山东新型储能集中调用事件 - 7月11日晚山东144座新型储能电站在用电高峰集中放电 总容量达825万千瓦 实际最大放电功率80359万千瓦 刷新全国省级电网纪录 [1] - 参与主体包括55个独立储能和89个新能源场站配套储能 放电规模相当于济宁市全网用电负荷 [1][10] - 此前江苏于7月6日完成93座新型储能电站集中调用 总容量7248万千瓦 实际调用规模714万千瓦 较去年夏季增长569% [3] 新型储能的技术价值 - 储能设施兼具负荷消纳和电源放电功能 是电力系统削峰填谷的重要手段 [5] - 在新能源出力波动时 储能系统作为"时空调节器"可储存绿电并在用电高峰放电 有效平衡电网 [6] - 山东7月5日新能源出力达66615万千瓦 其中光伏55898万千瓦 但晚间光伏出力接近零 凸显储能调节必要性 [6] 山东储能发展现状 - 山东新型储能装机规模达940万千瓦 位居全国第三 涵盖电化学储能 压缩空气储能等多种形式 [8] - 在国内率先建立独立储能参与现货市场交易机制 推动储能规模化 多元化发展 [8] - 持续高温导致电网负荷四创新高 此次集中调用体现储能在保安全 保供应 促消纳方面的综合效能 [9] 调度管理机制 - 国网山东电力通过调度控制系统自动优化计算各储能电站充放电时间和功率 [10] - 在新能源发电高峰向825万千瓦储能发出充电指令 用电高峰发出放电指令 实现精准调度 [10] - 调度综合考虑社会用电需求与电网安全 实现多元主体协同参与 [10] 行业示范意义 - 此次调用标志着新型储能作为重要调节资源进入应用新阶段 [10] - 为构建新型能源体系 保障能源安全提供了"山东经验"和示范效应 [10] - 山东力争年底新型储能规模突破10GW 并出台配套电价政策 [13]

浙江省新能源上网电价市场化改革过渡期政策 核心观点 - 浙江省发布新能源上网电价市场化改革过渡期结算方案，区分存量和增量项目并制定不同电价计算原则 [1][2] - 增量项目上网电价采用90%煤电基准价+10%现货电价的混合模式，分风电和光伏两类执行 [4][9] - 存量项目维持现行价格政策，所有项目均可按现行规则参与绿电交易 [3][5][9] 政策细则 项目分类与时间界定 - **存量项目**：2025年6月1日前全容量投产，执行现行价格政策 [3][8] - **增量项目**：2025年6月1日起全容量投产，上网电价=90%煤电基准价+10%现货电价（分风电/光伏） [4][9] - **全容量并网时间认定**： - 需电力业务许可证的项目以许可证标注日期或最后一台机组并网日期为准 [4][9] - 无需许可证的项目以电网首次并网记录为准 [4][9] 过渡期电价结算规则 - 过渡期为2025年6月1日至新方案实施前 [9] - 增量项目10%现货电价部分按当月同类项目现货市场电能量加权均价结算，仅计算“报量报价”项目数据，不涉及辅助服务费用分摊 [9] 绿电交易衔接 - 所有新能源项目（含增量）均可按现行规则参与绿电交易和结算 [5][9] 后续执行 - 过渡期结束后按新出台的新能源上网电价市场化改革方案执行 [10] 政策背景 - 文件依据为国家发改委、能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号） [7][9]

