微电网EMS行业早报（11月14日）｜宁德重卡换电站投运：930度电配94千瓦风光

📑 本文覆盖时段：2026年11月13日午后 — 11月14日清晨（隔夜与清晨新增资讯）。

目录

• 开场｜一个矛盾：94 千瓦的风光，配了 930 度电
• 一、今日行业政策动态
  • 1. 3 亿千瓦、3 小时：新增那 1.33 亿千瓦要按 3.5 小时建
  • 2. 配建储能可以转独立：一块电池换了身份，账本要重做
  • 3. 分布式光伏配储写进方案：微电网是那个接口
  • 4. 山东：全电量入市，配储不再是并网门票
  • 🔧 行业视角（政策）
• 二、微电网EMS软件/平台系统相关新闻
  • 1. 宁德这个站：三个数决定一套 EMS
  • 2. 涡阳 247.5 兆瓦：一个县十座变电站，一套还是十套
  • 3. 聊城 100 兆瓦：20 套单元，4 套浸没式
  • 4. 印尼 P 岛：10 尺箱 22 吨，容量先被码头定死
  • 🔧 行业视角（软件与平台）
• 三、市场与竞品最新动态
  • 1. 0.885 和 1.065：差在两件看不见的事
  • 2. 120 天和 730 天：工期是站址数量的乘数
  • 3. 平台这件事，买方开始自己干
  • 🔧 行业视角（市场与竞品）
• 四、简短小结
• 五、行业观察：2 小时的电池，怎么干三段活
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• 免责声明

开场｜一个矛盾：94 千瓦的风光，配了 930 度电

11 月 12 日，福建宁德，北疏港路站投运。

站是宁德时代骐骥换电和协鑫能科一起建的。定语很长：福建省首座集风光、储能、换充电与智慧调度于一体的重卡综合能源示范站。

数字很短。

配建风光 94 千瓦，储能 930 千瓦时。5 分钟极速换电，兆瓦级超充。一年消纳绿电 12 万度，减碳 72 吨。

94 千瓦的风光，一年发 12 万度。折成满发小时，是 1277 小时。

930 度电除以 94 千瓦，是将近 10 小时。

10 小时这个数，放在全国的平均值里，很扎眼。

11 月 13 日，国家发改委和国家能源局发布《“十五五”新型储能实施方案》。文件写：到 2030 年，全国新型储能装机 3 亿千瓦，平均储能时长 3 小时左右。

截至今年 9 月底，全国已投运 1.67 亿千瓦、4.35 亿千瓦时，平均 2.61 小时。

从 2.61 到 3，差 0.39 小时。

一个重卡换电站，直接把时长干到了 9.9 小时。

同一个行业，同一个「几小时」，差了四倍。

差的不是电池，是问题不一样。

全国平均时长回答的是「一块电池能连续放多久」。这个站回答的是「一台车 5 分钟要吃掉多少电，那一刻光伏能供多少」。

94 千瓦的光伏，晴天中午满发，一小时 94 度。

一次换电 5 分钟。兆瓦级超充一分钟能吃十几度电。

光伏来不及。

换个说法：光伏决定这个站一年发多少绿电，负荷决定这个站要备多少电。

两个问题，两个答案。设备清单只写一个数，另一个数写在运行里。

所以这个站的电池不是给光伏配的，是给「5 分钟」配的。

容量由负荷的陡度定，不由发电的量定。

站里有三个功率量级。

发电是 94 千瓦。充电是兆瓦级，一千千瓦上下。存量是 930 千瓦时。

三个数差十倍。差十倍的东西接在同一段母线上，中间必须有缓冲。

缓冲就是那 930 度电，管缓冲的就是 EMS。

如果只按发电配储，94 千瓦配 2 小时，是 188 度电。

实际配了 930 度。多出来的 742 度，不是给光伏的，是给负荷的。

光伏的节拍是日出日落。换电的节拍是 5 分钟。两个节拍不在一个时间尺度上。

EMS 要做的，是把两个节拍翻译成同一张充放曲线。

这句话，今天有三份公告在替它作证。

一、今日行业政策动态

1. 3 亿千瓦、3 小时：新增那 1.33 亿千瓦要按 3.5 小时建

11 月 13 日，发改能源〔2026〕1565 号。

文件给的账很干净：3 亿千瓦，平均 3 小时，合起来 9 亿千瓦时。

现在手里有 4.35 亿千瓦时，还差 4.65 亿千瓦时。

装机还差 1.33 亿千瓦。

4.65 除以 1.33，是 3.5 小时。

就是说，新增的这一批，平均要按 3.5 小时建，全国平均才落得到 3 小时。

但今天在招的三个储能项目，都是 2 小时。

涡阳 247.5 兆瓦/495 兆瓦时，是 2 小时。聊城临清 100 兆瓦/200 兆瓦时，是 2 小时。郑东新区 100 兆瓦/200 兆瓦时，也是 2 小时。

