印度太阳能公司招标项目 - 印度太阳能公司启动2GW并网光伏项目招标 配套1GW/4GWh储能系统 采用建设-拥有-运营模式 可在印度境内任意选址建设 [1] - 储能配套比例为每1MW光伏容量需配置至少500kW/2MWh储能容量 储能设施可自持或通过第三方协议保障 [2] - SECI将与中标方签署25年期购电协议 [3] - 单个光伏项目投标容量最低50MW 最高1GW 须以10MW倍数递增 需在高峰时段按额定容量每兆瓦输送2兆瓦时交流电能 [4] 印度电力部储能政策 - 印度电力部规定光伏项目招标需按10%/2h配备储能系统 旨在缓解光伏间歇性问题 支持高峰用电 [5][6] - 电池成本下降可能降低太阳能弃光率 节省夜间购电费用 预计至2030年新增储能容量14GW/28GWh [7] - 截至2024年底印度储能总装机4.86GW 其中抽水蓄能占4.75GW 新型储能仅0.11GW [8] 印度储能商业模式与补贴 - 印度确立储能系统法律地位 推出可行性资金缺口计划 免收输配电价 将储能纳入高电价日前市场 [9] - 创新商业模式包括电池即服务(BaaS)和存储即服务(SaaS) 降低进入门槛 提供可扩展解决方案 [9] - 储能开发商可获得30%资金或2700卢比/kWh补贴 提前投产可获得装机投资12%奖励 [10] 印度太阳能开发潜力 - 印度太阳能开发总潜力达10,830GW 较2014年评估的748GW实现数量级突破 [11] - 细分领域潜力包括荒地地面光伏4,909GW 漂浮式光伏100GW 城乡屋顶光伏960GW 农业光伏4,177GW 交通基建与建筑光伏684GW [18] - 至2070年印度电力需求将激增至9,362TWh 凸显太阳能在电力行业脱碳中的战略地位 [14] 中国储能企业在印度布局 - 远景能源为印度JGE提供1GW风电机组和320MWh储能系统 [15] - 南都电源中标印度242.5MW/245.26MWh光伏配储项目 [16] - 楚能新能源签署5GWh储能系统合作协议 智光电气与Adani集团探讨储能合作 力神储能交付48MWh液冷项目 [16][17] - 晶科储能签订印度纺织行业首个10MWh大型储能项目 与Adani集团签署722MWh电网侧储能项目 [19] - 赢科储能与印度GE energy合作推动公共加油站能源管理革新 与MMI公司签署储能合作框架协议 [19]

西班牙大停电事件分析 - 4月28日西班牙和葡萄牙大范围停电由电压瞬间激增引发 电压浪涌未被及时吸收导致连锁反应 [1] - 西班牙电力系统存在电压控制能力不足问题 包括规划不充分和应对措施不足 [1] - 电网不稳定导致电压浪涌 西班牙电网公司误判形势未及时开启足够火力发电厂平衡电压 [1] - 部分发电厂在突发情况下错误采取预防性关闭措施 断开电网连接而非保持在线吸收过高电压 [3] 停电影响数据 - 电网供电量5秒内减少约60% 达15吉瓦 [3] - 葡萄牙因与西班牙电网相连同样出现大范围停电 [3] - 交通瘫痪 通信中断 民众生活混乱 次日电力基本恢复 [3] 电力系统问题总结 - 西班牙电网理论上足够强大但缺乏系统协调和透明度 分工不明确 [3] - 政府认为需加强对电力运营商监管和电网建设 [3] 西班牙储能行业动态 - 宁德时代与Stellantis集团在西班牙合资建厂 年产能50GWh [4] - 采日能源在西班牙建立海外首家智慧储能装备制造基地 年产能5GWh [4] - 5月新型储能新增装机15.85GWh 同比增长228% [4] - 5月发布48项新型储能政策 136号文配套政策受各地关注 [4]

