4月2日，大唐（寿光）新能源有限公司大唐寿光羊口东、营里 500MW 基地光伏项目160MW/320MWh储能工程施工总承包招标公告，项目位于山东省潍坊市寿光市，建设规模160MW/320MWh。本标段作为施工总承包工程，不论招标文件是否提及、投标报价高低，凡涉及本标段乙供设备材料采购（除甲供材料以外，甲供设备材料详见工程量清单）、建筑安装、施工协调补偿费、试验、检查测试、调试试运、档案竣工验收和竣工验收、移交以及质保期内的服务等全部工作。以及为配合整个光伏项目建设所需设备增加质量标准及采购和技术服务等工作。 要求投标人近5年须具有至 2个100MWh 及以上的电化学集中储能项目（含配套储能项目）已竣工EPC总承包或施工总承包业绩。 大唐寿光羊口东、营里 500MW 基地光伏项目160MW/320MWh 储能工程施工总承包招标公告 1. 招标条件 本招标项目（山东公司新能源分公司大唐寿光羊口东、营里 500MW 基地光伏项目 160MW/320MWh 储能工程施工总承包）已由（寿光市行政审批服务局）以（批文名称及编号 2305-370783-89-05-272052）批准建设，项目业主为大唐（寿光）新能源有限公司，建设资金来自建设资金来自资本金 20%（自筹）和融资 80%：大唐新能源（香港）有限公司 50%，大唐山东发电有限公司 30%，中国大唐集团新能源股份有限公司 20%。，招标人为（大唐（寿光）新能源有限公司）。项目已具备招标条件，现对该项目的施工总承包进行公开招标。 2. 项目概况与招标范围 2.1 招标编号：CWEME-202504SDSG-S001 2.2 项目名称：(山东公司)大唐寿光羊口东、营里 500MW 基地光伏项目160MW320MWh 储能工程施工总承包 2.3 建设地点：位于山东省潍坊市寿光市羊口镇东、营里镇北侧（潍坊市寿光市营里镇北部，老河口西部区域）。 2.4 建设规模：160MW/320MWh 2.5 计划工期：计划 2025 年 6 月 1 日至 2026年12月31日，579 日历天。 实际开工时间以现场开工令为准，如遇特殊情况，工期顺延并与实际工期同步至标段内所有项目施工完毕并投产发电。 2.6 招标范围：本标段作为施工总承包工程，不论招标文件是否提及、投标报价高低，凡涉及本标段乙供设备材料采购（除甲供材料以外，甲供设备材料详见工程量清单）、建筑安装、施工协调补偿费、试验、检查测试、调试试运、档案竣工验收和竣工验收、移交以及质保期内的服务等全部工作。以及为配合整个光伏项目建设所需设备增加质量标准及采购和技术服务等工作。 本项目储能工程与一标段 500kV 升压站内施工的界限划分：储能工程承包方负责储能电池舱区域环形道路（含环形道路）内建筑安装工程及区域外与储能系统有关的配置设施建筑安装工程（包括但不限于储能变压器及配电设施、电缆沟及电缆敷设等），负责接入一标段 500kV 升压站相关设备上（包含但不限于电缆试验完成后接入开关柜间隔、通讯光缆熔接后接入光纤配线设备等），并负责相关调试工作达到并网验收条件直至移交生产。因各标段施工质量等原因造成接入并网未成功或验收不合格，由产生问题标段负责处理并承担以此产生的所有责任及赔偿。 本标段涉及所有工作项目，均应满足国家法律法规、规程规范及施工图设计要求，同时遵守大唐集团“两不超““三个零”“五严禁”“八严格”，全面执行“四优工程”相关要求。承包方所有与本项目相关的工作均须无条件接受发包方及发包方确定的监理单位的管理。涉及与本项目一标段施工总承包 500kV 升压站区域分界线以内（含分界线）储能工程整体竣工验收的全部土建、安装、调试、试运、移交生产验收、竣工验收（含工程归档资料）等项目施工，内包括不限于以下工作： 工程施工（含地基处理，如有）：所需批复手续办理、建筑（桩基、承台等）及安装工程施工，施工协调补偿、设备及系统调试（含储能及相关设备调试过程中用电）、并网验收（包含但不限于各阶段质监验收、涉及宽频振荡风险分析专题研究、项目配套 500kV 输变电工程核准及电网验收、电力二次安防等）、竣工验收（包括但不限于水土保持验收、环保验收、消防验收、防雷验收等）、并网投运、性能试验、试运行等（个别项目及费用在暂估价或暂列金额中列出）； 其他：1）由承包人责任造成的任何缺陷、竣工资料的移交、工程质量保修期限内的保修服务、周边政府及民事关系协调等，并承担相应费用；2）负责办理有关专项监测、验收工作和并网前、后的各项试验及验收手续并取得相应报告及各阶段质监验收，包括但不限于（如有）：电能质量测试、保护定值计算、火灾报警装置及消防报验、二次安防评估、电力公司并网验收涉及的宽频振荡风险分析专题研究等达到验收投产条件的所有工作、项目配套 500kV 输变电工程核准相关报告编制及评审、审批相关工作、并网各阶段第三方检测等，并承担相应费用；3）配合办理电力业务许可证、办理《购售电合同》、《并网调度协议》、《通信协议》、《高压供电合同》、《并网通信接入系统技术服务合同》等，并承担相应费用；4）工程完毕后将施工资料、竣工资料、实验报告等与项目相关的全部资料移交甲方。 投标人应保证用于本项目的所有设备、材料均满足国家法律、法规，电网及招标人的技术标准及要求；招标文件中未列出但是为本项目所必需的相关设备、材料、试验检测、施工及协调等均属于本招标范围。对本项目招标范围内，若某些分项在招标文件中未专门提到，但它对于储能项目的功能、安全、稳定运行、并网是必不可少的，则这些建筑、设备或服务，也应由投标人提供，其费用包括在报价中。 3. 投标人资格要求 3.1 通用资格条件 3.1.1 投标人须具有独立法人资格或其他组织。 3.1.2 财务要求：没有处于被责令停产、停业或进入破产程序，且资产未被重组、接管，也未被司法机关采取财产保全或强制执行措施。 3.1.3 否决项包括供应商的以下情形： （1）在信用中国网站（查询网址：.cn/）被列入严重失信主体名单，且有效期结束时间晚于投标截止日的； （2）按照中国大唐集团有限公司供应商管理相关规定，应在规定范围内停止授标或取消采购活动参与资格（“灰名单”、“黑名单”供应商等），且有效期结束时间晚于投标截止日的。对于中标候选人/中标人，将在采购评审、中标公示、合同签订等关键环节进行复核，如存在违反上述否决投标条款情形的，不予授标或不签订合同。