为什么是 2 小时。

两个原因。

一个是造价。2 小时系统的单位造价最低：电池占大头，变流器和土建摊得开。往 4 小时走，电池翻倍，变流器不变，单位造价先降后升。

另一个是收益。现在能确定的两块收入——峰谷价差和容量补偿——都按「一天一充一放」设计。充放次数不增加，时长再长也没有对应的收入。

设备能建 4 小时，账只认 2 小时。

那 3.5 小时从哪来。

一条路是把电池做大。4 小时系统、8 小时系统，投资按容量等比往上走。

另一条路是把同一个 2 小时用两次。

白天一次，夜里一次。中间隔几个小时，靠电价差决定充还是放。

同样一块电池，一天干两趟活，账面时长还是 2 小时，实际吞吐翻了一倍。

这条路不写在设备清单里，写在调度策略里。

再往下拆一层，3 亿千瓦不是一个数。

省内自用新增约 1.1 亿千瓦，2030 年超过 2.4 亿千瓦。新能源基地配 5000 万到 6000 万千瓦。能承担顶峰保供的电网侧独立储能约 1.4 亿千瓦。

三个口径互相交叠，加起来超过 3 亿。交叠的部分不能相加。

能确定的是结构：大头在省内自用，也就是配在负荷旁边、配在配电网里。

配在负荷旁边，就落到了微电网的地界上。

方案对调用也给了分法。

现货连续运行的地区，按市场出清结果组织运行。还没连续运行的地区，综合考虑经济效益和系统需要，科学调用。

两种分法，对系统的要求不一样。

按出清结果运行，系统要能接现货价格，十五分钟一版。

按经济性调用，系统要能算一笔账：什么时候充、什么时候放，自己判断。

前者考接口，后者考算法。

文件没有直接写这句话。但文件把「平均时长」写成了目标，等于把这道题交回给了运行。

2. 配建储能可以转独立：一块电池换了身份，账本要重做

文件里有一句容易被跳过的话：鼓励各地因地制宜推动配建储能可作为独立运行主体参与电力市场。

配建储能，是跟着新能源电站建的那块电池。过去它的身份是「并网条件」，不是「市场主体」。

现在可以独立。

独立之后，第一件事是计量。

原来一块表，挂在电站关口。发多少电、上网多少电，一个口子算清。

现在要两个口子：充电算一次，放电算一次。中间还有损耗，还有站用电。

计量口从一处变成两处，改造的不只是表。

关口表要能双向计量。充电是正向，放电是反向，两个方向都要有读数。

还要能记四象限。有功、无功，正、反，四个组合。

老的关口表多数只记正向有功。要改，就得换表，还要改接线。

换表要停电。一个电站停一次，几个小时。

这些活不在软件的报价里，但在软件的工期里。

表没换完，数据上不来；数据上不来，容量结算就没依据。

第二件事是结算主体。

原来是电站的一个成本项。现在是一个能签合同、能报量报价的主体。

第三件事是责任。

独立主体要接受调度，要按指令动作。不动作，要有说法。

身份一改，报表就得重算。重算的前提，是每个充放口都有独立的数。

这也正是文件另一句的分量：在实行清单制管理前提下，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。

清单制是门槛。进了清单，容量才有价。

容量有价，就意味着「装了多少」和「能用多少」要分开记。

装了多少，是铭牌。能用多少，是那天的状态。

前者写在验收单上，后者写在系统里。

还有一件事文件没展开：容量租赁。

配建储能如果不能独立，可以把自己的容量租给需要配储的新能源项目。租出去，收租金；租进来，算配储。

租赁一开，同一块电池就有了两种收入：租出去的钱，和自己参与市场的钱。

两种收入对同一块电池的要求不一样。租出去，要求「随时可用」；自己参与市场，要求「低价充、高价放」。

随时可用，就不能把电放空。低价充高价放，就希望放得越空越好。

两个要求打架，中间那个平衡点，就是调度要给的答案。

还有一件事：独立之后，收入结构变了。

原来是电站的一个成本项，现在要自己找收入。

收入来自三个市场：电能量、容量、辅助服务。

三个市场的结算周期不一样，日结、月结、年结都有。

三个周期对不上，现金流就会紧。

所以独立不是换个名，是把一本账拆成三本，再合成一本。

3. 分布式光伏配储写进方案：微电网是那个接口

方案的场景清单里，有一句关于分布式的：鼓励分布式光伏、分散式风电科学配置新型储能，促进分布式新能源就地消纳。

后面还有一句：支持在源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网、新能源接入增量配电网、虚拟电厂等新模式中应用新型储能。

