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]

中国电建2025年1-5月经营情况 核心数据 - 2025年1-5月新签合同总额4740.07亿元，同比微降0.93% [1][4][5] - 境内合同金额3776.08亿元（占比79.66%），同比下降6.67%；境外合同金额963.99亿元（占比20.34%），同比大幅增长30.51% [1][5] - 新型储能业务表现突出：新签项目65个，合同金额107.5亿元，同比实现从零突破 [1][2] 分业务板块表现 能源电力（占比63.55%） - 总合同金额3012.48亿元，同比增长4.44% [2] - **水电**：653.87亿元（+60.66%），其中抽水蓄能256.51亿元（+4.63%） [2] - **风电**：1018.01亿元（+67.33%），增速领跑全板块 [2] - **太阳能发电**：854.81亿元（-32.61%） [2] - **火电**：146.99亿元（-62.28%），收缩明显 [2] 水资源与环境（占比12.83%） - 总合同金额607.96亿元，同比下降17.06% [2][4] - **水利**：413.16亿元（+2.61%） - **水务**：65.6亿元（-17.65%） - **水环境治理**：45.98亿元（-70.1%） [4] 城市建设与基础设施（占比21.46%） - 总合同金额1017.11亿元，同比增长4.71% [4] 重大单体项目 - **境外项目**：埃及1100MW风电（59.72亿元）、尼泊尔水电站（35.73亿元）、尼加拉瓜水电站（32.71亿元） [6] - **风电项目**：中绿电十三间房300万千瓦（32.18亿元）、邯郸建投新能源（21.06亿元/20.39亿元） [6][7] - **新型储能**：玉门200MW/800MWh项目（10.16亿元）、巴中科发410MW混合储能（8.1亿元） [2][7] - **抽水蓄能**：湖北南漳（13.57亿元）、陕西佛坪（10.48亿元）等4个项目合计42.15亿元 [6][7][8] 行业动态关联 - 新型储能领域政策密集发布，5月行业新增装机同比增长228%，与公司107.5亿元储能订单形成印证 [9]

核心观点 - 2025年5月国内新型储能新增装机规模达6.32GW/15.85GWh，同比+193%/+228%，表前储能增速超200%主导增长[1] - 用户侧储能新增装机150MW/473MWh功率同比-19%，但数据中心应用占比首次超40%[1][7] - 锂电池技术占比96%主导市场，液流电池等长时储能及混合技术加速落地[10] - 短期受"531"节点政策驱动装机将持续增长，但长期经济性困局未突破[12][14] 装机规模 - 5月新增装机功率环比+216%，表前储能6.17GW/15.38GWh同比+213%/+248%[1] - 1-4月经历调整期后增速恢复，4月表前增速超55%，5月创同期新高[1] - 前5月26省有新增装机，11省超百兆瓦，云南以2.5GW居首[3] 区域分布 - 云南共享储能项目集中投运，平均时长2小时[3] - 青海/新疆/内蒙古/山东新增规模均超500MW[3] - 内蒙古在电源侧储能中功率占比30%居全国首位[6] 应用场景 - 电网侧独立储能新增4.95GW/11.61GWh同比+219%/+261%，占总量78%[6] - 电源侧储能1.22GW/3.77GWh中98%为新能源配储[6] - 用户侧工商业为主，内蒙古数据中心项目占该领域43%[7] 技术路线 - 液流电池项目加速应用，如吉木萨尔200MW/1000MWh全钒项目[10] - 混合储能技术组合形式多样，包括磷酸铁锂+飞轮/钠离子/液流电池等[10] - 复合技术路线实证项目投运推动技术经济性提升[10] 市场动态 - 磷酸铁锂储能系统中标价0.562元/Wh同比-17%，EPC价同比-28%[13][14] - 碳酸锂价格跌至6万元/吨，较2024年底-19%[14] - 多省调整分时电价致用户侧收益不确定性增加[14]

2025年第一季度中国新型储能市场概况 - 国内新增投运新型储能项目装机规模5.03GW/11.79GWh，同比分别下降1.5%和5.5% [1] - 表前储能新增装机4.46GW/10.57GWh（占比88.7%），同比下降0.2%/4.4%；用户侧新增575MW/1124MWh（占比11.4%），同比下降10.9%/11.6% [1] 区域分布特征 - 新增项目覆盖24个省级行政区，14省装机规模超百兆瓦 [3] - 河北省以超100万千瓦装机规模居全国首位，平均储能时长3.2小时，主要得益于张家口察北等百兆瓦级独立储能项目投运 [3] 技术路线分析 - 电化学储能占比98%，磷酸铁锂电池技术占据主导地位 [7] - 混合储能技术取得突破：国能宁东项目集成锂电+钠电+超级电容，国家能源蓬莱项目融合锂电/钠电/全钒液流/飞轮四种技术 [7][11] - 钠离子电池应用加速：云南文山40MW/40MWh项目成为全球首个钠电构网型储能示范工程 [12] 典型项目案例 - 河北张家口察北300MW/1200MWh项目为国内最大电网侧独立储能电站 [11] - 衡水春晟200MW/800MWh项目创全国单体最大组串式储能电站记录 [11] - 丘北县200MW/400MWh项目为国内单机容量最大的高压直挂构网型储能项目 [11] 应用场景分布 - 电网侧独立储能占比52%（2.63GW/6.48GWh），同比增长46%/68%，21个项目中17个为百兆瓦级 [4] - 电源侧装机1.83GW/4.09GWh（同比下降31%），山东占比42%居首 [4] - 用户侧工商业储能集中在华东地区，占全国用户侧装机50%以上 [4]