智能微电网发展现状与挑战 - 杭州市智能微电网建设面临企业投资意愿不强、盈利模式单一、市场机制不健全及安全风险较大等问题 [2] - 杭州市供电可靠性高达99.998%以上，企业投资光伏和储能主要基于经济收益考量，对投建微电网特别是能源管理系统意愿不强 [2][7] - 当前微电网用户主要依靠光伏“自发自用、余电上网”和储能“两充两放”峰谷价差来节约用能费用，盈利模式单一 [2][7] 相关政策与规范支持 - 国家层面出台《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》等政策，鼓励因地制宜建设智能微电网项目 [4] - 浙江省允许微电网主体通过虚拟电厂参与电力市场运行，杭州市对光伏项目给予0.2元/瓦的建设补贴 [4] - 国家层面已发布二十余项微电网国家标准、团体标准及行业标准，2025年有7项国家标准正在修订或起草，标准体系覆盖各环节 [5] 试点示范项目进展 - 2021年浙江省新型电力系统试点项目包括杭州市西子航空零碳智慧能源中心源网荷储一体化示范项目等 [6] - 2023年第二批示范项目包含萧山“千瓦可控、度电可调”低碳园区示范项目、中恒电气“零碳”智慧未来工厂项目等 [6] - 2025年杭州市有4个微电网项目经省级评审后推送至国家能源局参评新型电力系统建设试点 [6] 面临的具体挑战 - 杭州市风光资源相对匮乏，土地面积受限，多数场景不符合智能微电网严格定义，更多以多能互补等形式体现 [7] - 微电网用户虽可参与电力市场日前需求响应（2025年浙江省已开展10次日前削峰交易），但调频、黑启动等服务尚未纳入市场交易范围 [2][7] - 储能安全性是首要考虑因素，杭州市要求乙类及以上火灾危险性的储能设施不应设置在人员密集场所等地点 [7][8] 未来发展工作方向 - 下一步将针对高端制造业园区、数据中心、重要公共建筑等场景梳理重点应用场景，列入“十五五”重点推进计划 [9] - 将总结试点项目经验，优化微电网在源、网、荷、储等方面的建设方案，制定高比例新能源消纳的调度运行策略 [9] - 加强政策衔接与安全管理，推动多部门业务联动实施联合备案制度，并引导微电网接入市级虚拟电厂平台参与市场交易 [10]

公司财务业绩 - 前三季度营业收入2830.72亿元，同比增长9.28% [2] - 前三季度归属母公司股东净利润490.34亿元，同比增长36.2% [2] - 第三季度单季营业收入1042亿元，同比增长12.9% [2] - 第三季度归母净利润185.5亿元，同比增长41.21% [2] - 第三季度净利率为19.1%，同比增长4.1个百分点 [9] - 期末货币资金及交易性金融资产合计超3600亿元 [9] 业务出货量 - 第三季度动力与储能电池合计出货量接近180GWh [3][9] - 储能电池出货量占比约20% [3][9] - 商用动力电池出货量占总出货比例约两成 [12] 储能业务发展与策略 - 国内储能市场在136号文及各省细则出台后迎来快速增长 [4][11] - 公司当前储能产能饱和，正加速产能扩张 [4][11] - 公司推出的587Ah储能专用电芯在能量密度、安全与长寿命间找到平衡点 [4][11] - 正在加快587Ah量产速度，未来其出货占比将逐步提升 [4][11] 储能行业趋势与应用 - 储能商业模式成熟，经济性显现，国内外需求快速增长 [5][10] - 全球AI数据中心规模扩张带来巨大电力需求 [5][10] - 光储系统可作为数据中心主电源，提供长期稳定的绿色电力 [5][10] 储能技术壁垒 - 储能电池技术难度高，系统规模大，由一百多万个零部件构成 [6][11] - 储能系统需安全运行15至20年以上，大规模安全要求单体失效率达PPB水平 [6][11] - 储能系统的证实和证伪周期非常长 [6][11] 钠电池发展 - 钠电池在低温性能、碳足迹、安全性能方面具优势，可广泛应用于乘用、商用动力领域 [7][10] - 公司钠新电池已成为全球首款通过新国标认证的钠离子电池 [7][10] - 公司钠新乘用车动力电池正与客户推进开发与落地 [7][10] 运营与财务细节 - 第三季度末存货超过800亿元，环比提升80亿元，主因是业务规模扩张导致在途产品增加及为后续交付做准备 [8][10] - 存货周转天数保持相对稳定，表明库存属于正常流转 [8][10] - 第三季度汇兑损失源于人民币升值影响公司持有的外币资产 [10] - 本季度减值主要来自存货，基于谨慎性原则对可收回金额低于账面价值的部分计提 [10] 其他业务进展 - 国内新能源车单车带电量提升趋势明显，无论是纯电还是增混车型 [11] - 匈牙利工厂按计划推进，一期规划超30GWh，预计2025年底建成 [12] - 国内新能源商用车电动化率已达23%，公司正打造重卡换电生态 [12]