行业趋势 - 全球能源转型推动储能行业从单点突破迈向生态协同，龙头企业通过战略合作加速技术商业化落地并重塑竞争格局 [1] - 行业竞争从企业单打独斗升级为生态圈之间的较量，合作覆盖技术研发、市场拓展、产业链整合等多维度 [1] 合资公司案例 - 中国石油与宁德时代成立合营企业，持股比例60%/40%，主营锂离子电池储能系统生产制造 [2] - 中创新航与邯郸国企合资成立40亿元注册资本公司，开发动力及储能电池项目，中创新航持股60% [3] 战略合作案例 技术互补与市场共拓 - 中车株洲所与宁德时代围绕储能系统解决方案、微电网建设等开展合作，加速全球化布局 [4] - 海博思创与宁德时代聚焦三大领域打造协同生态，结合技术优势与场景深耕能力 [5][6] - 海博思创与通用技术合作覆盖新能源全周期管理、技术创新及国内外市场布局 [7] - 海博思创与华驰动能联合开发电化学与飞轮重力储能融合技术 [8] 电芯研发与场景化解决方案 - 双登股份与海博思创合作研发下一代电芯，并针对数据中心打造"备电+储能"定制方案 [9] - 双登股份与中储科技深化全链条技术合作，实现央企资源与储能技术的深度耦合 [10] 国际市场拓展 - 双登股份与马来西亚Interface合作推进当地储能项目全流程落地 [11] - 双登股份与印度Jindal集团合作布局南亚市场，聚焦技术研发与规模化应用 [12] - 比亚迪储能向智利项目供应6.5GWh系统，创拉丁美洲最大储能供货记录 [13] 新兴技术融合 - 融科储能与氢冶金院推动钒电池与纯氢冶金技术结合 [14] - 华为数字能源与天津消防研究所合作提升光储产业安全标准 [15] 供应链与产能协同 - 天合光能与中天科技深化储能电芯及组件辅料供应链合作 [16] - 中天储能与KKI在奥地利开发176MW/432.5MWh储能项目 [17] - 上能电气与土耳其Europower签订750MW供货协议，加速欧亚市场布局 [18] 大额订单与采购协议 - 沃太能源与亿纬锂能达成10GWh电芯采购协议（2025-2028年） [22] - 亿纬锂能与AKSA等5家企业深化产业协同，加速技术落地 [23] - 中创新航签订392Ah电芯及6.25MWh系统供货协议，实现量产即交付 [26] - 海辰储能与三星物产达成10GWh全球项目合作 [27] - 智光储能与海辰储能签订15GWh电芯采购协议（2025-2026年） [29] 全球化布局 - 瑞浦兰钧与韩国晓星重工业签署2.5GWh储能产品供应协议 [32] - 楚能新能源与英国Immersa合作5MWh预制舱项目，目标1.25-2.5GWh [33] - 鹏辉能源与比利时Omni Power整合技术市场资源，提升欧洲渗透力 [41] - 东方日升与日本企业合作80MWh液冷储能项目 [40] 社区与用户侧创新 - 融和元储与特易充新能源计划三年内打造百个社区光储充示范项目 [34] - 融和元储与澳洲ELECTRUCK等合作推进全球化战略 [35] 行业活动与产品发布 - 国轩高科展出7MWh储能系统舱等产品，并签署超15GWh合作协议 [43] - 远景能源与7家能源企业签约，覆盖新能源投资与技术协同 [20]

南方电网2025年充电桩第一批框架招标项目 核心观点 - 南方电网启动2025年充电桩第一批框架招标，涵盖一体式充电机、分体式充电机、交流充电桩三大品类，预计总需求金额达9620.62万元，覆盖广东、广西、云南、贵州、海南及深圳供电局 [1][3] - 招标采用框架协议模式，有效期至2026年5月30日，采购金额允许浮动比例-20%至+50%，实际采购量达上限时协议提前终止 [5] - 投标人需通过南方电网供应商资格预审，且不接受联合体投标，严格限制关联公司参与同一标的竞争 [10][11] 项目概况与招标范围 - **项目背景**：基于南方电网2025年集团物资集中采购计划，需求单位申报三类充电桩设备需求，涉及六省区电网公司及深圳供电局 [3] - **物资品类**： - 一体式充电机：广西、广东、深圳需求金额最高，合计4352.97万元（占总额45.2%），标包中标比例60%/40% [7] - 分体式充电机：云南需求1759万元（占比18.3%），广西1125万元（占比11.7%），特殊包深圳标包金额309.84万元 [7] - 交流充电桩：广西标包金额262.5万元，深圳与酒泉合计78.06万元 [7] 投标规则与资格要求 - **资格审查**：采用供应商资格预审结果，投标人需满足近36个月供货业绩要求，且"贴牌"业绩无效 [11] - **保证金标准**：一体式充电机30万元、分体式20万元、交流充电桩5万元 [9] - **技术评分**：按品类赋分，一体式充电机需同时通过15-80kW和120-360kW机型预审 [13] 招标流程与时间节点 - **文件获取**：2025年6月13日至6月20日通过南方电网供应链平台免费获取，需提前办理数字证书 [14][15] - **投标截止**：2025年7月14日09时，线上递交投标文件，同日线上开标 [16][17] - **异议机制**：异议需书面提交至广州天河区服务大厅，开标异议通过供应链平台提交 [22][23] 其他关键条款 - **硬件特征码审查**：禁止IP地址、CPU/硬盘序列号、MAC地址重复，违者否决投标并可能列入黑名单 [19][20] - **现场核查**：新中标供应商及"黑名单"解除后首次中标者需接受现场核查，造假将按失信扣分处理 [21]

