项目概况 - 宁夏银川市吉洋绿储200兆瓦/400兆瓦时共享储能电站（典农第一储能电站）电池仓首次带电成功并网投运 [2] - 该项目是国内规模最大的电网侧铅碳储能电站 [2] - 电站位于银川市西夏区核心能源走廊，占地55.4亩，总投资6.2亿元 [4] - 项目配套80套定制化铅碳储能一体舱 [4] 技术经济性 - 该铅碳储能系统循环寿命优势明显 [4] - 其全生命周期成本低于锂电池 [4] 行业意义与影响 - 项目刷新了规模和功率两项纪录 [4] - 并网对银川储能与清洁能源配套产业一体化发展意义重大 [4] - 可提升电网调节与新能源消纳能力，缓解高峰供电压力 [4] - 为“源网荷储”一体化和多能互补提供示范 [4] 行业活动 - ESIE 2026被描述为储能产业发展的风向标 [5]

项目概况 - 我国电源规模最大且新能源占比最高的"沙戈荒"大基地项目——青海海南清洁能源外送基地电源项目正式开工 [2] - 项目总投资近730亿元 电源总规模达1944万千瓦 新能源装机占比86.4% [4] 项目构成与技术细节 - 项目包含光伏960万千瓦、风电600万千瓦、配套煤电264万千瓦以及电化学储能120万千瓦/4小时 [4] - 通过1回±800千伏、容量800万千瓦的特高压直流输电通道直送广东 [4] 项目效益与战略意义 - 项目建成后年均发电量可达360亿千瓦时 相当于节约标煤约1000万吨 碳减排约2350万吨 [6] - 每年可向粤港澳大湾区输送360亿千瓦时电力 对优化全国能源布局、助力东部地区高质量发展具有重大战略意义 [6]

美国市场突破 - 公司旗下美国公司于今年9月与美国独立发电商等多家企业达成储能项目合作，为加州和佐治亚州的储能电站提供系统解决方案及长期服务 [2] - 项目全部供货产品已按期交付，总计超过420MWh，标志着公司实现美国市场的关键突破，是美洲区域国际化战略的重要里程碑 [2] - 项目部署HyperBlock III 5MWh液冷储能系统，投运后将提供削峰填谷、调峰调频服务，助力缓解电网供需波动，保障每日近2万个家庭供电需求 [2] - 项目进入商业运营后，公司将持续提供长期质保与本地化售后服务，通过全周期监控和维护确保设备性能优化与项目稳定运行 [2] 全球业务规模 - 公司作为全球储能行业领军者，深度参与全球超400个储能项目，累计实现45GWh以上规模储能项目的成功落地 [4] - 业务足迹遍布欧、美、亚、非各大洲，通过构建本地化服务网络，在核心市场设立专业团队，提供7×24小时响应与全生命周期技术保障 [4] 未来战略方向 - 公司将持续发挥技术研发与全球化运营优势，深化国际合作，加速综合能源服务业务布局，推动全球能源结构向绿色低碳转型 [4] - 公司致力于构建安全高效的新型能源生态，为实现"双碳"目标注入强劲动能 [4] 行业活动参与 - 公司已确认参加第十四届储能国际峰会暨展览会ESIE 2026，该展会将于2026年4月举办 [5] - ESIE 2026被描述为储能产业发展的风向标 [6]

