北极星储能网获悉，12月18日，晋能控股晋北能源（山西）有限公司发布3个山西晋北采煤沉陷区新能源基地储能项目资格预审公告，招标规模合计820MW/3280MWh，招标正式发布时间预计为2026年1月。 一、项目名称：山西晋北采煤沉陷区新能源基地（新荣）370MW/1480MWh储能项目 建设内容及规模：建设370MW/1480MWh电化学储能项目，包括电池舱、变流升压一体机等储能单元设施建设；集电线路建设；主变压器基础及安装、配电装置安装；附属配套设施建设等。 项目总投资：108040.00（万元）,约合单价0.73元/Wh。 二、山西晋北采煤沉陷区新能源基地（云冈）100MW/400MWh储能项目 建设内容及规模：电池舱、变流升压一体机等储能单元设施建设；集电线路建设；主变压器基础及安装、配电装置安装；附属配套设施建设等。 项目总投资：29200.00（万元）,约合单价0.73元/Wh。 三、项目名称：山西晋北采煤沉陷区新能源基地（大同左云）350MW/1400MWh储能项目 建设内容及规模：电池舱、变流升压一体机等储能单元设施建设；集电线路建设；主变压器基础及安装、配电装置安装；附属配套设施建设等。 项目总投资：102200.00（万元）,约合单价0.73元/Wh。 原文如下：

北极星储能网获悉，12月18日，广东江门开平市发展和改革局发布关于220kV开平站电网侧独立储能电站项目竞争配置的公告，接入电网建议储能装机容量20-25万千瓦，申报主体应以企业总部名义或指定下属一家企业参与我市独立储能项目竞争配置（需提供该公司参与项目竞争配置工作的授权文件）。 申报主体是联合体的，联合体须有绝对控股企业（占50%以上股权），需提交联合体股比协议。 原文如下： 关于220kV开平站电网侧独立储能电站项目竞争配置的公告 为加快推进开平市新型储能电站项目发展，规范项目建设管理，根据江门市发改局印发《江门市新型储能电站项目推荐布局实施方案（2023-2027年）》相关要求，并结合开平实际，现就220kV开平站电网侧独立储能电站项目竞争配置工作公告如下： 一、总体目标 通过项目竞争配置，选择投资能力强、经营业绩佳、技术水平高、产业带动及创新能力强、诚信经营好的投资主体投资建设我市储能电站项目，协同推动我市重点产业链、新能源产业集群高质量发展。 二、基本原则 按照“公平公正公开、鼓励技术进步、加快降本增效、促进产业发展”原则，开展220kV开平站电网侧独立储能电站项目竞争配置，对企业申报的项目资料根据《开平市电网侧独立储能电站项目竞争配置评分表》进行综合评分，按照综合评分排名确定开发推荐企业名单，经开平市人民政府审核同意后，报江门市发展和改革局报备开发主体。 三、配置范围 四、申报要求 （一）参与资格 1.申报主体应以企业总部名义或指定下属一家企业参与我市独立储能项目竞争配置（需提供该公司参与项目竞争配置工作的授权文件）。 2.申报主体具备相关领域的技术能力和经验。 3.申报主体（含联合体各成员）诚信履约情况良好，在“信用中国”网站无不良信用记录、未被列入严重失信主体名单。 4.申报主体（含主体所属集团）2022年以来在广东省及江门市行政区域内未发生重大及以上安全生产责任事故，未发生2次以上较大安全生产责任事故，无重大安全隐患整改不力等情况。 5.申报主体需承诺材料真实性。 6.申报主体是联合体的，联合体须有绝对控股企业（占50%以上股权），需提交联合体股比协议。 （二）申报方式 符合上述条件的主体可以单独或组成联合体申报。 五、递交申报材料 （一）报名提交材料 牵头主体或联合体主体提交参加220kV开平站电网侧独立储能电站项目竞争配置的函。报名成功后可获取《开平市电网侧独立储能电站项目竞争配置评分表》。 （二）参与项目竞争配置的主体需递交如下材料 1.项目实施方案 （1）业主情况 申报企业（包括主要股东企业）的主营业务、行业地位、资产负债、股东构成、总资产、净资产，储能项目开发业绩、创新能力、诚信履约等内容。 （2）项目概况 包括名称、建设地点、建设规模、建设内容、项目总投资额和投资构成，主要设备选型和技术参数、建设进度计划，项目综合利用设计方案，工程推进方案，运维拆除方案，送出消纳方案，储能用地方案，项目建设对地方经济、社会、节能降碳、环境影响分析等。 （3）其他竞争配置评分要求材料 2.证明材料: （1）企业资信证明。企业营业执照或组织机构代码证、统一社会信用代码证等。 （2）《开平市电网侧独立储能电站项目竞争配置评分表》中每一项指标自评分的证明文件材料。 （3）项目已取得的其他支持性佐证材料。 （三）承诺文件 1.项目业主对申报材料真实性的承诺文件。 2.项目投资承诺文件。 （四）有关资料要求 申报材料按照项目装订成册并附目录，一式10份。封面加盖申报企业公章，确定一名项目联系人和联系方式。 六、报名及提交资料时间、地点和联系方式 （一）报名截止时间：2025年12月22日16时止（北京时间）。 （二）提交竞配资料截止时间：2025年12月31日16时止（北京时间）。 （三）报名地点：开平市发展和改革局（广东省江门开平市长沙沿江西路39号）。 （四）联系方式：邹小姐,0750-2360683。

