新疆新能源上网电价市场化改革实施方案 核心观点 - 新疆出台配套细则落实国家136号文件 推动新能源上网电价全面市场化 建立可持续发展价格结算机制 [1][9] - 区分存量与增量项目：存量项目按补贴/平价分类执行固定机制电价（0.25元/kWh或0.262元/kWh） 增量项目通过竞价形成电价（区间0.15-0.262元/kWh）[4][12][13] - 机制电量比例设定：存量补贴项目30% 存量平价与增量项目均为50% [12][13] 主要任务 - 推动新能源上网电价全面市场化 建立差价结算机制 明确机制电量规模与电价水平 [2][10] - 增量项目采用边际出清方式分类型（风电/太阳能）竞价 每年组织一次 自愿参与 [5][14] - 国网新疆电力负责差价结算 按月将市场均价与机制电价差额纳入系统运行费专项科目 [4][15] 政策衔接与执行细节 - 存量补贴项目衔接原优先电量电价（0.25元/kWh） 平价项目延续0.262元/kWh目标价 [11][12] - 增量项目竞价指引即将印发 执行期限与退出规则明确但未披露具体年限 [5][10] - 差价结算细则由国网新疆编制 需签订协议并公示结算情况 [4][15] 行业影响 - 稳定新能源企业收益预期 助力新疆构建新型电力系统 推动绿色低碳发展 [16] - 对比其他省份：湖南存量电价0.45元/kWh 广东机制电量≤90% 山东存量项目0.3949元/kWh [17]

上海市用户侧虚拟电厂建设实施方案核心观点 - 构建"1+5"超大城市虚拟电厂运行管理体系 包括一个虚拟电厂运管平台和五类城市特色资源（空调负荷 充换电站 新型储能 数据中心 工业负荷）[7] - 2025年虚拟电厂可调能力目标110万千瓦 2026年160万千瓦 2027年220万千瓦 [7] - 用户侧储能接入容量规划：2025年200MW 2026年300MW 2027年400MW [1] - 通过价格激励政策和电力市场机制拓宽虚拟电厂收益渠道 包括输配电价成本核算 市场竞价形成电价补贴 参与电力中长期/现货/辅助服务市场 [14] 工作目标与规划 - 2025年基本建成虚拟电厂运行管理和技术标准体系 2026-2027年持续提升数字化水平 [7] - 空调负荷目标：2027年接入规模240万千瓦 可调能力80万千瓦 [10] - 充换电站目标：2027年接入规模180万千瓦 可调能力50万千瓦 [10] - 新型储能目标：2027年接入规模30万千瓦 可调能力25万千瓦 [10] - 数据中心柴发资源目标：2027年接入规模60万千瓦 可调能力15万千瓦 [10] - 工业负荷目标：2027年接入规模320万千瓦 可调能力50万千瓦 [11] 主要任务实施路径 体制机制优化 - 建立市区两级电力负荷管理工作机制 市经信委负责技术标准体系 区经委负责区域管理 [8] - 制定《上海市虚拟电厂运营管理规范》等技术标准 推动成为地方标准 [8] 资源聚合策略 - 空调负荷：优先推动产业园区 公共机构 商业建筑加装监测调节装置 [9][10] - 充换电站：推动智能改造 加强V2G试点 提升车网互动能力 [10] - 新型储能：重点覆盖数据中心 通信基站 工业园区等终端用户 [1][10] - 工业负荷：在不影响生产前提下有序参与虚拟电厂 [11] 数字化能力建设 - 虚拟电厂运管平台实现用户登记 资源接入 调度管理等全流程管理 [12] - 聚合商需符合数字化平台建设规范 接受第三方机构入网测试认证 [12] - 应用数字孪生 图计算技术构建风险监测预警系统和智能决策平台 [13] 政策支持与市场机制 - 电网企业负荷管理成本纳入输配电价核算 虚拟电厂可获得电价补贴和资金奖励 [14] - 允许虚拟电厂以独立主体身份参与电力中长期 现货及辅助服务市场 [14] - 开展示范应用评选 培育高水平聚合商并向国家推荐优秀案例 [14] 保障措施 - 市经信委统筹推进 各部门协同配合形成政策合力 [15] - 虚拟电厂管理中心提供全流程服务 推动"五化"发展（规范化 常态化 规模化 市场化 数智化） [15] - 建立常态化评估机制优化运营模式 加强媒体宣传引导市场参与 [15]

