三是太阳能发电、源网荷储一体化、油气勘探开发、抽水蓄能投资稳步增长。山东、山西、甘肃、广西 一批源网荷储一体化项目持续推进。大型油气田增储上产稳步推进，渤海海域垦利油田群开发项目(一 期)进入生产阶段，江汉油田红星页岩气田探明储量1650亿立方米。 一是核电、电网、新型储能、煤电成为拉动能源重点项目投资增长的重要力量。今年前8个月，新疆、 广东、云南、山东、内蒙古新型储能重点项目完成投资额同比增速均超过100%。 二是风电、现代煤化工、油气储备设施、充换电基础设施、氢能投资快速增长。新疆、内蒙古在建煤制 油气和煤制烯烃项目稳步推进，辽宁煤制气项目逐步形成实物工作量。吉林大安绿氢合成氨一体化示范 项目建成投产，内蒙古30兆瓦级纯氢燃气轮机项目、江苏3000万立方米级盐穴储氢项目开工建设。 中化新网讯 在国家能源局日前举行的季度例行新闻发布会上，国家能源局发展规划司副司长邢翼腾介 绍，今年以来，全国能源投资保持较快增长，前8个月能源重点项目完成投资额达到1.97万亿元，同比 增长18.2%。总的来说，主要呈现3个特点。 ...

政策核心目标 - 对内蒙古自治区范围内新建和已投运的新型储能项目实施全生命周期统一登记托管 建立储能产权项目数据库 推动新型储能市场规范化运行 [1] - 解决项目一地多证 一地多补 操作不规范不透明 资产闲置浪费 运行效率低等问题 [1] - 明晰产权关系 落实储能主体 行政监管和社会共治三方责任 提升行政监管效能 [1] 登记管理体系 - 实施一地 一码 一证的全生命周期统一登记托管 [1] - 由专业机构负责新型储能项目的统一确权登记工作 作为储能产权证的统一登记编码 制证 颁证机构 [1] - 专业机构将建设自治区储能产权登记系统 制定规范的统一登记制度与流程 [1] - 新型储能主体须通过自治区储能产权登记系统报备项目信息 获取统一初始登记编码 并明确标示拟建 在建 竣工等建设进度情况 [2] - 初始登记编码是获取储能产权证和通过项目备案的必备要件之一 [2] - 项目在竣工验收60个工作日内 储能主体应向专业机构提交确权登记申请 由专业机构完善信息并颁发储能产权证 [2] 产权证分类与内容 - 储能产权证按照项目建设方式分为三类：自建C1类 配建C2类 独立储能C3类 [2] - 储能产权证涵盖储能项目土地 设备 企业所有者 抵质押备案登记等关键信息 作为权属登记 托管 变更 流转的基本依据 [2] 市场准入与流转机制 - 将储能产权证纳入新型储能参与电力市场的准入条件 各电力交易机构依据储能产权证办理入市准入 现货交易等相关业务 [2] - 专业机构将参照国有资产交易制度 起草资产流转操作指引 制定产权交易流转流程 [2] - 通过内蒙古产权交易市场为储能主体提供交易 流转 增信 金融支持等一站式专业化服务 [2]

中国电建2025年1-9月经营情况 - 公司新型储能业务新签项目142个，新签合同金额达366.98亿元 [2][3] - 公司能源电力业务整体新签项目4013个，合同金额5852.28亿元，同比增长12.89% [3] - 水电业务新签合同金额1494.38亿元，同比大幅增长68.82% [3] - 风电业务新签合同金额1828.74亿元，同比增长54.67% [3] - 太阳能发电业务新签合同金额1379.18亿元，同比下降33.36% [3] - 火电业务新签合同金额338.29亿元，同比下降46.25% [3] 大型新型储能项目详情 - 和田邦锦500MW/2000MWh构网型独立储能电站项目EPC合同金额17.8亿元 [4] - 乌兹别克斯坦努库斯二期200MW+100MWh风储项目EPC合同金额15.39亿元 [4] - 磴口100万千瓦/400万千瓦时电源侧独立储能项目子项目EPC合同金额12.95亿元 [4] - 通辽奈曼旗50万千瓦/200万千瓦时电网侧储能项目EPC合同金额11.08亿元 [4] 储能行业活动与背景 - ESIE 2026被描述为储能产业发展的风向标 [5] - 中国电建此前披露2025年上半年新签96个新型储能项目，合同金额209亿元 [6] - 中国电建储能安全技术中心已揭牌成立 [7]