文章核心观点 - 用户侧储能市场在2025年9月呈现装机规模同比增长但环比下滑的态势 然而备案项目数据显著优于去年同期 显示市场长期需求强劲 [2][4] - 高耗能工业企业的降碳保供需求是当前用户侧储能装机的主要驱动力 工商业应用场景占据绝对主导地位 [2][5] - 地区发展高度集中 华东地区特别是江苏和浙江在新增装机中占比最高 而广东等地因优越的峰谷价差条件 备案项目出现爆发式增长 [8][9][10][12] - 尽管市场前景广阔 但分时电价政策的频繁调整给项目投资回报率带来了显著的不确定性 [3][13][16] 9月用户侧储能项目分析 新增装机规模与特点 - 2025年9月用户侧储能新增装机规模为243.56MW/488.22MWh 同比增长38%/18% 但环比下降41%/46% [4] - 装机市场由工商业应用主导 占比超过95% 其中冶金、化工、纺织等高耗能企业作为业主的项目装机规模占比高达73% [5] - 电化学储能技术是绝对主流 磷酸铁锂电池技术装机功率规模占比99.96% 同时有一个90kW/180kWh的钠离子电池储能项目投运 [5] 地区分布特征 - 新增装机主要集中在华东地区 其装机规模占比达71% 项目个数占比43% [8] - 江苏省新增装机规模最大 占比近全国一半 浙江省新增项目个数最多 占比超20% [8] - 从备案项目看 浙江、广东、江苏三地新增备案项目740余个 虽然项目个数同比下降9% 但能量规模同比增长68% [9] - 广东省表现尤为突出 新增备案项目能量规模同比激增359% 项目个数同比增长25% [10] - 安徽、河南、四川三地备案项目合计超380个 同比增长150% 成为新兴市场 [10] 市场驱动力与投资环境 - 峰谷价差是核心驱动力 15个省市价差超0.7元/kWh 其中7个省市超1元/kWh 广东部分地区价差持续保持在1.0元/kWh以上 [12] - 广东年充放电次数可达600次以上 套利空间较大 与备案项目的高增长相互印证 [2][12] - 分时电价政策频繁调整带来不确定性 例如浙江调整后实际套利空间可能不升反降 江苏、广东虽价差比例拉大 但收益需重新测算 增加了投资回报的不确定性 [13][16] 9月新型储能项目整体分析 - 2025年9月 国内新增投运新型储能项目装机规模达3.08GW/9.08GWh 同比大幅增长166%/200% 环比增长7%/15% [17] - 第三季度新增装机9.16GW/25.52GWh 同比增长10%/24% [17] - 前三季度新增装机规模已达去年全年新增装机的74% 预计2025年全年新增装机将超过去年 [17]

行业发展趋势 - 储能产业已从规模化扩张阶段迈入以生产制造提质、产品设计升级、交易手段优化为核心的高质量发展关键期 [2] - AI深度学习、数字孪生、工业互联网平台等技术正促进储能电芯自动化组装、系统集成流程优化及能耗实时监控 [2] - 智能传感、云端数据交互、预测性维护算法等技术进步为储能产品设计提供优化支持 [2] - 大数据、区块链、智能算法等技术支撑储能交易数据实时处理、资产数字化确权及市场化定价模型构建 [2] 活动核心信息 - 活动主题为跨界融合，协同进化：构建储能全链条智能新图景 [3] - 活动于2025年10月31日下午在中关村科技园区房山园举行，规模为80人 [3][4] - 活动由中关村储能产业技术联盟和中关村房山园管委会区科委主办，旨在深化储能与数字智能的融合创新，推动产业链协同突破 [2][4] 活动特色与焦点 - 活动特色包括政策护航支撑，由北京市科委、中关村管委会等领导讲解产业支持政策 [4] - 聚焦制造智能化突破，探讨AI、数字孪生等技术在储能电芯生产、系统集成及能耗监控中的应用，推动产线向智能迭代升级 [4] - 关注产品智能化升级，探索储能产品全生命周期智能化管理，包括实时监测、预测性维护及智能化回收拆解 [4] 活动议程要点 - 议程包含科技服务业专项政策解读和房山区绿色能源产业情况介绍 [5] - 主题报告涵盖储能业务全链条智能化驱动价值提升、500AH+电芯储能系统绿色生产制造方案等议题 [5] - 报告嘉宾来自北京海博思创科技股份有限公司、新源智储能源发展（北京）有限公司、西门子工业软件、发那科机器人等企业 [5] - 活动安排包括座谈交流和定向邀请的工厂参观环节 [5]