上述否决投标条款所涉及的事项，接受社会监督，投标人及其利害关系人可按照招标文件载明的方式进行举证。 3.1.4 本次招标采用资格后审方式，开标后由评标委员会对投标人的资质进行审查，资格条件没有达到招标文件规定要求的，评标委员会将否决其投标。 3.1.5 符合法律、法规规定的其他条件。3.2 专用资格条件： 3.2.1 投标人须具有以下至少一项施工资质： （1）电力工程施工总承包二级及以上资质 （2）水利水电工程施工总承包二级及以上资质 3.2.2 投标人须具有有效的承装类一级和承试类一级电力设施许可证，满足《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》(中华人民共和国国家发展和改革委员会令第 36 号)相关要求。 3.2.3 投标人须具有有效的安全生产许可证 3.2.2 投标人近 5 年须具有至少 2 个 100MWh 及以上的电化学集中储能项目（含配套储能项目）已竣工 EPC 总承包或施工总承包业绩。 3.3 投标人拟派项目经理须同时满足以下条件： （1）须具有（机电工程专业或建筑工程专业）一级注册建造师证书； （2）须具有有效的安全生产考核合格证书（B 证）； （3）在投标阶段未担任其他在建工程项目经理职务。 （4）拟派项目经理须具有至少 1 个 100MWh 及以上的电化学集中储能项目 （含配套储能项目）已竣工 EPC 总承包或施工总承包的项目经理业绩。 3.2.5 本次招标不接受联合体投标。 3.2.6 其他特殊要求： （1）业绩证明材料须包含：合同（至少包含合同首页、签字盖章页和合同主要内容页）、竣工验收证明（施工业绩的竣工验收证明必须经建设单位、监理单位和施工单位盖章齐全，否则不予认可）。 （2）拟派项目经理业绩证明材料须包含：合同（至少包含合同首页、签字盖章页和合同主要内容页）、竣工验收证明（竣工验收证明必须经建设单位、监理单位和施工单位盖章齐全，竣工验收证明中须有拟派项目经理姓名，否则不予认可）。 （3）一级注册建造师证（满足建办市〔2021〕40 号《住房和城乡建设部办公厅关于全面实行一级建造师电子注册证书的通知》相关要求。一级建造师电子证书应在个人签名处手写本人签名，电子证书上已标明使用时限，超出使用期限的电子证书无效。 （4）首台(套)装备、首批次材料、首版次软件参与投标时，属于工业和信息化部等部门相关名录所列首台(套)装备、首批次材料、首版次软件的，以及 《中央企业科技创新成果推荐目录》成果的，仅需提交正式印发的名录文件并说明本次投标属于名录中的哪一项，即视同满足市场占有率、使用业绩等要求。 3.3 注意事项： 3.3.1 以上资质要求均需提供相关证书扫描件或电子证书。 3.3.2 业绩时间以竣工验收证明上的竣工验收时间为准。竣工验收证明上没有竣工验收时间的，以签字盖章中的最晚时间为准；签字盖章无时间的，以竣工时间为准；竣工验收证明上没有上述时间的不予认可。 3.3.3 业绩证明材料必须能证明业绩类型及规模，否则不予认可。 3.3.4 用户证明须由最终用户盖章，可以是验收证明、使用证明、回访记录。3.3.5 提供的相关证明材料应清晰可辨，不能识别有效信息的不予认可。 3.3.6 如发现拟派任项目经理在投标阶段存在其他在建工程情况，评标委员会将启动澄清程序，投标人应按澄清要求提供经建设单位同意的项目经理变更说明或在建工程竣工验收证明，否则不予认可。3.3.7 在建工程是指处于中标结果公示到合同约定的工程全部完成且竣工验收合格期间的工程（与本次招标的工程属于同一工程相邻分段发包或分期施工的除外）。 3.3.8 本次招标采用电子方式开评标，除联合体协议书（如有）、法定代表人身份证明、法定代表人授权委托书需要满足签字盖章要求外，投标商务文件、技术文件、价格文件和其他文件首页由有法定代表人或其委托代理人电子签字并加盖电子单位公章后即视为满足招标文件所有签字盖章要求。并按照规定的时间上传加密的投标文件即可，无需逐页签字盖章。

北极星储能网讯：今年2月，国家发展改革委和国家能源局联合发布了《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）。136号文的出台，如同在新能源与储能行业投下了一颗重磅炸弹，引发了行业广泛讨论。 为了继续深入探讨136号文对储能行业的深远影响，3月27日，第三届中国储能大会特别组织了一场高端对话，邀请了来自南方电网、内蒙古电力集团、中国华能集团、大唐电力、协鑫新能以及海博思创等企业的顶尖专家，共同分享他们的见解与思考。 主持人：中国电力企业联合会副秘书长 刘永东 对话嘉宾： 南方电网原专家委员会专职委员、特邀战略专家郑耀东 内蒙古电力集团蒙电能源研究院董事长 赵晨旭 中国华能集团清洁能源技术研究院储能技术部主任 刘明义 大唐中南电力试验研究院首席专家 韩金华 江苏协鑫新能综合能源服务有限公司副总经理 崔茂海 北京海博思创科技股份有限公司人工智能科学家 王劲松 以下为对话实录： 刘永东： 136号文的出台对于行业产生了很大影响，目前正处于政策的过渡期。上半年，很多地方政府需要围绕136号文件做一些配套完善的工作。在这个过程中，如何更好地把握方向、找准关键点，是我们储能行业必须面对的一个重要话题。 在今天的环节中，我们设计了对话环节，邀请行业相关企业的代表进行交流，共同研讨、探索136号文件对我们带来的影响。 我想首先提出第一个问题：新政发布以后，对我们储能行业带来的最关键的、最重要的影响到底是什么？我们最希望相关政策出台什么？刚才南网的郑耀东主任其实已经谈到了一些相关内容，但对于这一点他还没有完全展开。所以，我想特别请郑主任就这个话题再进一步阐述一下您的观点。 郑耀东：这个话题很敏感，大家也很关注。文件的立意特别好，旨在促进新能源的高质量发展，其实也希望能顺便促进储能的高质量发展。我是这么理解的，那为什么要促进高质量发展呢？是因为过去的发展不够高质量、不够科学，只能这么理解，也应该这么去理解。 一个产品最终是由消费者买单的，无论是新能源发电还是配套储能，这个成本如果最后不转嫁到消费者身上，是不符合经济规律的。那么现在我们所有的用户，我们为储能买单了吗？储能运行得好吗？储能的投资人有合理的收益吗？这里面的每一个节点都存在问题。 