3月17日，广州华润热电有限公司发布华润电力南沙独立储能电站项目50MW100MWh储能系统设备采购招标公告，项目位于广东省广州市南沙区黄阁镇广州华润热电有限公司厂内，本次招标为50MW/100MWh储能系统设备采购。 要求投标人自2022年1月1日至投标截止日止（以合同签订时间为准），至少有1个已投运的储能电站项目50MW/100MWh及以上电化学储能系统集成设备供货业绩，且累计已投运的合同供货业绩不低于500MWh。 华润电力南沙独立储能电站项目50MW100MWh储能系统设备采购招标公告 招标公告SZBGG2025030254号 华润守正招标有限公司受招标人委托，对华润电力2025年度第12批招标华润电力南沙独立储能电站项目50MW100MWh储能系统设备采购进行公开招标。 一、项目基本情况 招标人：广州华润热电有限公司 招标代理机构：华润守正招标有限公司 项目地点：广东省广州市南沙区黄阁镇广州华润热电有限公司厂内 项目规模：50MW 项目资金来源：自筹 招标编号：S12000825SZ0001P1 项目名称：华润电力南沙独立储能电站项目 标段名称：50MW100MWh储能系统设备采购 招标内容和范围：本次招标为50MW/100MWh储能系统设备采购，招标范围包括但不限于以下范围：本项目的设备制造、设备采购、设备监造、设备验收、运输及储存、安装指导、试验、调试、试运行、培训、竣工验收及设备资料、消缺和最终交付等所有工作，并参加由招标方组织的性能验收试验。储能系统整体性能保证由投标方负责。具体见招标文件第五卷 技术规范及要求。 主要指标： 交货期/工期：合同生效后45天内，具体交货时间以招标方提前7天书面通知为准。 注：详细内容见招标文件，以招标文件为准。 二、投标人资格能力要求 1.资质要求：（1）投标人为中华人民共和国境内合法注册的独立法人或其他组织，具有独立订立合同的权利。 （2）投标人应具备储能电池集装箱系统生产和集成能力，并提供相应证明文件（包括设备生产线、测试车间、投标产品规格书、照片、认证报告等）。 2.业绩要求：投标人自2022年1月1日至投标截止日止（以合同签订时间为准），至少有1个已投运的储能电站项目50MW/100MWh及以上电化学储能系统集成设备供货业绩，且累计已投运的合同供货业绩不低于500MWh。（业绩证明材料：1.包含合同首页（封面）、项目名称、签订时间、签字盖章页、能反映资格条件的供货清单等的合同扫描件；2.项目已投运或验收的相关证明材料）。 3.代理商投标：不允许 4.安全要求：自2022年1月1日至今未发生政府安全生产监督管理部门通报的较大及以上安全事故（由投标人负主要责任）。 5.联合体投标：不允许 6.信誉要求：投标人不在以下网站公示的失信行为处置期和处置范围内： 1）被国家企业信用信息公示系统网站（.cn）列入严重违法失信企业名单； 2）被国家公共信用信息中心“信用中国”网（.cn）列入失信惩戒名单； 3）被最高法中国执行信息公开网（zxgk.court.gov.cn）列入失信被执行人清单； 4）被中华人民共和国应急管理部网站（.cn）列入安全生产失信联合惩戒“黑名单”； 5）被中国政府采购网（.cn）列入严重违法失信行为记录名单； 投标人需在投标文件中提供在以上网站中的查询结果，查询结果应为网站自动生成的PDF报告电子版或网站页面截图。 7.专利要求：设备设计方案如采用专利，投标人必须持有相关有效专利证书及其具有创造性专利评价报告，或者相关专利授权。 8.其他要求：投标阶段应提供投标方案所采用储能电池电芯、储能电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）分别通过符合GB/T36276-2023《电力储能用锂离子电池》、GB/T34131-2023《电力储能用电池管理系统》、GB/T34120-2023《电化学储能系统储能变流器技术规范》标准的型式试验，并已取得具有CMA/CNAS 储能检测资质机构出具的型式试验报告。