中国电建2025年1-9月经营情况 - 公司新型储能业务新签项目142个，新签合同金额达366.98亿元 [2][3] - 公司能源电力业务整体新签项目4013个，合同金额5852.28亿元，同比增长12.89% [3] - 水电业务新签合同金额1494.38亿元，同比大幅增长68.82% [3] - 风电业务新签合同金额1828.74亿元，同比增长54.67% [3] - 太阳能发电业务新签合同金额1379.18亿元，同比下降33.36% [3] - 火电业务新签合同金额338.29亿元，同比下降46.25% [3] 大型新型储能项目详情 - 和田邦锦500MW/2000MWh构网型独立储能电站项目EPC合同金额17.8亿元 [4] - 乌兹别克斯坦努库斯二期200MW+100MWh风储项目EPC合同金额15.39亿元 [4] - 磴口100万千瓦/400万千瓦时电源侧独立储能项目子项目EPC合同金额12.95亿元 [4] - 通辽奈曼旗50万千瓦/200万千瓦时电网侧储能项目EPC合同金额11.08亿元 [4] 储能行业活动与背景 - ESIE 2026被描述为储能产业发展的风向标 [5] - 中国电建此前披露2025年上半年新签96个新型储能项目，合同金额209亿元 [6] - 中国电建储能安全技术中心已揭牌成立 [7]

核心改革方案概述 - 天津市发布新能源上网电价市场化改革方案，明确自2026年1月1日起新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成[2][33] - 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，市场价低于机制电价时补偿差价，高于时扣除差价，结算费用由全体工商业用户分摊或分享[13][37] - 区分存量与增量项目实施差异化政策，存量项目指2025年6月1日前投产的项目，增量项目指2025年6月1日起投产的项目[14][37] 存量项目政策要点 - 机制电量规模与现行保障性电量规模衔接，单个项目年度机制电量比例默认为其投产年份至2025年底各年非绿电交易电量占全部结算电量比例的最低值[3][38] - 机制电价按现行非市场化电量价格政策执行，基本保持在每千瓦时0.3655元水平[4][38] - 执行期限从2026年1月1日开始，截止时间以项目全生命周期合理利用小时数或投产满20年较早者为准，光伏为26000小时、陆上风电为36000小时、海上风电为52000小时[4][16][39] 增量项目政策要点 - 机制电量通过竞价方式确定，单个项目申报电量规模不高于其预计年上网电量的80%[5][56] - 竞价上限暂定为0.32元/千瓦时，按价格优先原则边际出清，不设置竞价下限[6][59][61] - 执行期限暂按10年执行，起始时间一般为竞价次年1月1日[7][60] 市场参与与交易机制 - 新能源项目全面入市后可选择报量报价直接参与市场或作为价格接受者参与，分布式项目可通过聚合方式参与[12][34] - 现货市场运行前，市场交易均价按中长期市场同类项目加权平均价格确定；现货市场运行后，按实时市场加权平均价格确定[11][43] - 将加快电力市场建设，健全中长期市场，推动分时交易，完善绿电交易规则，绿电交易中电能量价格和绿证价格分别明确[36] 增量项目竞价实施细则 - 竞价工作由市发展改革委、市工信局牵头，国网天津电力公司具体实施，风电和光伏同场竞价，不分类竞价[21][53] - 建立竞价电量总规模调整机制，若申报总电量未达到预设比例（首年按125%），自动调整总规模；对实际投产容量不足核准容量95%的项目，按比例缩减机制电量规模[23][57] - 竞价流程包括资质审核、公示、报量报价、出清结果公示及签订差价协议，首年于2025年10月下旬开展，11月完成[21][65][68] 政策衔接与保障措施 - 纳入可持续发展价格结算机制的电量不再参与绿电交易，不重复获得绿证收益[45] - 不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网的前置条件，项目可自愿配置储能以提升市场竞争力[45] - 电网企业需在系统运行费中增加"新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用"，并修订代理购电实施细则[45]