另外我们还存在过去新能源的消纳。《可再生能源法》曾要求全额消纳，后来有些管理指标要求达到95%。2024年的几个文件说明，在新能源富集地区，消纳利用率可以达到90%，甚至可以动态调整。为什么这样？新能源发展到目前这个阶段，要高质量发展，必须要求经济性，不能给新能源“带枷锁”，形成高成本的新能源。储能如果能助力新能源发展，那肯定是一种好的发展方式；但如果拖累了新能源的发展，那它就是一个阻碍。所以我觉得在这个时候出台这个文件，其实是一种经济性各方面的平衡，我认为是一个很好的文件。 但是，我们现在新能源的消纳率连续六年都保持在96%以上，现在很多省份保持90%都有些困难了。国家也给了文件，允许90%甚至以下。所以新能源消纳率应该由新能源的投资主体根据消纳情况主动配置储能，以提高新能源的消纳率，我认为这是一个很正确、很科学的选择。 当新能源消纳率低于90%，甚至低于80%，甚至可能有的地方低于70%的时候，投资主体就会更愿意主动配置储能，并且一定要让储能运行得更好，以增加它的效益。所以我很赞赏这个文件，也支持这个文件。 刘永东： 刚才郑主任的发言，实际上还是谈到我们的储能初心，是要与新能源协同起来。新能源的发展，今后不再是百分之百并网，而是要按照要求进入电力市场进行交易。这实际上改变了底层逻辑。刚才也谈到这个话题，过去可能是必须要配储能，现在则是根据市场需求来配置。 接下来，我想请内蒙古电力集团蒙电能源研究院董事长赵晨旭来回答第二个问题：政策发布以后，我们的定位会不会调整和变化？或者说，我们会重点关注哪些领域？在这个基础上，我们的规划如何进行，以指引储能行业的布局？ 赵晨旭： 大家好，我来自内蒙古电力公司。136号文发布之后，对于内蒙古来说，我认为这是一个利好消息。大家都知道，内蒙古有一些大型能源基地，在强配储能政策下，实际上大家的积极性并不高，甚至出现了一些“晒太阳”的现象，也就是为了拿到指标而被动配置储能的情况。但自从136号文件发布之后，我觉得这是国家的一个突破性进展。 这里面要提到内蒙古一个政策，就是未来就没有源侧和网侧这么一说了，内蒙古的电站全部成为独立 储能电站 ，无论是源侧还是网侧，政府都要给容量电价，也就是有个0.35元的补贴。各个厂家、投资方都趋之若鹜，到了内蒙古，找我们的人很多，纷纷表示要投资。过去是被动强配，大家积极性不高，现在有了0.35元的补贴，再加上这里的电价差优势，他们主动来要投入这个市场。这就像郑总讲的，储能要到市场去赚钱，而不是依赖国家的政策。国家政策只是给了市场一个机会，市场是有赚有赔的。这就考验你的交易能力和运维能力。我觉得这是一个很好的转变。 再谈谈内蒙古的一些底层逻辑：为什么要配置储能呢？内蒙古的新能源装机每年平均是4000万千瓦。过去在强配政策下，要求配套20%的储能。那么今年还是4000万千瓦，按照这个比例，就需要配套一些储能。过去是强配，现在虽然不再强配了，但储能还是要上的，因为电网需要。电网需要，政府就会给予一些补贴。 补贴从哪里来呢？过去讲的是由政府出，但现在是由能源企业、发电企业来分摊，因为大家都受益了——你不弃风、不弃光，你受益了，所以你要来投资。还有一个底层逻辑：根据中国今年公开的数据，全国新型储能装机是7600万千瓦，内蒙古占了1000万千瓦，基本上占了七分之一，占比很大，这说明我们是真需要新型储能来帮助解决电网中的困难。 内蒙古的大致情况是，今年内蒙古计划新增1000万千瓦的储能指标。近期，大家都在积极申报，项目也在陆续落地。如果能在今年6月30日之前申报成功并开工建设，就能享受到每千瓦时0.35元的补贴。如果错过了这个节点，那就只能等到2026年。2026年9月份会补充一批指标，后面还有很多好的政策等着大家。 今年内蒙古投资新能源的金额是3600亿元，也在那里等着大家。我们欢迎来自各行各业的朋友到内蒙古来投资，内蒙古的储能市场等着大家。 刘永东： 谢谢赵董事长给大家带来这样一个令人激动且鼓舞人心的信号。确实有真需求，而且还有实实在在的政策激励机制，让我们的储能在内蒙古的能源电力转型中发挥更大的作用。其实，我们在上午的介绍中已经谈到了各种储能技术。136号文发布后，大家都判断，储能技术的发展必须和电力系统的实际需求紧密结合，毕竟电力系统在不同的场景下，需要的技术类型也各不相同。不管是构网型储能、长时储能，还是储能安全，这些都是我们关注的重点。那么，在136号文出台后，接下来这段时间，哪些技术会成为行业关注的焦点呢？接下来，有请中国华能集团清洁能源技术研究院储能技术部主任刘明义。 刘明义： 我还是先从136号文说起，136号文出台后，大家都谈到底层逻辑。其实现在新能源，从发电的角度来看，装机可能始终在快速增长，但发电量的增加远小于装机容量的增加。一方面可能是有弃电的问题，官方有公布数据，但实际数据可能比官方的还有一定偏差。另一方面，从我们集团来看也有一定代表性。比如，新能源的投资增速小于收益增速，也就是说新能源现在在投，但它产生的电量是有限的。 再说具体一点，比如东北区域的公司，它的利用小时数已经不是像过去可研报告里写的那样，比如每年的风场利用小时数是逐年减少的，也就是说装得太多以后，实际上之前装的都受影响了。这就是为什么现在要有136号文，就是说不能再强行靠政策要求电网必须缴纳多少，消纳多少，因为电网没有这个能力，要尊重客观规律。拼命往上装都能消纳吗？那一定不能。所以我觉得这个文件最大的优势在于它回归了市场本身的调节，所有的东西一定要靠市场来调节才是最健康的。 当然在发展的初期，可以用政策性引导。但至少新能源到这个阶段其实已经不需要补贴了，这个时候需要它健康发展，就要市场来引导。这就是136号文最根本的，实际上是针对新能源提出的。但为什么会提到储能？因为已经让它自身去发展了，强配储已经完全是没有必要的事情了。 这就是为什么一定会取消，而且从逻辑上也是这样：建不建是我的事，那我配不配还用你管吗？但是怎么看待这个取消？实际上一直有观点认为，短期内不配储了，可能会对储能市场有一定冲击。但长期来看，对储能是非常利好的。我觉得有两点： 第一，为什么对储能影响很大？以前是“配而不用”，谁做得成本更低，就可以简单地将其放置在那里。就像大家买车占个号，你会在意那辆车吗？你一定用便宜的车去占号。但如果你天天开这辆车，你还会这么考虑吗？所以这就回归到刚才秘书长问我的问题——安全性你会考虑了，对吧？