公司动态 - 东方日升成功向美国Middle River Power交付80套储能液冷集装箱，用于40MW/401.28MWh电站项目，展示其技术创新与交付能力 [2] - 该项目位于加州，采用eTron 5MWh液冷储能系统，具有0.25C储能设计、单体液冷空调设计，使用R513a清洁制冷剂，符合美国环保署低GWP要求 [2] - 系统在-30~50℃极端温度下表现卓越，解决热管理和均匀性问题，实现BMS、PCS与金盾协同，建立五级防护体系 [2] - 创新设计包括单向开门、镜像设计和田字布局，节省占地面积，提升项目效益 [2] 市场拓展 - 公司储能项目经验丰富，已在中国、澳大利亚、欧美及亚太地区成功落地400多个项目 [3] - 2025年正式进军逆变器领域，推出昇家、昇企、昇能三大场景光储一体化解决方案，覆盖户用、工商业和大型地面电站需求 [3] - 未来将积极拓展全球市场，助力能源转型 [3] 行业动态 - 公司光储充方案获得890MWh战略合作 [5] - 在巴西获得1GWh储能大单 [5] - 2025年上半年储能出海数据显示老牌巨头与新势力竞争激烈 [5]

湖南省储能电站运营情况分析 - 核心观点：媒体报道的湖南省31个独立储能电站亏损2127万元存在误读，实际为政策性电价机制下的账面价差，亏损将由未配储新能源企业分摊，并非项目自身运营亏损 [2][5][8] 新能源项目配储执行情况 - 2025年6月湖南省新能源项目应配储能规模为2.18GW，其中291个项目实现满配（2.08GW），31个项目未达标，包括3个部分配储但未达标的项目（实际配储0.98万千瓦 vs 应配1.46万千瓦） [3] 独立储能电站充放电结算机制 - 湖南省执行的电价政策要求电网在结算次月退还因充放电价格倒挂产生的亏损（如6月31个电站合计亏损2127万元），资金来源于未配储新能源企业的分摊 [5][8] - 该机制为现货电力市场启动前的过渡性安排，目前处于两年试运行期，未来配储项目分摊规则可能调整 [8] 储能市场发展动态 - 湖南省独立储能已参与调峰辅助服务市场和二次调频市场（6月试运行中储能收益占比19.6%），电力现货市场计划于年底启动连续结算试运行 [9] - 行业预期随着现货市场完善和商业模式多元化，独立储能的经济价值将更清晰 [9] 数据表格摘要 - 6月湖南省31个独立储能电站充放电明细显示，总充电量8181.7649万千瓦时，总放电量7207.8043万千瓦时，充放电价差导致账面亏损2127.278254万元 [7] - 单站亏损幅度从9,841元至185.7万元不等，其中七重提储能电站亏损最高（117.8万元），旧塞储能电站亏损最低（27.2万元） [7]

核心观点 - 上海市推动新能源上网电价全面市场化 所有新能源项目上网电量需参与市场交易并通过交易形成价格[2][3][4] - 建立新能源可持续发展价格结算机制 对纳入机制的电量实行差价结算 区分存量与增量项目分类管理[3][6][7] - 改革保持居民农业电价稳定 工商业用户购电价格有望稳中有降 户用分布式光伏收益基本稳定[8][9][33] 市场交易范围与形式 - 2025年底前集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电、生物质发电等新能源项目上网电量全部参与市场交易[4][22] - 新能源项目可报量报价直接参与市场 或聚合后参与市场 未参与者默认作为价格接受者[5][24][26] - 允许新能源项目参与年度、月度及月内中长期交易 并可签订多年期购电协议[12] 存量项目机制安排 - 2025年6月1日前并网的存量项目最高按年度电量总规模100%纳入机制电量 机制电价固定为0.4155元/千瓦时[6][29] - 存量项目机制电价衔接现行政策 不高于本市燃煤基准价[8][13] - 户用分布式光伏存量项目机制电价保持0.4155元/千瓦时 度电收益基本稳定[9][35] 增量项目竞价机制 - 2025年6月1日后并网的增量项目通过市场化竞价确定机制电量与电价[6][29] - 竞价每年10月开展 按报价从低到高确定入选项目 机制电价按入选项目最高报价确定且不高于竞价上限[7][30][31] - 竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值等因素 下限避免无序竞争[10][14] 电价形成与结算机制 - 健全中长期与现货市场交易机制 现货市场差量结算调整为差价结算[12] - 纳入机制的电量按月差价结算 市场交易均价按中长期或实时市场加权平均价格确定[11][14] - 电网企业以市场化方式采购新能源电量 用于匹配居民、农业及代理购电工商业用户用电[12][13] 特殊项目与退出机制 - 海上风电项目按现行竞争性配置电价执行 海上光伏项目已明确电价的直接作为机制电价[14] - 已纳入机制项目可自愿申请退出 执行到期或退出后不再纳入机制[12][14] - 财政补贴项目全生命周期合理利用小时数内补贴标准按原规定执行 不影响入市交易[10][11][36] 配套保障措施 - 加强政策宣贯培训 帮助经营主体熟悉交易规则与流程[15] - 电网企业需签订差价协议 优化电费结算流程 完成计量装置改造[15] - 建立电价监测机制 评估价格波动合理性 防范市场风险[16]