北极星储能网讯：2025年12月17日，泰兴市虹桥生态园建设开发有限公司发布虹桥工业园区储能电站项目招标，项目资金来源为自筹资金，总投资20032万元，此次招标最高限价为19632万元，约合单价0.96元Wh。 招标人泰兴市虹桥生态园建设开发有限公司为是泰兴市虹桥产业投资发展集团有限公司全资子公司。两者均为国企，均隶属于泰兴虹桥产业投资发展集团。项目所在地为江苏省泰州市泰兴市。 此次招标范围包括：购置储能电池舱、箱式储能升压变流一体机、储能变流器(PCS)、就地升压变压器等设备，建设规模为68MW/204MWh用户侧储能电站。建成后，接入各企业配电系统。 本项目不允许联合体投标。 原文如下：

2025年上半年，全球储能电芯实现240GWh的出货规模，同比增长超100%，同期全球储能电芯出货量排名前十的企业，市场份额总和高达91.2%，且均为中国企业，充分印证了中国企业在全球储能产业中的主导地位以及产业链的强大竞争优势。 伴随国内以“强制配储”为代表的政策性驱动逐步退潮，储能行业正迈向由市场主导、技术驱动的新阶段。与此同时，海外AI算力需求的爆发式增长，叠加中东、东南亚等新兴市场的能源转型政策红利释放，共同形成了强大的增长合力。推动全球储能产业，进入一个结构性升级的“持续高增”新周期。 有预测显示，2026年全球储能电池需求预计将达560GWh，同比增长超60%，2027年增速仍将超40%，高景气度贯穿储能全产业链。 在此背景下，用户端持续的“容量焦虑”与“降本增效”压力，已不仅是市场诉求，更是悬于行业头顶的利剑，正倒逼技术路线加速向经济性更强的主流方案收敛。对此，行业的破局方向已形成清晰共识：储能大电芯，是通向储能平价时代关键的一张“门票”。 在实际成本方面，做大电芯可以平摊壳体、顶盖等机械件的材料成本；同时，可以提高产线生产规模，提高生产效率，进而降低制造成本；此外，在系统层面，则通过减少电芯数量，直接精简连接件、BMS采集线束等部件，从而降低集成复杂度与总成本。 时至今日，关于下一代大电芯的尺寸和容量之争，虽尚未最终定格，但500Ah+大容量储能电芯及与之配套的6MWh+储能系统，商业化进程已进入加速落地阶段。 储能大电芯“落地”竞速 日前，海辰储能发布其面向8h长时储能场景的专用电芯——∞ Cell 1300Ah电芯，并同步推出∞ Power 8h长时储能解决方案——∞ Power8 6.9MW/55.2MWh等三款产品。海辰储能相关负责人表示，其∞ Power 8h长时储能解决方案，将于2026年Q4全面交付市场。 有企业在“上新”，也有企业在“拿单”。时隔不足一个月，继上次宣布587Ah储能电芯已出货2GWh后，再传宁德时代日前斩获新订单。有外媒报道称，其拿下了来自东南亚的4GWh储能系统订单，产品将应用于新加坡和印尼之间的“绿色经济走廊”。 据了解，宁德时代此次提供的4GWh EnerX电池储能系统（BESS），采用的将是530Ah大容量电芯，单个20英尺集装箱的储能容量为5.6MWh。 有行业分析指出，这一产品的核心优势，在于其更高的能量密度和更低的单位成本，精准匹配了项目对土地集约利用和经济效益的苛刻要求。此外，客户选择宁德时代，并非仅看中其品牌与技术实力，或也因其前瞻性的本地化产能布局。宁德时代在印尼的工厂正在建设中，该工厂初期规划年产能为6.9GWh，未来可扩产至15GWh以上。本地化产能的布局，不仅有助于降低供应链风险，未来该地区也有望借助宁德时代在当地的制造能力，加速区域储能发展。 无论是此次提供的530Ah产品，还是此前出货已达2GWh的587Ah电芯，都共同指向一个明确的趋势——储能电芯正在向更大容量、更高效率的方向加速迭代。这些关键订单的取得，本质上是一场关于技术路线与产能规模的综合竞赛。其底层逻辑在于，更先进、更具经济性的技术方案，将催生出更具市场竞争力的产品与更低的单位成本，最终通过赢得更大规模的市场订单，以巩固其在行业的领先地位。 不仅是宁德时代，亿纬锂能也在其628Ah大电池“Mr.Big”的商用道路上快速推进。今年9月，该款电芯已完成百兆瓦时级项目的规模化落地，标志着其已跑通从发布、量产到实际工程应用的完整闭环。 作为行业领先者之一，亿纬锂能早在2024年12月，就实现了628Ah大电芯的量产下线，截至今年6月，其累计出货已突破30万颗。在市场准入与客户认可层面，该电芯于今年7月获得中国电科院GB/T 36276-2023《电力储能用锂离子电池》标准认证，成为首批符合新国标的超大容量电芯产品；8月，亿纬锂能成功中标中国电气装备集团电工时代154MWh的628Ah磷酸铁锂电芯采购项目；9月，搭载该电芯的储能系统，已开始批量发往澳洲、欧洲等海外市场，其全球交付能力得到有力验证。 理性看待“做大”，尺寸并非唯一标准 通过做大电芯容量以实现降本，确实是一种可行方式，但电芯也并非“越大越好”。当前，业内对超大容量电芯带来的不可忽视的安全风险大幅增加等问题，也在进行着理性评估。 