会议概况 - 2025中国储能CEO峰会将于2025年12月3日至5日在福建厦门举办，是第十四届储能国际峰会暨展览会（ESIE 2026）的前序活动 [2] - 会议主题为“破浪・共生——共塑2026储能全球化新生态”，聚焦储能产业链全球化布局 [2] - 会议将集结国内外储能企业领袖和专家学者，围绕国际储能热点地区、新兴市场、数据中心（AIDC）及“储能+智能制造”等话题展开深度研讨 [2] 会议日程与核心议题 - **主旨与主题报告**：涵盖绿色低碳发展机遇与挑战、面向海外场景的绿色电力系统规划、重塑全球储能新格局等宏观议题 [8] - **全球化与海外市场**：设置多个专题报告，深入探讨欧洲、澳大利亚、丹麦、东欧等海外市场的技术应用、商业挑战与机遇 [10][14] - **技术创新与应用**：议题包括构网型储能技术、极致安全的储能系统、新兴技术研发等 [10][14] - **AIDC（人工智能数据中心）储能融合**：设立平行论坛，专门探讨储能与AIDC的融合，内容涵盖高安全锂电系统、算电协同、AI能源创新、数据价值挖掘等前沿技术 [16] - **产业生态对话**：设置“CEO圆桌对话”和“国际圆桌对话”，讨论中国储能与全球产业生态的协同、新兴储能市场的需求与潜力等战略话题 [8][14] 参与机构与人员 - **主办与联合主办**：会议由中关村储能产业技术联盟主办，联合主办方包括厦门大学、厦门科华数能科技有限公司、楚能新能源股份有限公司 [17] - **支持单位**：包括远景能源有限公司、双登集团股份有限公司、厦门海辰储能科技股份有限公司、厦门新能安科技有限公司等产业链核心企业 [17][18] - **演讲嘉宾阵容**：汇聚了产业界、学术界领袖，如科华数据董事长陈成辉、中国科学院院士郑南峰，以及来自远景能源、楚能新能源、天合储能、海辰储能、精控能源、菲尼克斯电气等多家公司的高管与技术专家 [8][10][14][16] 会议配套活动 - 同期举办“第十届国际储能创新大赛预选赛”并设有颁奖仪式 [8] - 提供ESIE 2026展位预定咨询渠道 [29][30]

政策修订核心目标 - 围绕适应新型电力系统建设的新形势、新变化、新要求，重点就促进新能源消纳利用、助力能源绿色低碳转型，保障电力系统安全平稳和高效运行，促进电网企业提升管理效能等，作出了一系列新的制度性安排 [7] - 促进新能源消纳利用，通过在输配电价中引入容量机制，明确对新能源发电就近消纳等新业态实行单一容量制电价，降低新能源交易成本 [2][7] - 促进电力安全保供，通过完善以联网互济功能为主的跨省跨区专项工程输电价格机制，支持电网加强互济通道建设，增强全国电力负荷错峰、余缺互济和应急支援能力 [8] - 促进电网企业降本增效，通过优化完善部分成本参数，推动电网企业强化内部管理 [8] 输配电定价成本监审办法要点 - 明确输配电定价成本包括折旧费和运行维护费，运行维护费具体包括材料费、修理费、人工费和其他运营费用 [12][16] - 规定多项费用不得计入输配电定价成本，包括与电网企业输配电业务无关的费用，如电动汽车充换电服务等辅助性业务单位、抽水蓄能电站、新型储能电站、电网所属电厂的成本费用、独立核算的售电公司的成本费用等 [2][17][18] - 规定了详细的输配电固定资产分类定价折旧年限，例如500千伏及以上输配电线路折旧年限为30-38年，110千伏及以下变电配电设备折旧年限为18-24年 [5][40] - 明确材料费、修理费两项合计原则上不得超过新增输配电固定资产原值的2.5% [24] - 规定电网企业贷款利率按照集团合并口径平均融资利率核定，如实际利率高于市场报价利率则按市场报价利率核定 [29] 省级电网输配电价定价办法要点 - 核定省级电网输配电价遵循“准许成本加合理收益”原则，准许收入由准许成本、准许收益和税金构成 [43][46] - 明确不得纳入可计提收益的固定资产范围，包括电动汽车充换电服务等辅助性业务单位、抽水蓄能电站、新型储能电站、电厂资产等 [2][51] - 准许收益率计算公式为：准许收益率＝权益资本收益率×(1-资产负债率)+债务资本收益率×资产负债率，其中权益资本收益率原则上按不超过国家10年期国债平均收益率加4个百分点核定 [55] - 监管周期新增准许成本中，材料费、修理费和人工费三项合计按不高于监管周期新增输配电固定资产原值的2%核定 [49] - 电网企业服务于新能源就近消纳等新型主体时，可实行单一容量制电价 [63] 区域电网输电价格定价办法要点 - 区域电网准许收入通过容量电费和电量电费两种方式回收，容量电费与电量电费比例计算公式为：容量电费：电量电费=（折旧费+人工费）：运行维护费（不含人工费）[3][76] - 容量电费按照受益付费原则向区域内各省级电网公司收取，分摊比例综合考虑跨区跨省送（受）电量、年最大负荷、省间联络线备用率等因素确定 [3][77][78] - 分摊给各省级电网公司的容量电费作为上级电网分摊费用纳入省级电网准许收入，通过省级电网输配电价回收 [3][79] 跨省跨区专项工程输电价格定价办法要点 - 跨省跨区专项工程输电价格实行单一电量电价制，按经营期法核定，经营期限按35年计算 [86][88][93] - 适应新型电力系统建设需要，对以输送清洁能源电量为主或以联网功能为主的专项工程，可探索通过两部制或单一容量制形成输电价格 [2][102] - 探索实行输电权交易，以进一步提升专项工程利用率 [102] - 核定正式价格时，资本金内部收益率按不超过5%核定，运行维护费率最高不超过固定资产原值的2% [93][95] - 实际利用小时超出核价利用小时产生的收益，30%由电网企业分享，70%专项用于支持新能源跨省跨区外送 [98] 政策执行时间 - 四份文件均从2026年1月1日起执行，有效期10年 [4][67][84][102]

