项目开工概况 - 楚能新能源宜昌80GWh全新一代锂电池项目于9月26日举行开工活动[2] - 项目为楚能新能源宜昌锂电池产业园二期规划年产能80GWh[4] - 宜昌市主要领导及合作伙伴贝特瑞、海博思创高管等两千余人参加活动[2][4] 项目产能与经济效益 - 项目二期达产后预计新增超过6000个就业岗位年产值将达220亿元[4] - 项目一期65GWh产能已全面释放并创造了5000个就业岗位[5] - 项目总规划用地近5000亩是集研发生产于一体的高新技术产业基地[7] 项目战略意义与目标 - 80GWh项目是公司千亿战略目标的重要布局旨在助力宜昌打造新能源产业高地[7] - 公司力争将宜昌建设成为全国最大的锂电池产业基地和全球新能源科技领军企业[7] - 项目将推动宜昌市乃至湖北省产业结构优化和经济提质增效[4][7] 项目时间节点与建设效率 - 项目一期于2023年8月28日正式投产实现一年内完成开工建成投产的行业壮举[7] - 二期项目紧盯2024年底封顶2025年9月26日投产两大节点全力冲刺[5] - 公司承诺用最短时间最快速度最高效率建成项目力争早投产早达效[7]

2025年10月全国电网代理购电价格核心观点 - 全国多数地区已发布10月电网代理购电价格，但贵州、河南、上海、蒙西、吉林、云南等地尚未发布 [2] - 多地已不再执行迎峰度夏期间的尖峰深谷电价，仍在执行尖峰电价的地区有5个，执行深谷电价的地区有3个 [5] - 全国峰谷价差格局显著，共有16个地区最大峰谷价差超过0.6元/kWh，15个地区高峰平段价差超过0.3元/kWh [5] - 与去年同期相比，今年10月最大峰谷价差整体呈缩小态势，仅10个地区价差同比增长，多个地区同比降幅显著 [5] 2025年10月各地区电价价差排名与同比变化 - **价差排名前列地区**：广东珠三角五市最大峰谷价差最高，达到1.3132元/kWh，其次是海南1.0203元/kWh、山东0.9678元/kWh、浙江0.9357元/kWh、湖南0.9198元/kWh [5] - **价差同比显著下降地区**：甘肃同比下降87.2%，黑龙江同比下降44.8%，江苏同比下降38.3%，辽宁同比下降36.8%，新疆同比下降29.2% [5] - **价差同比上升地区**：天津同比增长22.1%，湖南同比增长8.3%，宁夏同比增长14.8% [6] 近期分时电价政策更新（以天津、河北南网为例） - **天津市政策更新**：9月发布通知优化峰谷分时电价机制，浮动比例从峰:平:谷为1.5:1:0.46调整为1.6:1:0.4，尖峰电价在峰段电价基础上上浮20% [7] - **天津市浮动范围**：上网环节线损费用折价、系统运行费用折合度电水平、政府性基金及附加、基本电费、功率因数调整电费不参与浮动 [8] - **河北省南网政策征求意见**：保持现行高峰、低谷电价在平段电价基础上分别上浮70%的浮动比例，尖峰在高峰电价基础上上浮20%，深谷在低谷电价基础上下浮20% [9] - **河北省南网浮动范围**：上网环节线损费用、输配电价、系统运行费、政府性基金及附加、历史偏差电费折价等不参与峰谷分时电价浮动 [10] 分时电价时段划分案例 - **天津市时段划分**：夏季（7、8月）峰时段为15:00-23:00（其中20:00-22:00为尖峰），其他月份峰时段为08:00-10:00、16:00-22:00（1、2、12月的18:00-20:00为尖峰） [9] - **河北省南网时段划分（分季节）**： - 春季（3、4、5月）：深谷时段为12:00-15:00，高峰时段为16:00-24:00 [11] - 夏季（6、7、8月）：尖峰时段为19:00-22:00，高峰时段为16:00-19:00、22:00-24:00 [12] - 秋季（9、10、11月）：深谷时段为12:00-14:00，高峰时段为16:00-24:00 [13] - 冬季（12、1、2月）：尖峰时段为17:00-19:00，高峰时段为7:00-9:00、19:00-23:00 [13] 典型地区代理购电价格构成分析 - **安徽省电价构成（以1-10kV单一制为例）**：非分时电度电价为0.6628元/kWh，其中代理购电价格为0.38928元/kWh，上网环节线损费用0.0162元/kWh，电度输配电价0.1428元/kWh，系统运行费用0.0670元/kWh，政府性基金及附加0.02887元/kWh [15] - **安徽省代理购电价格信息**：10月代理工商业购电电量规模为39.51亿千瓦时，全部为市场化采购电量，代理工商业购电价格为0.38928元/kWh [16][17] - **北京市电价构成（以1-10kV单一制为例）**：非分时电度电价为0.83669875元/kWh，其中代理购电价格为0.396404元/kWh，上网环节线损电价0.012345元/kWh，电度输配电价0.39000000元/kWh，政府性基金及附加0.02716875元/kWh，系统运行费折价0.01078100元/kWh [20] - **北京市代理购电价格信息**：10月代理工商业购电电量规模为39.3043亿千瓦时，代理工商业购电价格为0.39640400元/kWh [26][27] - **福建省电价构成（以1-10kV单一制为例）**：非分时电度电价为0.64908775元/kWh，其中代理购电价格为0.408429元/kWh，上网环节线损费用0.015057元/kWh，电度输配电价0.1633元/kWh，政府性基金及附加0.02766875元/kWh，系统运行费折价0.034633元/kWh [30] - **福建省代理购电价格信息**：10月代理工商业购电电量规模为50.3374亿千瓦时，代理工商业购电价格为0.408429元/kWh [32][33] - **甘肃省电价构成（以1-10kV两部制为例）**：高峰时段电度电价为0.476424元/kWh，由代理购电价格（高峰0.310172元/kWh）、上网环节线损电价（高峰0.007334元/kWh）、电度输配电价（0.1028元/kWh）、系统运行费折价（0.033193元/kWh）、政府性基金及附加（0.022925元/kWh）组成 [38] - **甘肃省代理购电价格信息**：10月代理工商业购电电量规模为17.0675亿千瓦时，代理工商业购电价格为0.287590元/kWh [40][41] - **广东省（珠三角五市）电价构成（以1-10kV单一制为例）**：电量电价为78.016875分/kWh（即0.78016875元/kWh），其中代理购电价格为49.10分/kWh，上网环节线损费用1.51分/kWh，电量输配电价19.94分/kWh，系统运行费用折价4.70分/kWh，政府性基金及附加2.766875分/kWh [45] - **广东省代理购电价格信息**：10月工商业代理购电量为165亿千瓦时，工商业代理购电价格为49.10分/kWh（即0.491元/kWh） [60][61] - **广西省电价构成（以1-10kV单一制为例）**：电量电价为0.610783元/kWh，其中代理购电价格为0.371994元/kWh，上网环节线损费用0.018597元/kWh，输配电价0.147600元/kWh，系统运行费用0.021341元/kWh，政府性基金及附加0.041825元/kWh，其他费用0.009426元/kWh [63] 特殊用户电价执行标准 - **北京市1.5倍代理购电价格**：对于已直接参与市场交易后无正当理由改由电网代理购电的用户、拥有燃煤自备电厂用户、高耗能用户等，代理购电价格按常规用户的1.5倍执行 [22] - **北京市1.5倍电价案例（以1-10kV单一制为例）**：非分时电度电价升至1.03490075元/kWh，其中代理购电价格升至0.594606元/kWh [25] - **福建省特殊用户规定**：与北京类似，特定用户群体代理购电价格按表中价格的1.5倍执行 [30] 电价构成中的费用细分 - **系统运行费用细分（以安徽省为例）**：包含辅助服务费用、抽水蓄能容量电费、上网环节线损代理采购损益、电价交叉补贴新增损益、煤电容量电费、其他费用（如天然气发电容量电费、峰谷分时电价损益、力调电费损益）等 [17] - **政府性基金及附加通用构成**：通常包含国家重大水利工程建设基金（如0.196875分/kWh）、大中型水库移民后期扶持资金（如0.62分/kWh）、可再生能源电价附加（如1.9分/kWh）等 [21]

