核心观点 - 报告核心观点认为中国"碳达峰"目标与三轮国家自主贡献（NDC）紧密相关，将推动能源结构转型、产业低碳化和技术创新，并在"十五五"规划期间成为重要投资主线 [2][6][9] - 中国二氧化碳排放当量目前仍处于上升状态，但同比增速已呈现收敛趋势，2024年总量为12533亿吨，占全球总量的3071% [4][5][15][20] - 各行业碳达峰进展不一，电力、钢铁、水泥、铝等行业已实现或即将达峰，而交通、石油化工等行业实现2030年达峰难度较大 [6][24][25] - 投资重点将围绕非化石能源加码、高耗能产业深度脱碳和终端用能电气化三大领域展开，短期市场受中美贸易冲突和3900点压力位影响可能宽幅震荡，但碳达峰相关方向预计成为关注焦点 [6][7][9][30] 碳达峰政策演变 - 中国已公布三轮NDC：第一轮（2015年）目标为2030年左右二氧化碳排放达峰，单位GDP碳排放比2005年下降60%-65%，非化石能源占比20%左右 [11] - 第二轮（2020年）目标升级为2030年前二氧化碳排放达峰，单位GDP碳排放比2005年下降65%以上，非化石能源占比25%左右，风电、太阳能装机达12亿千瓦以上 [12] - 第三轮（2025年）覆盖全经济环节，首次设定绝对减排量，目标为2035年温室气体净排放比峰值下降7%-10%，非化石能源占比30%以上，风电、太阳能装机力争达36亿千瓦 [3][13] 全球与中国碳排放现状 - 2024年全球能源相关碳排放量增长132%至40812亿吨二氧化碳当量，创历史新高 [15] - 中国内地2024年二氧化碳排放当量为12533亿吨，占全球总量的3071%，居世界首位，美国、印度、俄罗斯分别占1252%、799%、551% [15][20] - 2014-2024年间中国二氧化碳当量排放总量呈现震荡上升态势，但同比增长呈现收敛趋势 [5][22] 重点行业碳排放与达峰进展 - 电力行业碳排放量最大，为564亿吨，占总量的4500% [23] - 钢铁行业碳排放180亿吨，占比1436%；水泥行业约120亿吨，占比957%；交通行业约130亿吨，占比1037% [23] - 截至2025年三季度，水泥、铝、电力、钢铁等行业已实现或即将实现碳达峰 [6][24] - 交通行业新能源汽车渗透率超40%，但达峰难度仍大；石油化工行业因成品油消费问题达峰"极难" [6][25][26] 未来投资方向 - 能源系统清洁化：重点包括大型风电光伏基地、分布式光伏、农光互补、配套储能系统（新型锂电、液流电池）、智能电网升级及煤电灵活性改造 [6][26] - 高耗能产业深度脱碳：钢铁行业推广短流程与氢冶金、废钢回收；水泥行业推广非碳酸盐原料和生物质燃料替代、配套CCUS集群；石化行业推行绿氢炼化、生物基材料研发 [6][27] - 终端用能电气化：交通领域推广新能源重卡、充电桩/换电站网络、船舶岸电改造、可持续航空燃料（SAF）；建筑领域推广超低能耗建筑、热泵、光伏建筑一体化（BIPV） [7][29] 短期市场观点与建议 - 2025年10月以来中美贸易冲突升温，上证指数处于3900点压力位附近，预计对A股市场造成影响，延长宽幅震荡时间 [9][30] - "十五五"规划落地在即，碳达峰相关投资方向大概率成为重要关注方向 [9][30] - 建议关注前期已充分调整的银行、保险等金融板块，反内卷、大环保相关板块，以及实现碳达峰相关的新能源领域 [9][30]

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]

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]