远景储能法国项目 - 远景储能与Kallista Energy签署EPC协议，将在法国建设120MW/240MWh磷酸铁锂电池储能电站，为公司在法国首个独立储能项目[1] - 项目计划2025年6月开工，部署全套直流、交流系统及PCS，通过RTE储备市场提供调峰服务[1] - 远景将提供不少于14年的长期服务协议(LTSA)，确保运营连续性及属地化服务[1] - 公司高级副总裁表示法国是欧洲战略关键市场，该项目展示技术实力与可再生能源转型决心[1] - Kallista Energy总裁强调项目助力可再生能源并网，目前正推进类似项目以保持发展态势[1] 远景储能技术实力 - 远景自研构网型储能技术，支撑电力系统稳定性重构[2] - 公司储能系统具备AI驱动的交易能力，优化全生命周期收益[2] - 2024年远景储能系统出货量位列全球第三[2] - 公司持续发展全栈、全产业链服务能力，支持欧洲储能市场增长[2] Kallista Energy背景 - Kallista Energy成立于2005年，为独立可再生能源生产商，业务覆盖全价值链[1] - 公司在法国、荷兰、德国持有40座在运风电、光伏电站及充电站，90座超高速充电站在建[1] 行业动态 - 远景盐城交易型储能电站单日创收超百万[4] - 5月新型储能新增装机达15.85GWh，同比增长228%[4] - 当月发布48项新型储能政策，136号文配套政策受关注[4]

中国能建2025年度磷酸铁锂电池储能系统集中采购项目 项目概况 - 中国能建2025年度磷酸铁锂电池储能系统集中采购项目预估总量为25GWh，分为3个标段，吸引了超70家企业参与（剔除重复企业）[1] - 标包1为1C（1小时系统），总规模3GW/3GWh，共16个有效报价，报价范围0.673-0.89元/Wh，平均报价0.786元/Wh[1][2] - 标包2为0.5C（2小时系统），总规模6GW/12GWh，共64个有效报价，报价范围0.416-0.5764元/Wh，平均报价0.465元/Wh[3][4][5][6] - 标包3为0.25C（4小时系统），总规模2.5GW/10GWh，共60个有效报价，报价范围0.37-0.495元/Wh，平均报价0.425元/Wh[7][8][9][10] 投标人要求 - 标包1要求投标人近两年1C系统单体项目容量≥10MWh的磷酸铁锂储能系统累计合同业绩≥100MWh[11] - 标包2要求投标人近两年0.5C系统单体项目容量≥50MWh的磷酸铁锂储能系统累计合同业绩≥1000MWh[11] - 标包3要求投标人近两年0.25C系统单体项目容量≥50MWh的磷酸铁锂储能系统累计合同业绩≥500MWh[11] 报价详情 标包1报价 - 最低报价0.673元/Wh（企业1），最高报价0.89元/Wh（企业16），价差达32.2%[2] - 报价中位数0.795元/Wh（企业8），75分位报价0.843元/Wh（企业12）[2] 标包2报价 - 最低报价0.416元/Wh（企业1），最高报价0.5764元/Wh（企业64），价差达38.6%[3][6] - 报价集中区间0.45-0.47元/Wh，占比达35.9%（23家/64家）[4][5] 标包3报价 - 最低报价0.37元/Wh（企业1），最高报价0.495元/Wh（企业60），价差达33.8%[7][10] - 40%报价集中在0.41-0.43元/Wh区间（24家/60家）[8][9] 行业动态 - 本次集采反映储能系统价格持续下行趋势，0.25C系统最低报价已跌破0.4元/Wh[7] - 不同放电时长系统的价差显著，1C系统均价较0.25C系统高出84.9%[1][7] - 投标企业数量显示行业竞争加剧，单个标包参与企业最高达64家[3]

中越储能产业研讨会核心观点 - 活动旨在搭建中越储能产业对接平台，推动政策协同、技术合作、项目投资等领域的深入合作，促进区域能源结构绿色转型 [1] - 越南储能市场需求潜力巨大，根据越南工贸部修订版电力发展规划PDP VIII，到2035年越南电池储能项目需求将超20GW [4] - 中国储能产业具备国际竞争力，已连续三年位居全球新增装机榜首，此次会议中方企业分享前沿经验并探讨越南市场机遇 [4] 会议参与方 - 越南方：工贸部贸易促进局、电力局、能源研究院、环保友好型制造商协会等政府机构及Hanaka、Gilimex、Viglacera等产业链企业 [3] - 中方：中关村储能产业技术联盟及海博思创、南都电源、赣锋锂电、先控捷联电气等储能领军企业 [4] 越南储能市场现状与机遇 - 市场处于政策驱动阶段，需通过电力市场改革释放商业潜力 [4] - 越方详细解读储能技术趋势、支持政策、商业模式及电池项目规划，重点探讨电价机制、日充放次数、投资回报周期等核心问题 [4][7] - 中越企业围绕零碳园区展开深度交流，未来将在项目资源对接、联合开发等方面探索合作 [7] 后续行动计划 - 中方考察团将走访越南电力公司、EPC企业、新能源开发商等机构，并调研标杆储能项目 [9] - CNESA全球储能市场考察计划聚焦东南亚、中东欧及拉美市场，推动中国企业国际化合作 [9] - 2026年第十四届储能国际峰会暨展览会（ESIE 2026）将定向邀约国际储能业主和买家代表，促进中国企业精准对接 [9] 行业数据参考 - 中国5月新型储能新增装机达15.85GWh，同比增长228% [11] - 全球储能格局中，中美以超10GW新增装机量断层领先 [11]