文章核心观点 - 湖北省发布储能体系建设方案，确立分阶段发展路径：2027年前新增储能以新型储能为主，2030年前新增储能以大型抽水蓄能为主，目标到2030年全省储能装机达到1700万千瓦（17GW），打造全国重要电力调蓄中心 [1] 分阶段装机目标 - 2027年全省储能总装机目标为800万千瓦 [2] - 其中新型储能装机目标为500万千瓦 [3] - 抽水蓄能装机目标为287万千瓦，重点投产团风、大悟、竹山等中小型电站及罗田部分机组 [4] - 2030年全省储能总装机目标为1700万千瓦 [5] - 其中新型储能装机目标为800万千瓦 [5] - 抽水蓄能装机目标为912万千瓦，重点投产黄梅、南漳、长阳、通山等大型电站 [6] 储能与电力系统融合 - 电源侧引导百万千瓦级新能源基地合理配置储能，鼓励火电配置电化学、飞轮及热储能以提升调峰调频效益 [8] - 电网侧鼓励建设充放电时长4小时以上的压缩空气、液流等长时储能电站，加快构网型储能在高比例新能源电网的应用 [8] - 用户侧引导数据中心、5G基站等高耗能用户配置储能，探索电动汽车（V2G）、换电站等资源参与系统调节 [8] 技术路线与产业布局 - 多元化发展新型储能技术，加快固态电池、钠离子电池、液流电池、压缩空气等工程化验证，鼓励重力储能、氢储能等前瞻技术应用 [9] - 打造湖北特色储能产业集群，加快荆门超级储能工厂、孝感及宜昌锂电池产业园建设，加强襄阳全钒液流储能全链条布局，做大压缩空气储能勘察设计与施工建造的“湖北品牌” [9] 市场机制与价格体系 - 探索建立电网侧储能容量补偿机制，将容量电费纳入系统运行费用 [10] - 优化分时电价机制与峰谷价差，完善新型储能应急调用价格机制，落实抽水蓄能两部制电价政策 [10] - 允许新型储能自主确定充放电曲线参与市场化交易，支持其与分散式负荷资源聚合打造虚拟电厂 [10] - 电网企业需制定并网细则，公平提供接入服务，要求新型储能电站具备有功和无功功率自动调节能力 [10]

