 2030年预计可达350GW 总存量超6亿千瓦 [2][11] * 各地区收益差异大 蒙西收益最好（收益率25%） 其次是甘肃（总年收入近3,000万元 收益率12-13%） 新疆基本盈亏平衡 山东、宁夏、安徽、辽宁等地收益未达标 [15][16] * 未来收益率受边界条件变化影响 如农网补偿标准提高、补偿年限延长、现货市场调用频次增加 2025年1-8月新金属掉电品质比去年同期提升至少10% [16] 储能技术路线与竞争格局 * 抽水蓄能发展空间有限 预计2030年装机达1.5亿千瓦左右 [19] * 锂电池（特别是磷酸铁锂）成本较低、技术成熟 目前集成成本约每瓦时0.7-0.8元 占比超95% 预计2027年仍占85%以上市场份额 [19][23] * 压缩空气储能是重要发展方向 液流储能灵活性强但成本高 经济性未达标 飞轮、超级电容等满足局部调频需求 [19][20] * 未来三至五年内 以大规模长时储能为主的发展趋势明确 [20] 工商业储能与其他风险 * 工商业储能预计平稳有序增长 主要依赖峰谷价差套利 但随供需缓和 价差缩小及调用频次减少 盈利能力受限 [21] * 全国80%以上工商业用户集中在浙江 通过峰谷价差超过0.6元/千瓦时实现盈利 江苏也有条件但发展速度不如浙江 [22] * 政府一般不承担储能调节成本 由发电企业或工商用户分摊 风险点包括安全性问题、竞争关系导致的容量电价下降、以及现货市场价格被压缩 [24] 光伏行业与储能需求关联 * 新能源订单入市后各省限价措施产生反内卷效果 上游硅料涨价压力由市场需求决定 [25] * 未来可能通过非光伏组件部分实现反内卷 确保真实成本（组件、建设、逆变器等综合成本约0.25-0.26元/千瓦时）得到合理考虑 [25][26] * 风光装机速度放缓（年增200-250GW）使储能需求减弱 若提升至300-400GW则迫切性增加 [27] * 中国与国外储能需求差异显著 中国拥有强大特高压电网可实现省间网间互济 欧洲和美国电网老化、互联较少对储能依赖度更高 [28] * 新型储能只是中国众多调节方式之一 并非唯一选择 但局部地区如甘肃、新疆因网间互联小且煤电占比大 需求迫切 [28][29] 其他重要内容 * 存量储能项目在容量租赁合同到期后 不再享受新容量租赁政策 若签订新租赁合同则须放弃原有容量电价补贴 不能重复享受 [17] * 136号文发布前已备案核准但未建成项目 若已签合同可继续履约 否则需新协议 发布后新建项目只有独立储能侧才能享受谷峰电价 [18] * 系统集成商及其他厂商未来三年发展前景良好 2026年预计有产能跟进 需关注安全性问题（如液冷、空冷等新型冷却方式）及潜在产能过剩风险 [23][24]

公司增资 - 云南能投以自有资金向全资子公司安宁云能投储能科技有限公司增资人民币37,200万元 [1] - 增资将根据项目进展分批注入 [1] - 增资完成后储能公司注册资本将从人民币100万元大幅增加至人民币37,300万元 [1] 项目背景 - 增资目的为满足储能公司昆明安宁350MW压缩空气储能示范项目的资金需求 [1] - 增资旨在保障该工程项目建设的顺利推进 [1]

公司资本运作 - 公司以自有资金对全资子公司安宁云能投储能科技有限公司增资人民币3.72亿元 [1] - 增资完成后储能公司注册资本从人民币100万元大幅增加至人民币3.73亿元 [1] - 增资完成后储能公司仍为公司全资子公司 [1] 项目投资与战略意义 - 增资旨在满足昆明安宁350MW压缩空气储能示范项目建设的资金需求以保障项目顺利推进 [1] - 项目对满足电网调峰和新能源大规模并网及消纳具有积极意义 [1]

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]