【新能源产研】

1、河北拟规范新能源与独立储能共用工程，明确费用分摊机制

2、江苏规划建设约10个省级零碳园区，推进绿电直供与源网荷储协同

3、浙江启动爬坡辅助服务试运行，储能参与设定SOC门槛

4、安徽调频市场细则出台，储能与虚拟电厂1MW起参与

5、河南检查44个独立储能项目，未实质开工将清退

6、央企密集启动“沙戈荒”基地规划招标，明确规模约64GW

7、8月新型储能新增11.42GWh，独立储能贡献近九成功率

8、海辰储能发布785Ah钠电系统，计划2027年量产交付

政策风向

1、河北拟规范新能源与独立储能共用工程，明确费用分摊机制

9月16日，河北省发改委就风电、光伏及独立储能项目共用工程建设与费用分摊指导意见公开征求意见。

文件提出，同一公共并网点的项目可共用变压器、母线、线路、出线间隔及配套二次系统等设施，已建工程经核定存在富余容量的，也应向符合技术条件的新增项目开放。建设和运行遵循“谁受益、谁承担”原则，专属设施由承建主体自行承担，新增项目引发改扩建的费用由新增业主承担。

费用分为建设费用和运行费用：建设费用原则上按各项目交流侧额定装机容量占比分摊；运行费用按实际年发电量占比分摊，体现“多发多付”。具体成本由各方共同选定的第三方机构核算，并以合同、结算报表、发票等实际资料为依据。

新增项目并网导致存量项目陪停的，须按陪停容量、时长和度电利润给予补偿。拒绝履行共享接入承诺的主体，可能被取消共用工程承建资格，并失去后续项目预留容量支持。

锐评：共用工程规则有助于减少重复投资和接网资源闲置，但容量与发电量双口径分摊也增加协调难度。残值核定、陪停补偿及运行数据透明度将决定执行效果。

2、江苏规划建设约10个省级零碳园区，推进绿电直供与源网荷储协同

近日，江苏省发展改革委、省工业和信息化厅关于印发《江苏省零碳园区建设实施方案》，提出到2030年培育建成10个左右省级零碳园区，并建设不少于3家省级零碳（近零碳）工厂；到2035年初步形成以园区为载体的零碳产业生态体系。

方案鼓励园区通过绿色专线、绿色专变向多用户直接供应绿电，衔接绿电交易、碳排放因子及国际溯源规则。到2030年，省级以上零碳园区应建成可计量、可溯源、可认证的绿电供应体系。

围绕厂房、楼宇及光储充场站，江苏将推进源网荷储协同的智能微电网，聚合新能源、负荷和储能资源，支持参与电力市场，并探索虚拟电厂、绿电直供及园区级绿电聚合直供模式。

园区还将建设一体化能碳管理平台，覆盖能耗监测、碳核算、绿电溯源和需求侧管理。符合条件的项目可申报超长期特别国债及中央预算内资金，并通过专项信贷、贴息、奖补和碳资产质押等方式拓宽融资渠道。

锐评：零碳园区将拉动储能、微电网、虚拟电厂和能碳管理需求，但目标能否兑现，关键不在挂牌数量，而在绿电来源、减排核算和商业收益能否形成闭环。

3、浙江启动爬坡辅助服务试运行，储能参与设定SOC门槛

近日，浙江能源监管办发布通知，明确爬坡辅助服务试运行安排。准入主体须参与长三角“两个细则”，未以报量报价方式参与浙江现货市场、未中标调频市场，同时具备AGC功能，调节速率不低于额定容量的1.5%/分钟。

时间安排上，9月15日前开展模拟运行，9月30日前启动结算试运行，12月1日前转入连续运行。

调度机构提前30分钟测算未来5分钟的负荷变化需求及现货市场可优化机组的爬坡能力，差额形成市场外爬坡需求。调用原则上按照调节性能排序，性能相同的按可用容量等比例分配。储能参与上爬坡时SOC须不低于25%，参与下爬坡时不得高于75%。

爬坡指令可通过AGC或人工调度下发。调用结束后，主体须保持当前出力10分钟，并在15分钟内恢复至初始出力。补偿、考核和费用结算按照长三角“两个细则”执行，相关电能量费用按现货规则结算。

锐评：爬坡服务为快速调节资源增加了收益渠道，但与现货、调频暂设互斥，收益空间仍受限制。储能能否受益，取决于调用频率、补偿标准及SOC管理能力。

4、安徽调频市场细则出台，储能与虚拟电厂1MW起参与

近日，华东能源监管局、安徽省发展改革委及省能源局联合印发《安徽电力调频辅助服务市场实施细则（试行）》，明确市场交易、计量结算、信息披露及风险管理等规则。

市场主体包括发电企业、售电企业、电力用户及独立储能、虚拟电厂等新型经营主体。可提供调频服务的主体包括发电企业及其配建储能、抽水蓄能电站、独立储能和虚拟电厂。其中，独立储能充放电功率须达到1MW及以上，虚拟电厂可调容量须达到1MW及以上，两者持续调节时间均不得少于1小时。

