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]

公司战略调整 - 豫能控股放弃分布式光伏、用户侧储能及充电桩类同业竞争项目投资和收购机会[2] - 放弃原因为项目比较优势不明显且无法满足投资收益要求 聚焦新能源规模化开发主赛道[2] - 公司为河南投资集团旗下国有控股企业 成立于1997年[2] 行业政策与市场动态 - 国家发改委推动新能源上网电量参与市场交易（发改价格〔2025〕136号）[2] - 国家能源局推进共享储能与新能源联合运行 探索发电侧容量补偿机制[3] - 蒙能集团3.2GWh储能系统采购中标价格区间为0.3896-0.52元/Wh 15家企业参与竞标[3] 企业经营表现 - 海博思创2025年上半年营收同比增长22.66% 净利润达3.16亿元[3] - 7月用户侧新型储能项目新增投运规模同比增长9% 但环比下降41%[3] - 华东地区在用户侧新型储能市场份额最大[3]

文章核心观点 - 2025年上半年广东电力市场运行平稳有序，直接交易电量达2076.0亿千瓦时，同比增长14.3%，中长期交易覆盖近九成市场电量，现货价格波动反映一次能源价格和供需变化 [19] - 新能源和新型主体加速入市，绿电交易规模同比增长81.7%，虚拟电厂交易细则落地，独立储能和抽水蓄能参与现货市场，市场结构持续优化 [19][65][95] - 市场机制创新持续推进，包括气机成本补偿改革、双边现货市场研究、区域市场衔接和绿电交易机制完善，为低碳经济发展和新型电力系统建设提供支撑 [94][95][96] 电力供需情况 - 截至2025年6月底，广东电网统调装机容量2.423亿千瓦，同比增长18%，其中中调装机1.673亿千瓦，地调装机0.750亿千瓦 [20] - 光伏装机增速达73.3%，装机容量5534.9万千瓦，占比22.83%；燃气装机增速25.4%，装机容量5434.2万千瓦，占比22.42%；燃煤装机占比29.74%，但增速下降0.1% [21] - 蓄能（含储能）装机容量1048.5万千瓦，同比增长4.43%，占比4.33%；风电装机1870.0万千瓦，增速12.7% [21] 中长期市场交易 - 1-6月中长期市场总成交电量1835.0亿千瓦时，成交均价384.0厘/千瓦时，其中年度交易1536.7亿千瓦时，多月交易2.7亿千瓦时，月度交易295.3亿千瓦时 [42] - 分电源类型：煤机交易电量1236.9亿千瓦时，气机411.6亿千瓦时，核电157.3亿千瓦时，光伏3.5亿千瓦时，风电23.6亿千瓦时，储能2.1亿千瓦时 [42] - 月度交易中储能成交0.4亿千瓦时，均价374.2厘/千瓦时；煤机成交202.1亿千瓦时，均价372.8厘/千瓦时 [52] 现货市场交易 - 现货偏差电量239.7亿千瓦时，占市场购电用户总用电量11.5%；日前均价波动区间88.4-547.1厘/千瓦时，实时均价94.0-604.0厘/千瓦时 [60][62] - 9家独立储能和1家抽水蓄能参与现货市场，充电电量9.6亿千瓦时均价276.3厘/千瓦时，放电电量8.0亿千瓦时均价397.6厘/千瓦时，充放电价差121.3厘/千瓦时 [9] - 新能源机组现货出清价格低于市场平均，日前成交电量142.5亿千瓦时均价255.5厘/千瓦时，实时156.7亿千瓦时均价249.7厘/千瓦时 [64] 绿电交易 - 1-6月绿电交易电量58.4亿千瓦时，电能量均价385.5厘/千瓦时，绿色环境价值均价8.1厘/千瓦时；跨经营区绿电交易成交0.3亿千瓦时，均价267.4厘/千瓦时 [59] - 绿电结算电量58.2亿千瓦时，均价8.1厘/千瓦时，其中光伏占比76.3%，风电占比23.7% [78][79] 市场结构与主体 - 发电侧HHI指数平均值1153，属低集中寡占型；用电侧HHI平均值397，属竞争型；发电侧Top1指数平均26%，Top4指数平均52% [35][39] - 新增经营主体15207家，累计注册115150家，增长15.2%；售电公司以广州、深圳为主，占比60.8% [24][25] - 零售市场交易电量2073.1亿千瓦时，占全市场99.9%；用户电能量结算均价436.9厘/千瓦时，售电公司平均度电获利17.0厘/千瓦时 [81] 机制创新与政策落实 - 发布虚拟电厂参与电能量交易细则，推动分布式资源聚合；落实新能源全面入市，110kV新能源电站分批参与现货市场 [95][113] - 研究气机变动成本补偿改革和双边现货市场，完善绿电交易及溯源机制；支撑南方区域现货市场连续结算试运行 [94][96] - 下半年重点推动年度交易常态化、用户侧现货偏差结算、绿电直连项目及虚拟电厂交易 [102][103][104]