三网融合平台 - 三网融合平台是整合智能充电网、场景微电网、虚拟电厂运营网的综合能源协同调度操作系统[2] - 智能充电网连接新能源汽车与充电设施，聚合2000万+可调负荷用户，成为能源交互入口[3] - 场景微电网覆盖工厂、家庭、园区等场景，实现光伏、储能、充电本地协同与绿电就地消纳[3] - 虚拟电厂运营网聚合分布式能源资源，灵活响应电网需求并参与电力市场交易[4] 三网融合平台价值 - 电动车车主可在谷时充电、高峰时反向卖电（V2G），实现电费变收入[5] - 工商业用户通过调度储能设备参与电网调峰，年收益提升10%-20%[5] - 目标是将光伏、储能、电动车等分散节点整合为虚拟电厂智能网络，使用电从成本变为利润[5] 星星充电的核心优势 - 覆盖智能充电网、场景微电网、虚拟电厂网，实现垂直一体化管理[6] - 通过"软件定义硬件"和"比特定义瓦特"策略挖掘能源六链路节点价值[6] - 硬件侧注重安全、高效、长寿命研发，软件侧聚焦AI、开放、全场景开发[7] 太乙交易系统 - 采用通用AI+专用AI技术，将无序电力交易变为有序，处理超万级数据[8] - 相比传统"人工算盘"式交易，太乙系统实现数据驱动决策，提升收益与效率[8] - 功能类似电力交易"自动驾驶"，实现收益稳定化、决策快速化、人工节省化[8] 三网融合+太乙系统的行业变革 - 充电桩从"插电口"升级为能源调度节点[8] - 企业可普惠享受AI托管服务，简化电力市场参与流程[8] - 形成微电网消纳绿电、虚拟电厂跨域调度、充电网聚合用户的三位一体闭环[8] 战略影响 - 重构能源价值链，改变城市能源格局[9] - 推动清洁低碳、安全高效的现代能源体系建设[9] - 解决新能源运营提效难题，为零碳转型提供技术支撑[8][9]

136号文对储能市场的影响 - 短期可能因取消"强制配储"对市场造成一定影响 但长期新型电力系统建设和双碳目标对储能需求未发生重大变化 [2] - 市场客户将更看重储能电站全生命周期经济性 公司级联型高压储能路线转换效率比低压方案高6%以上 单机容量大且构网能力强 全生命周期度电成本低 [2] 储能业务订单情况 - 2025年以来储能设备及系统集成业务快速增长 已在甘肃/广东/内蒙/新疆/河北/浙江/青海/辽宁等地签约大型储能电站项目 [3] - 中标/签约项目总规模超4.4GWh 其中级联型高压直挂储能项目占比达2.7GWh [3] 独立储能电站建设进展 - 清城区200MW/400MWh独立储能电站2024年投入运行 实现营业收入9244.27万 净利润5394.05万 [4] - 清远二期200MWh/三期416MWh及梅州平远400MWh项目已启动建设 预计年内陆续投运 [4] 海外业务布局 - 2023年设立海外事业部 重点发展液冷工商储一体机/液冷集装箱式储能系统/智能户储产品 已取得欧标及意大利CEI 0-16并网认证 [5] - 主攻欧洲/非洲/东南亚市场 通过示范项目推动市场落地 [5] 产能与行业动态 - 新型储能产业园年产能超10GWh [6] - 5月行业数据显示储能新增装机15.85GWh 同比增长228% [7] - 136号文配套政策成为各地关注重点 当月发布48项新型储能政策 [7]

