招标项目概况 - 龙源电力集团共享储能技术公司发布第五批储能电站液冷电池系统框架采购招标 预估总规模1360MWh 分为4个标段[2][3] - 招标编号CEZB250008250 资金来源为自筹 招标代理机构为国家能源集团国际工程咨询有限公司[3] - 采购为框架协议形式 实际采购量按项目建设进度落实 存在不确定性[5] 技术规格与标段划分 - 标段1采购600MWh储能电池系统 采用314Ah及以上磷酸铁锂电芯 液冷冷却技术 单舱额定容量不低于5MWh[2][6] - 标段2采购700MWh储能电池系统 技术规格与标段1完全一致 采用314Ah及以上磷酸铁锂电芯 液冷冷却技术[2][6] - 标段3采购10MWh储能电池系统 采用314Ah及以上半固态电芯 液冷冷却技术 单舱额定容量不低于5MWh[2][6] - 标段4采购50MWh钠离子电芯 要求单体电芯尺寸与常规磷酸铁锂电芯保持一致 采用聚阴技术路线[2][6] 投标资格要求 - 投标人必须是储能电池电芯制造商 不接受联合体和代理商投标[7][9] - 标段1和2要求2022年8月至投标截止日期间 至少具有2个国内200MWh及以上磷酸铁锂电化学储能设备供货合同业绩[7] - 标段3要求至少具有1个国内10MWh及以上半固态电池储能设备供货合同业绩[7] - 标段4要求至少具有1个国内10MWh及以上钠离子电芯合同业绩[7] - 所有标段需提供具有CMA/CNAS资质的第三方检测机构出具的型式检验/试验报告[8] - 标段3和4投标人需承诺配合招标人开展示范项目 首台套设备及科技项目申报工作[9] 招标时间安排 - 招标文件购买时间为2025年9月2日09:00至2025年9月8日16:00 每标段售价70元[10] - 投标截止及开标时间为2025年9月22日10:00 通过国能e招投标人业务系统进行电子投标[13] - 长协有效期至2026年12月31日 交货期为项目需求确认后45天内[6] 行业技术动向 - 招标首次纳入半固态电芯和钠离子电芯技术路线 采购规模分别为10MWh和50MWh[2][6] - 要求钠离子电芯尺寸与常规磷酸铁锂电芯兼容 体现行业对新型技术兼容性的重视[2][6] - 液冷冷却技术成为标准配置 单舱容量要求不低于5MWh 反映行业向大容量系统发展趋势[2][6]

公司战略与市场拓展 - 公司与印度光伏EPC及可再生能源解决方案供应商Prozeal Green Energy达成战略合作 成功签订近1GWh储能订单 正式进军印度储能市场 [2] - 公司宣布与东欧客户签署储能合作协议 将提供规模达100MWh储能系统 计划于今年年底前启动分批交付 标志着全球储能布局进一步加速 [6] 产品与技术优势 - 核心储能产品为5MWh集中式储能系统 具备高密度 高安全 高收益三大核心优势 采用高安全标准314Ah磷酸铁锂电池和智能温控技术 适应印度高温 高湿 高海拔等复杂气候条件 [4] - 储能系统采用模块化设计 支持灵活扩容 循环寿命超8000次 直流侧系统效率高达94% 可显著降低全生命周期运营成本 提升项目经济性 [5] 项目交付与实施 - 储能设备预计于2026年内分阶段完成交付 并于2026年底前完成并网 正式应用于多个可调度可交付可再生能源(FDRE)项目 [6] 行业背景与市场需求 - 印度为全球增长最快储能市场之一 为实现2030年非化石能源发电占比提升至50%目标 对大规模 高效率储能解决方案需求日益迫切 [4]

公司概况 - 公司为电化学储能早期安全预警技术提供商 专注于声音预警技术研发与产品化 填补市场空白[4] - 公司与郑州大学共建电化学储能安全预警实验室 聚焦在线监测和消防预警等前沿技术研究[4] - 公司科研成果获省级和国家级奖项包括江苏省电力科学进步奖一等奖 中国安全生产协会安全科技进步奖二等奖等[5] 技术实力 - 公司拥有十余项专利 涵盖基于声信号检测的热失控预警 气声信息融合的火灾告警及氢气探测的早期安全预警方法[6] - 累计装机量超15GWh 客户涵盖国家电网 南方电网 华电集团 大唐集团等大型能源企业[5] 核心产品 - 电化学储能专用声音探测定位器：通过采集电芯安全阀开启声信号 具备频域分析 低频抑制 响应快 识别准 无误报特性[8][10] - 电化学储能安全预警智能体：集成电气控制与设备供电 具备多路开放式通讯接口和极强抗干扰能力[11][13] - 电化学储能专用气体探测器：实时监测一氧化碳和氢气 采用进口电化学传感器 支持分级报警和复杂环境应用[19] - 电化学储能专用数据采集器：用于汇聚多路声音探测信号并通过网线传输至预警系统[16] 行业参与 - 公司正式加入中关村储能产业技术联盟 成为会员单位[2] - 公司产品应用于多个电化学储能项目 覆盖主流能源集团[5]