财务表现 - 营业收入45.22亿元 同比增长22.66% [2][3] - 归属于母公司净利润3.16亿元 同比增长12.05% [2][3] - 储能系统业务营收45.12亿元 占总营收绝对主导地位 [2][5] - 营业成本37.29亿元 同比增长24.72% 增速高于营收 [5] - 研发费用1.37亿元 同比增长17.49% [5] - 总资产120.59亿元 较年初增长9.91% [2][3] - 净资产40.82亿元 较年初大幅增长29.95% [2][3] 业务战略 - 推动"储能+X"战略 探索独立储能电站、光储融合、源网荷储一体化等多元化应用场景 [6] - 与"五大六小"发电集团保持深度合作 同时拓展地方政府投资平台及社会资本项目 [7] - 海外市场取得突破 成功投运瑞典斯德哥尔摩和德国瓦尔特斯豪森储能项目 [7] - 与欧洲开发商Repono战略合作 计划2027年前共同推进1.4GWh电网级储能项目 [8] - 与新加坡Alpina合作 2025-2027年计划提供5000套充储一体机开拓亚太市场 [8] 技术创新 - 打造人工智能大数据服务平台 应用AI、大数据、数字孪生技术提升全生命周期管理 [9] - 通过AI驱动全景化测算为应用场景提供收益预测与配置推荐 [9] - 智能EMS结合AI算法实现预测维护、主动预警、专家诊断等智慧运维功能 [9] - 研发涵盖人工智能技术、电池数字化建模、数字智能化闭环验证等十大核心技术 [10] 产业合作 - 与华为数字、宁德时代、亿纬锂能等产业链龙头企业建立战略合作关系 [10] - 合作领域覆盖零碳能源、智能制造、资源与场景结合、项目共建等关键方向 [10]

政策背景与适用范围 - 贵州省住房和城乡建设厅联合省能源局起草电化学储能电站消防审验管理征求意见稿 旨在加强消防设计审查验收管理并保障项目顺利建设 [3][5] - 新规适用于贵州省行政区内新建 改建 扩建且需按国家工程建设消防技术标准进行消防设计的电化学储能电站 无需消防设计的项目不适用 [5] 消防审验分类标准 - 接入电压等级330kV及以上的电化学储能电站或被界定为特殊建设工程 需实行消防设计审查和消防验收制度 [6] - 额定容量100MW·h及以上的其他建设工程电化学储能电站备案抽查比例不低于50% 低于100MW·h的项目按省级细则执行 [6] 消防审验执行要求 - 特殊建设工程未经消防设计审查或审查不合格不得施工 未经消防验收或验收不合格禁止投入使用 [6] - 其他建设工程需在申请施工许可时提供消防设计图纸及技术资料 竣工验收后需申请消防验收备案 抽查不合格需停止使用 [7] - 所有消防审验申请需通过贵州省建设工程消防设计审查验收监管平台提交 [7] 设计审查与施工质量管理 - 建设单位需委托具备资质的设计单位进行消防设计 并委托有审查能力的单位开展包含消防技术审查的设计审查 [7][8] - 消防设计技术审查需全面覆盖消防安全内容 符合四项条件方为合格 包括文件编制深度 强制性条文 非强制性条文及特殊消防设计评审要求 [8] - 施工单位需按消防设计要求和标准施工 能源主管部门将消防施工质量纳入日常监管体系 [10] 消防验收与备案流程 - 特殊建设工程消防验收需在15日内完成 需提交验收申请表 竣工验收报告及竣工图纸 现场评定合格后出具合格意见 [11] - 其他建设工程备案后按比例抽查 检查不合格需停止使用并整改 复查合格后方可恢复使用 [11] - 电力及新能源项目参照本通知执行消防审验流程 [13]