绿电直连项目申报政策 核心观点 - 河北省优先支持算力、钢铁、水泥等重点行业及已纳入风电光伏储备库的项目申报绿电直连，明确源荷匹配、电网接入等要求，并提供审批优化与退出机制 [2][3][13] - 项目不占用2025年省级风电光伏指标，需满足自发自用电量占比不低于60%、总用电量占比不低于30%（2030年提升至35%）[5][15] - 并网型项目需1年内开工、3年内投运，电压等级限制在220kV以下，负荷中断时需2年内匹配新负荷否则转为普通新能源项目 [6][7][9][16] 优先支持方向 - **行业范围**：算力、钢铁、水泥、化工、制氢、锂离子电池制造、生物医药企业 [2] - **电源类型**：已纳入风电光伏储备库的项目，或受消纳限制未并网的新能源项目（需变更手续）[3][14] - **负荷类型**：新增负荷需完成核准及环评能评手续，存量负荷需满足自备电厂清洁替代或出口降碳需求 [14] 项目机制与要求 - **指标豁免**：列入年度开发方案的项目仅占用本地资源量，不占用2025年各市指导规模 [5][19] - **源荷匹配**：并网型项目上网电量比例≤20%，自发自用电量占比≥60%（2030年≥35%），负荷企业承担运行风险 [15][20] - **建设时序**：新增负荷项目需电源与工程同步投运，存量负荷项目需1年内开工、3年内投运 [8][16] 电网与审批优化 - **电压限制**：接入等级≤220kV，超限需专项安全评估 [9][16] - **审批服务**：提供"一站式"服务加快核准、环评等手续，允许已完成备案的电源项目变更手续 [10][18] 附件与实施方案 - **方案内容**：需包含电源负荷匹配、安全评估、投资效益分析及支持性文件（如用地坐标、购电协议等）[23][26] - **申报材料**：需提交市级自然资源/林草部门支持意见、直连线路初审意见及kml坐标 [17][29][33] 政策背景 - 旨在落实国家新能源消纳政策，推动河北省新型能源强省建设，促进绿电就近消纳 [11][13]

中国储能企业海外市场突破 - 阳光电源助力欧洲73MW/147MWh构网型储能项目落地西班牙、葡萄牙 [2] - 国轩高科日本离岛最大储能电站投运，容量达12MW/48MWh [2][6] - 天合储能进军罗马尼亚65MWh项目 [2][4] - 采日能源斩获保加利亚430+MWh大单 [2][7] - 百穰新能源二氧化碳储能技术进军北美 [2][9] 阳光电源欧洲项目 - 阳光电源将为西班牙和葡萄牙的五个项目提供储能设备，总容量74MW/147MWh [3] - 葡萄牙四个项目总容量60.5MW/120.4MWh，部分获得政府1亿欧元资助 [3] - 西班牙项目将在曼萨纳雷斯市光伏电站安装14MW/28MWh电池储能系统 [3] - 项目采用阳光电源PowerTitan 2.0解决方案，配备构网型逆变器 [3] - 西班牙和葡萄牙储能市场将受益于两国资本支出计划，西班牙启动7亿欧元补贴计划，葡萄牙计划投资4亿欧元 [3] 天合储能罗马尼亚项目 - 天合储能将为罗马尼亚部署65MWh电池储能项目 [4] - 项目将提供16套Elementa 2电池储能系统单元 [5] - 项目入选罗马尼亚欧盟复苏与韧性基金支持的资本支出计划，该计划总计支持高达2.5GWh电池储能项目 [5] 国轩高科日本项目 - 国轩高科为日本宫古岛第二发电所提供12MW/48MWh液冷储能系统，为日本离岛最大储能电站 [6] - 公司已成功交付冲绳县、大阪府、茨城县等多个储能电站项目 [6] - 未来将深入布局日本储能市场，探索可再生能源消纳保障、电力现货市场等领域 [6] 采日能源保加利亚项目 - 采日能源斩获保加利亚430+MWh储能采购项目 [7] - 项目将于2025年8月启动，2026年3月底建成投运 [8] - 公司在德国设立欧洲总部，在西班牙布局年产能3GWh制造基地 [8] 百穰新能源北美市场 - 百穰新能源与Zeo Energy签署合作备忘录，将二氧化碳储能技术引入北美 [9][10] - 公司拥有70余项发明专利和180项专有工艺及材料配方 [10] - 合作旨在加速北美长时储能技术应用与发展 [10]