项目概况 - 中国能建葛洲坝交投公司投资建设的济泰高速交能融合项目于6月16日开工建设 该项目以光伏发电+大容量储能为核心 构建高速公路高比例绿色电力自洽供能体系 是山东省储能容量占比最大的高速交能融合项目 [1] - 该项目是继山东枣菏高速交能融合项目成功落地后 中国能建在山东推进的又一重大交能融合项目 [3] 技术创新 - 针对济泰高速桥隧比高达68%的特点 创新采用零散空间利用模式 首次探索隧道交能融合应用新场景 利用收费站 服务区屋顶 沿线空闲地面 中央分隔带等区域实现光伏发电设施多场景立体化全覆盖应用 [3] - 项目采用"自发自用"模式 配备智能微网控制系统 实现"源-网-荷-储"一体化调控 白天光伏发电优先供能 富余电力存入储能系统 夜间或电价高峰时段释放电力 实现削峰填谷 [7] 项目规模与效益 - 项目规划总装机容量约3.96兆瓦 配套储能系统容量为2兆瓦/4兆瓦时 一次最大可储4000度电 储能容量占比在山东已运营高速中最大 [5] - 预计年发电量超442万度 可满足全路段约60%的用电需求 年节约标准煤约1330吨 减少二氧化碳排放约2.2万吨 [5] 行业影响 - 项目建成后将作为连接济南与泰安的绿色交通新标杆 为全国高桥隧比公路解决低碳用电难题提供新样板 [7] - 相关数据显示 5月新型储能新增装机达15.85GWh 同比增长228% 山东招远禄山龙源储能电站全容量并网运行规模达320MW/640.2MWh [8]

项目概况 - 中节能乌兰察布市察右前旗天皮山独立储能电站规划建设200MW/800MWh非步入式液冷磷酸铁锂储能项目，本期一次性建成，计划2025年投产 [1][3] - 项目位于内蒙古乌兰察布市察哈尔右翼前旗天皮山工业园区，地形平坦开阔，交通便利，南侧紧邻园区外环路，兴巴高速和X581县道穿行而过 [3] - 项目新建220kV升压区拟接入220kV义丰元变电站220kV侧 [3] 招标内容 - 招标货物为200MW/800MWh电化学储能系统设备及相关技术服务（含五年质保期），交流侧并网功率200MW，电池容量不少于800MWh [4] - 储能系统直流侧蓄电池装机容量800MWh，采用磷酸铁锂电化学储能设备 [8] - 交货期要求2025年9月30日前，交付地点为项目施工现场 [5] 投标人资格要求 - 资质要求：投标人须为中华人民共和国注册的独立法人，提供营业执照或事业单位法人证书 [6] - 信用要求：投标人不得处于停产、停业或破产状态，未被列为失信被执行人，近五年无重大质量或违约问题 [7][13] - 财务要求：提供2022-2024年度（或成立以来）第三方财务审计报告，包含利润表、现金流量表、资产负债表 [9] - 业绩要求：2022年1月1日至今需完成≥3个单体规模≥200MWh磷酸铁锂储能项目，累计容量≥1.5GWh [10][11] - 技术能力：须具备电池电芯、PACK、BMS、EMS、PCS、协调控制器中至少3项自主研发和生产能力 [12] 招标流程 - 招标文件获取时间：2025年6月17日至6月22日，通过中国节能环保集团电子采购平台报名下载 [16] - 投标截止时间：2025年7月7日10时，通过电子采购平台在线递交投标文件 [16][17] - 开标方式：在线开标，投标人需持数字证书（CA）远程解锁并确认 [17][18] - 投标保证金金额65万元，收款账户为中国节能环保集团绿色供应链管理服务分公司 [19] 行业动态 - 美国储能巨头Powin申请破产，多家中国企业涉及债权 [22] - 5月新型储能新增装机15.85GWh，同比增长228% [22] - 山东招远禄山龙源储能电站320MW/640.2MWh全容量并网 [22]

