山东省2025年度新型储能入库项目概况 - 山东省能源局公示2025年度新型储能入库项目共96个 包括81个锂电池储能调峰项目 2个压缩空气储能调峰项目 1个液流电池储能调峰项目 7个调频储能项目和5个其他新型储能调峰项目 总储能规模达18.6292GW [1][3] - 项目公示时间为2025年7月9日至7月15日 接受书面形式异议反馈 [3] 项目类型及规模分布 - 锂电池储能调峰项目占据主导地位 共81个项目 规模占比最大 [1][3] - 压缩空气储能调峰项目2个 包括章丘区200MW/1000MWh项目和济宁泗水300MW/1200MWh项目 [9] - 液流电池储能调峰项目1个 为山东远普新能源200MW/440MWh项目 [9] - 调频储能项目7个 规模从0.3MW到30MW不等 技术类型包括飞轮储能和超级电容 [9] - 其他新型储能调峰项目5个 涉及液化空气储能 高温熔盐储能和二氧化碳熔盐储能等技术 [9] 重点区域项目分布 - 淄博市锂电池储能项目密集 包括淄博智枢新能源300MW/600MWh 淄博华卫200MW/400MWh等6个项目 总规模达120万千瓦 [5] - 东营市大型项目突出 东营鲁北新能源510MW/1020MWh项目为单个体量最大 [6] - 滨州市规划大规模项目 无棣县东风港经济园区800MW/1600MWh项目规模居首 [8] - 威海市布局调频储能 威海盛世新能源100MW飞轮储能和威海普建新能源99.4MW/89.4MWh项目具有技术特色 [9] 主要投资方分析 - 央企参与项目包括中国保利集团寿光300MW/600MWh项目 华能新泰40MW独立储能示范项目等 [6][7] - 地方国企主导项目如山东发展单县200MW/400MWh 济宁国宏鱼台县200MW/800MWh项目等 [8][7] - 专业储能企业活跃 青岛智源聚能250MW/1000MWh 山东润智储能400MW/800MWh等项目显示技术实力 [5][7]

政策背景与核心内容 - 党的二十届三中全会提出完善市场供求决定要素价格机制，推进能源等领域价格改革[1] - 国家发改委、能源局印发136号文，推动新能源上网电价全面市场化，要求2025年各省配套政策加速新能源入市[1] - 截至2025年6月，全国太阳能/风电装机达10.8亿千瓦（+56.9%）和5.7亿千瓦（+23.1%），市场化交易对价格影响将显现[12] 机制电价设计 - **存量项目**：与燃煤基准价衔接，典型省份固定差价结算价0.25-0.45元/千瓦时，新疆补贴项目最低（0.25元），湖南分布式光伏最高（0.45元）[3] - **增量项目**：通过竞价形成，部分省份设限价（如广西上限0.4207元/千瓦时）[3][6] - 新疆对平价/补贴项目差异化定价，补贴项目机制电量占比30%，平价项目50%[3][13] 机制电量规则 - **存量项目**：与非市场化电量比例挂钩，山东参考外省非市场化率设上限，新疆按项目类型折算比例，内蒙采用递减保障小时数核定[4][6] - **增量项目**：各省比例上限差异大，湖南2025年设20%保底电量，2026年后可竞价至80%；广东海上风电达90%[6][11] 执行期限安排 - 存量项目普遍按全生命周期或20年期限执行（如蒙东补贴光伏项目）[5] - 增量项目期限与投资回收期挂钩：湖南10年、广西12年、广东海上风电14年[6][11] 竞价机制对比 - **市场参与机制**：新疆/蒙西要求报量报价，分布式光伏可豁免；蒙东现货市场运行前后采用不同加权均价[8][9] - **增量项目竞争**：湖南按报价从低到高排序，山东设125%申报充足率，山西要求申报规模不低于核定规模1.2倍[11] 区域政策差异 - **新疆**：强化存量过渡，补贴项目机制电量30%衔接原优先电量，平价项目支持力度不变[13] - **内蒙古**：市场化率超90%，增量项目暂不安排机制电量，存量保障小时数逐步缩减[14] 行业影响与趋势 - 新能源装机增速超预期（太阳能+56.9%），市场化改革加速储能产业从"强制配储"转向市场化竞争[12][14] - 新疆、内蒙古政策分别体现"平稳过渡"和"市场化先行"特点，为其他省份提供差异化参考[13][14]