现货市场建设进展 - 国家顶层设计推动电力市场改革深化 多层次多品类多功能多主体电力市场体系初步建立 电力中长期现货辅助服务市场机制持续优化 "1+6"基础规则体系初步完善 全国统一电力市场建设加快推进[4] - 2025年4月国家发改委能源局发布394号文 明确各省现货市场建设时间进度 要求2026年6月底前安徽陕西转入正式运行 2025年底前辽宁河北南网黑龙江启动连续结算试运行[4][5] - 全国多地电力现货建设加速 山西广东山东甘肃蒙西湖北浙江及省间市场已转入正式运行 南方区域成为首个打破省级行政区划限制的多省区电力现货市场 安徽陕西等省份进入连续结算试运行阶段[5] 独立储能市场规则 - 各省优化完善市场规则和交易机制 将储能虚拟电厂等新型主体纳入现货市场主体范围 允许储能以独立主体身份参与市场交易[7] - 正式运行省份市场规则各具特色：山西完善新型经营主体交易机制 广东建立区域调频市场衔接机制 山东建立独立储能与新能源联合体交易机制 甘肃采用集中式全电量优化模式[7] - 蒙西和湖北采用日前市场"预出清"不结算的单偏差结算模式 浙江实时市场按5分钟滚动出清 根据实际供需偏差调整出力[9] 储能盈利空间分析 - 储能参与现货市场盈利主要取决于峰谷价差 价差受发电特性负荷特性潮流阻塞市场限价等多因素影响[8] - 2025年以来峰谷价差呈上升趋势 除蒙西下降14%外其他省份价差均拉大 山西增幅达43% 现货价格整体下降趋势 多地低于中长期交易均价[10] - 市场限价机制逐步完善 蒙西设定-0.1元/kWh负电价 海南设定-0.057元/kWh负电价 现货市场价格对分时电价政策指导作用增强[10] 储能补偿机制 - 山西对提供二次调频服务的储能电站给予调频量价补偿 补偿充电费用与放电费用差值[14] - 宁夏对火电平均出力低于50%时段充电的储能给予0.2595元/kWh补偿 并设置市场力防控价格上限[14] - 河南建立收益保障机制 当独立储能因现货价差偏低导致日均收益不足0.765元/kWh时予以补足[14] 行业发展前景 - 在136号文件与394号文件推动下 2025年底将实现现货市场全覆盖 独立储能有望成为电力市场核心参与者[11] - 通过电能量市场辅助服务市场容量交易等多元化收益模式 储能可实现"一体多用分时复用"的商业价值[11] - 随着规则优化与补偿机制完善 储能将通过公平合理的市场化竞争获得应有价值回报[11]

项目概况 - 北京房山铁塔基站应急备电项目正式投入运行 该项目是北京市首批准超级基站 可实现72小时应急备电支持[2] - 项目覆盖117座基站 11个山区乡镇 119个行政村及12个自然村 惠及人口超15万[2] - 共计接入138台125千瓦/261千瓦时储能一体机 总容量达36兆瓦/36兆瓦时[2] 技术方案 - 采用"智储·银河"超分子全浸没工商业储能一体机 通过GB/T36276 应急管理部天消所及国网电科院安全认证[2] - 设备在房山区强降雨期间持续稳定运行 成功保障15个站点通讯设备不断电 惠及超1万山区居民[2] - 技术方案被北京市委市政府赞誉为通信备电的"房山模式"[2] 战略意义 - 标志着公司在通信领域的关键突破 为国内通信应急备电提供样板工程[3] - 未来将深化储充一体 储备一体 数据中心 国内超充站等工商储细分场景技术研发[3] - 计划推出更安全 更长寿 更智能的标准化工商储产品 助力行业高质量发展[3] 应用场景 - 储能一体机广泛适用于工业园区 光储充电站 交通隧道及数据中心等多种应用场景[2] - 基于铁塔联通 移动 电信基站的能耗特点进行规模化部署[2]