业界人士分析指出，一方面，超大容量电芯通过“做大”，来降低电芯及系统的结构件成本方面的边际效益急剧减弱，且因其产业化规模不足，难以形成规模化协同效应，物料的采购成本反而可更高。 另一方面更为关键的是，“超大”尺寸所带来的不可忽视的技术与安全挑战。电芯尺寸越大，对制造工艺的一致性要求越高，良率控制难度剧增。同时，超大电芯在循环寿命（衰减控制）和能量效率上，可能面临显著的性能折扣。与此同时，电芯能量密度的提升与热失控风险的加大相伴而生，超大电芯意味着单体电芯内存储的能量更高，一旦发生热失控，其破坏力和蔓延风险呈指数级上升。行业明确的共识是，最优质的大电芯，不应是无休止地突破物理尺寸，而是在合理尺度内，实现性能、安全与成本的最优平衡。 摩根士丹利等机构的研究也指出，能量密度与衰减速度往往呈正相关。在储能行业进入新周期后，对电芯衰减率的控制能力，将成为决定产品竞争力和定价差异的核心要素之一。因此，优秀的电芯技术，必须能同时实现规模化制造、优异经济性，并具备卓越循环寿命与安全保障的综合解决方案。 面向未来，储能电芯技术或将朝着两个关键方向，并行演进： 一方面，以500Ah+为代表的大容量磷酸铁锂电芯，因其技术成熟度、标准化程度及规模化制造优势，将继续作为市场主流，承担推动系统成本下降和普及应用的重任。近期587Ah、628Ah等电芯的规模化交付，标志着大电芯已从实验室，正式迈入规模化应用的新阶段。 另一方面，以固态电池为代表的新一代电化学体系，凭借其在本质安全、更高能量密度和更长循环寿命上的理论优势，有望逐步从实验室走向示范应用，成为未来超长时储能和特定高安全需求场景的重要技术选择。

12月17日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于建立全国统一电力市场评价制度的通知》（下文简称：《通知》），明确全国统一电力市场评价工作应结合市场建设情况开展多维度综合评价，重点围绕电力市场运营效果、市场作用发挥、经营主体可持续性发展、市场竞争充分度四个方面开展评价。 《通知》明确，市场为储能、虚拟电厂等新业态提供发展空间，推动民营企业参与，带动相关产业链成长，促进就业和能源新质生产力提升。 国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于建立全国统一电力市场评价制度的通知 发改办体改〔2025〕1032号 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局、内蒙古自治区工业和信息化厅、辽宁省工业和信息化厅、广西壮族自治区工业和信息化厅、重庆市经济和信息化委员会、四川省经济和信息化厅、甘肃省工业和信息化厅，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司，北京电力交易中心、广州电力交易中心，电力规划设计总院、水电水利规划设计总院，中国电力企业联合会： 为深入贯彻落实党中央、国务院关于加快建设全国统一大市场、深化电力体制改革的决策部署，保障全国统一电力市场体系高效运行和有效监管，现就建立全国统一电力市场评价制度有关事项通知如下。 一、总体要求 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，按照完善全国统一电力市场体系要求，围绕加快构建新型电力系统的总体目标，构建科学、系统、动态的电力市场评价体系，统筹安全保供、绿色转型、经济效率等多重目标，全面准确评价电力市场运行成效，为电力市场建设和监管提供决策依据，促进监管工作科学化、精准化，进一步发挥全国统一电力市场在电力资源优化配置中的决定性作用。 二、评价内容 全国统一电力市场评价工作应结合市场建设情况开展多维度综合评价，重点围绕电力市场运营效果、市场作用发挥、经营主体可持续性发展、市场竞争充分度四个方面开展评价。 （一）市场运营效果评价 1.市场建设进展。形成完整的统一电力市场基础规则体系，各地方能够及时出台实施细则或方案，在全国范围实现中长期、现货、辅助服务等各类市场的基本全覆盖。 2.技术标准。具有完整的电力市场技术标准体系，同市场政策规则有序衔接，满足电力市场建设现阶段需要和行业发展需求，反映当前电力市场的先进技术和应用实践。 3.市场运营。电力市场运营基础构建情况，市场成员管理和注册业务便捷高效；市场信息披露及时、准确、完整，市场交易组织规范，电力市场计量结算及时准确，市场干预机制执行合理，市场衔接顺畅；电力市场技术支持系统满足统一电力市场建设的要求，系统功能完备、建设规范、安全可靠等情况。 4.市场共治。电力市场管理委员会能够切实发挥研究市场规则、协调市场事项、反映各方诉求、开展自律监督、协助市场监管等作用，保障电力市场的公平公正、平稳有序。 5.监管效果。建立统一电力市场监管体系，监管标准全国统一，监管手段科学完备，能够运用数字化等方式提升监管效能。 （二）市场作用发挥评价 6.要素流通。促进电力要素在全国范围高效流通，跨省跨区电力交易频率、交易规模持续增长，增强电网整体运行效率。