市场以调频里程为交易标的，采用“日前报价、日前预出清、日内出清实时调用”模式，按申报价格出清。里程报价范围暂定为1—6元/MW，出清价格上限为6元/MW。

调频补偿按照“出清价格×调频里程×性能系数”计算。现货市场连续运行期间，调频费用原则上由工商业用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，现阶段工商业用户承担比例暂定为90%。

锐评：1MW准入门槛为储能和虚拟电厂打开市场空间，但报价上限及性能考核将加剧竞争。工商业用户承担九成费用，也要求调频成本和系统效益充分透明。

5、河南检查44个独立储能项目，未实质开工将清退

近日，河南省发改委启动独立储能电站开工情况检查，重点核查取得电网接入书面意见6—15个月、尚未投产的项目，共涉及44个，总规模6.11GW/16.11GWh。对未实质性开工的项目，将予以清退，相应接入审查意见作废。

受检项目分布于14个地市，其中三门峡规模最大，达1.2GW/3.2GWh；平顶山为0.5GW/2.4GWh。31个项目的电网接入意见集中于2025年下半年，合计4.11GW/10.41GWh，占受检总容量约64.6%。

按照河南储能管理政策，项目原则上应在取得接入批复后6个月内开工、15个月内投运；同一主体三个及以上项目逾期未开工的，将记入信用记录；地市逾期未开工规模超过纳规容量50%的，将从严控制后续指标。

河南还明确限制项目违规转让，原则上同一220kV变电站供电区域独立储能接入规模不超过300MW，并对部分送出工程滞后及长周期技术项目给予延期安排。

锐评：清退“圈而不建”项目有助于释放接网和土地资源，但也反映部分储能规划与收益能力脱节。严控工期之外，还需同步完善容量补偿和市场机制。

6、央企密集启动“沙戈荒”基地规划招标，明确规模约64GW

近期，三峡、大唐、中广核等企业陆续启动新能源大基地规划及实施方案编制招标，已明确的规划装机规模约64GW；若计入未公布具体容量的项目，市场估算整体规模或超过80GW。光伏們消息称，内蒙古近期完成约100GW新一批“沙戈荒”基地竞配，但仍需以官方信息为准。

三峡招标涉及内蒙古赤峰“十五五”基地和阿拉善“十六五”基地，均按千万千瓦级规划，重点研究风光、煤炭、水资源及特高压外送通道等条件。

中广核项目涉及阿拉善腾格里、巴丹吉林两座基地，单个新能源规模12GW，其中风电4GW、光伏8GW，并研究配套火电、储能及电网接入工程。

需要注意的是，目前相关采购主要为规划咨询服务，并不代表项目已获批或进入实质建设阶段，最终电源配置、装机规模及开发主体仍待官方确认。

锐评：央企密集开展规划，释放“沙戈荒”基地储备提速信号，但规划容量不能直接转化为设备订单。外送通道、调节电源和消纳能力将决定项目落地节奏。

行业趋势

7、8月新型储能新增11.42GWh，独立储能贡献近九成功率

据CNESA DataLink不完全统计，2026年8月国内新增投运新型储能3.76GW/11.42GWh，功率、能量规模同比分别增长13%、20%，环比分别下降27%、35%，连续三个月高于上年同期。

独立储能成为主要增量，新增3.33GW/10.51GWh，贡献当月新增功率的88.6%；电源侧和用户侧新增规模分别降至228MW/388MWh、174MW/470MWh。四川用户侧新增60MW/240MWh，连续两个月位居全国首位。

区域方面，华北新增2.23GW/7.47GWh，占全国新增能量的65%；内蒙古以4.01GWh居首，平均储能时长达到4小时。

技术方面，磷酸铁锂功率占比仍达98.68%，同时“锂电＋液流电池、钠电或燃料电池”等混合储能项目集中投运，技术多元化开始进入示范验证阶段。

锐评：独立储能取代强制配储成为增长主力，说明行业正转向市场化项目。但装机高增不等于收益改善，现货价差、调用水平和接网条件仍决定项目质量。

企业动态

8、海辰储能发布785Ah钠电系统，计划2027年量产交付

9月16日，海辰储能发布钠电一体化解决方案，包括∞Cell N785Ah大容量钠离子电池和∞Power N4.0MWh储能系统，计划于2027年启动全链条量产交付。

据公司介绍，N785Ah电芯采用NFPP正极和自研硬炭负极，设计循环寿命达2万次，支持2—8小时储能场景，并兼容现有千安时锂电制造平台。

N4.0MWh系统适配800—1500V储能变流器，采用专用BMS及空液混冷技术，场站面积可减少30%，综合能效超过88%，设计服役周期为30年。海辰储能还提出，未来推动储能全生命周期平准化度电成本进入0.1元/kWh水平。

锐评：大容量电芯和锂钠产线兼容有助于钠电降本量产，但2万次循环、30年寿命及0.1元度电成本仍需实证。2027年的交付规模和客户验证才是产业化关键。

信息来源：Wind资讯、各券商研报、上市公司公告

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