财务表现 - 2025年上半年公司营业收入269.85亿元 同比增长12.82% 归母净利润8.56亿元 同比增长3.88% 扣非净利润5.83亿元 同比下降28.03% [2] - 分产品营收及毛利率：消费类电池营收138.90亿元（同比增长5.22%）毛利率19.63%（同比增长1.56%） 电动汽车类电池营收76.04亿元（同比增长22.63%）毛利率9.77%（同比下降1.89%） 储能系统类营收10.04亿元（同比增长68.85%）毛利率20.26%（同比下降7.86%） [3] - 分地区营收及毛利率：国内营收163.04亿元（同比增长14.55%）毛利率19.89%（同比下降1.70%） 国外营收106.81亿元（同比增长10.29%）毛利率9.54%（同比增长0.31%） [4] 业务构成 - 公司主要从事锂离子电池研发制造 产品包括电芯及模组 应用于消费电子、电动汽车、储能系统等领域 业务还涵盖精密结构件、电池回收等 [5][6] - 储能系统出货量达8.91GWh 同比增长133.25% 覆盖电网储能、工商业储能、家庭储能及数据中心储能等场景 [8] - 公司为国内锂能源领域设计研发能力最强、配套能力最完善、产品系列最多的锂离子电池模组制造商之一 [7] 产能与布局 - 全球生产基地建设稳步推进：浙江浦江精密结构件项目量产 江西赣州再生材料基地投入使用 [8] - 生产布局覆盖中国广东、江苏、浙江等7省份 以及印度、越南、匈牙利、摩洛哥、泰国等国家 [8] 研发与合作 - 研发投入覆盖消费电池电芯及PACK、电动汽车电芯及BMS、储能电芯及系统、氢能技术、绿色船舶等领域 [9] - 与清华大学深圳国际研究生院、华南理工大学等多所高校及科研院所开展产学研合作 领域包括电池技术、材料、回收及氢能技术 [9] 行业对比 - 同业公司储能业务表现：中创新航储能收入57.57亿元（同比增长109.7%） 瑞浦兰钧储能出货18.87GWh 亿纬锂能储能电池出货28.71GWh（储能营收102.98亿元 同比增长32.47%） 宁德时代储能营收284亿元（毛利率25.52%） [12][13]

电力体制改革成效 - 市场化交易电量从2016年1万亿千瓦时增长至2024年6.2万亿千瓦时，占全社会用电量比重达63% [3] - 跨省跨区市场化交易电量2024年达1.4万亿千瓦时，较2016年增长超10倍 [3] - 绿证交易量2024年达4.46亿个，同比增长364%，绿电交易规模突破2300亿千瓦时，同比增长235.2% [3] - 新能源市场化消纳比例超50%，利用率维持在95%以上 [3] - 电力市场经营主体数量从2016年4.2万家增至2025年97万家，增长超20倍 [5] 市场体系建设进展 - 形成跨省跨区市场、省市场覆盖中长期/现货/辅助服务的统一市场体系 [4] - 山西/广东/山东/甘肃/蒙西/湖北/浙江七省电力现货市场转入正式运行 [4] - 建立"1+6"基础规则体系，包含电力市场运行基本规则及六大配套规则 [5] - 辅助服务市场实现与电力现货市场有机融合，涵盖调频/调峰/备用/爬坡等品种 [4] 市场主体多元化 - 除居民农业用户外全部工商业用户进入市场，实现"按需用电"向"按价用电"转变 [5] - 新型经营主体超4000家，包括分布式电源/新型储能/虚拟电厂等新业态 [5] - 售电公司提供多样化售电套餐和增值服务，连接发电企业与用户需求 [5] - 发电侧实现燃气/核电/水电同台竞价，优化发电行为 [5] 改革面临挑战 - 现有市场理论体系需完善，需建立体现电能量/灵活调节/安全充裕/绿色环境多维价值的机制 [6] - 为满足短时尖峰需求建设的发输电资源导致低谷时段容量冗余，影响利用效率 [6] - 需求侧市场未全面开放，分时价格信号作用不充分，零售与批发市场价格传导机制不健全 [6] 深化改革方向 - 采用"电力限价为辅、电量限价为主"模式，短周期允许分时价格波动，长周期按度电成本调控收益 [8] - 创新新能源差价合约机制，市场价低于合约下限时用户平摊补足，高于上限时超额收益返还用户 [9] - 推动新能源以长期边际成本参与现货市场，放宽市场限价以体现分时价格波动性 [10] - 加快容量市场建设，完善价格形成机制并做好成本向用户侧传导分摊 [11] 电网成本机制优化 - 构建输配电成本显性化分摊机制，按时间稀缺性和空间距离差异化分摊成本 [12] - 基于各时段资产利用率制定分时电价，引导用户削峰填谷并激励储能发展 [13] - 改变当前平均分摊模式，避免资源错配和投资低效问题 [12]