四川省2025年度电网侧新型储能项目清单 - 四川省发布2025年度电网侧新型储能项目清单，包含27个项目，总规模达3.02GW/8.24GWh [1] - 技术类型多样化，包括压缩空气储能、新型固态电池、超级电容、磷酸铁锂、钠离子、全钒液流储能、钛酸锂等 [1] 项目清单主要内容 - 项目清单由四川省发展和改革委员会、四川省能源局联合发布，要求相关市（州）发展改革委、能源行业主管部门加强指导，电网企业做好接入并网工作 [3] - 项目业主需按市场化原则推进实施，1年内未实质性开工的项目将被调出清单 [3] 重点项目示例 - 蜀道清洁能源集团在成都市东部新区建设300MW/2400MWh压缩空气储能电站，规模为清单中最大 [5] - 华能景顺在成都东部新区建设200MW/400MWh新型储能项目，实际纳入规模为100MW/200MWh [5] - 绵阳港旗游仙区项目规划300MW/600MWh电化学储能电站，实际纳入规模为200MW/400MWh [6] - 乐山市夹江县国能大渡河建设100MW/400MWh全钒液流储能电站 [6] 技术分布与规模 - 电化学储能为主流技术，多数项目规模为100MW/200MWh [5][6] - 压缩空气储能、全钒液流储能等长时储能技术占比提升，如蜀道清洁能源300MW/2400MWh压缩空气储能项目 [5] - 混合技术应用出现，如彭州市项目采用100MW/200MWh电化学+2.5MW超级电容混合式储能 [6] 参与企业 - 央企与地方国企主导，包括中创新航、蜀道清洁能源、华能景顺、大唐四川、雅砻江水电等 [5][6] - 民营企业参与度提升，如通威新能源、润建股份、绵阳埃克森新能源等 [6]

印度尼西亚储能市场投资与合作 - 印度尼西亚国家消费者保护机构（BKPN）将协调至少10亿美元投资，推动偏远和岛屿地区建设离网"太阳能＋储能"系统，亿珑能源提供整体技术及解决方案 [1] - 亿珑能源成立于2014年，总部位于江西赣州，拥有两个生产工厂，分别生产高功率快充动力电池和储能电池系统，今年在美国纳斯达克上市 [1] - BKPN还将制定政策促进印尼采矿业采用锂离子电池储能系统和清洁能源解决方案，亿珑能源将吸引其他中国能源公司投资印尼 [1] 印尼储能市场潜力与政策支持 - 印尼拥有900多个常住岛屿，地理结构使离网太阳能＋储能成为切实可行的能源补足方案 [2] - 印尼国家电力公司（PLN）计划到2034年新增69.5 GW新能源发电装机容量，其中42.6 GW为可再生能源，并部署10.3 GW储能 [2] - 该计划将使可再生能源在能源结构中占比达到35%，目标是2060年实现净零排放 [2] 国际企业布局印尼储能市场 - 宁德时代联合体投资近60亿美元建设印尼镍资源和电池产业链项目，规划年产电池可支持20-30万辆电动汽车，并拓展至储能领域 [3] - 新加坡胜科工业与PLN成立合资企业，启动50兆瓦光伏和14.2兆瓦时储能项目 [4] - 新加坡Aslan Energy Capital计划在2027年底前建设40 MW数据中心并配套120 MWh电池储能项目 [4] 全球储能考察（印尼站） - 规划5-6天考察，地点包括雅加达、西爪哇省、北莫罗瓦利 [5] - 考察对象包括国家电力公司、电力协会、工业园、可再生能源协会等 [5]