北海独立共享储能项目 - 中国电建集团山东电力建有限公司通过谈判方式采购全钒液流电池和超级电容储能系统设备 [1] - 项目本期储能规模为300MW/600MWh 主变规模2*180MVA 终期规模将扩展至700MW/1400MWh 主变规模2*180+2*240MVA [2] 全钒液流电池储能系统 - 采购内容为0 5MW/2MWh全钒液流电池储能系统 包括电堆 电解液 循环系统 电池管理系统(EMS) 消防灭火 火灾报警等配套设施 [3] - 系统涵盖变流升压组件 如储能变流器(PCS) 箱变及相关电力 控制 通信线缆 但不含35kV高压电缆 [3] - 投标方需提供集装箱与PCS间连接线缆的规格指导 并配合施工安装 [3] 混合型超级电容储能系统 - 采购内容为3MW/0 3MWh(6min)混合型超级电容系统 包含钛酸锂超级电容 电容管理系统(CMS) 消防及热管理(风冷/液冷)等 [4] - 系统配套变流升压设备 备品备件 专用工具及抽检材料 同样不含35kV高压电缆 [4] - 投标方需指导集装箱与PCS间线缆敷设 并提供型号与数量清单 [4] 行业动态 - 大储新增装机同比下滑68% 上半年装机高峰出现前移趋势 [5] - 江苏完成全国最大规模新型储能集中调用 涉及93座电站 [5]

印度可再生能源独立发电商ACME Solar的储能订单 - ACME Solar向天合储能和南都电源采购超过3 1GWh储能设备 这是印度迄今规模最大的电池储能采购项目之一 [1] - 设备将在未来4至8个月内分阶段交付 项目计划在未来12至18个月内于印度多个邦投产 [1] - 电池储能设备主要用于多个"稳定可调度可再生能源"(FDRE)项目及其他含储能装置的工程 [1] - FDRE是印度全国性机构与地方组织联合招标的三大清洁能源配储项目类型之一 招标方包括印度太阳能公司(SECI) 印度国家电力集团(NTPC)等 [1] - 部分FDRE项目要求按装机容量的90% 在日前确定的峰值时段实现4小时持续供电 另一些需遵循负荷跟踪模式 全天候(RTC)供电或定期峰值供电方案 [1] 天合储能的全球市场表现 - 天合储能电池舱及系统销售覆盖全球六大市场 累计出货超10GWh [2] - 2023年储能系统业务计划实现出货量8-10GWh [2] - 电网级储能系统在日本市场首次落地 群马县2处储能电站已完成系统调试并成功交付 [2] - 与美国储能系统及能源管理软件企业FlexGen达成合作 容量达371MWh 采用天合储能Elementa金刚2储能解决方案 [2] 南都电源的储能项目进展 - 与印度某知名大型独立发电运营商签署1 4GWh储能订单 用于大型新能源光伏项目 可能是印度最大的单体储能项目之一 [2] - 与英国某储能项目公司签署合同 供货内容为5MWh液冷集装箱储能系统 合计装机容量230MWh 搭载自研自产的314Ah储能专用电芯 [2] 印度储能市场动态 - 印度推出4GWh光伏储能项目招标 强制配储新政为中国企业提供机遇 [3] - 中国企业楚能加速国际化进程 参与5GWh印度储能系统项目合作 [3]

澳大利亚FPP改革核心内容 - 国家电力市场（NEM）实施频率性能支付（FPP）新机制 2025年6月8日生效 采用双面激励机制 根据实时系统频率影响进行奖惩 [1] - 废除"肇因者付费"模式 改用五分钟贡献因子框架 主要影响光伏电站和风电场等半计划性资产 [2] - 建立新资金池 向频率性能差机组收费并补偿优良机组 电池储能系统因快速响应能力成为主要受益方 [2] FPP改革对行业的影响 - 风光电站需优化预测技术以降低成本 改变从频率控制辅助服务（FCAS）获利的预期 精准建模重要性提升 [3] - 吸引国际资本投资NEM储能项目 在燃煤电厂关停背景下提升电网可靠性 [3] - 激励良性频率响应对控制逆变器设备（光伏 风电 电池）增加导致的频率偏差至关重要 [3] 机制设计与适应性 - FPP框架具备可配置性 内置调节杠杆适应未来市场变化 基础计算规则不变但技术标准（如频率响应速度）可调整 [4] - 机制已完成部署并投入财务运营 AEMO可通过微调适应不同资产表现差异 [4] 全球储能行业动态 - 立陶宛新建582MWh储能项目 采用罗尔斯罗伊斯系统 [6] - 巴西首批储能监管规则年内出台 涉及收益机制 [6] - 西班牙政策突破 将储能明确列为"公共用途" [6] - 印度启动4GWh光伏储能招标 强制配储政策创造中国企业布局机遇 [9]