跨经营区交易常态化开市，有效落实西电东送等国家能源战略，发挥省间余缺互济作用。 7.安全效益。通过电能量、辅助服务市场及容量补偿机制的协同运作，保障电力连续可靠供应和电网安全稳定运行。电能量市场对各类电源的顶峰保供激励作用，辅助服务市场挖掘发用两侧调节潜力，对电网安全稳定运行作用；容量电价对支撑性电源、调节性资源的投资进行合理引导。 8.环境效益。市场机制和政策促进新能源高质量发展和消纳，推动绿电交易规模扩大和绿证市场发展，实现绿色环境价值，新能源利用率保持合理水平，提升度电碳减排效益，支持国家“双碳”目标实施。 9.经济效益。测算电力市场整体经济效益变动情况，市场通过供需动态定价，有效引导资源跨时空优化配置，维持电价在合理区间内波动，保障发电成本合理回收，提升系统整体经济性与投资回报预期。 （三）经营主体可持续发展评价 10.经营状况。市场机制引导投资合理布局，保障电力企业成本回收和稳健经营，增强行业可持续发展能力，维持产业平稳运行。 11.主体培育。市场为储能、虚拟电厂等新业态提供发展空间，推动民营企业参与，带动相关产业链成长，促进就业和能源新质生产力提升。 12.市场满意度。经营主体对电力市场的基本环境、总体效果评价积极，参与意识和参与度不断提高，市场认同感增强。 （四）市场竞争充分度评价 13.主体行为。电力市场实现统一开放，经营主体有序竞争，对不当市场竞争、报价异常及市场力滥用行为能够有效约束，电力市场信用机制健全，能够对市场失信行为进行惩戒。 14.市场集中度。电力市场集中度指数处于合理区间，供需平衡风险与价格波动风险实现动态监测与阈值管控，市场风险防控机制健全有效。 三、评价方法 （一）构建评价指标体系和标准体系 综合考虑电力市场运营实际，评价指标的实用性、易获得性以及代表性等，逐步建立电力市场评价指标体系，完整、准确、全面反映市场多维评价内容，并适时动态调整和完善。建立电力市场评价标准体系，制定电力市场评价标准规范，规范化开展评价工作。 （二）采用多维综合分析方法 1.定性与定量相结合。定性分析主要通过现场调查、专家访谈、经营主体座谈、问卷调查等方式联合开展；定量评价主要基于评价指标开展量化分析，具体指标体系另行制定。 2.横向与纵向对比相结合。横向对比是不同评价对象之间的对比分析；纵向对比是对同一评价对象不同时间周期的变化趋势分析。 3.过程和效果评价相结合。过程评价聚焦市场规则设计、执行与动态运行情况；效果评价主要衡量市场资源配置效率、社会福利分配及政策目标达成度等。 （三）发挥数字化技术支撑 充分发挥数字化技术对电力市场评价的支撑作用，强化电力市场评价与数字化监管的工作协同。实现电力市场数字化监管对市场运行状态实时监测，及时发现异常波动、潜在风险和市场效率问题，提升评价的时效性和响应速度。推进市场评价智能化，逐步推动将市场评价由“描述性”升级为“预测性”，实现市场评价可观、可测、可感，为主动防控市场风险、优化市场规则、保障系统安全稳定运行提供关键支撑。 （四）按需有序开展评价 自2026年起组织开展全国统一电力市场评价，制定市场评价标准。鼓励各地因地制宜按需开展电力市场评价工作。鼓励市场运营机构充分发挥自身优势，开展市场量化评价，及时发现并反馈电力市场建设运营相关问题。 （五）加强评价结果应用 电力市场评价工作应形成评价报告，供相关政府部门及电力市场运营机构参考。国家能源局派出机构、地方能源主管部门、电力市场运营机构要认真做好市场评价结果应用，加强分析研判和整改提升。 四、做好组织落实 全国统一电力市场评价工作由国家发展改革委、国家能源局统筹组织，市场运营机构、高校、科研院所等单位共同参与。省级发展改革、能源等部门在省级人民政府领导下，要切实担负主体责任，与国家能源局派出机构、市场运营机构等加强工作协同，形成工作合力，共同开展电力市场评价，持续做好市场建设和监管工作。组织及参与电力市场评价的有关单位要切实履行评价工作职责，按照相关法律法规要求独立、专业、全面开展电力市场评价，形成公正客观的评价结果。国家能源局派出机构可根据监管需要，组织第三方机构对电力市场运营机构进行电力市场业务专业监管评估。各有关单位要保障电力市场评价工作安全稳定，提高工作效率，减轻地方和企业负担，避免无效评价、重复评价、多头评价。

SMM12月18日讯：12月16日，天合光能发布公告称，公司收到控股子公司江苏天合储能有限公司的通知，天合储能子公司于近日与北美区域的客户签订了合计1.4GWh的储能产品销售合同。该项目采用Elementa2Pro液冷储能系统，搭配市场领先的新一代PCS，构建4小时独立并网型储能解决方案，并集成北美当地软件供应商提供的全套软硬件EMS，形成完整的AC侧一体化解决方案。 合同的履行期限是自合同签署之日开始，计划在2027年底前完成交付并网。提及本次合同对公司的影响，天合光能表示，本次合同的顺利履行将对公司未来的经营业绩产生积极影响，具体影响情况需以审计机构年度审计确认后的结果为准。该合同的成功签约，充分体现了天合储能在GWh级工程交付、产品平台化及与北美PCS、EMS生态协同方面的综合优势，进一步巩固了天合储能在北美储能市场的领先地位。 