3月14日，四川省公共资源交易平台发布四川投资大厦电化学储能试点项目（货物）公开招标公告，其中提到，本项目为四川投资大厦（以下简称“投资大厦”）电化学储能试点项目，项目位于成都市高新区，本项目装机容量为250kW/2MWh储能系统，采用安全性高、稳定性好的全钒液流电池。本项目主要由全钒液流电池模块、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、冷却系统等设备组成。储能系统接入电压为AC400V,通过电力电缆接至配电室400V母线。储能系统设备采用户外预制舱布置方式，储液罐半埋式安装结构，采用“品”字型上下两层布置，上层为电堆预制舱，下层为储液罐预制舱。投标截止时间和开标时间：2025年4月8日10:00:00（北京时间）。 点击跳转原文链接： 四川投资大厦电化学储能试点项目（货物）公开招标公告

3月14日，资阳市公共资源交易中心发布《资阳安岳100MW/200MWh储能项目110千伏送出工程EPC总承包招标公告》，项目建设规模为（1）扩建【220千伏广惠站】出线间隔1个，即【220千伏广惠】变电站在现有围墙内扩建【110】kV出线间隔1个至【四川安岳100MW/200MWh新型储能示范项目】电站；（2）新建【四川安岳100MW/200MWh新型储能示范项目】电站～【220千伏广惠】变电站【1】回线路长约【0.55】km，导线截面采用【1*630】mm²。计划工期为2025年05月15日带电投运。 点击跳转原文链接： 资阳安岳100MW/200MWh储能项目110千伏送出工程EPC总承包招标公告