项目概况 - 赣锋集团深圳易储能源在山西繁峙开工400MW/1600MWh独立共享储能电站，为山西省最大构网型独立共享储能项目[1] - 项目总投资20亿元，预计年收益3亿元，投产后将成为晋北地区新型电力系统核心枢纽[3] - 项目每年可实现减排二氧化碳超50万吨，相当于2800公顷森林固碳效益[3] 技术亮点 - 采用赣锋先进5MWh储能集装箱系统，配备自研高循环、长寿命双层涂覆314Ah磷酸铁锂电芯[3] - 储能系统运用公司自主知识产权的液冷与全自动联动消防系统[3] 行业动态 - 山西省朔州市公布2025年市级重点工程项目名单，储能规模超1.4GWh[4] - 国家能源局开展新型电力系统建设第一批试点，包含构网型等七大方向[4] 政策背景 - 山西136号文配套细则征求意见提出存量机制电价≤燃煤发电基准价，增量竞价申报充足率≥1.2[4]

核心数据 - 2025年6月国内新增投运新型储能项目装机规模2.33GW/5.63GWh，同比-65%/-66%，环比-71%/-72% [2] - 二季度新增装机12.61GW/30.82GWh，同比+24%/+27% [2] - 江苏新增装机超750兆瓦，占比全国35% [5] - 新疆、内蒙古、青海新增项目平均储能时长超3.5小时 [5] - 内蒙古6月开工17个项目，规模8.2GW/33.1GWh [5] - 2025全年大储新增装机有望超43GW [5] 月度装机特点 - 6月源网侧新增装机2.00GW/4.79GWh，同比-68%/-64%，环比-74%/-76% [6] - 电网侧新增1.39GW/3.56GWh，同比-74%/-69%，均为独立储能 [6] - 电源侧新增0.61GW/1.23GWh，同比-33%/-42%，90%来自新能源配储 [6] 地区分布 - 江苏新增装机占比全国35%，独立储能占电网侧新增43% [12] - 江苏独立储能电站最短建设时间仅81天 [12] - 江苏电力现货市场规则明确电网侧储能可参与现货市场 [12] - 新疆、内蒙古、青海新能源装机占比超50%，储能时长需求高 [15] 技术路线 - 电化学储能占比89%，磷酸铁锂为主 [16] - 非锂技术加速落地：两个百兆瓦级全钒液流电池项目投运，液流电池占比10% [16] - 混合储能技术（磷酸铁锂+飞轮、磷酸铁锂+水系液流电池）应用增加 [16] 规划与建设 - 内蒙古6月开工17个项目，规模8.2GW/33.1GWh，涉及锂电、液流电池、固态电池等技术 [18] - 贵州纳入24个电网侧独立储能项目，规模2.7GW/5.5GWh [18] - 山西阳泉推进1.1GW源网侧储能项目 [18] 市场预期 - 上半年在建源网侧储能规模超23GW [19] - 预计下半年投运10GW规划项目，全年源网侧新增装机有望超43GW（去年41GW） [19]

全球电池储能行业收购案 - FlexGen电力系统公司出价收购处于第11章破产保护程序中的美国系统集成商Powin 该收购案折射出美国储能市场的竞争格局与发展趋势 [1] Powin的困境与破产进程 - Powin作为电池储能系统制造商兼系统集成商 近期深陷严重财务困境 2024年5月向俄勒冈州当局通报可能裁员并停止运营 6月正式申请第11章破产保护 [2] - Powin将财务挑战归咎于行业逆风 包括美国进口关税政策不确定性和投资税收抵免激励措施的未来走向 [2] - 为维持破产期间运营 Powin获准获得2750万美元的担保超级优先权债务人自行管理贷款 FlexGen被指定为领头竞购方 [2] DIP贷款提款安排 - Powin可在临时DIP融资命令生效时提取1000万美元 最终DIP融资命令生效时提取500万美元 8月4日可提取750万美元 剩余500万美元同日提取 若FlexGen接管员工合同则预付款减少400万美元 [3] FlexGen收购Powin的潜在动机 - FlexGen可能希望承接Powin在美国及海外的客户群和项目组合 并认为Powin产品服务能与自身业务形成互补 [4] - FlexGen核心优势在于15年现场部署经验及自主开发的能量管理系统软件平台Hybrid OS 业务模式为采购电池硬件并通过软件集成实现系统投运与运维 [5] - Powin业务根基在于电池硬件集成与电池管理系统研发 产品线包括Centipede和Powin Pod模块化电池储能系统及StackOS BMS系统 [5] - FlexGen软件集成与运维优势与Powin硬件集成和BMS技术专长形成互补 收购可完善FlexGen在储能系统产业链中的布局 从软件集成拓展到硬件集成领域 [5] - Powin全球市场布局覆盖美国、澳大利亚、亚洲和欧洲等地 收购将帮助FlexGen快速切入这些海外市场 [5] 供应链关系 - FlexGen与Powin均为宁德时代的采购方 2022年FlexGen与宁德时代签署10GWh的EnerC液冷储能集装箱多年供应协议 [6]