你要配多少时长，这才会第一个逻辑回到这儿：你真正上储能，一定是自己要用。 第二，新能源现在也要走向现货。走向现货的时候，价格完全由市场调节。谁配了储能，谁就有能力调节出清价高的时段的电。比如最简单的例子，光伏大发的时候，中午，山东省甚至火电都有负电价的时候。实际上光伏大发的时候，出清价是很低的，甚至到负电价，甚至零分，几分钱是一定赔钱的。但如果有配储的，我可以把这阶段的电储存起来，移到两头去送。那个时候电可能就是几毛钱，五六毛钱、七八毛钱都可能，这就是市场调节。 所以真正的储能配置要根据实际的经济测算。早期的电站谁先配了储能，谁的收益就会多。这会促进什么？新能源场站可能会去配储，而且这种配储是非常健康的。配几小时不是你定几小时，而是根据需要测算几小时，经济性最好。 再说第三点逻辑，凭什么新能源发出来的电就得让别人替你去分担调节任务呢？现在靠火电、水电调节，这在电力市场上是不公平的。凭什么新能源一直像个长不大的孩子，或者是个巨婴？到现阶段，新能源体量已经这么大了，配储的逻辑是什么？最终市场调节的话，你的电都得变成可控的，我不管你是不是新能源，新能源天生有波动性、间歇性，这是它的天生问题，但你可以通过储能来调节。通过市场导向后，新能源在极端情况下配的储能足够多，完全可能实现24小时发电，就像火电、水电一样可控，这就是它真正的底层逻辑。 到这个时候，电力市场再选择哪个电，调谁的电。毕竟新能源发电没有燃料成本，储能成本降下来后，它的价格还是低的。这个时候才叫真正回归到“3060”目标，而不是像现在这样，只是增加量，但没有起到稳定支撑作用。 所以我觉得最终导向应该是这样：通过储能把新能源天生的缺陷自己补齐，补齐到什么程度就看市场需求和导向。这个过程并不需要出台什么政策。我一直的观点，这仅是个人观点，不需要政策。你看储能出了多少政策，几百个都是少的，上千个政策都有统计，但有多少能真正落地实行？ 其实不要政策，就像我说做储能电站真正要做减法一样，真正有效的东西来调节它就好。是什么？市场。用市场一条主线把它调节好就行，不需要出台这个政策、那个政策让电网怎么消纳。把规则制定好，剩下的让大家去做。最终新能源一定能调节，变成可控的，就像火电、水电一样。这样我们电力市场将来一定会健康发展，火电也有可能真的能退出，因为新能源完全能调节了，我觉得是这样。 刘永东： 好，谢谢明义总的介绍，专业又精彩。大家也都知道取消强制配储以后大家都在盯着发电集团怎么想，发电集团会不会暂停 储能项目 ，还是会继续推进？这其实是一个大家都非常关心的话题。所以，我想请下一个发言嘉宾，大唐中南电力试验研究院首席专家韩金华主任，分享一下发电集团在取消新能源强制配储政策出台后，对这个问题的思考逻辑，或者底层逻辑是什么。是暂时的调整，还是长远的规划？未来前景是否光明？特别想请韩主任就这个话题，分享一下他个人的专业见解。 韩金华： 这个问题我先向大家汇报一下我个人的一些看法和观点，仅代表个人意见。我认为储能作为新能源协调和调控的必要手段，无论如何都需要配置，只是配置方式可能会与过去有所不同。这种变化的核心在于，储能将从过去政策要求的被动配置，转变为以价值收益为导向的主动配置。 短期内，可以看到一些报道确实出现了新能源配储项目延期或取消的情况。但我的观点与刘总一致，短期可能会经历阵痛，或投资需求减少的阶段。然而从长期来看，这对储能行业仍是利好，将促进行业的健康良性发展。 对于发电企业或投资新能源配储的主体来说，短期内可能会持观望态度，待各地政策明确后再调整投资决策。具体可以从三个方面来看： 第一，136号文是一个粗线条的政策总纲，要求各地在年底前出台配套实施细则或实施方案。这些细则在不同地区会有较大差异。今天上午中电联发布的报告中提到，新疆、西藏等地的新能源配储利用小时数已超过1000小时。因此，后续投资可能会根据地方政策、市场特点和电力系统需求进行适当调整。 第二，过去的配储比例通常在10%-20%之间，而今天分享的三峡案例中，比例已达到27.5%。未来投资者在配置时可能会拥有更大的自主选择权，包括配储比例、技术路线等，并与新能源项目进行更灵活、科学的搭配。 第三，转向价值导向后，必须关注全寿命周期成本或价值回报。未来的新能源项目可能不再单纯追求低成本，而是更看重全寿命周期的综合价值。因此，投资者可能会选择技术更成熟、安全性更高、能效更优、循环寿命更长、智能运维更完善的产品，从而推动行业向更优质的方向发展。 总体来看，发电企业仍会选择配置储能，但短期内会经历观望和调整投资策略的过程。以上为个人观点，如有不妥之处，欢迎批评指正。 刘永东： 好，谢谢韩主任这样一个精彩的个人的分享。作为一个储能的开发商或者储能电站的项目方来讲，可能就必然面临一个问题。在这种情况下我如何来去推动？大家也都知道咱们这个协鑫在整个的人员管理，整个的项目开发上，应该说具有非常好的这样一个经验。所以我想下个话题下抛给咱们江苏协鑫新能综合能源服务有限公司副总经理崔茂海，关于这个新政发布以后，我们的新能源的项目，在实际需求的角度上来讲，如何来进行配置？包括我们电力在建成以后运营怎么来去考虑？如何能够更实现我们的利益的最大化？有请崔总。 崔茂海： 我觉得136号文的核心，就是要通过市场化的机制来倒逼新能源主动地提升自己的竞争力。储能应该是一个优化收益的一个工具，而不是一个满足政策合规的成本。所以说在新政下，我们对于储能电站的配置和它的运营策略是提出了新的要求。 首先在储能电站的配置方面，原来是强制配储，现在要转向主动优化配置。其实就是从“要我配储”到“我要配置”的阶段转变。大家都知道新能源发电具有波动性的特点。光伏在大发时段，电价有可能是低的。这个时候就需要储能来调节我们的发电时段，来提高我们新能源项目的收益。 其次，在储能配置方面，要考虑市场化的交易电价，还有投资回收周期，进行一个动态评估。在电力现货市场，要根据电力现货价格实时调整储能的充放电策略，提高峰谷价差收益。 还有，技术路线的选择和经济性测算也很关键。新政鼓励灵活配置新型储能，业主企业要根据项目特性选择技术路线，包括配置短时储能还是长时储能。比如，一些分布式项目主要是为了提高消纳率，可以配置短时、小型储能；而集中式新能源项目则主要考虑配置规模化储能，通过储能参与电能量市场和辅助服务。 第三，储能要与市场机制协同。