财务表现 - 公司2024年上半年收入164.19亿元，同比增长31.68% [2] - 毛利率17.5%，同比增长1.9个百分点 [2] - 期内利润7.53亿元，同比增长80.44% [2] - 动力电池收入106.62亿元，同比增长9.7% [3] - 储能系统产品及其他收入57.57亿元，同比增长109.7% [3] - 储能业务收入占比从22.0%提升至35.1%，动力电池收入占比从78.0%下降至64.9% [4] - 中国内地市场收入160.92亿元，同比增长31.6% [5] - 欧洲市场收入7655.4万元，同比增长42.3% [5] - 亚洲市场收入2.47亿元，同比增长58.1% [5] 产品技术进展 - 314Ah电芯实现大规模批量稳定交付，循环寿命达15000次，前1000次循环零衰减，能效超96% [6] - 392Ah电芯支持6.25MWh集装箱解决方案，已实现批量交付 [6] - 新一代600Ah+储能电芯能量密度达440Wh/L以上，支持20尺集装箱电量6.8MWh以上，系统能效提升0.5个百分点，度电成本降低8%，计划2025年四季度量产 [6] - 新一代588Ah储能电芯循环寿命达10000次，能效超96.5%，计划2025年四季度末量产 [6] - 推出261KWh液冷户外储能柜，面积能量密度提升至行业领先的200KWh/㎡，支持百KWh到2MWh灵活配置 [7] - 户用储能产品覆盖2.7-15KWh范围，能量密度达140Wh/L，安装空间节省40%，寿命延长15%，能量转换效率超98%，年发电量提升5%-8%，TCO降低20%以上 [9] 市场与业务拓展 - 海外市场实现重大突破，产品覆盖户用、工商业及大型储能全维度 [11] - 成功锁定海外客户长循环储能电池订单，5MWh液冷集装箱和储能户外柜实现量产配套 [11] - 与国家电投、中核汇能、三峡新能源等头部企业深化战略合作，多个储能电站项目投运并网 [10] - 电站运营效率和收益达到国内领先水平，结合不同省份政策建立盈利模型 [10] - 与系统集成商、风电、光伏领域头部客户达成战略合作，签订设备框架采购合同 [10] - 户用储能产品批量出货至英国、土耳其、德国、法国、葡萄牙、智利等国家 [9] - 工商业储能产品拓展至欧洲光储充等复杂场景解决方案，适用于美国、欧洲、日本等市场 [8] 行业地位 - 市场占有率及排名进一步提升，成为行业头部企业的核心供应商和战略合作伙伴 [10] - 在电力储能、工商业储能、户用储能领域完成全场景市场布局 [10] - 海外成功配套拉美和南非最大电站项目，进入多家头部开发商和电网公司供应商名录 [10]

项目合作与规模 - 新巨能与浙江荣盛控股集团签署575MWh工商业储能项目合作 为全球单体规模最大的两小时储能系统电站 [2] - 项目首次大规模采用储能电池加DC/DC模块作为不间断电源替代方案 远期容量预计突破1GWh [2] 技术方案优势 - 传统UPS电源采用铅酸电池存在使用寿命短 维护成本高和环境污染风险等问题 [4] - 新方案通过储能电池高能量密度 长循环寿命和无污染优势 结合DC/DC模块实现电压转换与功率调节 确保电网故障时无缝切换供电 [4] 运营效益与影响 - 项目通过谷时充电峰时放电策略显著降低用电成本 每年可为荣盛节约上亿元电费支出 [2] - 项目提供稳定电力支持 缓解电网调峰压力 保障地方能源安全并促进绿色低碳转型 [2] 行业动态与活动 - ESIE 2026被描述为储能产业发展的风向标 包含展位预订联系信息 [6] - 相关阅读提及全国最大用户侧储能项目开工 一期超100MW/400MWh 二期将增至1GWh [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]