核心政策要点 - 河北省发改委于2025年9月26日正式下发文件，旨在深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源行业高质量发展 [2][13][16] - 改革的核心是推动新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格，建立市场导向的新能源价格形成机制 [19][20][39] - 以2025年6月1日全容量并网为界，区分存量和增量项目，分类设计差价结算机制 [23][42] 市场交易机制 - 新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成 [20][39] - 集中式项目报量报价参与交易，分布式项目可直接或通过聚合方式参与交易 [20][39] - 各类市场主体申报和出清价格上限设为1.2元/千瓦时，价格下限设为0元/千瓦时 [2][21] - 加快现货市场建设，2026年1月1日前实现新能源和用户自愿参与日前市场 [21] 存量项目规定 - 存量项目机制电量比例上限分类设定：集中式风电70%、集中式光伏40%（扶贫部分100%）、10kV及以上工商业分布式光伏80%、其余分布式光伏和分散式风电100% [3][25] - 河北南网存量项目机制电价为0.3644元/千瓦时，冀北电网为0.372元/千瓦时 [4][5][25][44] - 执行期限为达到全生命周期合理利用小时数或投产运行满20年较早者的次月起退出差价结算机制 [6][25][44] 增量项目规定 - 2025年6月1日（含）以后投产的大型工商业分布式光伏不纳入机制电价执行范围 [7] - 机制电量占上网电量的比例由新能源项目自主申报，上限为80% [9][27][45] - 风电、光伏执行期限暂定为10年、12年，海上风电、海上光伏暂定为14年 [10][28][46] - 增量项目通过竞价方式确定机制电价，采用边际出清方式 [27][46] 差价结算机制 - 对纳入机制的电量，当市场交易均价低于机制电价时给予差价补偿，高于时扣除差价 [23][30][42][49] - 差价结算资金纳入系统运行费用，按月由全体工商业用户分摊或分享 [30][49] - 结算机制电量根据项目月度实际上网电量及年度差价结算协议约定的机制电量比例计算确定 [30][49] 政策衔接与优化 - 取消新能源强制配置储能要求，2025年2月9日后批复的项目不再要求强制配置储能 [2][34][53] - 纳入可持续发展价格结算机制的电量，不再参加绿电或绿证交易，其对应绿证划转至省级专用绿证账户 [33][52] - 坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用 [2][34][53] 竞价工作方案 - 竞价工作由省发改委牵头组织，委托省级电网企业开展，依托竞价平台进行 [61] - 分布式新能源项目可由代理商代理竞价，代理项目总容量不超过100MW [8][63] - 竞价采用边际出清方式，设置申报充足率检测，并建立包括履约保函在内的考核机制 [71][72][77]