新能源现在有机制电价，储能应发挥调节电量申报比例的作用，实现新能源电站收益最大化。 在运营策略方面，原来实行的是报量报价政策。现在要从报量报价转向全面市场化交易。新政要求所有新能源场站都要全面入市。这对运营企业来说，意味着要建立专业化的运营团队，精细化预测电量和电价，从而制定精准的报量和报价策略。 此外，我们还可以通过引入金融工具锁定部分收益，降低价格波动风险。同时，储能可以参与辅助服务市场，比如调频市场、爬坡市场，甚至是黑启动，来提高电站收益。 对于分布式运营策略，未来分布式上网部分要承担系统调节费用。分布式收益的高低取决于上网电量和自发自用比例。这时，储能可以结合用户负荷曲线优化充放电策略，提高白天光伏发电时段的消纳率，从而提高新能源电站的整体收益。 最后，关于存量项目和增量项目的问题。存量项目可能没有配置储能，但根据136号文的核心要求，后续需要增配储能或租赁储能参与辅助服务或电能量市场交易。增量项目则很简单，在规划阶段就要同步规划配置储能，将来与新能源场站共同参与电能量市场和辅助服务市场。 刘永东： 我们这次还专门邀请到一家制造企业—海博思创。我们也特别想知道，作为制造企业，新政出台后对企业的影响，以及企业对这个问题的对策和下一步的布局。所以，下面有请北京海博思创科技股份有限公司人工智能科学家王劲松博士，就这个问题分享一下他个人的观点。 王劲松： 感谢主持人，非常激动有这么一个机会向各位专家前辈学习。 今天主要是因为问到了人工智能或者后续的运营方式。海博思创作为集成商，可能最大的挑战在于取消强配之后，对储能的要求会更高。主要从技术角度来看，我认为有三个主要挑战。 一个是在电价波动下，如何实现全生命周期的收益优化，以及电价预测和交易能力的提升，通过储能来体现价值。另一方面，主要是应对电网波动和电价波动，储能本体技术如何达到相应的支持和响应能力。第三点挑战，就是在实际运行过程中，如何实现实时调控和综合优化。 针对这些技术挑战，应对措施首先是进行全生命周期的综合评估，从价格角度出发，在售前阶段就进行全面考量。在运行运营过程中，我们会对电价波动进行精细化预测，比如去年甘肃的电价预测误差可能高达26%，所以我们通过26个维度进行精细化建模，确保从电网到设备运行的约束条件都经过精细化建模，以保证预测的精确度和收益效益。 最重要的是储能本体技术的挑战。首先，场站的数据一定要采集上来，我们的解决方案是将AI进行轻量化和本地化部署，关键是要实时把控整个场站的状态和数据质量，否则我们就没有样本进行分析。另一方面，在整个生命周期中进行监控和预测，定位相应的故障。 在监控过程中，我们会将整个神经网络进行轻量化处理，并部署在场站上。一方面是采集稀疏化的样本，通过卷积神经网络进行分析，以保证场站的各项安全指标都能得到有效监控和预测。另一方面是降低采集和计算成本，从而带来更高的收益，这也是储能做减法的一个体现。 对于第三个挑战，应对措施是进行动态仿真和建模，通过微分神经网络对电网直流侧、交流侧以及储能进行综合动态建模。基于这种建模，所有的人工智能决策都有精准的保障。在交易或储能执行充放电策略时，实现综合优化和动态响应，例如电芯热管理也会在这种建模中进行多参数优化。 通过以上内容可以看出，储能的发展是基于市场化驱动和人工智能赋能的趋势。我们希望未来的新型储能能够像大模型一样，不仅能够响应，还能进行博弈，结合风光电网的各种状态，同时能接收外部决策信息，进行综合决策。在市场驱动和AI赋能之下，储能应该是未来新型电力系统中的核心要素，这种感觉就像“万物并作，吾以观复”，更多是一个智能体在电网或市场中的运行驱动。以上是我的一些分享。 刘永东： 谢谢刚才王博士精彩的分享，让我们以热烈的掌声对刚才六位专家的个人分享表示衷心的感谢。刚才大家谈了很多内容。我想有一点需要特别注意：如果大家在对外宣讲或在微信公众平台分享相关信息时，希望大家明确，今天这个对话环节仅代表个人专家的观点。因为政策刚刚出台，整个行业还在消化期，各个地方政府也在相继出台地方政策的过程中。我听完后，大概有以下几点想法，我觉得这些也很重要。 第一，我相信大家对新型储能未来发展前景和愿景依然坚定。新型储能的作用是在电力系统中扮演灵活性调节资源的角色。随着双碳目标的推进，我们对灵活性调节资源的需求会越来越旺盛，市场规模也会越来越大。作为灵活性调节资源的一部分，新型储能的作用和地位也会越来越重要。因此，我们应该坚定新型储能的发展前景。 第二，新政发布后，我们要更多地关注新型储能与新能源的协同发展问题，特别是风电、光伏等新能源的运行和变化情况。这些情况与场站所在的电网结构和运行需求有着很强的关联性。 第三，新型储能要与电力市场建设的需求有更密切的关系。当然，还有一点也很重要，就是科技创新对新型储能带来的变革性影响。我们希望出现更安全、更经济、更高效的储能技术，以适应发展的需要。当然，我们也会关注136号文件出台后，大家更加关注的新型储能布局和形态可能带来的变化。其中有一点比较重要，那就是独立储能今后如何发展，建议大家高度关注。当然，我们也会高度关注地方政府出台政策后，对136号文件执行情况的评估工作。这些都有待于行业共同关注，并且需要我们共同努力来促进新能源的发展。特别是在全面市场化后，新型储能如何在电力市场和市场竞争中扮演好角色，如何实现经济可持续和市场化盈利的高质量发展，也是值得关注的话题。当然，我们也会和大家一道保持关注，并在政策建言献策方面共同努力。 再次感谢各位专家的精彩分享。谢谢大家。