国家能源局发布的数据显示，截至2024年年底，全国已建成投运的新型储能项目，累计装机规模达73.8GW/168GWh，较2023年底增长超过130%。平均储能时长2.3小时，较2023年底增加约0.2小时。 从储能时长看，4小时及以上新型储能电站项目逐步增加，截至2024年年底装机占比为15.4%，较2023年底提高约3个百分点。 从全球范围看，伴随太阳能和风能等间歇性能源装机占比越来越高，电力系统对大规模长时储能的需求也越来越迫切。有机构预测，到2030年，时长8小时的储能系统项目在功率上的占比将达到30%，容量占比将达到50%，24小时以上的储能系统项目，将在2030年以后迅速得到提升。 在此背景下，储能技术的主力军——锂电池正凭借其高能量密度、长寿命、高安全性等优势，迅速抢占市场。尤其是当前全球储能市场竞争加剧，储能企业竞相发力长时储能赛道，今年开年仅两个多月的时间，已有多家储能厂商推出7MWh+储能系统，及8小时锂电系统等多款新品，试图以差异化路径冲破“内卷”，抢占市场先机。 锂电长时储能系统不断取得“新突破” 近日，澳大利亚绿色能源投资机构Quinbrook Infrastructure Partners宣布，其与宁德时代合作开发的8小时锂离子电池储能系统EnerQB，将在澳大利亚各地落地总规模达3GW/24GWh的项目集群，助力该国实现可再生能源消纳与电网升级目标。 Quinbrook称，不同于市场上部分宣称的8小时储能系统，采用2h或4h设计并通过降低运行速率实现时长扩展，EnerQB从底层架构即围绕8小时充放电需求定制，是“‘世界上第一款’真正的8小时锂离子电池储能系统”，通过结构优化，使能量密度较现有技术提升近80%。Quinbrook还表示，此前美国、英国市场投建的储能项目多以4h储能系统为主，EnerQB将带来项目储能时长的演变，对于澳大利亚这样太阳辐射较高的地区，增加项目时长有助于提高成本竞争力。 除了锂电巨头宁德时代在长时储能系统领域取得的新突破外，国内电池企业如国轩高科、远景储能，系统集成厂商中车株洲所；海外的系统集成厂商Fluence、挪威初创公司Elinor Batteries等均发布了7MWh+储能系统产品。 今年2月，国轩高科在日本电池展上，发布了其自研的7MWh集装箱储能系统。据介绍，该系统采用大容量、高安全性的模块化设计，搭配650Ah大容量储能电芯。 全球排名前五的美国系统集成商Fluence则宣布，推出其单套储能容量最高达7.5MWh的储能系统Smartstack，该系统采用314Ah电芯。值得一提的是，该系统的设计，打破了行业传统的20尺集装箱标准，改为更易运输、更具灵活性的模块化结构，可根据不同的市场需求进行定制，配置2h、4h、6h或8h放电市场的储能电池。 挪威初创公司Elinor Batteries近日也推出了其新产品Orkan DC Block，表示该产品的能量密度将比现有产品高30%。并宣称，其在2026年和2027年将提高2h系统的标准，实现20尺集装箱储能容量达6.7MWh/7.2MWh。据介绍，该电池产品的设计是其与中国技术供应商莫路斯科技合作完成的。 此外，远景储能早在2024年便已发布标准20尺箱8MWh+储能系统，该系统采用其自研700Ah+储能专用电芯。中车株洲所发布了名为CESS-4.0“变形金刚”的解决方案，容量高达6.904MWh/7.4MWh，其还联合业内多家电芯企业，推出了688Ah大电芯。 伴随全球多家储能厂商推出7MWh+储能系统，7MWh时代正在“迫近”，未来跟进的企业将越来越多，竞争也将更为激烈。 大容量电芯落地是“关键” 储能系统容量达到7MWh+需要更大容量的电芯，当前的实现方式主要有两种：一是打破20尺标准箱架构，通过采用314Ah电芯，以模块化结构灵活配置来实现；二是基于20尺标准集装箱尺寸，通过500Ah+大电芯来实现。从当前的市场情况看，314Ah储能电芯已普遍实现量产，数据显示，314Ah电芯在全球储能市场的渗透率已超40%，预计2025年将实现渗透率超70%。 而下一代500Ah+大容量储能电芯的竞争格局尚未明朗，其量产更是“任重而道远”，业内普遍推测其量产大概还需要半年左右的时间，甚至不少厂商的500Ah+大电芯仍处于试验阶段。 从电芯规格来看，下一代大容量电芯涵盖564Ah、587Ah、625Ah、628Ah、650Ah、688Ah、690Ah、720Ah等多种规格。 不过值得注意的是，技术路线上，大容量电芯制造工艺普遍由“卷绕”转向了“叠片”，原因在于卷绕工艺应用在大电芯制造过程中，极易出现极片褶皱、黑斑、析锂等影响电芯安全的问题，叠片工艺则因其特性具有更稳定的内部结构和较长的循环寿命等优点，与大容量储能电芯具有更好的兼容性。形态方面，500Ah+大电芯普遍突破了“71173”方形尺寸，选择了更薄的“刀片形态”。但在实际生产中，存在工艺难度大而良率较低的问题。 从量产进度来看，亿纬锂能已于去年12月投产了628Ah超大容量电芯Mr.Big；中车株洲所联合多家电芯厂商推出的688Ah超大容量电芯在今年年初已纷纷下线。 宁德时代500Ah+电芯预计将在2025年落地（19GWh阿联酋项目将采用天恒储能系统）；远景全新一代500+Ah、700+Ah储能大电芯，计划将分别于2025年、2026年实现量产；海辰储能基于587Ah和1175Ah电芯的6.25MWh大容量储能系统，预计将于今年第二季度全球交付；蜂巢能源770Ah电芯，也计划在今年第二季度于成都基地量产。 从发展趋势看，下一代500Ah+大容量电芯的研发量产正在全力推进中，预计多将于2025年Q2-2026年陆续量产。此外，储能电芯向大容量迭代，已打破此前“71173”的尺寸，储能系统方案中也出现了打破20尺标准集装箱的架构，转而采用更易运输、更具灵活性的模块化结构，通过配置不同放电时长的储能电池，以实现更长的储能时长。 总之，今年开年储能市场从系统设计到电芯迭代，已展现出一系列变化，储能厂商应紧跟场景应用的变化，洞察行业先机，抢抓竞争制胜的关键筹码。

粤水电公告，2025年3月13日，公司收到大成工程咨询有限公司发来的《中标结果通知书》，确定公司为那曲市巴青县100MW光伏+构网型储能项目、色尼区150MW光热+1200MW新能源一体化项目竞争性配置项目二标段：色尼区150MW光热+1200MW新能源一体化项目的中标单位，采购人为那曲市能源局。根据招标文件，中标企业将自行承担费用和风险，负责项目的设计、投资、建设以及工程竣工后的运营、维护等工作。公司将做好项目的可行性研究，在履行公司审批程序后进行投资建设。