招标项目概况 - 中国电信湖南公司发布2025-2027年全省储能系统施工总承包项目招标 预算金额为125,754,465.44元人民币（含税）[2][4] - 招标范围覆盖湖南省14个地州市和大型数据中心园区的储能系统综合配套施工[2][4] - 项目合同有效期自框架合同签订之日起2年 执行金额以实际结算为准且不高于预算[4][6] 项目规模与工期 - 单个通信局站储能系统要求3个月内完工 数据中心储能系统要求6个月内完工[2][4] - 每个单项工程投资额小于2000万元人民币（含税）[2][4] - 最高投标限价设置为125,754,465.44元 其中设备部分含税限价113,937,946元 施工部分含税限价11,816,519.44元[9] 投标资格要求 - 投标人需具备通信工程施工总承包二级及以上资质和电力工程施工总承包三级及以上资质[11] - 要求企业主要负责人持有安全生产考核合格证书（A证） 项目经理需持一级注册建造师证书（机电工程或通信与广电专业）及安全生产考核合格证书（B证）[12] - 需提供2021年1月1日至公告发布日的储能设备工程或高/低压配电工程业绩 单个合同金额不低于500万元[13] 招标流程安排 - 招标文件获取时间为2025年9月27日至10月9日 通过中国电信阳光采购网登记申领[17] - 投标截止时间为2025年10月21日09时30分 通过电子采购系统提交加密投标文件[20] - 本项目采用资格后审方式 未通过审查的投标将被否决[16] 行业背景关联 - 文章尾部提及ESIE 2026作为储能产业发展的风向标 并列出产业交流联系方式[29][30][34] - 相关阅读内容涉及储能订单排期、出海合作及新能源度电成本低于煤电30%等行业动态[31]

战略合作签约 - 壳牌（上海）技术有限公司与重庆清安能源有限公司于9月24日正式签署战略合作协议，旨在深化双方既有合作基础 [2] - 合作将围绕储能领域核心技术与市场需求，构建全方位协同发展体系 [2] - 双方将聚焦于锂离子电池全浸没储能系统的开发与推广，并在技术协同创新、产品兼容性测试、行业标准制定、品牌联合推广及全球供应链保障等方面展开全方位合作 [2] - 协议内容包括优先在项目中应用对方产品与服务，以谋求共同发展 [2] 新产品发布 - 清安能源联合壳牌在签约仪式同期发布了全球首款直冷浸没储能系统 [3] - 该新品针对储能行业普遍存在的成本高昂、能效受限、安全性不足等痛点进行研发 [3] - 直冷浸没储能系统旨在通过技术创新为储能装备升级提供新的解决方案 [3] 行业背景与活动 - ESIE 2026被描述为储能产业发展的风向标 [4] - 全球储能装备竞争呈现白热化背景 [3]

政策目标与市场需求 - 国家提出到2027年新型储能装机规模达1.8亿千瓦以上 拉动新增项目投资约2500亿元 [2][13] - 新能源装机每年增长2亿到3亿千瓦 同步催生对储能系统的巨大需求 [45] - 到2035年中国风电和太阳能发电总装机容量目标达36亿千瓦 未来十年需新增装机约19亿千瓦 [45] 行业供需现状 - 储能电芯供不应求 头部电池企业工厂处于满产状态 部分订单排至明年年初 [5][9][13] - 海外需求爆发导致优质产能短期紧缺 电芯容量从314安时向500安时、600安时升级 [9] - 碳酸锂价格稳定在每吨7.2万元至7.5万元区间 三季度储能环节需求环比增长20%到30% [37][39] 技术进步与成本变化 - 储能系统成本较三年前下降约80% 部分地区度电成本低于0.2元 [43] - 新一代大容量电芯技术有望降低系统成本约40% [9][43] - 碳酸锂产能提升 四川基地到2026年产能将达2.3万吨 年底现货均价或回落至每吨6万到7万元 [33][41] 多元化收益模式 - 储能电站通过低储高放获取价差收益 并参与容量租赁、电力市场交易及容量补偿 [17][21][23] - 江苏电网调用储能资源超1.4万次 总充放电量超25亿千瓦时 最大调峰能力达1000万千瓦 [25] - 新疆储能项目单次充电可存储80万度绿电 云南储能站通过多重收益模式缩短投资回收期 [19][23][29] 产业链与市场活动 - 储能国际展览会规划展览面积16万平方米 预计吸引超20万人次观众及1000+参展商 [46] - 全产业链从电池制造、系统集成到电站运营均受投资拉动 [27] - 需求驱动与技术升级形成双轮驱动 推动行业进入黄金发展期 [45]