展会概况 - 第十一届SNEC国际储能和电池技术及装备展览会于10月9日至12日在上海新国际博览中心举行 [1][2] - 展会主题为“构筑新型储能产业链，赋能新一代电力系统与智能电网” [2] - 展会汇集全球500多家领袖企业，展出面积超过5万平方米，吸引超15万人次专业观众 [2] - 同期举办SNEC ES+和SNEC H2+两场垂直主题会议及六场专题平行论坛，涵盖“政、产、学、研、金”多方力量 [2] 行业趋势与市场动态 - 截至今年6月，中国新型储能装机已突破9500万千瓦，在全球占比超四成 [3] - 新型储能系统成本在两年内持续下降，2024年已降至0.8元/Wh以下 [3] - 2025年被视为新型储能产业迈向规模化商业应用的关键转折点 [2] - 新型储能从“强制配套”转为“系统必需”，其应用正向多元化、全景化演进 [4] - 储能资产盈利模式拓宽，不再局限于“峰谷套利”，可进入电力现货市场，通过调峰、调频等辅助服务开辟容量租赁、辅助服务收益等新收益来源 [4] 技术发展路线 - 锂离子电池凭借综合性能持续主导市场，钠离子电池、液流电池等多元化技术路线展示突破性进展 [6] - 氢能作为容量型长时储能的潜在解决方案，与电化学储能形成互补关系 [6] - 构网型储能成为众多企业竞相展示的核心技术方向，是国家专项行动方案中鼓励示范应用的技术 [9] - 构网型储能技术使光伏项目从“发电单元”转变为具备主动支撑电网、参与市场化运营的“智能资产” [11] 企业战略与解决方案 - 能环宝作为企业代表参与盛会，深入探讨“源网荷储氢”生态构建路径 [2] - 能环宝自研的NiOS智慧能源管理系统针对光伏电站等新能源项目，帮助工商业用户实现资产精细化管理 [11] - 该系统利用人工智能、数字孪生等技术进行精准市场预测和优化调度策略，以提升经济效益 [11] - 未来数字化平台需涵盖“源、网、荷、储”等多环节，具备基于实时电价和电网需求优化充放电策略的能力 [13]

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]

政策环境 - 2025年出台的136号文取消新能源“强制配储”要求，推动产业从行政指令驱动转向市场化驱动 [1] - 394号文提出2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，山西、广东、山东等省份已率先进入正式运行阶段，使储能的辅助服务价值得以更充分体现 [1] - 行业正逐步告别“补贴依赖”，探索以容量租赁为主、容量电价机制为辅的多元化成本疏导路径 [2] 市场需求 - 2024年新型储能等效利用小时数近1000小时，累计充放电量超390亿千瓦时，在促进新能源消纳、迎峰保供中发挥关键作用 [2] - 用户侧储能利用效率最高，累计利用小时数达1322小时，电网侧、电源侧分别为1130小时、829小时 [2] - 2024年迎峰度夏期间（6-8月），全国新型储能累计充放电量118亿千瓦时，占当年1-8月总量的45% [2] - 2025年4月已有5省光伏利用率低于90%、7省风电利用率低于90%，新能源消纳压力为储能发展提供强劲动力 [3] 供给与技术 - 2024年我国锂离子储能电池总产能约620GWh，总产量近340GWh，虽供大于求但为产业规模化发展奠定基础 [3] - 技术路线突破单一依赖，构网型储能加速渗透，长时储能（4小时以上）成为新风口，液流电池、压缩空气储能等技术成熟度提升 [3] - 钠离子电池、固态电池、熔盐储热、二氧化碳储能等新兴技术不断开展示范应用，丰富了储能的场景适配性 [3] - 复合储能模式（如“锂离子电池+液流电池”）兴起，形成“长时+短时”互补格局，人工智能、区块链等信息技术与储能融合加深 [4] 新兴应用与展望 - 氢能在电力系统中的应用探索为储能打开新空间，可实现长时储能与跨季节应用，并助力退役火电厂改造 [4] - 2025年5月全国新能源发电量占比已达23.6%，青海、甘肃等省份新能源发电功率占比超80%，新型储能将成为能源转型的核心支撑 [5] - 产业将围绕“战略支撑”与“多元化创新”两大基调持续前行，推动新型储能真正融入电力生产、传输、消费的全链条 [5]