战略合作 - 海博思创与范式集团成立合资公司 标志着"AI+储能"技术融合迈向新高度 将在技术、应用场景及产业生态实现深度探索与创新突破 [2] - 合作依托海博思创储能系统全生命周期管理技术 结合范式集团AI Agent+世界模型、机器学习平台等领先技术 [4] - 双方将在电力交易、储能电站资产运营管理等领域推进合作 探索多场景应用 推动储能领域AI技术全面应用 [4] 技术融合价值 - 海博思创创始人指出AI技术是能源变革关键变量 双方合作将实现储能技术与AI算法深度融合 产生1+1>2协同效应 [4] - 范式集团创始人强调储能与AI双核驱动：储能稳定能源波动 AI优化全链条效率 合作将创造高于现有数十倍的产值 [6] - 海博思创已构建基于AI算法的储能场景应用平台 实现全生命周期智能化运维管理 推动向综合能源服务商转型 [8] 行业影响 - 储能是AI赋能能源革命的核心场景 具有重要战略意义 公司以AI为创新驱动力 利用多维度数据基础提升智能化水平 [8] - 双方以"AI for Everyone"为使命 未来合作将为能源领域提供划时代AI解决方案 赋能"研-产-营-运"全链条智能化 [8] - 此次合作是储能产业迈向全面"数智化"的关键一跃 将为全球能源可持续发展提供中国方案 [10] 合作执行 - 双方由首席财务官代表签署协议 技术总裁、首席研究科学家等管理团队共同见证 [10] - 合作将探索"AI+储能"科技边界 为储能全业务链注入高度智能化能力 [10]

英国电网级电池储能市场概况 - 英国当前投运的电网级电池储能系统容量约达7GW/10GWh [2] - 研究数据涵盖容量49MWh及以上的运营项目 [3] - 建设阶段及规划中的长期电池储能项目总容量达63,243MW/131,834MWh [7] 主要供应商与系统集成商 - 头部供应商包括比亚迪储能、阿特斯储能、宁德时代、三星、GE、东方日升、Fluence、LG新能源、阳光电源、Wärtsilä、天合储能、韩国晓星重工业、远景能源、特斯拉、NHOA Group [4] - 每条连线代表一次合作关系 部分企业存在多次供应记录 [4] 数据来源与研究范围 - 数据来源于新闻公告、规划申请文件及非公开行业信息 [7] - 不包含未公开披露或分析师未能获取信息的项目 [6] 行业动态与关联信息 - 2025上半年储能出海数据发布 老牌巨头与新势力竞逐 [8] - 英国最大储能项目之一（720MWh）获高盛1.4亿英镑债务融资 [8] - 英国储能巨头签署789MW长期保底协议 [8]

电力市场计量结算基本规则核心观点 - 国家发改委、能源局印发《电力市场计量结算基本规则》，旨在加强全国统一电力市场计量结算管理，维护市场秩序和成员权益 [2][7] - 规则明确电力市场结算包括电能量交易、电力辅助服务交易、容量交易三类，结算周期原则上以自然月为单位 [8][9] - 引入"日清月结"模式：现货市场连续运行时按日清分、按月累计结算；非连续运行时按最小交易周期清分后按月结算 [11][12] - 首次将虚拟电厂、新型储能等新型经营主体纳入结算体系，要求以市场主体为单元开展结算 [9] 结算体系架构 结算分类与周期 - 电能量交易结算：现货市场未连续运行时按月结算，连续运行时采用"日清月结"模式 [11][12] - 电力辅助服务结算：按辅助服务市场规则周期清分后按月结算 [12] - 容量交易结算：单独设立结算科目，与其他交易品种独立计算 [11] 计量标准 - 统一度量单位：电量用兆瓦时（保留3位小数）或千瓦时（整数），电费用元（保留2位小数） [12] - 最小结算时段依据计量数据、交易合同、出清结果等确定，每个时段费用单独计算 [10] 市场主体权责划分 电网企业 - 负责电费账单编制发行、资金收付及欠费催缴，需在每月第10个工作日前完成账单发行 [33][42] - 承担计量装置安装维护责任，需建设自动化系统实现远程采集，数据误差超过标准时由产权方承担校核费用 [20][22] 电力交易机构 - 负责汇总基础数据并编制结算依据，每月第5个工作日发布核对版，第8个工作日发布正式版 [38][39] - 需组织零售合同签订，售电公司批发与零售市场费用需分开结算 [34] 发电企业与用户 - 发电企业需在收到电费账单后5个工作日内开具发票，电网企业需在发票开具后5-10个工作日内完成支付 [43][44] - 用户逾期未缴费将纳入征信系统，电网企业可依法中止供电 [35] 特殊情形处理 - 数据异常处理：计量数据缺失时需在下一结算周期补全，追退补追溯期不超过12个月 [26][48] - 争议解决机制：市场主体可通过市场管理委员会调解，或向监管机构申请仲裁 [41][52] 实施安排 - 规则自2025年10月1日起施行，有效期五年，由国家发改委、能源局负责解释 [43][55][56] - 覆盖国家电网、南方电网及华能、大唐等12家大型电力集团，以及各省能源主管部门 [44]