储能电站项目概况 - 甘肃省张掖市高台县北部滩300MW/1200MWh独立储能电站采用磷酸铁锂电池，储能场地区域与330kV升压站区域组成，电池舱与PCS舱分舱布置，通过35kV母线汇流后升压至330kV并网 [1] - 洛阳市孟津区100MW/300MWh独立储能电站安装30套3.36MW/10MWh储能子系统，配套建设110KV升压站及生活设施，采用户外集装箱布置 [3] - 新疆四师可克达拉300MW/1200MWh共享储能项目每个储能单元规模为2.5MW/10MWh，不含升压站及送出工程 [4] - 云南保山市隆阳区200MW/400MWh独立共享式储能电站配置40套5MW/10WMh储能单元，配套建设220KV升压站 [7][8] 项目建设计划 - 北部滩300MW/1200MWh储能电站计划2025年8月开工，工期270天 [2] - 三峡南疆塔克拉玛干沙漠实证基地采用两期建设模式，一期工程50MW光伏+32MW风电+50MW/100MWh储能计划2025年8月开工，12月竣工；二期工程20MW光伏+7.5MW风电计划2026年1月开工，6月竣工 [5][6] 招标范围 - 北部滩项目采用EPC总承包方式，涵盖从初步设计到工程竣工验收、并网投产的全部工作 [2] - 孟津区项目EPC总承包范围包括储能系统设备安装、110kV升压站、生活设施等全过程的建设内容 [3] - 三峡南疆项目EPC包括微电网系统、光伏/风电场区、35kV开关站及储能等全部工程的勘测设计、设备采购和施工 [6] - 保山市隆阳区项目EPC包含工程设计、施工至竣工验收合格、结算编制等全部工作 [8] 技术配置 - 北部滩项目PCS舱采用变流升压一体结构，330千伏升压站采用2台180MVA主变 [1] - 孟津区项目主要设备包括磷酸铁锂电池、储能变流器、能量管理系统 [3] - 保山市隆阳区项目储能系统采用磷酸铁锂电池技术 [7]

新疆电力辅助服务市场实施细则核心内容 市场总体框架 - 新疆电力辅助服务市场包含调峰、调频、备用三大服务品种，其中调峰服务市场包括实时调峰交易和启停调峰交易[1][3] - 市场经营主体包括发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（独立储能电站等），获得容量电费的经营主体原则上应参与辅助服务市场申报[2] - 新疆电力现货市场运行期间，不再开展与现货市场并行的调峰服务交易[2] 调峰服务市场 - 实时调峰交易采用单段报价方式，报价范围为0-0.262元/千瓦时，按报价由低到高排序出清，独立储能享有优先出清权[4][5] - 启停调峰交易按机组容量级别设置报价上限（10万千瓦机组40万元/次，100万千瓦机组400万元/次），补偿费用根据实际启停小时数计算[38][40] - 调峰服务补偿费用由新能源场站、未达调峰基准的火电机组等按发电量比例分摊[43] 调频服务市场 - 调频服务提供方需满足容量要求（火电单机≥10万千瓦，水电全厂≥5万千瓦，独立储能≥1万千瓦）并配备合格AGC装置[9][49] - 采用"价格优先、性能优先、容量优先"出清原则，申报价格上限为0.015元/千瓦，按调频里程和性能系数结算[11][57] - 调频服务费用在电力现货市场运行前后分别由发电侧和用户侧分摊[12][62] 备用服务市场 - 备用服务分五个交易周期组织交易，申报价格上限为0.01元/千瓦时，按容量报价从低到高排序出清[13][67] - 应急调用顺序为未出清的疆内火电机组和独立储能优先，其次调用省间资源[14][69] - 备用服务补偿按出清价格、中标容量和时间乘积计算，考核机制针对备用能力不足的情况[70][71] 新型主体参与机制 - 独立储能可自愿参与实时调峰交易，申报最大充放电功率和可调用时段（持续时长≥1小时）[4][22] - 新能源配建储能原则上不参与实时调峰交易，仅在应急情况下按0.262元/千瓦时补偿[5][28] - 用户侧储能暂不可上网，后续将逐步推动参与调峰交易[7][31] 结算与分摊机制 - 辅助服务费用采用"日清月结"方式，设置分摊金额上限（火电/水电/独立储能N=0.15，新能源N=0.25）[15][84] - 电力现货市场运行后，市场化用户月度辅助服务分摊电费上限为0.01元/千瓦时[17][85] - 分摊费用缺额时，按辅助服务提供方获得费用比例进行消减[86]