本周，直流侧电池舱的价格维稳。5MWh直流侧电池舱的平均价格为0.43元/Wh；3.44/3.77MWh直流侧电池舱的平均价格为0.438元/Wh。136号文发布后大多数储能系统集成商按需排产出货，少部分6月1日电力市场化节点后的储能系统集成商抢装使得部分电芯厂的314电芯供不应求，电芯短期供需紧平衡导致价格波动上浮，但直流侧成本已到一定瓶颈，故电芯价格小幅波动，传导到直流侧影响有限，直流侧电池舱整体价格保持稳定。   3月10日，江苏省海安市滨海新区115.345MW/230.69MWh电网侧储能项目EPC总承包中标候选人公示，项目位于江苏省海安市滨海新区。第一中标候选人报价19488.442851万元，折算后单价为0.8448元/Wh。第二中标候选人，报价19494.28332万元，折算后单价0.845元/Wh。     SMM新能源行业研究部 王聪 021-51666838 于小丹 021-20707870 马睿 021-51595780 徐颖 021-51666707 冯棣生 021-51666714 柳育君 021-20707895 吕彦霖 021-20707875 周致丞021-51666711 张浩瀚021-51666752 王子涵021-51666914 任晓萱021-20707866 梁育朔021-20707892 王杰021-51595902 徐杨021-51666760 陈泊霖021-51666836

3月7日，成都市公共资源交易服务中心发布华融化学（成都）有限公司5000KW/10000KWh储能电站项目施工招标公告，其中提到，本项目旨在构建一套规模达5MW/10MWh的组串式储能系统，系统建设内容丰富，涵盖储能系统供货、安装调试、土建工程、电气工程、监控系统以及售后服务等各个环节。用于安置储能设备的可用空地面积约为120平方米，系统并网初步规划采用用户侧35KV接入方式，最终方案以电力局审批结果为准。项目预计于2025年4月开工，4月15日前完成合同供货范围内设备及材料供货及进场验收，4月根据企业产线停产检修时间，完成项目安调所有需要停电作业的安调工作，同年6月完工，工期90历天日。项目交付运营内容全面，包括但不限于：5MW逆变升压器舱（35KV并网）、10MWh电池舱、高压并网柜、高压计量柜、高/低压二次保护防护装置、EMS能量管理系统、热管理系统、场站监控安防系统、消防系统、云平台（含手机小程序）、电力电缆、通信电缆等系统、设备与材料的供货。同时，还包括建设所需的深化优化设计、运输、装卸、验收、培训、质保等一系列伴随服务。工程的目标是交付一套符合法律法规、安全稳定、系统功能全面且高效运行的工商业用户侧储能电站，确保满足用户的各项需求与标准。 点击跳转具体原文链接： 华融化学（成都）有限公司5000KW/10000KWh储能电站项目施工招标公告

宏润建设公告，公司子公司安徽特筑电力工程有限公司近日收到中标通知书，与南方电网电力科技股份有限公司、广东振森电力设计研究有限公司组成的联合体中标江苏惠然用户侧储能项目EPC总承包，中标价为2.48亿元。该项目拟建规模为100MW/300MWh，包括220kV总降站、35kV配电装置等。中标有助于提升公司在储能电站EPC业务的市场竞争力和市场份额，占公司2023年度营业收入的3.86%。

【SMM分析】本周，直流侧电池舱的价格波动相对较小。5MWh直流侧电池舱的平均价格为0.43元/Wh；3.44/3.77MWh直流侧电池舱的平均价格为0.438元/Wh。136号文发布之后大部分集成商按照5.30节点前订单情况有序排产，小部分厂家想在节点前实现抢装，314Ah储能电芯供应收紧，导致少部分储能电芯出货价格出现小幅波动。整体电芯价格相对平稳，直流侧电池舱价格受影响较小，价格相对稳定。   3月3日，克拉玛依港弘储能科技有限公司100MW/400MWh储能项目EPC总承包中标结果公示，该项目拟在克拉玛依市白碱滩区白碱滩220kV变电站东南侧120m处新建100MW/400MWh规模的储能电站。第一中标候选人报价43800万元，折算后单价为1.095元/Wh。第二中标候选人，报价44864万元，折算后单价1.1216元/Wh。第三中标候选人报价44922.3万元，折算后单价1.1231元/Wh。     SMM新能源行业研究部 王聪 021-51666838 于小丹 021-20707870 马睿 021-51595780 徐颖 021-51666707 冯棣生 021-51666714 柳育君 021-20707895 吕彦霖 021-20707875 周致丞021-51666711 张浩瀚021-51666752 王子涵021-51666914 任晓萱021-20707866 梁育朔021-20707892 王杰021-51595902 徐杨021-51666760 陈泊霖021-51666836

