【新能源产研】

1、德国大储加速落地，并网确定性与收益保障成融资关键

2、七部门部署算电协同，探索800V高压直流供电与超百千瓦机柜

3、福建公布7.78GW光伏项目名单，4.35GW因消纳受限列入储备

4、山东拟下调现货电价下限，最低出清价调整至-0.14元/度

5、青海明确2030年数据中心绿电占比不低于90%，储能与绿电直连协同推进

6、储能扩产审批据报收紧，电芯产能成摸排重点

7、河北需求响应新规：日前削峰限价3元/度，虚拟电厂5MW起步

8、南方电网拟取消储能现货与调频互斥，拓宽多元收益渠道

9、98家储能产业链半年报：相关收入2736亿元，盈利分化加剧

10、南网储能披露收益与成本：广东现货价差约0.2元/度，中卫项目EPC造价0.78元/Wh

政策风向

1、德国大储加速落地，并网确定性与收益保障成融资关键

BW ESS高管近日表示，新能源增长、电价波动及活跃的日内交易，正推动德国大型储能项目从开发审批走向建设交付。公司今年6月启动德国1GW/5.7GWh储能项目早期建设。

当前主要障碍集中在电网收费、灵活并网协议、扩网费用分摊及并网排队。2029年8月后投运项目的拟议收费框架有所明确，但动态电网费仍待细化。公司建议统一灵活并网规则，依据项目成熟度和系统效益安排接网顺序。

融资方面，贷款方更加关注并网确定性、运营策略、收益保障及供应商可靠性。差价合约、收益底价与部分市场化收益相结合的模式正在发展。容量市场若设计合理，可提供更稳定的收入来源；日前、日内及调频市场联合运营仍是重要收益路径。

随着项目大型化，安全性能、本地合规、交付能力及实际运营业绩将成为供应商竞争重点。

锐评：德国储能规划只有转化为可并网、可融资的项目，才能兑现设备订单。收费规则与运行限制会直接改变项目回报，供应商的竞争力将更多体现为全周期交付和服务能力。

2、七部门部署算电协同，探索800V高压直流供电与超百千瓦机柜

近日，中央网信办等七部门印发《促进数字化绿色化协同转型发展实施方案（2026—2030年）》，提出到2030年，推动算力设施等重点领域可再生能源电力消费水平达到所在省份消纳责任权重要求。

方案支持液冷散热、余热回收、低功耗芯片等技术应用，探索800V高压直流供电架构，推动超百千瓦单机柜部署，并运用人工智能实现全生命周期能效监测、动态调节和智能运维。

算电协同方面，引导算力资源向清洁能源富集地区集聚，攻关协同调度、绿电直连及高效、长时、大容量新型储能技术与标准，开展绿证绿电交易，提高绿电使用比例。同时，通过数字孪生整合城市分布式光伏、储能等资源，提升能源调度效率。

锐评：政策将算力扩张与绿电消纳进一步衔接，液冷、直流供电和长时储能迎来应用空间。技术探索能否转化为规模订单，仍需验证可靠性与全生命周期经济性。

3、福建公布7.78GW光伏项目名单，4.35GW因消纳受限列入储备

9月7日，福建发改委印发2026年度开发建设方案，共计7.78GW光伏项目入选，其中3436MW为正式进入开发方案的项目，4345MW项目因为电网消纳困难列入储备项目库。

入选企业中，国家能源集团、大唐、国家电投获选规模均超过1GW，华能、华电、三峡均超过800MW。项目主要涵盖海上及陆上渔光互补、温排区和屋顶光伏，正式方案中陆上渔光互补规模约1.8GW；储备库包含单体规模超过400MW的海上风光同场项目。