核心观点 - 国家四部委联合发布指导意见，目标是到2030年实现能源关键装备产业链供应链自主可控，高端化、智能化、绿色化发展取得显著成效，技术和产业体系全球领先 [2] - 文件系统部署了能源装备高质量发展的重点方向，涵盖能源勘探开发、能量转换、能源存储、能源输送、数字化智能化升级以及绿色高端发展六大领域 [3][4][5][6][7][8][9][10][11][12][13][14] - 具体技术路径明确，重点推动电池储能、氢能、光伏、风电、核能等清洁能源装备的技术突破和产业化 [3][6][7][9][10] 能源勘探开发装备 - 煤炭开采装备：突破高硬度高耐磨岩体截割材料等关键技术，研制深井井筒机械破岩智能建造、超大型轮斗挖掘等关键装备，提升年产千万吨、千米深井工矿等成套装备水平 [4] - 油气勘探开发装备：研发深地深水全波场地震勘探、随钻高精度测井、万米深地智能钻井等关键装备，推动深地深水油气规模建产和非常规油气增产 [4] 能量转换装备 - 化石能源发电装备：突破低成本、高灵活、高可靠的新一代煤电技术，提升煤电机组涉网性能和智能化水平，加大自主化燃气轮机攻关力度 [5] - 可再生能源发电装备：突破高性能海上风电叶片、高效晶硅—钙钛矿叠层光伏组件等技术，研制高效光伏系统、高压组串式逆变器等装备 [6] - 核能装备：加快突破压水堆机组关键装备，开展小型堆、四代堆等先进核电技术研发，提升材料长期服役性能 [7] 能源存储装备 - 储能装备：推动建立高安全高可靠电池储能体系，研制长寿命宽温域锂电池、钠电池、固态电池关键装备，构建低成本长时液流电池装备体系 [9] - 氢能装备：加快突破高效率电解水制氢装备，开发大口径抗氢脆管道材料，攻关储运技术和长时氢储能关键技术，开发低能耗合成甲醇、合成氨成套装备 [10] 能源输送装备 - 输变电材料和装备：加快研制高可靠大容量直流换流变压器、特高压直流控制保护系统等关键装备，提升远距离大功率电力输送效率 [11] - 化石能源输送装备：突破深海油气输送钢管技术，研制天然气管道压缩等装备，推动千公里千万吨级输煤管网工程应用 [12] 能源装备数字化智能化 - 能源装备智慧调控：研发自主可控嵌入式操作系统、数字孪生系统等，提升能源装备智慧互动能力 [13] - 终端能源装备智能化应用：突破智能感知与决策融合技术，推进终端场景协作机器人、人形机器人研发，提升自主作业能力 [13] 能源装备绿色高端发展 - 能源装备绿色发展：突破绿色循环材料等关键技术，研发二氧化碳高效低能耗捕集、封存等技术装备 [14] - 装备再制造与回收利用：突破关键装备精准检测和修复技术，构建光伏、风电设备回收利用体系，提升电池拆解回收水平 [14] 碳材料在能源装备中的应用 - 碳材料在多种电池技术中扮演关键角色，包括锂电池负极（石墨、硅碳）、钠电池负极（硬碳/软碳）、液流电池电极碳毡、超级电容器电容炭等 [22] - 碳材料也应用于氢燃料电池气体扩散层、催化剂载体以及电池热场中的碳碳复合材料 [22] - 相关制造设备涵盖从原料处理到成型的全产业链，如粉碎机、反应炉、石墨化炉、三维编织设备等 [22]

文章核心观点 - 全球能源转型背景下，中国新型储能企业正通过“间接出海”和“抱团”共建产业生态的模式，加速拓展海外市场，以提升国际竞争力和影响力 [1][3][4] - 企业出海策略从单一产品输出转向提供涵盖规划、设计、集成、运维及金融保险的成套解决方案，旨在摆脱低价值部件依赖，向高毛利和长期服务转型 [1][4] - 广东省及粤港澳大湾区凭借完善的产业链、明确的政策支持和丰富的应用场景，为新型储能产业提供了从技术研发到商业化落地的系统性发展路径 [7][8] 新型储能企业出海策略 - “间接出海”模式是指企业通过为下游整机与系统客户提供关键材料和核心器件，借助头部客户的渠道、品牌与服务网络快速进入海外市场，相较于“直接出海”更具效率 [1] - 企业建立产业联盟，推动“电芯厂商+系统集成商+EPC服务商”联合出海的新格局，例如南非红沙153MW/612MWh电池储能项目就是协同出海的典型案例 [4] - 为应对个别企业低价竞争可能引发的行业风险，行业强调需摆脱低价泥潭，通过提升系统集成与服务能力保障长期健康发展 [3] 产业生态与合作 - 包括华为、南方电网电力科技等在内的22家新型储能生态链企业集中签约，合作覆盖固态电池、钠离子电池、液流电池等多种前沿技术路线 [2][4] - 国家新型储能创新中心作为该领域唯一的制造业创新中心，采用“公司+联盟”模式，建设了8个共性技术研发平台、3个试验验证平台、8个检验检测平台和2个示范实证平台 [6] - 新一代载波通信产业联盟成立，致力于推动产业实现从技术引领到生态引领、从产品输出到标准输出、从国内市场到全球市场的重要跨越 [6] 广东省产业发展与支持 - 广东省新型储能产业已形成覆盖电池材料、储能电芯、变流器、系统集成和回收利用的全产业链，自2022年10月以来，全省重点建设项目211个，总投资额超3400亿元，达产后预计年产值超7000亿元 [7] - 2024年，全省新型储能装机规模达350万千瓦，同比增长114%；产业链9878家企业利润总额182.15亿元，同比增长8.0% [7] - 政策支持体系包括“1+N+N”政策包，国内首个“网地一体”虚拟电厂管理平台在深圳运行，并由广东能源集团发起设立了首期规模50亿元的新型储能产业投资基金 [8] - 大湾区为企业在研发、供应链、场景验证和商业化方面提供了清晰路径和“快速通路”，助力企业从产品研发到市场应用快速迭代 [8]