政策目标 - 国家发展改革委与国家能源局发布《新型储能规模化建设专项行动方案》，设定到2027年中国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦（180GW）以上的目标 [2] 行业动态与市场关注 - 央视财经频道节目将报道新型储能市场供需实况，指出市场存在“一芯难求”的现象 [2] - 节目内容涵盖对行业龙头企业负责人与权威专家的访谈，以及对企业生产线和项目现场的实地调研 [2] 主要参与企业 - 接受采访的行业领袖来自中关村储能产业技术联盟常务理事单位，包括联盟理事长及多家储能公司董事长 [2] - 提及的具体公司包括北京海博思创科技股份有限公司、新源智储能源发展（北京）有限公司以及远景储能 [2] 行业活动 - ESIE 2026被提及为储能产业发展的风向标事件 [2] - 文章末尾提供了关于展位预订的联系方式 [4]

储能技术入选项目 - 10项储能技术装备入选第五批能源领域首台（套）重大技术装备名单 涵盖锂离子电池、压缩空气储能、钠离子电池、钒液流电池、锌溴液流电池、半固态锂离子电池等技术类型[2] - 基于大容量单体电芯的6MWh级预制舱式锂离子电池储能系统由宁德时代新能源科技股份有限公司等国网山东省电力公司研制 应用于时代绿色能源金乡县155MW/310MWh储能项目[3][4] - 35kV高压直挂式构网型储能系统由国网青海省电力公司等研制 应用于青海省海西州格尔木市宝库储能工程[4] - 基于软岩地下储气库的百兆瓦级压缩空气储能系统由中铁工程设计咨询集团有限公司等研制 应用于大唐中宁100MW/400MWh压缩空气储能项目[4] - 基于聚阴离子型电芯的MW级钠离子电池储能系统由国电南京自动化股份有限公司等研制 应用于甘肃腾格里沙漠河西新能源基地项目[5] - 面向配电网协同控制的智能集散式储能成套装备由国网湖南省电力有限公司等研制 应用于湖南省长沙数字化配电网集散式储能共享保供示范工程等三项工程[5] - 基于1MW级大功率电池模块的钒液流电池储能系统由大连融科储能技术发展有限公司研制 应用于中核汇能西华县250MW/1000MWh独立储能项目[5] - 基于云边协同技术的规模化储能电站运行状态智能预警装置由安徽继远软件有限公司研制 应用于国网综能储能电站监测系统[5] - 动态可重构电池储能系统由中国长江三峡集团有限公司等研制 应用于三峡乌兰察布新一代电网友好绿色电站示范项目等三项工程[6] - 兆瓦级锌溴液流电池储能系统由中国华电科工集团有限公司等研制 应用于青海华电海西托格若格11MW/44MWh储能项目[6] - 百兆瓦级大容量半固态锂离子电池储能系统由华能新能源股份有限公司等研制 应用于广东华电汕尾华侨管理区新型电化学储能电站项目[6] 政策支持措施 - 应用首台（套）重大技术装备的依托工程优先纳入相关规划并由各级投资主管部门按照权限核准或审批[8] - 能源领域首台（套）重大技术装备招投标经报行业主管部门批准可采用单一来源采购、竞争性谈判等非招标方式以保障任务落实[9] - 应用首台（套）重大技术装备的依托工程根据实际需要可在年度上网电量指标安排、发电机组并网运行、调度方式、燃料供应和监管等方面给予适当支持[9] - 应用首台（套）重大技术装备的依托工程根据实际情况享有示范应用过失宽容政策[9] 其他能源技术装备 - 82项技术装备列入第五批能源领域首台（套）重大技术装备名单 包括特高压直流输电、海上风电、氢能、核能、煤电等多个领域[7][12] - 氢能技术装备包括兆瓦级质子交换膜电解水制氢一体化测试平台、百千瓦级可逆固体氧化物电池装置等[19] - 海上风电技术装备包括26MW级半直驱海上风力发电机组以及主轴轴承、全系列齿轮箱轴承等[20] - 核能技术装备包括国和一号堆芯在线监测系统、反应堆中子屏蔽装置等[24]