文件要求严格执行安全、环保、水保等“三同时”制度，落实自然资源、生态环境及安全生产要求。今年1月，福建曾公布80个光伏开发建设项目，总容量6238.88MW。

锐评：超过半数规模因消纳受限暂列储备，凸显电网承载能力对光伏建设节奏的约束。后续落地取决于接网条件、调节能力与用电需求，储备规模不能直接等同于近期设备订单。

4、山东拟下调现货电价下限，最低出清价调整至-0.14元/度

山东省发改委就电力现货市场部分价格参数调整公开征求意见，拟扩大负电价区间，发挥价格引导作用，改善电力供需、促进新能源消纳。

方案提出，电能量申报价格下限由-0.08元/kWh降至-0.12元/kWh，出清价格下限由-0.10元/kWh降至-0.14元/kWh，均下调0.04元/kWh。申报、出清价格上限保持不变，分别为1.3元/kWh和1.5元/kWh，以上价格均含税。

锐评：更低的负电价下限有望激励储能充电和负荷移峰，也加大发电侧收益压力。但下限放宽不等于实际价差扩大，储能能否获益仍取决于出清价格、充放电时机及相关费用。

5、青海明确2030年数据中心绿电占比不低于90%，储能与绿电直连协同推进

青海印发绿色算力产业“十五五”规划，提出到2030年，数据中心绿电使用占比不低于90%，建成国家绿色算电协同发展示范区和西部重要绿色算力供给地。

空间布局上，打造西宁—海东智算、超算核心集群，以及海西、海南两大算电协同集聚区。推动新能源与算力设施协同布局，依托水风光互补、光热和多类型新型储能，保障算力设施稳定获取低成本绿电。

规划要求建设新型储能等调节性电源，完善调峰体系，推进绿电直连试点及微电网算力中心建设，实现源网荷储全时段灵活调配。同时，发展智能微电网、虚拟电厂，推动算力负荷与电力系统协同调度和交易。

产业应用方面，计划建设30个特色高质量数据集，集聚不少于1000家数据企业，落地不少于20个“人工智能+”应用场景。

锐评：高比例绿电目标有望拉动储能、光热和微电网需求，但年度绿电占比达标不等于全天候稳定供电。调节成本与算力订单能否匹配，将决定青海的资源优势能否转化为产业收益。

6、储能扩产审批据报收紧，电芯产能成摸排重点

据财联社援引多位产业链人士消息，针对储能行业产能过剩风险，有关部门近期正全面摸排现有及规划产能，储能电芯是重点领域之一。

消息称，尚处规划阶段、未正式开工的项目暂缓审批和推进，已备案且在建项目不受影响。此次调整并非全面叫停，后续或根据实际市场需求动态调整。

锐评：扩产收紧有助于抑制重复建设，但无法直接消化存量过剩。企业更需把重心转向产能利用率、订单质量和回款，审批放缓也不意味着价格战就此结束。

7、河北需求响应新规：日前削峰限价3元/度，虚拟电厂5MW起步

河北完善电力需求响应体系，明确虚拟电厂可作为市场主体参与，聚合可调容量不低于5MW，每个用户只能由一家聚合商代理。

填谷市场初期仅开展日前响应。当常规调峰手段用尽，预计仍有连续5日及以上新能源消纳缺口时，经批准启动。申报最高限价为河北南网0.3644元/kWh、冀北0.3720元/kWh，按出清价给予电量补偿。

削峰分日前、日内、快速和实时四类。日前报量报价，最高限价3元/kWh；其余类型只报量。电量补偿分别按出清价的1倍、1.5倍、2倍和3倍计算，并执行阶梯式补贴。符合条件的快速、实时响应主体，另可获得1.5元、3元/千瓦·月容量补偿。

虚拟电厂削峰响应率低于80%的部分，按偏差电量及两倍出清价考核，并须提供履约担保。削峰补贴由工商业用户按高峰用电量分摊；填谷补贴由规定范围内的发电主体按响应时段上网电量分摊。