能源新技术、新产业、新业态发展 - 《分布式调相机并网技术规定》规范了分布式调相机并网原则和技术要求，支撑"沙戈荒"大型新能源基地开发和安全运行 [2] - 《多能互补项目经济评价规范》填补了国内多能互补项目经济评价空白，提供统一评价框架和方法 [2] - 《电化学储能电站并网验收技术规范》规范10kV及以上电化学储能电站验收程序，提升安全运行水平 [3] - 《压缩空气储能电站地下储气库设计规范》填补国内技术空白，规范选址、支护等设计要求 [3] - 《压缩空气储能电站设计规范》针对10MW以上非补燃式电站，提高设计规范化和设备兼容性 [3] - 煤矿5G通信终端标准修订推动5G在煤矿行业应用，促进智能化发展 [4] - 煤矿井下巡检机器人标准完善防爆机器人检验认证要求，提升智能化水平 [4][5] 能源重大技术装备研发应用 - 《并网小型风力发电机组通用技术条件》规范扫掠面积≤200m²的小型风机技术要求 [6] - 《直流输出型风力发电机组》规定10kV-100kV直流风电机组性能及可靠性要求 [6] - 1000kV升压变压器标准吸纳工程经验，提升技术水平和运行可靠性 [7] - 大采高液压支架标准修订提升支架技术水平，规范设计和检验 [7] 能源工程技术管理规范 - 《户用光伏发电系统工程质量评价规范》为380V/220V户用光伏提供质量评价依据 [8] - 《压水堆核电机组供热技术规范》填补压水堆核电供热设计规范空白 [8] - 港口岸电系统建设标准推动建设标准化和运维规范化 [8][9] - 煤矿液压钻车标准提升岩巷掘进和支护工程安全性 [9] - 煤矿气动钻机标准统一产品名称型号，提升安全性能 [9] - 煤矿隔爆型电机能效标准推动技术创新和节能减排 [10] - 煤矿水力压裂标准规范瓦斯抽采利用，降低瓦斯危害 [10]

浙江省2025年度新型储能项目建设计划动态调整 核心观点 - 浙江省能源局启动2025年新型储能项目建设计划年中动态调整，涵盖电源侧、电网侧、用户侧储能项目的增补、调减及变更，旨在优化储能资源配置并推动能源绿色低碳发展 [1][6] 电网侧储能项目 - 建设规模要求不低于5万千瓦/10万千瓦时，采用"总量控制、退一补一"原则，增补容量不得超过调减容量，国家级科技攻关项目除外 [2][10] 电源侧储能项目 - 联合火电机组调频项目需满足单体功率≥1.8万千瓦、综合调节性能指标Kpd≥0.9，新能源侧项目规模和技术由业主自定 [3][10] 用户侧储能项目 - 5MW及以上项目取消年度建设计划管理，改由设区市能源主管部门按《浙江省新型储能项目管理办法》管理，需完成备案、接入方案咨询及平台注册等流程 [4][11] 项目申报条件 - **业主资质**：需信誉良好，近3年无严重失信记录，落实项目资本金 [6][7] - **建设条件**：需完成备案、可行性研究及电网接入初步同意，锂电池项目需2026年6月底前并网 [7] - **布局原则**：需与区域电网需求、新能源消纳及负荷特性匹配，避免功能重复 [8] 申报流程与要求 - 设区市能源主管部门组织初审，省能源局联合省电力公司审核形成调整清单，申报材料需于2025年7月26日前提交 [12] - 项目业主需确保材料真实性，虚假信息将取消资格 [12] 附件内容 - **申报表**：包括项目概况、技术路线、储能容量、前期进度等，需附可研报告、用地许可等材料 [16][17] - **项目建议书**：需涵盖建设必要性、技术方案、安全分析、投资估算及综合效益等 [18][42] 政策背景关联 - 动态调整与浙江省虚拟电厂、用户侧储能参与电力需求侧管理等政策协同，强化储能与电力市场联动 [46]