值得一提的是，早在之前，天合光能便十分看好北美的储能市场，12月2日，天合光能董事长、总经理高纪凡在接受投资者问询时表示 ，北美市场是当前人工智能数据中心（AIDC）和高端制造业用电需求激增的核心地带。随着AI技术浪潮的席卷和全球产业升级，这些地区对稳定、清洁、高效的能源解决方案提出了前所未有的要求，为储能产业带来了巨大的市场机遇。今年以来，天合储能依托从电芯到直流舱、再到交流侧系统的全栈研发、生产与交付能力，在全球市场的业务规模持续提升，在北美市场，公司依托本地化服务体系与定制化方案，预计 2025 年出货量将超过 1GWh 。 面向未来，公司将继续推进产品技术迭代，深化区域市场布局，拓展业务应用边界，在绿算中心、绿电制氢氨醇、绿色矿山、离岛、零碳园区等新兴场景提供更多光储智慧能源解决方案，推动全球能源转型。 值得一提的是，近几个月以来，天合光能屡次发布储能相关的动态。11月初，天合光能控股子公司TrinaEnergyStorageSolutions(Singapore)Pte.Ltd（简称“天合储能”）近日与PacificGreenEnergyGroupPtyLtd（简称“PacificGreen”）签订了合作备忘录，双方拟就2026年至2028年期间供应5GWh的电网级电池储能系统（简称“BESS”）展开合作。该合作有望进一步深化公司在澳大利亚高端储能市场布局，巩固公司在全球储能行业的领先地位。项目全部落成后，将具备向电网储存和输送高达50亿瓦时电能的能力，可显著提升电网可靠性，并加速清洁能源转型进程，助力实现低碳未来。 10月31日，公司发布公告称，收到控股子公司江苏天合储能有限公司的通知，天合储能近日与欧洲区域客户签订了超1GWh的储能产品销售合同。该项目采用的Elementa2Pro产品为公司新一代柔性储能电池舱，场站能量密度提升12%；搭载AI智能液冷，实现舱内温差≤2.5℃，荣获行业首款ULVmark验证；同时采用风液混动技术和长寿命电芯能进一步降低度电成本。 9月11日，天合光能收到控股子公司江苏天合储能有限公司的通知，合储能于近日分别与中国、拉美、亚太三大区域的三家客户签订了合计2.48GWh的储能产品销售合同。其中拟交付的海外1GWh订单将采用构网型系统，这是天合储能在海外市场斩获的首个GWh级别构网型项目，具有重要的里程碑意义。 而被问及储能四季度出货量的相关事宜时，公司表示，公司管理层将视储能业务的发展情况做出审慎的、科学合理的经营决策，具体是否对储能进行增资请您关注公司公告。公司储能业务四季度出货量预计超5GWh。 此外，天合光能还被问及对储能市场成长性的看法，天合光能表示， 目前看，全球储能市场仍呈现强劲的增长趋势，在此背景下，天合光能今年储能的出货目标是 8GWh ，明年出货量目标规划为在今年的基础上基本翻番。目前公司（已签单）的海外订单超 10GWh ，预计主要在 2025-2026 年交付，未来还会持续加大海外市场签单力度，支撑储能业务规模扩张和盈利质量提升。 且天合光能储能系统中的电芯100%自供生产。作为具备自研电芯能力的储能系统集成商，公司能够为客户提供更适配、高性能的整套解决方案，交付能力和项目执行效率不断提升，更好地开拓海外市场。目前公司电芯产线处于满产状态。 天合储能目前具备从电芯到直流舱到交流侧系统的全栈研发、生产、交付的强大能力。此外，天合储能已在全球范围内建立了完善的服务网络，提供从项目咨询、设计、安装到运营维护的全方位服务。 在9月发布投资者活动记录表中，天合光能曾提到，公司在2015年布局储能业务，成立江苏天合储能有限公司，截至9月22日。天合储能累计出货已超12GWh，交付覆盖六个大洲，并连续七个季度无间断蝉联BNEF全球Tier1一级储能厂商榜单。目前天合储能在全球拥有超过百家客户、超过70GWh的储备项目、拥有550多项专利授权和超过500名研发人员。 2023年，公司滁州储能电池及系统集成超级工厂投产，目前滁州基地拥有电芯产能12GWh，PACK产能6GWh和集成产能16GWh。随着公司储能出货量快速增长，产能利用率也显著提升，当前处在较高水平。 2025年，公司储能业务出货目标超8GWh，其中，海外市场预计出货占比将达到六成左右，国内市场占比相应约为四成。这一结构主要基于公司对全球储能市场需求及盈利水平的战略研判，旨在优先把握海外高增长、高溢价区域的订单机会。海外主要销售的市场包括美国、欧洲、拉美、澳洲以及亚太和中东等。在定价方面，公司的产品单价与当前行业主流水平保持一致，具备良好的市场竞争力。 美国方面，据SMM了解，10月美国大型储能项目新增并网功率为1674.3MW，创下2025年月度新高，实现爆发式增长。装机规模环比增长71.7%，扭转了9月的下降趋势，同比增长131.3%。 对于10月装机量激增的核心原因，政策层面，《大而美法案》的补贴政策与2026年上调关税的预期，共同推动了项目抢装潮，开发商加速并网以锁定激励并规避成本上涨；需求层面，10月AIDC批量并网与高端制造业回流（以微软亚特兰大AI数据中心投入运营，以及苹果首批本土制造的AI服务器从得州发货为代表），显著放大了电网扩容需求，大型储能作为填补电力缺口和保障稳定的关键手段，部署随之加速。 展望未来的美国储能市场，2025年美国的需求受关税政策变动反复变化，因此“抢出口”现象一致持续到10月份，随着中美关税谈判对于未来一年关税政策定调，抢出口现象终于趋于平缓。展望未来随着数据中心的持续发力，美国市场保持20%左右的持续增长。