市场架构与主体准入 - 河北南网电力市场交易体系涵盖电能量交易、电力辅助服务交易及容量交易三大板块[2] - 电能量交易细分为中长期与现货交易，辅助服务包含调频、爬坡、备用等品种，容量交易通过市场化方式引导投资保障系统充裕度[2] - 市场主体范围扩大，明确支持新型储能企业、虚拟电厂、聚合商及智能微电网等新型经营主体注册入市[3] - 参与调频市场的独立储能充电功率不得低于10兆瓦，虚拟电厂可调节电力同样不得低于10兆瓦[3] 现货市场交易机制 - 现货市场采取发电侧报量报价、用户侧报量不报价的组织模式，以系统发电成本最小为目标进行全电量集中优化出清[4] - 发电侧执行节点电价，用户侧采用统一结算点电价[4] - 独立储能和虚拟电厂参与日前市场需申报用于可靠性机组组合和实时市场的运行日充放电曲线，还须申报用于日前出清的曲线[4] 中长期与容量租赁交易 - 中长期交易要求分时段开展，形成24小时分时电量和价格，划分为分时交易和曲线交易两种形式[5] - 容量交易纳入中长期市场管理范畴，标的为发电机组或储能提供的支撑最大负荷的出力能力[5] - 容量租赁明确出租方为独立储能企业，租赁方为新能源发电企业，需满足充放电功率和时长匹配要求，不足部分按比例折算[5] - 租赁采用双边协商或集中交易方式，以年度、月度为周期开展，容量租赁期最短为一自然年，首次并网的新能源企业租赁期应至少到当年年底[5] - 2025年2月9日前批复的新能源项目全生命周期配建（租赁）储能，之后批复项目不再要求强制配置储能，鼓励通过租赁独立储能容量等方式配置调节资源[5] 辅助服务市场运营 - 现阶段主要开展调频辅助服务市场，计划适时建立备用市场，调频市场在日前现货机组组合确定后组织，采取集中竞价、边际出清方式[6] - 独立储能和虚拟电厂参与需申报调节速率、额定功率等参数，规则限制新型市场主体中标调频总速率占比不超过调频总速率需求的k倍，k值暂定为0.3[6] 零售与结算管理 - 零售市场推行套餐制，分为公共套餐和私有套餐，交易价格可采取市场联动、固定价格或比例分成等多种形式[7] - 参与现货交易的主体原则上实行日清月结模式，绿色电力交易实行电能量与环境价值分开结算机制[8]

文章核心观点 - 国家层面正积极推动建立新型储能容量电价机制，以释放其容量价值并保障行业健康发展 [2][3][4] - 新型储能已在电网容量支撑方面发挥显著作用，但其收益模式面临挑战，亟需建立可持续的容量补偿机制 [6][7][9] - 多个省份已开展容量补偿政策探索，主要采用按放电量补贴、按容量补贴及与发电侧同等待遇三种方式，为全国统一机制积累经验 [12][13][14][15][16] 新型储能容量支撑效果显现 - 风电、光伏等新能源装机规模持续攀升，但其间歇性、波动性对电网容量支撑能力构成挑战 [6] - 以锂离子电池、压缩空气储能为代表的新型储能技术性能、成本经济性和灵活布局优势显著 [6] - 今年国网经营区新型储能度夏集中调用中，可调最大电力达64.23吉瓦，实时最大放电电力达44.53吉瓦，顶峰能力相当于近3座三峡水电站容量 [7] 亟待建立新型储能容量机制 - 独立储能原有收益模式包括电能量市场、辅助服务市场、容量租赁及部分补偿收益 [9] - "136号文件"取消新建新能源项目强配储能前置条件，对存量项目无影响，但大幅冲击了储能容量租赁的需求和议价空间 [9] - 失去主要租赁收益后，独立储能项目仅靠现有市场收益难以覆盖投资和运营成本，容量价值无法充分体现，影响投资积极性和电网安全 [9] 多省开展容量补偿探索 - 当前各省补偿方式主要有三种：按放电量补贴、按容量补贴、以及同发电侧享受容量电价补贴 [12] - 内蒙古2025年度放电量补偿标准为0.35元/千瓦时，2026年调整为0.28元/千瓦时，截至2025年上半年累计发放补偿金额已超2亿元 [13] - 新疆2023年放电量补偿标准为0.2元/千瓦时，2024年降至0.16元/千瓦时，2025年降至0.128元/千瓦时，补偿资金由工商业用户分摊 [13] - 河北省对2024年5月31日前并网的独立储能执行年度容量电价100元/千瓦，后延长政策至2026年底并追补补偿至100元/千瓦 [14] - 山东自2021年起对独立储能按0.0705元/千瓦时收取用户侧市场化容量补偿费用，新型储能按月度市场化可用容量占比分配费用 [15] - 甘肃征求意见稿中，电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，执行期限2年 [15] - 宁夏征求意见稿中，2025年容量电价为100元/千瓦·年，2026年上调至165元/千瓦·年 [15] 总结及展望 - 各省补偿形式和费用疏导方式差异较大，需从国家层面明确统一机制设计原则 [16] - 机制设计初期可借鉴甘肃、宁夏模式，将电网侧新型储能纳入发电侧容量电价机制范围 [16] - 建议结合电力市场建设进程分阶段、分区域推进政策，科学确定补偿标准和可靠容量折算系数，并探索竞价模式的容量电价交易 [16]