北极星储能网获悉，4月1日，惠阳区50MW/300MWh独立新型储能电站项目工程总承包及运营（EPC+O）（第二次招标）中标候选人公示。 第一中标候选人为广东省第一建筑工程有限公司、惠州惠阳图迹智慧运营科技有限公司、中海储能科技（北京）有限公司、广东南海电力设计院工程有限公司、中铁七局集团电务工程有限公司，投标报价73330.807616万元，折合单价2.444元/Wh； 业绩情况：1、榆林2100兆瓦光伏发电项目(神木市500MW)光伏场区二标段PC承包； 2、佛山市南海区狮山镇200MW/400MWh独立储能项目； 3、广州市南沙区200MW/400MWh独立储能电站项目； 4、兴宁市工业园 200MW/400MWh新型共享储能电站项目； 5、中城大有梅州梅县区新型独立储能项目； 6、云浮市云城区河口200MV/400MWh独立储能项目； 7、中城大有大亚湾80MW/160MWh电网侧独立储能项目； 8、500kW/4000kWh铁铬液流电池储能项目； 9、2MW/10MWh铁铬液流电池储能设备项目。 第二中标候选人为广东省工业设备安装有限公司、上海电气（安徽）储能科技有限公司、山西合力创新科技股份有限公司、中誉设计有限公司，投标报价71733.975522万元，折合单价2.391元/Wh； 业绩情况：1、华润宜良嵩明凤凰山200MW药光互补光伏发电项目勘察设计技术服务； 2、重庆能投高阳100MW山地光伏发电项目勘察设计技术服务； 3、江苏华电光伏集中配建灌云200MW/400MWh储能项目10MW20MWh全钒液流电池储能系统项目； 4、国电投海阳100MW/200MWh储能电站项目1MW/2MWh全钒液流电池储能系统采购项目； 5、华润财金山东东营源网储一体化示范项目1MW/2MWh液流电池储能系统 EPC 工程总承包； 6、华润电力鄄城源网储一体化示范项目1MW/2MWh液流电池储能系统项目； 7、安徽海立1MW/4MWh全钒液流电池储能项目。 第三中标候选人为广州市第三建筑工程有限公司、深圳市欧力普能源与自动化技术有限公司、四川天府储能科技有限公司、韶关市擎能设计有限公司，投标报价73615.151759万元，折合单价2.454元/Wh； 业绩情况：1、南方风机股份有限公司14900.64kWp光伏发电项目； 2、武江西河60MW集中式光伏综合利用项目； 3、河北建投承德围场钒液流电池MW级模组GW规模全产业链生产线技术合作方项目(河北建投2MW模组项目)； 4、全钒液流电池电堆采购； 5、新能源-全钒液流电池储能系统； 6、250KW/1Mwh全液流电池储能系统单元模块项目电堆设备采购。 此外，广东省源天工程有限公司、、广东弘德电力科技有限公司、肇庆电力设计院有限公司、四川伟力得能源股份有限公司、登峰国际工程有限公司也入围该项目，投标报价71231.291934万元，折合单价2.374元/Wh。 项目招标人为惠州市凝鑫巨力能源科技有限公司，项目位于广东省惠州市，规划储能规模50MW/300MWh，采用铁铬液流储能电池技术路线。储能系统经110kV主变升压之后，通过1回110kV线路就近接入220kV巨力变电站110kV侧备用间隔，实现并入惠州110kV电网。招标范围包括项目的勘察、设计、采购、施工及运营。

北极星储能网获悉，4月1日，龙门索英鑫能储能科技有限公司发布惠州市龙门县200MW/400MWh独立储能项目-EPC工程总承包项目招标公告，项目资金为自筹资金68000万元，约合1.7元/Wh。 原文如下：

北极星储能网获悉，4月1日，华润新能源投资有限公司广西分公司发布华润电力防城港防城区100MW/200MWh集中式共享储能电站项目储能系统设备采购招标公告，项目位于广西防城港市防城区。 原文如下：

北极星储能网讯：3月31日，深能（景洪）新能源有限公司发布200MW/400MWh共享储能项目EPC招标，标段合同估价37000万元，约合0.925元/Wh。资金来源中20.14%为自筹，79.86%为贷款。 项目位于云南省景洪市勐养镇东部，拟配置5.015MWh储能单元80套，配套建设220KV升压站一座，通过1台35kV/220kV变压器升压后，经1回220kV线路接入至版纳变220kV侧。升压站内预留绿能石头寨光伏接入间隔。 该投标需要缴纳保证金20万元。 原文如下：

0.499元/Wh，0.486元/Wh，0.478元/Wh……今年第一季度刚过，工商业储能电柜的价格已经砍到“膝盖骨”，并且依然未见止跌迹象。而这，仅是当下储能江湖内卷的冰山一角。 财联社记者近日在第十五届储能大会暨展览会上获悉，万金储能旗下的2.5MW/5MWh 20尺液冷直流舱报价已经来到0.0998元/Wh。同比去年，今年的展览会整体降温明显。在现场，财联社记者听到频率最高的两个词，是“136号文”和“反内卷”。 今年2月，国家发展改革委能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（即136号文），在引导新能源参与电力市场的同时，也为储能的市场化发展营造了外部环境。从市场反应来看，储能企业有激情，有挫折，有迷茫，也有坚守。 与此同时，行业的内卷风暴正将中国储能逼向全球能源革命的战场，价格竞争从国内延伸至海外，蓝海迅速泛红。大会期间，财联社记者面对面访谈了南都电源（300068.SZ）、江苏北人（688218.SH）、万金储能等企业，近距离感受中小企业是如何在行业内卷中寻找突破口的。 5.31“抢装潮”兴起，下半年预期分化 136号文指出，推动新能源上网电量参与市场交易，上网电价通过市场交易形成，并建立“新能源可持续发展价格结算机制”。解除“强制配储”对行业而言，究竟属于利好还是利空？截至目前，业内大都倾向于“短期利空，长期利好”。 值得一提的是，136号文规定，对存量项目（2025年6月1日前并网）采用“差价结算机制”，确保其收益不低于原机制电价，但需逐步缩减保障电量比例；增量项目（2025年6月1日后并网）则完全通过市场竞争确定电价。 据上海电力设计院有限公司副总经理、总工程师叶军透露，近期储能行业出现了“抢装潮”。“所有发电集团在建项目都在拼命赶工期，要求一定要在5月31日前全部并网。我们公司做工程总包，以及设计规划，现在大家忙得不得了。” 不过，浙江卧龙储能系统常务副总裁陈雨思称，即使“5.31抢装”带来满产，但产品价格仍然较低。另外，多位行业人士预测，136号文件出台后，原来强制配储政策下的很多产能将会处于闲置状态。 广州智光储能董事长姜新宇表示，过去几年储能高歌猛进，主要得益于国内新能源汽车产业发展和强制配储政策。“2025年可能是冰火两重天。5月31日之前，大家为了满足配储需要，要赶交付，赶投产；但今年后半段，很多企业的产能可能会面临闲置。” 国家发改委能源研究所系统中心副主任、副研究员刘坚表示，之前国内独立储备约50%的收益来自于新能源配储，由于136号文的出台，后续可能有比较大的不确定性，储能直接的容量租赁可能是一个变化。“不是说新能源配储会完全退出，但可能它未来的收益会有比较大的风险。未来可能会更多依赖于电力市场或电价机制，特别现在大家比较关注的容量电价问题。” 