锐评：高补偿伴随严格履约，虚拟电厂收益取决于真实调节能力，限价不能直接当作收入预期。填谷机制拓宽消纳手段，也将增加相关发电主体的费用负担。

8、南方电网拟取消储能现货与调频互斥，拓宽多元收益渠道

南方电力调度控制中心印发2026年版储能入市工作方案，围绕“现货电能量市场+辅助服务市场+容量市场”推进改革。目前，南方区域新型储能装机达2067万千瓦，83座电站参与现货及调频市场，但现货参与积极性不足，常态化调频中标容量仅占申报容量的30%。

方案提出，取消储能同一时段只能参与现货或调频的互斥机制，支持执行现货计划的同时提供调频服务；优化调频排序机制，探索申报容量奖励，推动调节容量分散配置，并动态调整报价下限。

入市方面，推动具备条件的存量、新投产独立储能优先“报量报价”，探索“并网即入市”；推动新能源与配建储能联合申报、协同调用。广东、广西将推进分布式储能通过虚拟电厂聚合参与现货市场试点。

同时，制定净负荷高峰时长、储能持续供电容量等参数测算原则，为各省容量电价折算及可靠容量认定提供依据。

锐评：现货与调频兼容，有望缓解储能收益单一的问题，但叠加收入不等于利润必增。报价竞争、充放电损耗与容量占用将考验运营能力，容量收益兑现仍需各省细则落地。

行业趋势

9、98家储能产业链半年报：相关收入2736亿元，盈利分化加剧

据储能与电力市场对98家储能产业链企业半年报统计显示，2026年上半年样本企业合计营收1.95万亿元、归母净利润1667.26亿元，平均净利率8.54%。其中57家营收、净利润双增，15家双降，62家净利润增长。

61家披露储能相关收入，合计2735.64亿元；40家实现增长，多家电池、材料、户储及系统企业增速超过100%。45家储能业务毛利率为正，24家超过20%，思格新能源以40.7%居前。20家披露出货或销量，其中天合光能、阿特斯等5家增幅翻倍。

板块表现明显分化：电池企业规模领先，材料企业利润强劲修复，EMS/BMS保持较高毛利率；户储需求复苏但部分企业增收不增利，新能源装备、温控消防板块盈利仍承压。阳光电源储能收入占比达50%，亿纬锂能出货44.46GWh，鹏辉能源则依靠储能放量实现扭亏。

锐评：储能市场仍在扩容，但增长红利正从普涨转向分化。订单规模不再等于利润，毛利率、现金流、海外交付和技术壁垒将决定企业能否真正穿越价格战。

企业动态

10、南网储能披露收益与成本：广东现货价差约0.2元/度，中卫项目EPC造价0.78元/Wh

南网储能近日披露，2026年上半年广东抽水蓄能及独立储能参与现货市场的平均价差约0.2元/kWh，同比略增，但不宜据此推测未来交易表现。

公司已投运新型储能多为示范项目，主要依靠容量电费；云南丘北宝池储能站则形成“容量电费+现货交易+调频辅助服务”的收益结构。

成本方面，宁夏中卫锂电储能项目按EPC中标价测算，综合建设成本约0.78元/Wh；丽江华坪采用液流电池，造价高于锂电项目，最终均以竣工决算为准。

抽蓄方面，公司在建9座电站、合计1080万千瓦，计划于“十五五”至“十六五”初期陆续投产，力争2026年内投产肇庆项目。不同开工时点的电站适用差异化容量定价及市场收益分配机制。

公司2026年固定资产投资预算88亿元，“十五五”期间预计每年投资80亿—100亿元，并探索引入项目投资者。半年报披露长期借款利率为1.55%—2.92%。

锐评：0.2元/度的交易价差并非净利润，还需覆盖损耗、运维和融资成本。持续大额投资下，容量收入稳定性、市场运营能力与资金成本，将共同决定项目回报。

信息来源：Wind资讯、各券商研报、上市公司公告

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