会议概况 - 第十四届储能国际峰会暨展览会将于2026年4月1日至3日在北京首都国际会展中心举办 [2][4][29] - 会议由中关村储能产业技术联盟、中国能源研究会、中国科学院工程热物理研究所联合主办 [4] 展会规模与影响力 - 展览面积达160,000平方米，设有六大主题展馆 [4] - 预计吸引超过1,000家展商和赞助商，汇聚5,000余家产业链企业 [4] - 预计将接待超过200,000人次的专业观众，并吸引来自50多个国家的储能行业精英参与 [4] 参展企业生态 - 参展商覆盖储能全产业链环节，包括技术研发、设备制造和工程服务 [10][11] - 行业头部及代表企业云集，包括中车株洲所、阳光电源、双登股份、远景能源、海博思创、宁德时代等 [10][16] - 展会构建以储能为核心的“风-光-电-氢”智慧能源产业生态，展示范围广泛 [12] - 展示范围具体涵盖电芯、先进储能技术、大储、工商储、海外户储、PCS/BMS/EMS、电气设备、AI及数字化技术、热管理、消防、运维运营、EPC以及储能与数据中心、建筑光伏一体化、沙戈荒大基地、通信、车网互动、油田矿山、火电、钢铁水泥、孤网、重卡船舶、充换电、绿电直连、零碳园区、化工绿氢等众多交叉应用场景 [12] 论坛与思想交流 - 将举办超过40场主题论坛，内容全面覆盖政策、技术、市场等维度 [4][18] - 论坛演讲嘉宾阵容超过400人 [4][18] - 嘉宾矩阵立体多元，包括200余位政府高层与能源主管部门领导、10余位两院院士、300余位电网公司及发电集团领导、储能企业领袖以及40余位驻华参赞 [18] - 论坛议题精准覆盖政策解读、市场趋势、技术创新、出海布局、场景应用、产业链生态、投融资、标准规范、安全合规、运维服务等核心板块 [18] 国际参与与跨境商机 - 获得超过100家国际支持单位的支持 [4] - 得到来自美国、英国、德国、澳大利亚、法国、意大利等50多个国家的政府与能源机构支持 [22] - 行业联盟支持方包括加州储能联盟、欧洲储能联盟、阿拉伯可再生能源委员会、澳大利亚可再生能源协会等 [22] - 预计有40多个驻华使领馆参与，并组织超过20个国际B2B观展团，如来自伊朗、越南、巴基斯坦、印度等国的采购团 [4][22] - 设立国际馆、国际展团及全球采购商对接专区，并举办国际商务对接会、国际政策论坛、全球运营商大会等专项活动以促进跨境合作 [23] 特色活动与资源对接 - 展会定位为储能新品的全球首发阵地 [9] - 设计多元互动场景，包括技术交流类（如新品首发、沉浸式体验、闭门研讨会）、商业洽谈类（如供需对接、签约仪式、采购推介）以及细分场景深度对接类（如户储、工商储、微电网等应用沙龙） [26] - 提供金融赋能服务，围绕储能产业全周期融资需求，搭建分层分类的活动体系以促进资金高效落地 [27]

项目概况 - 智利开发商AME与法国电力能源解决方案智利公司合资的大都会发电公司正式启动安托法加斯塔大区Dune Plus储能项目建设 [2] - 项目总投资达62.9亿美元 [4] - 项目落地于玛丽亚埃莱娜市 [5] 阳光电源参与情况 - 阳光电源成功斩获该项目工程总包资质 将同时供应电池储能系统并签订长期服务协议 [2] - 项目包含333MW/1334MWh的Dune电池储能系统 为独立式4小时储能项目 [5] - 项目包含拉潘皮纳混合能源设施 整合了186MW光伏电站与175MW/702MWh电池储能系统 同样采用4小时储能时长 [6] 项目产能与客户 - 项目建成后将为智利最大光伏电站新增509MW/2036MWh储能容量 [4] - 所产生电力将定向供应给区域内的全球最大铜矿商智利国家铜业公司 [4] - 根据双方签署的15年购电协议 大都会发电公司每年将向其供应1TWh可再生能源 [4]