核心观点 - Gresham House Energy Storage Fund (GRID) 与 Statkraft 和 Markel Bermuda 签署长期保底协议，部分替代与 Octopus Energy 的容量租赁协议 [1] - 新协议覆盖 789MW 容量，占 GRID 电池储能资产组合的 74% [2] - 保底协议将提供至少 3500 万英镑年度保底收入，并允许获取额外收益 [3] 协议细节 - 与 Statkraft Markets GmbH 签署 412MW 协议，2025 年和 2027 年生效 [2] - 与 Markel Bermuda 签署 377MW 协议，债务再融资完成后生效 [2] - 部分项目仍需投入商业运营 [2] 收入对比 - Octopus 容量租赁协议每年提供 4300 万英镑收入，包含容量市场收入 [1][3] - 保底协议最低收入 3500 万英镑，叠加容量市场收入后可达 4600 万英镑 [3] - 保底协议允许收益分成，与容量租赁协议的固定费用模式不同 [3] 行业动态 - 澳大利亚电力市场改革利好电池储能 [4] - 巴西将出台首批储能监管规则 [4] - 西班牙将储能列为"公共用途" [4]

新能源上网电价市场化改革方案核心观点 - 海南省将于2026年1月1日起全面实施新能源上网电价市场化，所有风电、太阳能发电项目上网电量通过市场交易形成价格，鼓励分布式新能源聚合参与市场交易[1][20] - 区分存量和增量项目分类施策：存量项目（2025年6月前投产）按煤电基准价0.4298元/千瓦时执行机制电价，增量项目（2025年6月起投产）通过竞价确定电价，海上风电/陆风光伏竞价上限分别为0.4298/0.3998元/千瓦时[5][9][30] - 建立差价结算机制，现货市场连续运行时机制电量不参与中长期交易，电网企业按月结算机制电价与市场均价的差额，费用由工商业用户分摊[22][34] 市场交易机制 - 放宽现货价格限制：申报价上限0.84元/千瓦时，出清价上限1.26元/千瓦时，下限-0.057元/千瓦时（考虑绿证收益和补贴）[11][20] - 辅助服务费用分摊分两种模式：现货未连续运行时由发电侧承担，连续运行时由工商业用电量和未参与市场交易的上网电量分摊[3][21] - 新能源项目可自主参与各类中长期交易，不限制签约比例，加快完善日前市场机制[20] 存量项目政策 - 机制电量比例按投产年份递减：2023年前项目100%，2023年90%，2024年85%，2025年1-5月80%[4][24] - 执行期限为20年减去已运行时间，竞配项目维持原竞配价格，其余执行煤电基准价0.4298元/千瓦时[5][6][25][26] - 改造不增容项目视同存量，新增容量需独立备案并按增量项目参与竞价[13][32] 增量项目竞价规则 - 首次竞价于2025年10月开展，覆盖2025年6月-2026年12月并网项目，分海上风电（单独竞价）和陆风光伏（合并竞价）三类[7][28] - 竞价电量规模：海上风电按年上网电量80%，陆风光伏按75%，设置申报充足率下限确保竞争充分[8][29] - 执行期限差异化：海上风电14年，陆风光伏12年，到期自动退出机制[12][31] 过渡期与配套措施 - 2025年6-12月为过渡期，集中式项目参照市场化交易方案执行，分布式项目由电网按现行政策收购[13][32] - 强化绿电绿证协同：机制电量不参与绿电交易，对应绿证划转至省级账户，禁止重复获取收益[36] - 明确储能政策：不得将储能作为新建项目并网前置条件，2025年6月前并网存量项目继续执行原有储能政策[37] 参数附表关键数据 | 参数类型 | 海上风电 | 陆风光伏 | |---------|---------|---------| | 竞价上限 | 0.4298元/kWh | 0.3998元/kWh | | 竞价下限 | 0.35元/kWh | 0.20元/kWh | | 现货申报上限 | 0.84元/kWh | 同左 | | 现货出清上限 | 1.26元/kWh | 同左 |[9][40]