招标项目概况 - 天津市渤海电力集团发布2025年第二批设备类框架协议招标，储能设备容量为0.29GW/1.16GWh [1][3][6] - 项目采用框架协议采购方式，服务周期为2025年7月14日至2026年7月13日 [2][6] - 招标资金来源为非财政资金，已落实，招标方式为公开招标 [3] 投标资格要求 - 投标人需为国内依法注册的法人或组织，具备3C认证、中国标准制造测试能力及国家级设备试验报告 [4][6] - 近1年新增装机量不低于300MWh，且需为国内一线品牌 [1][4] - 禁止联合体投标，关联公司不得参与同一标段 [6] - 投标人需提供近三年审计报告或财务报表，无失信记录、未被列入电力行业"黑名单"或经营异常名录 [7][8][9] 招标流程细节 - 招标文件获取时间为2025年6月23日至29日，需提交加盖公章的报名函及营业执照扫描件 [4][5] - 投标截止及开标时间为2025年7月14日09:00，地点为天津市河北区民生路34号 [2][6] - 投标文件通过邮箱18630426367@163.com提交电子版 [5][6] 行业动态关联 - 同期行业数据显示，5月新型储能新增装机同比增长228%，山东招远禄山龙源电站实现320MW/640.2MWh全容量并网 [15] - 宁夏中卫市启动200MW/400MWh新能源共享储能项目EPC招标，反映储能行业加速扩张 [15]

复合储能电站项目 - 国家能源集团山东公司蓬莱电厂101MW/205MWh复合储能电站完成全部充放电试验和涉网试验，标志着我国首个集成磷酸铁锂、钠离子、全钒液流及飞轮四类储能技术的共享储能电站正式进入商业化运营阶段 [1] - 该项目是国家能源局新型储能试点示范项目及集团级科技项目，开创了"磷酸铁锂+钠离子+全钒液流+飞轮"四维储能技术深度融合的行业先河 [1] - 项目位于山东省烟台市蓬莱区渤海之滨，由山东蓬莱公司与国能信控公司共同建设，总装机容量为101MW/205MWh，规划建设31个储能单元 [1] 技术特点 - 全部储能单元通过七条集电线路接入主变压器35千伏母线侧，升压后接入蓬莱公司220千伏母线，以220千伏电压等级接入山东电网 [1] - 项目依托共同研发的"复合能量管理-运维诊断-电力交易辅助-智能售电"四大数字化平台，通过AI算法实现电力交易与能量管理动态联动 [1] - 储能电站将被纳入统一调度管理，具备毫秒级控制功能 [1] 运营效益 - 投入商业运营后预计年充放电电量达1.2亿千瓦时，为构建"清洁低碳、安全高效"的现代能源体系提供创新性行业标杆样本 [2] - 储能电站将全容量参与电力现货市场交易，通过电力交易平台报量报价实现次日深谷充电和尖峰放电 [2] - 项目将获取最大化电价差收益和容量补偿收益，成为公司新的效益增长点 [2] 行业动态 - 国家能源集团塔拉储能电站全容量并网发电，规模达255MW/1020MWh [3] - 国家能源集团十大新型储能项目总规模达8.7GWh [3] - 5月新型储能项目新增装机15.85GWh，同比增长228% [3] - 5月共发布48项新型储能政策，136号文配套政策成各地关注重点 [3]

项目概况 - 利浩能源穆和200MW/400MWh新能源共享储能项目位于宁夏中卫市，计划建设一座200MW/400MWh储能电站，配套建设配电室、二次设备室等建筑及设施 [1][3] - 项目招标范围包括全站勘察设计、储能设备采购供应、建筑及储能系统安装工程施工等全过程 [5] - 项目计划2025年7月15日开工，2025年9月30日前投产并实现全容量并网 [11] 招标范围 - 勘察设计包括储能系统、配套升压站等工程设计，从初步设计至并网发电全过程施工图及竣工图设计 [5] - 设备及材料购置包括全站建筑工程设备、储能厂区设备及材料、动力控制通信线缆等 [8] - 土建工程包括总图工程、设备基础、零星电气工程等 [9] - 安装工程包括储能设备安装、电缆敷设、标识牌制作安装等 [10] 投标要求 - 投标人需具备工程勘察专业类甲级及以上资质、电力行业设计甲级资质、电力工程施工总承包贰级及以上资质 [12][13] - 投标人需具有2022年以来至少1个400MWh及以上磷酸铁锂电化学储能工程总承包业绩 [13] - 项目经理需具备机电工程专业一级注册建造师资格，并有400MWh及以上储能项目经验 [14] - 设计负责人需具备注册电气工程师资格，并有400MWh及以上储能项目设计经验 [14] 招标流程 - 招标文件获取时间为2025年6月20日至7月11日，通过优质采云采购平台下载 [16][17] - 投标截止时间为2025年7月11日9时30分，采用全流程电子化招标方式 [18] - 开标时间同投标截止时间，地点为投标文件递交地点 [19][20]