12月18日，SMM新能源事业部高级总监俞进、储能业务负责人李晓奇及储能高级经理包瑞雪一行前往 安徽融科热控科技有限公司 走访交流，受到了公司总经理洪思明的热情接待。双方就储能材料市场价格趋势以及各自公司未来的发展方向进行了深入交流，并表达了对未来加强合作的美好期待。 企业简介 安徽融科热控科技有限公司 是火炬电子(股票代码603678)旗下一家专注于热管理系统总成及关键零部件研发、生产和销售的高科技企业。公司位于国家科学中心城市合肥高新技术开发区，主要面向电化学储能系统、中重卡、工程机械以及农机等行业提供热管理方案，致力于成为行业领先的热管理解决方案服务商。 融科热控的热管理产品覆盖了工商业储能、电网储能、中重卡、工程机械、农机以及数据中心、船舶等多个领域，功率范围从0.5kW到120kW，形成了完整的产品系列。12月初，安徽融科热控科技有限公司成功入围中国电气装备集团有限公司集中采购项目。 此次中标也预示着其技术应用场景拓展至更为广阔的电网装备市场，展现了其技术平台强大的适应性和扩展性。 面对储能行业从“并得上”到“用得好”的转变，融科热控持续推动技术革新。公司即将全球首发其全新一代大功率热管理机组，集成宽温域自适应全直流变频、双冷源自然冷节能等多项前沿技术，旨在实现从“温控”到“智控”的本质进化。 未来，融科热控将继续秉持“融合科技力量，智能控制温度”的理念，不断提升产品性能与服务质量，为更多客户提供领先、可靠、高效的热管理解决方案，为能源装备的稳定运行和能源行业的绿色转型贡献力量。

12月15日，凯盛桐城现代智慧农业有限公司就安徽桐城50MW/100MWh用户侧储能项目发布招标公告。项目总投资约1.51亿元，约合1.51元/Wh，采用公开招标方式选取总承包单位。 该项目定位为用户侧储能电站，项目整合9个2.5MW/5MWh和275个125kW/216kWh储能单元，储能总容量达50MW/100MWh，将采用户外集装箱布置方式，储能电池选用磷酸铁锂电池。项目还将搭建完善的储能监控系统与GPS时钟同步系统，采用国产安全加固操作系统，可实现设备状态实时采集、调度指令快速响应及全流程精准计量，确保电站稳定高效运行。 招标信息显示，项目采用开发-勘察-设计-采购-施工-运营（EPC+O）全过程一体化总承包模式，中标单位需完成项目全生命周期的各项工作，涵盖前期市场开发、勘察设计、设备采购、工程施工、并网调试及5年运营服务。项目计划建设期为2年（含90天设计周期），运营期5年。 本次招标接受不超过3家单位组成的联合体投标。 原文如下： 安徽桐城50MW∣100MWh用户侧储能项目招标公告 （电子招标投标） 1.招标条件 1.1项目名称：安徽桐城50MW∣100MWh用户侧储能项目 1.2项目审批、核准或备案机关名称：桐城市发展和改革委员会 1.3批文名称及编号：桐城市发展改革委项目备案表，桐发改许可备[2025]314号 1.4招标人：凯盛桐城现代智慧农业有限公司 1.5项目业主：凯盛桐城现代智慧农业有限公司 1.6资金来源：自筹资金 1.7项目出资比例：100% 1.8招标方式：公开招标 2.项目概况与招标范围 2.1招标项目名称：安徽桐城50MW∣100MWh用户侧储能项目 2.2招标项目编号：H1GC25A08G059 2.3标段划分：一个标段 2.4招标项目标段编号：H1GC25A08G059 2.5建设地点：桐城市内 2.6建设规模：本工程定位为用户侧储能电站，储能容量为50MW/100MWh。根据项目实际情况，本工程储能系统拟采用户外集装箱布置方式，储能电池拟选用磷酸铁锂电池，单个储能系统单元包含电池预制舱、PCS及升压变成套装置、高压开关柜、能量管理系统及监控系统（EMS）等设备。 本项目储能规模为50MW/100MWh，拟采用9个2.5MW/5MWh和275个125kW/216kWh储能单元。每个2.5MW/5MWh储能单元由升压变流一体舱变流升压至10kV，每1～2个储能单元10kV出线串联为一回集电线路，共7回10kV集电线路，每一回集电线路接至原厂区预留的一面储能进线柜，每个点容量为5MW。 10kV侧采用单母线接线。每并网点共有5个高压柜，其中包括1个站用变柜、1个储能进线柜，1个计量柜，1个PT柜，1个储能出线柜，且配置防逆流装置。每个125kW/216kWh储能单元输出电压为400V，每2-4个储能单元串联为一个并网点，接至一台并网柜，总共配置69面400V低压并网柜。 本项目每个场区配置1套储能监控系统，储能区监控系统采集储能设备的相关信息送到开关站监控系统，再上传至电网调度，并接收调度端指令，实现对整个储能电站的控制和调节。