河南电力现货市场2025年第一次结算试运行方案 - 试运行时间为6月19日至27日，其中6月19-20日为调电试运行，6月21-27日为正式结算阶段 [1][11] - 参与主体包括统调燃煤发电企业、集中式新能源场站、普通市场化电力用户、独立储能电站和虚拟电厂 [1][12] - 调峰辅助服务市场在调电试运行期间正常开展，经营主体需在6月18-19日正常申报调峰市场 [1][14] 市场参与主体 - 发电侧包含110家统调燃煤机组（总装机容量约66GW）和294家集中式新能源场站（风电248家/光伏46家） [58][63][70] - 用户侧包含普通市场化电力用户，其中110kV及以上用户采用"报量不报价"方式参与 [16][17] - 12座独立储能电站参与试运行，单站规模为50-100MW/100-200MWh，分布在豫北、豫南等区域 [3][4][61] 交易机制 - 燃煤机组采用分段报价方式，申报10个出力点及对应价格，最低限价50元/兆瓦时，最高限价1200元/兆瓦时 [24][27] - 新能源场站采用"报量不报价"方式，日前市场采用短期功率预测曲线，实时市场采用超短期预测曲线 [25] - 独立储能采用"报量不报价"，上网电量按分区日前价格结算，下网电量按全网加权平均价结算 [2][26] 结算规则 - 采用三部制结算模式：中长期合同电费、日前市场偏差电费、实时市场偏差电费 [32] - 新能源10%上网电量按实时现货价格结算，90%按现行方式结算 [34] - 独立储能因电网调度导致收益低于日前收益时，可获得差额补偿 [5][37] 风险控制措施 - 设置电能量度电盈亏限额：燃煤机组和用户侧为±0.02元/千瓦时 [52] - 独立储能每万千瓦日均收益不足0.765万元时予以补偿 [6][44] - 建立市场熔断机制，出现系统故障、重大自然灾害等9类情形时可暂停市场 [53][54]

核心观点 - 海南省发布《电力需求响应实施细则》征求意见稿，明确虚拟电厂、储能设施等可参与需求响应，并制定详细补偿标准[1] - 文件构建"需求响应优先、有序用电保底"的电力平衡保障模式，通过经济激励引导用户调整用电行为[11] - 建立包含电网企业、市场运营机构、经营主体三类成员的市场体系，规范准入条件与交易流程[12][13] 市场成员 - **电网企业**：海南电网及地方供电企业，负责技术支持系统建设、响应建议提出及资金结算[6] - **市场运营机构**：包括电力负荷管理中心（资源池建设、能力核验）、电力交易中心（注册审核、信息披露）、电力调度中心（缺口评估、安全校核）[7][8][9] - **经营主体**：电力用户（最小响应能力50千瓦）、负荷聚合商（最小1000千瓦）、虚拟电厂（聚合储能/分布式电源等，总调节能力≥1000千瓦）[14][18] 需求响应资源 - 涵盖工业生产用电负荷、建筑空调制冷负荷、冰蓄冷、储能设施、电动汽车充电桩及V2G等[2][17] - 鼓励"两高"项目资源优先参与[17] 交易品种与补偿标准 - **约定型削峰**：固定补偿1元/千瓦时（调用电量）+0.3元/千瓦·月（备用容量）[5] - **日前邀约削峰**：补偿单价上限1.5元/千瓦时[6] - **日内紧急削峰**：补偿单价上限2元/千瓦时[6] - **填谷类响应**：日前邀约上限0.3元/千瓦时，日内紧急上限0.4元/千瓦时[6] 准入条件 - **电力用户**：10千伏及以上用户可直接参与或通过代理参与，10千伏以下需代理参与[14] - **虚拟电厂**：需法人资格、独立核算，聚合资源通过省级认定[18] 实施流程 - **约定型响应**：年度/月度缺口预测→4月前发布邀约→"一次申报、周期滚动"→日前调用[25][26] - **日前邀约响应**：D-2日12:00前发布缺口→D-1日竞价出清→D日执行[27][28] - **日内紧急响应**：执行前5小时发布缺口→前3小时申报→前2小时出清[30][31] 结算机制 - **资金来源**：削峰资金来自尖峰电价增收及偏差考核费用，填谷费用由新能源/核电按上网电量分摊[41][42] - **发放方式**：日清月结，电网企业次月通过电费退补发放，虚拟电厂单独结算[43] 技术支持 - 新型电力负荷管理系统实时监测用户用电，评估响应效果[45] - 基线负荷计算采用5个样本日数据，剔除异常值后取平均值[34][35]