储能项目中标 - 中国电建北京院谷山梁500千伏变电站电源侧独立储能电站2号项目EPC总承包1700MWh储能系统及附属设备采购由内蒙古中电储能技术有限公司中标 [2] - 项目规模为50万千瓦/200万千瓦时（即500MW/2000MWh） [2] - 招标方为中电建（内蒙古）勘测设计研究有限公司 [2] 中标企业背景 - 内蒙古中电储能技术有限公司成立于2021年 隶属内蒙古锦城房地产开发有限公司 主营电气机械和器材制造业 [2] - 公司股权结构中 国能信控持股15.6% [2] - 企业注册地位于内蒙古自治区呼和浩特市 [2] 行业动态 - 9月电网代购电价峰谷价差达1.3136元/kWh 黑龙江/江苏/辽宁/湖南价差降幅显著 [8] - 广东电力市场半年报显示储能中长期交易电量210GWh 月度交易均价374.2厘/kWh [8] - 7月用户侧新型储能项目新增投运规模同比增长9% 环比下降41% 华东地区市场份额最高 [8] 行业活动 - ESIE 2026被定义为储能产业发展的风向标 [6] - 产业交流可通过入会、入群及活动对接渠道开展 [12]

2025年9月全国电网代理购电价格核心变化 - 全国除蒙西、吉林、云南外均已发布9月电网代理购电价格[2] - 本月暂无新分时电价政策发布[4] - 仅7个地区保留尖峰电价（广东、山东、冀北、河北南网、福建、湖北），仅山东和江西执行深谷电价[4] - 18个地区最大峰谷价差超过0.6元/kWh，16个地区高峰平段价差超过0.3元/kWh[4] 地区电价差异分析 - 广东珠三角五市峰谷价差全国最高达1.3136元/kWh，其次为海南1.043元/kWh、山东0.854元/kWh[4] - 与去年同期相比，9个地区价差增长，价差降幅最大地区：黑龙江-57.4%、江苏-40.6%、辽宁-35.2%、湖南-22.5%[4] - 价差涨幅最明显地区为海南[4] 分时电价机制特点 - 安徽执行浮动比例政策：1/7-9/12月高峰上浮84.3%，其他月份高峰上浮74%，低谷下浮61.8%[7] - 北京分时电价比例：单一制用电1.71:1:0.36（不满1千伏）和1.8:1:0.3（1千伏以上），两部制用电1.6:1:0.4[12] - 福建分时浮动机制：尖峰时段电价为基础电价上浮80%，高峰时段上浮58%，低谷时段下浮63%[20] - 甘肃上网电价峰谷价差比例由市场自主形成[28] 特殊用户电价规定 - 高耗能用户及特定用户群体代理购电价格按普通用户1.5倍执行（北京、福建、甘肃等多地）[8][12][28] - 直接参与市场交易后转代理购电用户需执行1.5倍电价[8][12] - 北京9月代理购电规模45.3亿千瓦时，全部为市场化采购电量[17] 系统运行费用构成 - 北京系统运行费用包含抽水蓄能容量电费（0.0085元/kWh）、煤电容量电费（0.0189元/kWh）等7个组成部分[17] - 福建系统运行费用折合度电水平0.043元/kWh，包含抽水蓄能容量电费（0.0125元/kWh）等6项[22] - 甘肃系统运行费用0.0534元/kWh，包含辅助服务费用（0.0085元/kWh）等6个组成部分[30] 地区特色电价政策 - 广东实施尖峰电价上浮25%机制，执行时段为7-9月及高温天气[35] - 贵州峰谷电价浮动比例为±60%[54] - 广西单一制用户系统运行费用0.0518元/kWh，两部制用户0.0418元/kWh[52]

中国石油济柴动力储能电芯采购项目 - 项目采购50万块314Ah电芯 总容量规模达502.4MWh[2] - 第一中标人宁德时代中标价格1.60768亿元 折合单价0.32元/Wh[2] - 第二中标候选人海辰储能中标价格1.4067亿元 折合单价0.28元/Wh[2] 投标企业技术评分对比 - 宁德时代技术评分91.18分 价格评分48.26分 综合排名第一[3] - 海辰储能技术评分73.07分 价格评分29.66分 综合排名第二[3] 储能行业市场动态 - 宁德时代2025上半年储能业务营收达284亿元 毛利率25.52%[4] - 楚能新能源/天合储能/海辰储能/国轩高科共同中标7.2GWh储能电芯订单[4] - 海辰储能近期签署1GWh用户侧储能项目大单[5] 电芯技术发展趋势 - 行业重点关注314Ah等大容量电芯技术路线[2][4]