项目概况与意义 - 靖江特殊钢有限公司“风光储”绿色低碳能源介质供给项目成功并网，是国内首个近零碳炼钢示范工厂[3] - 项目由中车株洲所作为120MW/240MWh构网型高压直挂储能系统的设备总承包，45天内完成设备交付[5] - 项目标志着中信泰富能源与中车株洲所在工商业领域合作的开始，后续将在用户侧新能源项目上继续合作[3] 零碳园区打造 - 项目是国内首例钢铁行业构网型风光储一体化微网示范项目，预计每年提供0.75亿千瓦时绿电，降低碳排放6.24万吨[7] - 通过风、光、储协同耦合电炉负荷，提供覆盖全流程的能源解决方案，园区电网构建为“可自治、可并网、可切换”的韧性架构[8] - 部署构网型储能旨在实现稳电能质量、提绿电占比、保产线连续三大目标[8] 技术亮点 - 高压直挂储能系统省去变压器，系统循环效率突破92%，较常规低压储能效率提升6%，全生命周期内可为业主增加收益约4800万元[10] - 构网型储能具备3倍10秒构网能力，在冲击工况下可实现20ms内快速响应，提供瞬时功率支撑与母线电压稳定[11] - 系统单机容量最大达45MW，可实现100ms内毫秒级并离网平滑切换，具备10秒极速黑启动能力，保障产线零中断[12] - 源网荷储一体化平台将本地绿电消纳率从不足70%提升至95%以上，年增发绿电效益超千万元，运维简化率达90%以上[13] 多元收益与行业突破 - 构网型储能每年可提升绿电消纳16800万千瓦时，结合绿电交易与绿证，实现“降本+增收”的双通道回报[15] - 项目模式可在更多园区复用，以标准化硬件组合、场景化控制策略、园区级调度接口的交付三件套服务高能耗园区[16] - 构网型储能助力微电网降低大电网依赖性，在“源—网—荷—储—碳”协同中兑现动态增容与高比例绿电消纳[16] 公司经验与市场地位 - 中车株洲所将轨道交通领域超20年的高压变流技术经验成功运用至储能领域[17] - 截至2025年9月，公司构网型储能并网容量累计达3GWh，中标容量达5GWh，拥有多个标杆项目实践[17]

公司市场拓展 - 2025年10月公司在菲律宾市场实现双喜临门，包括启用马尼拉BGC金融区办公室和签署185MWh大型储能系统项目 [2] - 新办公室位于马尼拉核心商务区的菲律宾证券交易大厦，旨在成为辐射东南亚区域的运营枢纽 [2] - 这一系列战略举措标志着公司在东南亚市场迈出坚实一步，展现了深耕菲律宾及东南亚市场的决心 [2] 项目与行业地位 - 成功签约的185MWh大型储能系统项目获得客户高度评价，认为其对菲律宾能源转型和增强电网稳定性具有重要意义 [4] - 公司拥有14年行业经验，全球参与储能项目超过300个，累计装机容量超40GWh [4] - 此次中标印证了公司在大型储能领域的综合实力已获得当地市场认可 [4] 公司战略与愿景 - 公司致力于凭借领先的技术实力与丰富的全球项目经验，为菲律宾及整个东南亚地区迈向可持续、高韧性的能源未来贡献核心力量 [4] - 此次成功签约是公司与本地伙伴建立长期战略合作的起点 [4]