财联社记者从宁德时代（300750.SZ）获悉，第十四届全国政协委员、宁德时代董事长曾毓群将在今年两会中提出关于进一步提升新型储能市场化运用水平推动行业高质量发展的提案。 新型储能是支撑我国新型电力系统的关键技术和基础装备，也是国际能源竞争的战略新领域。“十四五”期间新型储能产业蓬勃发展，并网和投运规模、技术和成本等关键指标全球领先，截至2024年底，新型储能累计装机首次超过抽水蓄能，实现规模化发展。相较国外，我国储能的市场参与机制尚不完善，储能电站面临调用少、利用率低、回报周期长等问题，储能价值难以充分发挥。 今年年初，国家明确提出新能源发电全面市场化，且不得将配置储能作为新建新能源项目的前置条件，行业普遍预期政策导向是新型储能产业的高质量发展。为实现政策落地，建议进一步完善储能的市场参与和保障机制，提升新型储能的市场化运用水平，加快推动储能产业向高质量发展转型。 曾毓群认为，国内新型储能实现规模化发展，但储能市场机制尚未形成。“十四五”期间，我国新型储能产业实现规模化发展，根据国家能源局数据统计，全国已建成投运新型储能累计装机达73.8GW，约为“十三五”末的20倍，已经超过抽水蓄能装机规模。与此同时，储能允许作为独立主体参与各类电力市场，电能量市场、辅助服务市场持续改革，现货市场试点省份陆续转入正式运行，电网侧独立储能容量电价写入政策，但是与抽水蓄能的支持政策相比，充分发挥新型储能价值、实现储能高水平运用的市场机制尚未形成。 其次，国内新型储能面临调用少、利用率低、回报周期长的问题。国家先后出台了《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，近两年储能电站平均利用率有所提升。然而，储能市场机制仍存在如下具体问题，制约了储能的高水平运用：一是电能量市场电价浮动区间较窄，无法真实反映市场需求。二是辅助服务费用分摊机制尚未打通，仍作为“成本项”在电源侧零和博弈。三是新型储能容量电价实施细则尚未出台，项目补偿难以落实。四是部分储能并网运行后出现不同程度的寿命跳水、容量打折等质量和安全问题，严重影响调度运用。 对此，曾毓群提出进一步提升新型储能市场化运用的建议，提升新型储能市场化运用水平，亟需国家进一步完善储能的市场参与机制和保障机制。 （一）完善新型储能市场参与机制 完善储能的市场参与机制，主要包括电价机制、成本疏导机制和容量补偿机制。一是拉大峰谷价差，为储能等灵活性调节资源创造合理的盈利空间。基于现行的电价机制，扩大电能量市场交易电价的浮动范围，让电价有效反映时点电能量供求关系。二是丰富适合新型储能的辅助服务交易品种，并推动辅助服务费用向电力用户侧分摊，让储能成本得以合理疏导。增加爬坡、系统惯量等充分发挥新型储能技术特点的服务品种，为电力系统安全稳定运行提供所需调节能力。同时，电力辅助服务作为一种公共产品，应遵循“谁受益、谁承担”的原则，推动所有受益主体共同分摊。三是完善容量补偿机制，加快出台新型储能容量电价核定规范和实施细则。短期内参照抽水蓄能和煤电，完善新型储能的容量电价机制，实现“同工同酬”，破除灵活性资源之间的不公平竞争；长期则适时向容量市场过渡，通过市场定价机制有效反映充裕性稀缺程度。 （二）建立新型储能定期安全检查制度 国家应尽快建立新型储能安全保障机制。建议借鉴电力行业定期检修机制，建立适用新型储能的定期安全检查制度。参照《发电企业设备检修导则》，形成电化学储能电站的具体检测方案，明确储能系统及关键零部件的检测条件、方法和周期等。定检机制将及时剔除“带病”储能，确保储能电站在全生命周期内安全可靠，为储能产业实现高水平运用、转向高质量发展保驾护航。