2025年7月中国新型储能市场概况 - 国内新增投运新型储能装机规模3.24GW/8.79GWh 同比-35%/-26% 环比-28%/-23% 降幅较去年同期扩大10个百分点[2] 用户侧储能装机特征 - 用户侧新增装机252.3MW/529.7MWh 同比+9%/-1% 环比-41%/-49%[4] - 工商业场景装机205.4MW/435.7MWh 同比-3%/-11% 高耗能企业项目数量占比40%[5] - 电化学储能技术占比100% 磷酸铁锂电池功率规模占比近100% 出现全钒液流电池示范项目[6] - 应用分布中工商业（工业/产业园/商业楼宇）占主导 EV充电站/市政/海岛归类为其他[8] 区域市场表现 - 项目数量华东地区占比近50% 浙江省项目个数占全国20%居首[9] - 装机规模四川省占比30%全国第一 江苏省居华东区域首位[9] - 四川明确储能收益由峰谷价差收益+放电补偿费用组成[9] 备案项目动态 - 全国新增用户侧备案项目750余个 同比-35% 能量规模同比-20%[11] - 浙粤苏三省备案项目630余个（占全国84%）但全面下滑：浙江备案数/能量同比-25%/-9% 广东-29%/-7% 江苏-53%/-25%[11] - 新兴市场快速增长：安徽备案数同比+180% 四川上半年备案66个（显著超同期） 河南上半年备案570余个同比+21%[11]

能源投资增长 - 江苏能源领域上半年完成投资约1366亿元 同比增长29.8% 投资规模居全国前列 [1] - 非化石能源领域完成投资877亿元 同比增长68.1% 增速显著高于行业整体水平 [1] - 传统能源领域完成投资190亿元 同比增长36.4% 主要受支撑性煤电和燃机项目推动 [3] 传统能源绿色转型 - 国信沙洲2×100万千瓦机组扩建项目全面投产 年发电量超100亿千瓦时 可满足700万户家庭年用电需求 [2] - 国家能源集团常州电厂二期扩建工程投产后 年发电量达160亿千瓦时 约占常州市全社会用电量25% [2] - 常州电厂每年处理15万吨市政污泥 占常州市污泥总量40% 实现区域减污降碳 [3] 新型储能项目建设 - 句容抽水蓄能电站上水库蓄水量达1707万立方米（约1.2个西湖水量） 年发电量可满足36万户家庭需求 [4] - 淮安盐穴压气储能项目总储能容量2400兆瓦时 年发电量7.92亿千瓦时 可满足60万户家庭年用电量 [5] - 项目每年可节约标煤25万吨 利用98万立方米废弃盐穴实现资源再利用 [5] 新能源装机发展 - 江苏新能源装机规模突破1亿千瓦 占电源总装机46% 较"十四五"初期增长1.91倍 [4] - 如东光氢储一体化项目配套60兆瓦/120兆瓦时电化学储能站 最大储电量12万千瓦时 可满足1.2万户家庭日用电量 [7] - 共享储能模式降低新能源场站初始投资10%以上 截至7月底上网电量近1.4亿千瓦时（相当于1400万户家庭日用电量） [6] 多能互补系统应用 - 如东项目整合光伏、风电、储能与氢能 通过绿电制氢实现能源转化与储存 [7] - 储能系统在用电低谷蓄能、高峰放电 氢能支撑化工、燃料电池及火电掺氢等领域应用 [7] - 跨界融合模式提升能源系统灵活性 解决新能源"看天吃饭"的波动性问题 [6][7]