政策背景与目标 - 内蒙古自治区能源局发布《内蒙古自治区新型储能项目产权登记流转管理方案（征求意见稿）》，旨在通过统一登记托管机制推动新型储能产业高质量发展[2][13] - 方案针对新能源产业快速发展导致的项目一地多证、一地多补、资产闲置浪费等问题，通过明晰产权关系落实储能主体、行政监管和社会共治三方责任[13] - 管理目标为建立"一地、一码、一证"的全生命周期登记托管体系，形成透明化、可追溯、高效化的运行秩序，助力优化营商环境[13][14] 管理原则 - 实行区内全覆盖原则，强制要求自治区内新建和已投运新型储能项目登记托管，邻近省区项目可自愿参加[3][14] - 通过统一登记托管机制实现监管无死角，对储能项目的增量、流量、存量进行统一管理[4][14] 确权登记管理 - 新型储能主体需通过自治区储能产权登记系统报备项目，获取统一登记编码并标示建设进度（拟建/在建/竣工），初始登记编码为获取产权证和项目备案的必要条件[5][14][15] - 项目竣工验收后60个工作日内提交确权登记申请，专业机构联合土地管理部门核实信息后颁发储能产权证[5][15] - 产权证按建设方式分为自建（C1类）、配建（C2类）、独立储能（C3类）三大类，包含土地、设备、所有者及抵质押等关键信息[5][15] 流转与市场准入 - 将储能产权证纳入新型储能参与电力市场的准入条件，电力交易机构需依据产权证办理入市准入和现货交易等业务[6][15] - 专业机构参照国有资产交易制度制定流转操作指引，通过内蒙古产权交易市场提供交易、流转、增信及金融支持一站式服务[6][16] 信息披露与辅助服务 - 专业机构通过网站、APP等渠道公开披露新型储能产权信息，并定期推送至自治区相关部门以支持科学决策[7][17] - 整合储能领域产权信息，提供资产发布、交易撮合、评估、法律咨询及投融资等一站式服务，促进资产高效流转和价值最大化[19] 变更与注销管理 - 项目完成交易流转后由专业机构换发产权证，储能主体持新证方可办理工商及不动产变更手续[18] - 项目清算注销后，储能主体需向专业机构同步提交信息完成产权证注销[18] 保障措施 - 专业机构自筹300万元资金用于建设和运维储能产权登记流转平台系统，投入资金可通过交易服务费补偿[24] - 通过制度规范、监督机制、政策宣贯及资金保障四方面确保产权登记流转依法合规进行[20][22][23][24]

文章核心观点 - 2025年9月中国储能中标市场呈现活跃态势，中标标段数量环比增长41.3% [4] - 市场结构以电网侧应用为主导，占比超过80%，EPC（含PC）环节表现尤为突出，中标规模同比大幅增长 [4][9] - 中标价格方面，2小时储能系统及EPC均价环比均有所上涨，反映出供应链紧张及项目类型变化的影响 [6][14] 中标市场总体情况 - 2025年9月追踪到储能中标标段202条，同比减少6.0%，但环比大幅增加41.3% [4] - 中标项目覆盖储能全产业链环节，其中EPC（含PC）标段数量达121条，占比近六成，同比增长13.1%，环比增长89.1%，创年内新高 [4] 中标规模分析 - 储能系统中标规模为5.5GW/19.8GWh，同比增长13.4%/71.5%，环比下降65.1%/49.0%，环比下降主要因8月基数过高 [6][7] - EPC（含PC）中标规模达8.8GW/23.3GWh，同比大幅增长71.4%/100.4%，环比增长38.3%/15.9% [6][7] - 从应用场景看，电网侧储能是绝对主力，其中储能系统在电网侧的中标规模为16.2GWh，同比增长112.7%，环比增长43.6%，占比从40%提升至82% [9] 区域分布特征 - 新疆地区EPC中标规模以5.3GWh居全国首位，其中独立储能项目占比94.3%，得益于多个构网型储能项目集中中标及当地对储能产业的前瞻性布局 [11] - 内蒙古地区储能市场持续活跃，EPC中标规模达4.3GWh，其中独立储能占比高达97.7%，新型储能容量补偿政策及新能源竞争性配置管理办法优化了营商环境 [12] 中标价格走势 - 2小时储能系统中标均价为595.9元/kWh，同比下降11.9%，环比上涨5.6%，价格区间为456.0-913.0元/kWh [6][14] - 4小时储能系统中标均价为412.5元/kWh，同比下降38.6%，环比下降1.3%，价格区间为392.8-493.3元/kWh [14] - 2小时EPC中标均价为1085.8元/kWh，同比下降18.0%，环比上涨13.1%，价格区间为545.0-2242.0元/kWh [6][17] - 4小时EPC中标均价为1059.6元/kWh，同比下降16.1%，环比大幅上涨30.9%，价格区间为744.5-1314.6元/kWh [17]