江苏电网用电负荷与新型储能调用 - 江苏电网最高用电负荷在年内第三次刷新历史纪录 达1 52亿千瓦 [1] - 全省93座新型储电站在晚间用电高峰集中向电网放电 最大放电功率达714万千瓦 [1] - 新型储能被喻为"超级充电宝" 在用电高峰可放电调节 低谷可充电助力新能源消纳 [1] 新型储能调用规模与参与情况 - 64个电网侧储能 29个电源侧储能电站参与集中放电 总参与容量724 8万千瓦 实际最大调用规模714万千瓦 [1] - 调用规模同比增长56 9% 创造新纪录 去年夏季集中调用规模为455万千瓦 [1] - 国网江苏电力通过新一代调度支持系统 在用电高峰同时向超过700万千瓦新型储能发出放电指令 最大可满足约4800万户居民一小时用电需求 [1] 江苏新型储能发展现状与特点 - 江苏新型储能装机761 6万千瓦 位居全国第四位 涵盖电化学储能 盐穴压缩空气储能等多种形式 [2] - 储能项目多位于苏北 用电集中在苏南 储能作为"时空调节器"发挥作用 苏南用电高峰在白天 苏北在夜间 [2] - 放电时机需精心选择 在考虑城市用电需求的同时 尽可能让储能项目获得收益 [2]

零碳园区建设政策核心要点 政策背景与申报要求 - 国家发改委等三部门联合启动国家级零碳园区申报，首批名单将基于产业代表性、综合示范性、碳减排潜力等审核确定，各地区推荐数量不超过2个，申报截止日期为8月22日[1][15] - 建设主体需为省级及以上开发区（含新兴产业/高新技术园区），建设范围可为园区整体或"园中园"，后者需明确边界并由管理机构负责[3][20] - 申报园区需具备能耗与碳排放统计基础，且3年内无重大安全或环境事故[4][5][20] 重点任务与技术创新 - **用能结构转型**：要求园区加强可再生能源开发（风电、光伏等），配置储能资源，发展绿电直连、增量配电网模式，绿电直接供应比例不低于50%，探索氢电耦合与生物质能替代[1][9][37] - **节能降碳**：推动企业能效诊断、淘汰落后产能，建设零碳工厂，要求单位能耗碳排放≤0.2-0.3吨/吨标准煤（按能耗规模分级）[9][28] - **多能协同**：鼓励虚拟电厂参与电力市场，支持氢能、核能、地热等清洁供热，工业余热利用率需≥50%[2][9][28] 支持政策与资金保障 - 国家统筹现有资金渠道，地方政府可通过专项债券支持项目，政策性银行提供中长期信贷，允许企业发行绿色债券[6][13] - 简化审批流程，对多能互补项目实行"一个窗口"审批，创新区域节能审查模式，强化用地用海要素保障[6][13] 零碳园区建设实施框架 申报与评估流程 - 申报需提交建设方案，包含能源消费、碳排放现状及未来趋势分析，重点项目清单（名称、投资规模、周期等）[22][24] - 验收采用"核心指标+引导指标"体系，核心指标不达标则无法通过验收，引导指标包括清洁能源占比≥90%、工业固废利用率≥80%等[28][30] 技术路径与产业协同 - 要求园区布局低能耗高附加值产业，推动"以绿制绿"模式，高载能产业向资源富集区转移集聚[10] - 支持产学研合作，建设能碳管理平台，实现碳排放实时监测与多能协同调控[11][12] 碳排放核算方法 - 核算范围涵盖能源活动（化石燃料燃烧、电力热力间接排放）和工业过程（水泥、钢铁等）碳排放，电力排放因子按来源区分（绿电为0，化石电力为0.8325kgCO2/kWh）[33][34][37] - 工业过程碳排放按产品产量×排放因子计算，允许采用质量平衡法补充核算[41][42]