全站设一套GPS时钟同步系统，用于实现微机监控系统、保护装置、故障录波器、安全自动装置、远动工作站等的时间同步。监控系统设备使用国家指定部门检测认证的国产安全加固的操作系统和数据库。 关口计量点暂设置在储能开关站10kV出线侧，在10kV侧按照主/副表方式配置2块0.2S级电能表，计费关口点按双表(主副表)配置，电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能、具备电流、电压、电量等信息采集和三相电流不平衡监测功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能。10kV集电线路、站用变、无功补偿间隔设置考核计量点，各配置1块0.2S级电能表。 本工程配置电能量远方终端1套，关口表及各智能电度表电量信息通过RS485口接入电能量采集终端，电能量采集终端通过主备通道综合数据网将计量信息上传至调度计量系统。 2.7合同估算价：约15137.81万元 2.8计划工期：项目建设期2年（730日历天，含设计周期90日历天），运营期5年。 2.9招标范围：本项目采用开发-勘察-设计-采购-施工-运营全过程一体化总承包方式。中标人必须在规定的时间内完成所有项目勘察、设计、采购、施工、储能电站并网及运营等工作，包括但不限于以下内容： （1）市场开发：负责本项目前期市场开发。 （2）勘察设计范围：负责本项目储能系统工程勘察设计，项目相关专题报告修订、编制及评审，设备技术规范书、施工图设计、竣工图绘制、园区已建配电系统的相关改造设计等。 （3）材料设备采购范围：储能电站的全部设备及补充设备采购，包括但不限于满足本项目储能电站完整功能的所有设备、配电系统改造所需的设备的采购、催交、监造、验收、功能试验、运输、卸车、保管、二次搬运、成品保护、设备临时租赁堆场费用、检测、安装和调试，配电装置、电池一体集装箱、箱逆变一体机及电气二次控制保护装置等所有相关配套设备的安装、汇线、试验、调试等内容；以及工程所需的所有材料包括防雷击系统构架及接地材料、电缆及其附件、光纤线缆等与工程相关的材料及电缆沟敷设盖板和电缆标示桩等材料采购、运输、卸车、保管、二次搬运、成品保护、材料临时租赁堆场费用、检测、安装和调试等内容。 （4）施工范围：与本项目有关的所有工程施工，包括但不限于负责各类施工手续办理及施工协调工作，处理开工前和工程持续期与工程有关的、与相关主管部门各种协调事宜；原有工程设施的拆除、清运、防水、防腐；临时工程的设计与施工；运维中心施工及设备购置；负责加固工程施工；现场设备安装与配套工程施工；试验及相关鉴定测试、系统接入及调试、试运行、专项验收、竣工验收、缺陷责任期内的技术服务与缺陷修复、保修期的保修工作等全部项目内容。 （5）运营范围：项目运营期内，中标人负责储能电站所属全部储能设备、辅助设备、公共设备、附属设备及其相关的生产设施的运行、维护、检修、巡视、故障处理、值守、平台系统建设维护、电费收缴等工作。 2.10项目类别：开发、设计、采购、施工、运营(EPC+O) 2.11其他：无 3.投标人资格要求 3.1投标人（含联合体各成员）具备有效的营业执照。 3.2投标人资质要求 （1）设计资质要求：具有建设行政主管部门颁发的电力行业设计乙级及以上资质或电力行业(新能源发电)专业设计乙级及以上资质或工程设计综合甲级资质； （2）施工资质要求：具有建设行政主管部门核发的安全生产许可证且在有效期内；同时具备住房和城乡建设主管部门颁发的电力工程施工总承包叁级及以上资质和建筑工程施工总承包叁级及以上资质；具备国家电力监管委员会或国家能源局颁发的承装（修、试）电力设施许可证（承装类五级及以上、承修类五级及以上、承试类五级及以上）。 （3）运营资质要求：具有有效的营业执照。 3.3投标人业绩要求：无。 3.4项目经理、设计负责人、施工负责人资格要求： （1）项目经理须具备机电工程专业二级及以上注册建造师执业资格，且符合下列①、②要求： ①取得建设行政主管部门颁发的安全生产考核合格证B证； ②投标截止日未在其他项目担任工程总承包项目经理、施工项目负责人，或虽在其他项目上担任工程总承包项目经理、施工项目负责人岗位，但承诺在本项目中标后合同签订前能够从其他项目变更至本项目并全面履约。 （2）设计负责人（如为联合体投标，须由承担设计职责的单位委派）须具备电力工程相关专业高级及以上技术职称； （3）施工负责人（如为联合体投标，须由承担施工职责的单位委派）须具备机电工程专业二级及以上注册建造师执业资格，且符合下列①、②要求： ①取得建设行政主管部门颁发的安全生产考核合格证B证； ②投标截止日未在其他项目担任工程总承包项目经理、施工项目负责人，或虽在其他项目上担任工程总承包项目经理、施工项目负责人岗位，但承诺在本项目中标后合同签订前能够从其他项目变更至本项目并全面履约。 注：存在已任或拟任（含公示期内的第一中标候选人）工程总承包项目经理、施工项目负责人，拟派本项目中担任工程总承包项目经理、施工项目负责人的，应保证中标后能够到本项目任职，须在投标文件中提供相应发包人出具的证明和核查联系方式，未提供的，一经发现，其投标文件将被否决，已中标的取消中标资格。 （4）项目经理与施工负责人可以为同一人。 3.5项目经理、设计负责人、施工负责人业绩要求：无。 3.6财务要求：无。 3.7本招标项目接受联合体投标。联合体投标的，应满足下列要求： （1）联合体成员（含牵头人）不超过3家，联合体各方应当签订联合体协议明确牵头人和各方拟承担的工作和责任。同一专业工程由一个单位承担的，按照承担单位资质确定资质等级；同一专业工程由两个单位共同承担的，按照资质等级较低的单位确定资质等级；不同专业工程由不同单位分别承担的，按照各单位的相应资质确定联合体的资质。联合体牵头人和联合体成员按专业分工确定的联合体资质须满足招标文件的要求。 （2）联合体参加投标的，招标文件下载、投标保证金缴纳、投标文件编制、电子签章、网上递交标书、解密等工作均由其牵头人负责办理，其他联合体成员方按招标文件要求提供相关材料即可。 （3）联合体参加投标的，一旦中标，联合体各方将向招标人承担连带责任，各方应服从招标人的管理。 （4）联合体各方在同一招标项目中以自己名义单独投标或者参加其他联合体投标的，相关投标均无效。 3.8其他要求：无。

北极星储能网获悉，12月15日，广东台山市发展和改革局发布台山市发兴站独立储能电站项目竞争配置结果的公告，共有3家进入评审结果，排名第一的是广东省农本产业投资有限公司、远景科技（江门）有限公司、排名第二的是广州汇通国信科技有限公司、宁德时代新能源科技股份有限公司、排名第三的是佛山时投壹号高科有限公司。 原文如下： 台山市发兴站独立储能电站项目竞争配置结果的公告 为加快推进台山市新型储能电站项目发展，规范项目建设管理，根据《台山市发兴站独立储能电站项目竞争配置公告》要求，台山市发展和改革局组织开展台山市发兴站独立储能电站项目竞争配置评审工作。 2025年12月12日，专家评审小组对参选单位提交的参选文件进行综合评审。现将评审结果公告如下： 公告期限为自本公告发布之日起1个工作日。 台山市发展和改革局 2025年12月 15日

北极星储能网获悉，12月16日，陕西省西安未来人工智能计算中心储能售电一体化项目开启竞争性磋商。招标明确，西安未来人工智能计算中心储能售电一体化建设项目，储能业务由供应商全额投资、建设、运维，采购人提供场地和电费缴纳总额的合作模式；售电业务通过售电协议由供应商代理，采购人仅提供电费缴纳总额。 该项目资金来源为企业自筹，采购人为西安未来产业城新基建发展有限公司。 原文如下： 西安未来人工智能计算中心储能售电一体化建设项目竞争性磋商公告 （招标编号：HXTDJC20251863） 项目所在地区：陕西省，西安市 一、采购条件 本西安未来人工智能计算中心储能售电一体化建设项目已由项目审批/核准/备案机关批准，项目资金来源为企业自筹，采购人为西安未来产业城新基建发展有限公司。本项目已具备采购条件，现采购方式为竞争性磋商。 二、项目概况和采购范围 项目概况：西安未来人工智能计算中心储能售电一体化建设项目，储能业务由供应商全额投资、建设、运维，采购人提供场地和电费缴纳总额的合作模式；售电业务通过售电协议由供应商代理，采购人仅提供电费缴纳总额。由此确保西安未来人工智能计算中心储能售电一体化项目安全、合规、高效实施，具体详见竞争性磋商文件。 范围：本采购项目划分为1个标段，本次采购为其中的： (001)西安未来人工智能计算中心储能售电一体化建设项目。 三、供应商资格条件 1.供应商须具有独立法人资格，具有合格有效的营业执照； 2.供应商需同时具备以下资质要求： 2.1设计资质：工程设计综合资质甲级或电力行业工程设计乙级以上（含乙级）资质或电力行业（变电工程）专业设计丙级以上（含丙级）资质； 2.2施工资质：电力工程施工总承包三级以上（含三级）资质，且同时具备承装（修、试）电力设施许可证承装（修、试）三级以上（含三级）资质，且具有有效的安全生产许可证； 2.3企业资质：须具备国家相关部门颁发合格有效的《电力业务许可证（售电类）》； 3.拟派设计负责人具备注册电气工程师（供配电）执业资格，或注册电气工程师（发输变电）执业资格，并在本单位注册； 4.拟派项目施工负责人具备机电工程专业二级注册建造师执业资格，并具备有效的安全生产考核合格证（建安 B 证），并在本单位注册，且未担任其它在建工程的项目施工负责人（项目经理）； 5.财务要求：供应商须提供2024年度经审计的财务报告；若2024年度财务报告未审计完成，须提供开标截止日前六个月内其基本存款账户开户银行出具的资信证明； 6.供应商在“信用中国”网站未被列入失信被执行人、严重失信主体名单、重大税收违法失信主体（提供截图）；（以开标现场网上查询结果为评审依据）； 7.单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的不同供应商，不得同时参加本项目采购活动； 本项目接受联合体磋商。联合体成员数量不限，联合体一经联合不得单独参与投标或与其他单位组成新的联合体参与磋商。