全球储能市场发展现状 - 2024年全球新增投运新型储能项目装机规模达74.1GW/177.8GWh，同比增长62.5%/61.9%，占新增电力储能装机的89%，创历史新高 [1][4] - 截至2024年底，全球新型储能累计装机规模首次突破百吉瓦，达165.4GW/381.7GWh，同比增长81.1%/87.3%，2014-2024年复合增长率68.6% [2] - 锂离子电池技术路线占比进一步提升，较2023年增长0.6个百分点 [2] 区域市场格局 - 中、美、欧三地新增装机占比90.1%，较2023年提升1.6个百分点，主导地位强化 [6] - 2024年新增装机Top10国家合计占比91.1%，亚太地区占Top10总量的71%，中国以43.74GW连续三年领跑，接近2-10位国家总和2倍 [6][8][9] - 第一梯队（>5GW）：中美断层领先；第二梯队（1-5GW）：日韩回暖，德国（3.92GW）、意大利（2.14GW）稳居；第三梯队（<1GW）：沙特（0.52GW）等新兴市场崛起 [9][10][11] 中国企业出海表现 - 2025年1-5月中国企业海外储能订单超120GWh，同比增长399.74% [1] - 比亚迪储能获智利1200MWh及3500MWh订单，楚能新能源在英国签约2500MWh项目，阳光电源在智利、南非分别落地1000MWh和612MWh项目 [13][15] 新兴市场潜力 - 中东地区加速发展，沙特通过"愿景2030"战略推动光伏+储能一体化项目，ACWA Power等本土企业与国际储能公司合作 [11] - 韩国工商储累计装机超1GWh，日本表前/表后市场同步增长，辅助服务改革与电价机制优化驱动需求 [14] - 未来中东、东南亚、非洲等新兴地区将成为重要增量市场，商业模式从政策驱动转向价值驱动 [12] 技术路线与项目特征 - 吉瓦级/吉瓦时级大型项目数量激增，推动市场规模快速扩容 [4] - 全球新增装机Top10国家中，韩国（1.36GW）时隔两年重返榜单，日本（1.27GW）排名上升1位 [8][10]

河南省第十批源网荷储一体化项目概况 - 第十批共63个项目纳入实施范围，总规模360.65MW，其中风电120MW、光伏240.65MW [1] - 项目分类：工业企业类35个、增量配电网类1个、农村地区类8个、其他类19个 [1][4] - 建设时间要求：光伏项目需在通知印发后6个月内开工，风电项目需在6个月内完成核准并在核准后12个月内开工 [1][5] 项目类型与储能配置要求 - 工业企业类项目：新能源自发自用，不反送电网，储能配置灵活无强制要求 [2] - 农村地区类项目：生产类企业配储不低于新能源规模的20%，整村开发类不低于50% [2] - 增量配电网类项目：储能配置比例原则上不低于15%，需具备2小时自平衡供电能力 [2] 河南省源网荷储一体化项目整体进展 - 累计已发布十批次478个项目，总容量7237.24MW（风电4328.85MW、光伏2908.39MW） [2] - 未来规划：到2027年实施1000个源网荷储项目，新增配储500万千瓦 [2] - 应用场景拓展：从工业企业、农村地区、增量配网延伸至基础设施、公共机构、算力等领域 [1] 第十批重点项目清单 - 工业企业类：包含中城幸福新能源24MW光伏、郑州煤电新密矿区4MW光伏等35个项目 [8][14] - 农村地区类：兰考县李家淖村3.8MW光伏、新蔡县佛图寺镇8MW光伏等8个项目 [19][20] - 其他类：郑州理工职业学院3.87MW光伏、京东兰考物流港3.4MW光伏等19个项目 [21][22] 项目变更与实施要求 - 9个已批复项目变更实施主体或建设模式，涉及河南金马能源7MW光伏等项目 [24][26] - 实施主体需依法办理土地、环保等手续，电力公司需无条件提供并网服务 [6] - 项目进展需按月上报，未按期开工项目将被调出项目库 [6]