政策变动对新能源行业的影响 - 国家能源局2025年1月发布政策明确"430"和"531"为工商业分布式光伏消纳保障及市场准入截止时点，直接导致上半年新能源装机规模剧烈波动 [2] - 光伏装机同比增速从1-2月的7.5%暴增至5月的388%，6月骤降至-38.4%；风电增速从1-3月负增长跃升至4-5月的299%-800.2%，6月回落至-15.9% [2] - 2025年6月国内新型储能新增装机规模2.33GW/5.63GWh，同比下滑65%/66%，环比下降71%/72% [2] 储能行业发展趋势分歧 - 悲观观点认为强制配储取消后需求将极度萎缩，对明后年市场持悲观态度 [2] - 乐观观点认为新能源渗透率提升将催生指数级灵活性需求，2025年将成为行业价值重构元年，进入市场化竞争阶段 [2] - 第三方机构指出现货市场下独立储能和自发配储经济性已跑通，发展空间广阔 [3] 独立储能发展现状 - 河北近期公示6.4GW/20.9GWh独立储能项目，地方国资和民营企业占比超90%，取代央企成为投资主力 [4][5] - 全国六省市已发布188个储能项目，总规模29.63GW/103.26GWh，投资主体转向地方省投、交投等机构 [8] - 内蒙古上半年储能招标达13.8GWh，全国第二，受益于0.7元/kWh峰谷价差和0.35元/kWh放电补偿政策 [9] 独立储能商业模式 - 河北模式采用"容量电价+峰谷套利"，容量电价100元/kW/年，年均等效充放电330次 [10] - 内蒙古模式采用"放电补偿+现货套利"，资本金IRR达14.8%，受益于350次高利用率和0.5元/kWh平均价差 [9][10] - 地方投资主体资金成本低于3%，对收益率要求降低，推动项目投资积极性 [11] 自发配储经济性分析 - 山西现货市场日前均价从2024年0.301元/kWh降至2025年0.271元/kWh，价差区间从0.113元扩大至0.199元 [12] - 光伏电站不配储时资本金IRR仅2.1%，配储400MWh后IRR提升至11.3%，投资回收期缩短至10.5年 [13][15] - 广东5MW/10MWh储能电站IRR从2023年13.17%提升至2024年27.31%，充放价差优化是主因 [16][17] 市场前景预测 - 中信建投预计明后年国内储能市场规模将达160GWh和210GWh，恢复高速增长 [18] - 新能源市场化深化将加速自发配储需求，通过电量时移可显著提升项目收益率 [12][13]

高温天气对电力供应的影响 - 多地持续大范围高温天气导致空调等降温负荷增长 电力部门采用多种举措保障供电 [1] - 河南 河北 四川 重庆及华东部分地区出现高温标志 电力设备接受考验 [3] - 四川电网最大用电负荷攀升至7418.6万千瓦 今年入夏以来第四次刷新历史纪录 [7] 电力部门应对措施 - 河南电力部门投资108亿元 提前完成2640项主配网应对高温工程 加强负荷预测和设备运维 [5] - 四川建成虚拟电厂30座 储能项目295个 可调能力超100万千瓦 [9] - 重庆通过疆渝 川渝 鄂渝等输电通道最大外购电力达971万千瓦 疆电入渝工程正式投产运行 [11] 设备维护与新技术应用 - 河南郑州10千伏电力线路发现设备线夹严重发热 电力工人实施不停电作业消除隐患 [3] - 虚拟电厂和新型储能项目投入四川电网使用 协助应对高用电负荷 [7][9]

公司经营情况 - 2025年上半年中国电建新签新型储能项目96个，合同金额209.14亿元 [2] - 按地区分布统计，境内合同金额5450.35亿元，同比增长3.16%；境外合同金额1416.65亿元，同比增长17.50%；合计金额6866.99亿元，同比增长5.83% [2][8] - 2025年6月公司新签合同金额5亿元以上项目70个，其中储能相关7个，总规模超2.75GW/13GWh，涉及金额133.38亿元 [2] 业务类型分析 - 能源电力业务新签合同金额4313.88亿元，同比增长12.27%，其中水电1004.55亿元（+66.67%）、风电1429.02亿元（+68.78%）、太阳能发电1137.43亿元（-28.55%）、火电196.54亿元（-62.03%）[5] - 新型储能业务新签合同金额209.14亿元，项目数量96个 [5] - 水资源与环境业务合同金额773.21亿元（-14.05%），其中水利508.61亿元（-7.34%）、水务105.64亿元（+29.24%）[5][6] 重大储能项目 - 乌兰察布市察右中旗100万千瓦/600万千瓦时电源侧储能项目EPC合同62.38亿元 [10] - 深汕特别合作区蓝威能源300MW/1200MWh储能电站EPC合同17.46亿元 [11] - 谷山梁500千伏变电站两个50万千瓦/200万千瓦时独立储能电站EPC合同各14.62亿元和14.59亿元 [12] - 井陉矿区300MW/1200MWh共享储能电站EPC合同10.86亿元 [12] 其他重点工程 - 辽宁华电丹东东港100万千瓦海上风电EPC合同107.70亿元 [10] - 沙特Round5 MAS 1000MW光伏项目EPC合同35.72亿元 [10] - 菲律宾帕基尔1400MW抽水蓄能电站项目20.71亿元 [10] - 越南心生义垃圾转化能源项目13.62亿元 [12]