入市方式 - 分布式新能源项目可通过直接参与市场交易方式进入市场 需在交易平台完成市场注册并自主参与交易[11] - 分布式新能源项目可通过聚合参与市场交易方式进入市场 需在交易平台完成市场注册并与负荷聚合商建立代理关系[11] - 分布式新能源项目可作为价格接受者参与市场交易 无需在交易平台注册[11] 市场注册 - 分布式新能源项目市场注册需满足三个条件：取得发电项目核准或备案文件 与电网企业签订并网调度协议并接入指定系统 具备相应计量能力或替代技术手段[12][13] - 满足注册条件的分布式新能源项目可通过宁夏电力交易平台办理注册 注册生效后可参与次月市场交易[13] - 未完成注册的项目将作为价格接受者参与市场交易[13] 交易组织 - 分布式新能源项目按现行市场交易规则以直接或聚合方式参与市场交易[14] - 项目直接或聚合参与中长期交易时 交易结果需提交电力调度机构进行安全校核[14] 聚合管理 - 负荷聚合商以现货市场出清节点为边界建立聚合单元 同一聚合商可按代理范围建立不同聚合单元 聚合单元内资源不超出同一现货出清节点[15] - 分布式新能源项目与负荷聚合商建立聚合关系时需签订聚合代理合同 可参考交易机构发布的合同模板[15] - 同一经营主体下的分布式新能源项目在同一合同周期内仅可与一家负荷聚合商签约[16] - 交易机构将制定聚合套餐 经市场管理委员会审议后发布 后续根据市场需求持续丰富套餐类型[16] - 负荷聚合商需提交履约保函 额度标准取以下最大值：过去12个月交易电量按不低于0.8分/千瓦时计算 或过去2个月交易电量按不低于5分/千瓦时计算[16] 计量和结算 - 电网企业需向交易平台推送分布式新能源项目的日清分及月度结算电量数据 确保数据完整准确[17] - 直接参与交易的项目和负荷聚合商按现行规则结算 通过聚合的项目按聚合套餐结算[18] - 作为价格接受者的项目执行市场交易均价 现货市场运行时取实时市场月度加权平均价格 非现货运行时取月度中长期交易加权平均价格[18] 配套措施 - 电网企业需向交易平台推送项目所在现货市场节点信息及市场注册档案信息[19] - 项目在国家能源局可再生能源管理平台完成建档立卡后可参与绿电交易[19] - 方案包含三个附件：聚合套餐示例、聚合代理合同模板、电能计量数据校验拟合规则[20] 合同规范 - 聚合代理合同明确双方权利和义务 甲方需提供发电数据及项目信息 乙方需按规则聚合交易并履行保密义务[28][29] - 合同有效期最小执行周期为自然月 电量及价格信息以交易平台填报的结构化数据为准[31][32] - 违约方需承担继续履行合同、采取补救措施及赔偿损失等责任[37] - 合同经双方法定代表人或授权代理人签字盖章 并在交易平台确认后生效[44]

核心技术突破 - 公司"全网况风光储构网系统关键技术及应用"通过中国电机工程学会等15名权威专家鉴定 达到国际领先水平[2] - 攻克构网型宽域故障适应与多源协同控制难题 形成以算法为核心、安全与能量管理为支撑、风光储应用为载体的构网系统[4][5] - 四项关键技术获得鉴定通过：全网况宽域扰动构网控制技术、风光储变流器调控及多能耦合技术、构网装置主动安全设计、基于AI的能量管理系统[5] 技术性能优势 - 首创多维自同步稳源构网 实现SCR1.0-100强弱网平滑切换、±90°对称/非对称相角跳变全面支撑、0.1Hz-2.4kHz全频段振荡抑制、多次极端连续故障穿越不脱网[8] - 风光储全景构网技术使GW级场站实现全天候100%构网 多端口直流耦合减少设备投入 发电成本降低高达25%[8] - 突破PCS构网桎梏实现系统级构网 通过交直流全栈自研和全链协同 结合直流拉弧技术与热管理联动控制实现热失控预警[8] 全球应用案例 - 沙特NEOM全球最大风光储氢多能互补构网型项目成功并网[10] - 英国门迪百兆瓦级电网侧储能系统秒级响应 输出占英国电网储能调频总功率10%的瞬时功率 助力49.3Hz电网频率5分钟内恢复[10] - 澳洲帕马斯顿百MW级构网储能电站实现系统强度支撑、频率支撑、惯量支撑等功能备用[10] - 西藏才朋海拔5228米全球最高光伏电站成功并网 验证极严苛环境可靠性[10] 行业地位与资质 - 拥有870GW全球最多并网实战经验 深耕构网领域20年[8] - 具备全球电力电子设备及系统供应商中最大规模仿真实测平台 获得全球最多国家和电网准入许可[9] - 针对不同国家地区差异化电网场景因网制宜设计 覆盖多种并网规则和准入标准[9]