安徽海螺融华储能科技有限公司副总经理李斌将136号文形容为储能行业的“巨震”和“急刹车”。弘正储能有限公司副总经理张鹏则担忧，“新能源未来如何盈利，现在要打一个很大的问号。” 对此，中国能源建设集团新疆电力设计院有限公司副总工程师林雪峰认为，在136号文颁布后，预计独立式储能将成为未来新型储能的主要形式，且现货交易将成为一种主要的盈利模式。“这种模式更灵活，盈利空间可能更大，但风险也会随之加大。” 针对取消强制配储的影响，江苏北人产品总监洪启峰对财联社记者表示，预计今年工商业储能比以往会有更好的增长；南都电源执行总裁高秀炳认为，未来储能的价格将走向更理性的方向；平高集团储能科技有限公司副总经理阮鹏称，此举引导储能行业从建设为重心转到运行为重心的新时期。 “取消强制配储，短期对新型储能发展有一点消极影响，特别是在新疆新型储能的规模一定会下降，其他地区应该也是一样。” 国网新疆电力有限公司经济技术研究院的翟旭京称，但长期来看，该政策能够真正发挥调节作用，让新型储能在市场当中生存下来。 “市场化交易以后，对于新型储能的需求会更大。过去我们是抢配，取消抢配后我们需要什么产品？高质量、高安全、高性价比的产品，所以这给我们真正做产品的企业是一种奖励。”北京鉴衡认证中心储能事业部解决方案销售总监王德科如是说。 在西安奇点能源股份有限公司营销事业部副总经理李智杰看来，今年上半年，工商业储能的投资热情将处于低点。而伴随着设备端的出清，整体增速将优于预期，预计今年下半年或迎来一轮行情爆发。 “反内卷”情绪明显高涨，外企放弃竞争寻求合作 产能过剩、价格杀跌、技术迭代、安全焦虑，加上政策突变，头部企业更加凶猛抢占市场……业内普遍认为，储能行业的淘汰赛已开始，但还未进入到高潮。 “‘从来生死都看淡，专业和周期对着干。都说储能能挣钱，干完储能泪满面。’我相信很多行业同仁都是都带着沉重的心情来参会的，因为市场已经内卷到无毛利甚至负毛利去做项目。” 派能科技（688063.SH）国内营销事业部副总经理彭宽宽说，“储能180亿的市场空间，有20多万家储能企业，其中参保超过20人的有7万多家，你们觉得这个市场盘子能支撑这么多企业盈利吗？我相信答案是否定的。” 内卷的环境摆在眼前，大部分储能企业都在负重前行。作为储能投资运营头部企业，美克生能源同样明显感受到市场竞争加剧的压力。 “很多人是在‘打架’过程当中认识我的。我希望大家都可以坐下来喝喝茶，都收一下手，没有必要那么卷。这样设备厂商、投资方、建设方、EPC方的利润都会稍微高一点。” 美克生能源高级副总裁张宝磊呼吁，“大家知道光伏行业已经三起三落，现在是第四落，看能不能做第四起。我相信储能行业只是开始。” 万金储能董事长朱春雷对财联社记者表示，“打价格战大家都很痛苦。不降价，可能就没有竞争优势，就拿不到订单；降价以后就没有利润，长此以往企业还是生存不下去。” 2024年6月，万金储能提出要做储能行业的“富士康”。财联社记者最新了解到，万金储能现在的定位是成为行业“台积电”。“我们现在0.0998元/Wh的系统集成代工价，还是有利润的。我预计公司今年订单有望翻番。成本创新跟价格战完全是两码事情。” 朱春雷强调。 纬景储能科技公司联合创始人、首席智造专家刘雷告诉记者，“如果我们把供应链看成是成本中心，大家会发现，所有的思维一定是压价思维。在压价思维下最后得到的结果是什么？除了内卷以外，剩下是质量差、技术停滞不前。” 尽管面临内卷困局，但不少行业人士对储能产业的长期发展仍持乐观态度。陈雨思认为，内卷是持续的，但内卷可能会越来越好。李智杰则表示，“这是一个穿越周期的过程，卷到最后，剩者为王。所有伟大的企业，都是冬天的孩子；每个能活下来的企业，谁不是熬过冬天的孩子?” 而在洪启峰看来，储能行业的拐点或许已经不远了。“两年前电池的价格还是五六毛甚至更高，现在已经跌到两三毛，基本已经探底了。这其实是好事，现在大家对工商业储能电柜的空间占用、能量效率、收益情况等会更加关注，而不是只看价格。” 有人呼吁停止内卷，有人反思为啥要卷，有人在寻求“破卷”。 林雪峰表示，“储能出海是解决内卷一个非常重要的方向。虽然我们的成本优势比较大，但是由于贸易壁垒方面的问题，更多的企业会选择产能出海。” 高秀炳也表示，对比国内，海外卷的程度要低很多，因为海外不存在强制配储。此外，海外客户并不只是追求最低价，而是更在乎产品的可靠性和安全性。 “很多卷成本的储能企业，时间不长就倒闭了，卖出的产品成了僵尸设备。” 洪启峰说，“海外储能项目，大家最关心的是如何保证售后问题。我印象比较深的一点，就是有海外客户问‘如果设备坏了，我如何在两个小时内联系到你’。” 只是，当出海被诸多中国企业视为破“卷”的重要路径，海外企业该如何应对？ 彭博新能源财经中国客户经理赵靓向财联社记者分享了一个小故事：“年初在休士顿的一场能源峰会上，有一个话题叫‘怎么与中国电池厂家竞争’。我们同事讲到最后，他觉得不应该去找答案，而要改变提问角度，变成‘怎么与中国电池厂商合作’。”

海外大储景气度持续，光伏逆变器头部厂商德业股份（605117.SH）欲提前进行产能布局。 德业股份晚间公告称，公司全资子公司宁波德业储能科技有限公司（下称“德业储能”）与慈溪滨海经济开发区管理委员会签署《投资协议书》，拟在慈溪滨海经济开发区投资建设年产16GWh工商储生产线项目。 公告显示，上述年产16GWh工商储生产线项目将分两期投入。其中，一期规划年产能7GWh，固定资产投资预计不少于8.95亿元；二期规划年产能9GWh，固定资产投资预计不少于 12.32亿元。据此计算，该项目总投资金额预计不低于21.27亿元。 据公告，此次项目资金来源为德业储能自有资金或自筹资金。德业储能将在签订《国有建设用地使用权出让合同》后迅速启动项目开工建设，并在拿地后36个月内竣工投产、60个月内达产复核。 德业股份表示，地缘政治、高电价、政策支持等多重因素叠加，海外工商储市场需求进一步释放。本投资项目是基于公司战略发展的需要及对工商业储能系统市场前景的判断，满足未来工商储销售规模增长需要。后续项目成功实施，将对未来经营业绩产生积极影响。 华西证券3月30日发布的研报称，当前海外光储市场进入高景气度。“欧洲户储去库进入尾声，叠加二季度需求旺季来临，欧洲等传统市场需求有望持续修复；同时，新兴市场电价高涨+保障用电稳定性等因素下，户储、工商储需求进一步释放。” 