核心观点 - 全球能源结构转型加速推动储能系统降本增效需求，电芯大容量化成为行业竞争关键，迭代周期从3年缩短至2年 [2] - 大电芯通过减少电池数量、零部件及占地面积降低综合投资成本，如宁德时代587Ah电芯减少20%零件、提升30%空间利用率 [3][4] - 大电芯面临技术挑战：极化电压升高加速老化、热失控风险、制造工艺复杂度提升及系统集成热管理难度加大 [6] - 行业短期内将形成314Ah、392Ah与500Ah+互补格局，长期分化取决于应用效果与工艺进步 [10][11] 大电芯布局情况 - 近20家电芯企业推出500Ah+产品或规划，迭代速度从280Ah→300+Ah（3年）缩短至500+Ah（2年） [3] - 宁德时代以587Ah电芯主导大型储能电站，阳光电源通过684Ah协同设计构建差异化，中创新航/瑞浦兰钧主推392Ah快速切入市场 [3] 大电芯技术挑战 - **电化学层面**：500Ah+电芯极片厚度增加导致Li⁺扩散受阻，极化电压升高加速老化及热失控风险 [6] - **制造工艺**：涂布均匀性要求提升，极耳焊接虚焊概率上升，化成工序电流分布不均影响一致性 [6] - **系统集成**：单电芯失效影响扩大（684Ah系统单电芯失效影响0 6%簇容量），散热路径边长需高流量液冷泵 [6] 制造工艺路线 - **叠片工艺**：能量密度高、内阻小、安全性佳，但毛刺控制难度大且设备成本高 [8] - **卷绕工艺**：生产效率高、投资成本低，但倍率性能差、极片易褶皱影响寿命 [8][9] 规格分化趋势 - 短期：314Ah/392Ah主导2h/4h储能，500Ah+聚焦长时储能，企业策略分化（头部单一规格 vs 二线多规格） [10] - 长期：600Ah以下市场以卷绕工艺为主，600Ah+市场倾向叠片工艺，尺寸多样性强化 [11] 趋势展望 - 大电芯需平衡技术创新与投资商接受度，聚焦LCOS成本降低，500Ah+产品规模化装机尚未完成，主流技术路径仍待验证 [12]

晶科储能与亿纬锂能联合工厂量产 - 晶科储能与亿纬锂能联合储能专用电芯工厂进入量产阶段，该工厂于2025年5月完成调试，6月全面投运，年产能5GWh 314Ah储能电芯 [2] - 联合工厂由亿纬锂能派驻专家协助，旨在快速达到行业卓越工厂水平，满足晶科储能全球业务需求 [2] - 314Ah电芯专为工商业及大型储能系统设计，优化全流程工艺，提升能量密度与系统集成效率，适配液冷储能系统 [2] 公司战略与市场定位 - 晶科储能通过联合工厂实现从系统集成到核心电芯的垂直产业链延伸，整合双方资源与技术优势 [2] - 314Ah电芯与智能电控、液冷系统深度协同，提供安全、高效、高性价比的储能解决方案 [2] - 亿纬锂能强调联合工厂是储能产业链垂直整合与技术协同的重要成果，将持续深化与晶科储能的战略合作 [3] 行业与市场动态 - 全球储能市场年均增速超30%，2025年新增装机规模预计超200GWh [2] - 晶科储能依托5GWh产能，在海外高增长市场形成竞争优势 [2] - 晶科储能与希腊能源公司达成3GWh储能战略合作，亿纬锂能发布6.9MWh储能系统并签约10GWh大单 [4]