浙江省2025年度新型储能项目建设计划动态调整 核心观点 - 浙江省能源局启动2025年新型储能项目建设计划年中动态调整，涵盖电源侧、电网侧、用户侧储能项目的增补、调减及变更，旨在优化储能资源配置并推动能源绿色低碳发展 [1][6] 电网侧储能项目 - 建设规模要求不低于5万千瓦/10万千瓦时，采用"总量控制、退一补一"原则，增补容量不得超过调减容量，国家级科技攻关项目除外 [2][10] 电源侧储能项目 - 联合火电机组调频项目需满足单体功率≥1.8万千瓦、综合调节性能指标Kpd≥0.9，新能源侧项目规模和技术由业主自定 [3][10] 用户侧储能项目 - 5MW及以上项目取消年度建设计划管理，改由设区市能源主管部门按《浙江省新型储能项目管理办法》管理，需完成备案、接入方案咨询及平台注册等流程 [4][11] 项目申报条件 - **业主资质**：需信誉良好，近3年无严重失信记录，落实项目资本金 [6][7] - **建设条件**：需完成备案、可行性研究及电网接入初步同意，锂电池项目需2026年6月底前并网 [7] - **布局原则**：需与区域电网需求、新能源消纳及负荷特性匹配，避免功能重复 [8] 申报流程与要求 - 设区市能源主管部门组织初审，省能源局联合省电力公司审核形成调整清单，申报材料需于2025年7月26日前提交 [12] - 项目业主需确保材料真实性，虚假信息将取消资格 [12] 附件内容 - **申报表**：包括项目概况、技术路线、储能容量、前期进度等，需附可研报告、用地许可等材料 [16][17] - **项目建议书**：需涵盖建设必要性、技术方案、安全分析、投资估算及综合效益等 [18][42] 政策背景关联 - 动态调整与浙江省虚拟电厂、用户侧储能参与电力需求侧管理等政策协同，强化储能与电力市场联动 [46]

核心数据 - 2025年6月国内新增投运新型储能项目装机规模2.33GW/5.63GWh，同比-65%/-66%，环比-71%/-72% [2] - 二季度新增装机12.61GW/30.82GWh，同比+24%/+27% [2] - 江苏新增装机超750兆瓦，占比全国35% [5] - 新疆、内蒙古、青海新增项目平均储能时长超3.5小时 [5] - 内蒙古6月开工17个项目，规模8.2GW/33.1GWh [5] - 2025全年大储新增装机有望超43GW [5] 月度装机特点 - 6月源网侧新增装机2.00GW/4.79GWh，同比-68%/-64%，环比-74%/-76% [6] - 电网侧新增1.39GW/3.56GWh，同比-74%/-69%，均为独立储能 [6] - 电源侧新增0.61GW/1.23GWh，同比-33%/-42%，90%来自新能源配储 [6] 地区分布 - 江苏新增装机占比全国35%，独立储能占电网侧新增43% [12] - 江苏独立储能电站最短建设时间仅81天 [12] - 江苏电力现货市场规则明确电网侧储能可参与现货市场 [12] - 新疆、内蒙古、青海新能源装机占比超50%，储能时长需求高 [15] 技术路线 - 电化学储能占比89%，磷酸铁锂为主 [16] - 非锂技术加速落地：两个百兆瓦级全钒液流电池项目投运，液流电池占比10% [16] - 混合储能技术（磷酸铁锂+飞轮、磷酸铁锂+水系液流电池）应用增加 [16] 规划与建设 - 内蒙古6月开工17个项目，规模8.2GW/33.1GWh，涉及锂电、液流电池、固态电池等技术 [18] - 贵州纳入24个电网侧独立储能项目，规模2.7GW/5.5GWh [18] - 山西阳泉推进1.1GW源网侧储能项目 [18] 市场预期 - 上半年在建源网侧储能规模超23GW [19] - 预计下半年投运10GW规划项目，全年源网侧新增装机有望超43GW（去年41GW） [19]