德业股份旗下拥有全系列光伏逆变器、储能电池包以及以除湿机、暖通产品为代表的环境电器三大核心产业链。根据业绩预告，公司预计2024年实现归母净利润为29亿元至31亿元，同比增长61.92%到73.09%。在光伏行业整体低迷的背景下，德业股份无疑是行业“黑马”。 德业股份业绩逆势上扬的一个重要原因，在于其对海外市场的重点布局。德业股份在业绩预告中表示，2024年海外光储市场需求增长更具区域性特点，亚非拉市场由于国家电网基础设施陈旧，电力短缺对可并离网切换的户用储能产品需求持续高增，欧洲市场如德国市场因其高电价更侧重对储能产品经济性的需求，乌克兰市场则由于地缘政治影响更侧重用电的刚性需求，因此市场需求持续增长。 值得注意的是，德业股份的出海步伐仍在加速。继去年12月宣布不超过1.5亿美元投建马来西亚生产基地后，德业股份3月4日公告称，公司已完成马来西亚子公司的设立登记，并拟以近2亿元购买一块约13.32万平方米的地块。

北极星储能网获悉，近日，内蒙古化德县第一批电网侧独立新型储能电站示范项目40MW/160MWh电化学储能系统设备已获批准采购，项目业主为国水集团化德风电有限公司，招标人为三峡物资招标管理有限公司，招标代理机构为三峡国际招标有限责任公司。采购资金来自项目业主自有资金和自筹资金。 据悉，本项目40MW/160MWh电化学储能部分位于在建的内蒙古化德县第一批电网侧独立新型储能电站示范项目围墙内西北侧预留场地，厂址位于内蒙古乌兰察布市化德县朝阳镇南约9km处。储能系统由20MW/80MWh 集中式储能系统和20MW/80MWh组串式储能系统组成。储能单元通过35kV集电线路接入110kV升压变，共2条汇集集电线路。全站储能电量通过110kV升压站汇集，最终通过一回110kV线路接入电网。 本项目不划分标段，招标范围为内蒙古化德县第一批电网侧独立新型储能电站示范项目40MW/160MWh电化学储能系统设备正常运行所必需的全套设备、备品备件、专用工具以及现场安装指导、调试等技术服务工作等，预估采购总容量为40MW/160MWh，包括但不限于储能电池舱及其附属设备、储能变流升压系统、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能自用电系统等设备的设计及供货范围内设备元件的选择、设计、制造、试验、包装、运输、交货、现场指导安装、提供工厂图纸及资料、调试、协助验收等。投标人需配合将储能系统信号接入中电联国家电化学储能电站安全监测信息平台，并按照相关标准和规定提供信号，完成点表制作与转发，满足中电联国家电化学储能电站安全监测信息平台对信号的要求。 招标公告还提示：因受国家新能源产业政策影响，本项目实际需求存在一定不确定性，项目容量为预估量，项目信息仅供投标人参考，最终采购量以项目实际需求为准。 同时，本招标还对投标人资格条件作出明确要求，其中业绩要求须同时满足： ① 储能系统签约业绩 2022年1月1日至投标截止日（以合同签订时间为准，其中框架协议以实际订单或具体执行合同签订时间为准），投标人磷酸铁锂电化学储能系统设备累计合同签约业绩不低于2GWh（至少包含电池室/舱和变流升压系统）。 ② 储能系统投运业绩 2022年1月1日至投标截止日（以项目投运时间为准），投标人至少具有1项单个项目容量在100MWh及以上的磷酸铁锂电化学储能系统集成设备的投产运行业绩（至少包含电池室/舱和变流升压系统）。 注：①投标人须提供合同、业主方出具的投运证明文件等证明材料，证明材料须体现容量、供货范围、合同签订时间、投运时间及容量等相关信息；②框架采购合同业绩须按照实际订单或具体执行合同等计算，如未按照要求提供实际订单或具体执行合同，则框架采购合同业绩为无效业绩；③不计储能系统厂家间的代工、外购协议，合同买方须为项目业主或EPC总承包等用户。 信誉要求：未处于中国长江三峡集团有限公司限制投标的专业范围及期限内。 财务要求：提供近3年（2021、2022、2023年度）经审计的财务报表，且无连续2年亏损（新成立公司提供成立至今的经审计的财务报表）。 投标人应为专业的储能系统集成商，应至少具备电芯或PCS（储能变流器）或EMS（能量管理系统）的自主研发及制造能力，须提供第三方CNAS实验室和CMA认证测试机构出具的报告，测试报告中申请人、制造厂家为投标人或投标人所属集团公司企业（需提供股权架构图等证明材料）。 其他要求： ① 投标人拟供储能系统设备中电芯应具有由第三方CNAS实验室和CMA检验测试机构出具的符合GB/T 36276-2023《电力储能用锂离子电池》的产品检测报告或产品认证报告； ② 投标人拟供储能系统设备中PCS（储能变流器）应具有由第三方CNAS实验室和CMA检验测试机构出具的符合GB/T 34120—2023《电化学储能系统储能变流器技术要求》的产品检测报告或产品认证报告； ③ 投标人拟供储能系统设备中BMS（电池管理系统）应具有由第三方CNAS实验室和CMA检验测试机构出具的符合GB/T 34131-2023《电力储能用电池管理系统》的产品检测报告或产品认证报告； ④ 投标人拟供储能系统设备中EMS（能量管理系统）应具有由第三方CNAS实验室和CMA检验测试机构出具的符合GB/T 42726-2023《电化学储能电站监控系统技术规范》的产品检测报告或产品认证报告。 以下为招标原文：

北极星储能网讯：3月31日，新疆立新能源发布三塘湖200MW/800MWh储能规模+800MW风电项目储能设备采购招标。本标段采购范围包括但不限于200MW/800MWh构网型储能系统所需设备的供货及指导安装，且包含成套设备五年质保期服务。 要求投标人具备电芯、PCS、EMS中至少一个核心产品的研发制造能力，且PCS要求具备高压、低压穿越检测报告，且近三年储能系统累计签约和累计投运业绩不低于3GWh。 质保方面，要求磷酸铁锂电池要求按额定功率充放电循环次数达到6000次(DOD≥90%，25℃±2，BOL≥80%限定条件下)，或国定8年作为质量保证期(以先到时间为准)，以及联合研发并申报发明专利或实用新型专利等。 要求2025年6月30日前到货50%，2025年7月30日前全部到货完成。 招标原文如下：