再往后：推动在配电网科学建设新型储能，优化配网增容，提升配电网接入分布式电源承载力，支撑主配微电网协同发展。

三句话串起来，是一条路径。

分布式电源多了，配电网接不下。接不下有两个解法：加粗线，或者就地配储。

加粗线是电网的投资。就地配储是用户的投资。

选后者，就要有一个东西把院子里的发、储、用拢在一起。

那个东西叫微电网。更准确地说，是微电网里那层软件。

分布式配储和集中式配储，不是一个东西的小号版本。

集中式是一个点，几千块电池，一个并网点，一套策略。

分布式是几十个点，每个点几百千瓦时，几十个并网点，几十套策略，还要合成一张表。

集中式比的是单体规模，分布式比的是点位数量。

点位一多，第一件麻烦事不是控制，是命名。

同一个院子，在营销系统里叫「某某公司」，在调度系统里叫「10 千伏某支线 3 号杆」，在运维台账里叫「3 号厂房西侧」。

三个名字对不上，账就合不起来。

命名只是第一层。第二层是计量。

一个院子，屋顶光伏一块表，储能一块表，生产线一块表，关口还有一块表。四块表，四个读数。

要算清「自发自用比例」，得把四块表对上时标。要对上时标，得先让四块表走同一个时钟。

现场的表，牌子不一样，对时方式不一样。有的靠网络对时，有的靠北斗，有的靠人工。

一个季度对一次，误差就够把账算歪。

所以分布式配储真正的门槛，不是电池价格，是「四块表能不能对上」。

第三层是承载力。

配电网的承载力按季度公布，一个台区一个数。这个数决定这个院子还能不能加装。

加装之前先查余量，查完再定配储容量。

余量是活的，配储容量就必须是活的。

承载力的算法是按台区算的：反向负载率超过多少，就是黄区；再高，就是红区。

绿区应装尽装，黄红区要有序接入。

有序接入的常用手段，就是配储或者加安控。

所以配储在这里的角色，是「换取接入资格」。

资格换了多少，要能被核算。核算的依据，还是那四块表。

一次定死的容量，半年后可能就不匹配了。

4. 山东：全电量入市，配储不再是并网门票

山东省发改委、国家能源局山东监管办、省能源局近日印发《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》。

三条要紧的。

一，新能源上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。

二，2025 年 6 月 1 日前投产的存量项目，全电量入市后，机制电价按国家政策上限执行，统一为每千瓦时 0.3949 元（含税）。

三，各地不得将配置储能作为新建项目核准、并网、上网等前置条件。

第三条最要紧。

过去配储是门票。没有储能，项目并不了网。所以储能是按比例配的，配到能过审为止。

门票一取消，储能就变成了投资。

投资要算回报。回报来自三个地方：峰谷价差、容量补偿、辅助服务。

三个地方都不确定，装不装、装多久，就得自己算。

文件还留了一个口子：支持分布式新能源直接或通过聚合方式参与现货交易。

分布式直接进现货，单家几百千瓦，报量报价没有意义。

聚合还有一层意思：责任。

单家分布式进市场，报错了自己承担。聚合商代报，报错了算谁的。

山东的方案把零售侧也写了进去：零售套餐要设封顶结算价格条款，由用户自主选择；售电公司购售价差水平要适时公布排名。

封顶条款保护用户，排名公布约束售电公司。

这两条对聚合商是压力，也是门槛。能做聚合的，得先能算清每一家的账。

算不清，报出去的价就是赌。

配储从门票变成投资，第一件事不是多装，是算清装几小时。

🔧 行业视角（政策）：四条放在一起，落点都在「时长」和「身份」上。储能方案把 3 小时写进目标，等于把「多出来的半小时」交给运行；配建转独立加容量电价清单制，把一块电池从成本项变成资产项，资产就要有账；分布式配储进了场景清单，等于承认微电网是配电网的接口；山东取消配储前置条件，把「配多少」从审批题改成算术题。四件事指向同一个动作：装机和调用，要分开记。

二、微电网EMS软件/平台系统相关新闻

1. 宁德这个站：三个数决定一套 EMS

回到宁德北疏港路站。

站里的逻辑，公告写得很直白：绿电优先补能、余电入储、高峰释放。

十二个字，三层判断。

第一层，车来了，先给光伏的电。光伏不够，从储能补。储能也不够，从电网买。

第二层，光伏发得多、车没来，余电入储。

第三层，晚高峰，储能放。

三层判断，三种优先级。谁在前谁在后，就是策略。

策略要跑起来，得先知道三个数。

第一个数，光伏此刻发多少。94 千瓦是装机，实际出力看天。晴天中午可能到 70 千瓦，阴天可能只有 10 千瓦。

第二个数，储能还剩多少。930 度电，充到 90% 是 837 度，放到 10% 剩 93 度。中间那 744 度才是能用的。

第三个数，下一台车什么时候来。

第三个数最难。

换电站的负荷不是连续的，是一阵一阵的。车多的时候，5 分钟一台，兆瓦级超充一起开。车少的时候，几个小时没动静。

光伏是慢慢变的，换电负荷是突然来的。两个东西放在一张图上，EMS 要干的是「提前」。

提前多久。

如果只知道此刻，车一来就得从电网拉。兆瓦级超充从电网拉，需量电费当月就上去。

需量电费按月的最大需量算。一个月里有一次冲到顶，整月按那个数交。

所以真正贵的不是电量，是那一次峰值。

削峰不难，难在提前知道峰值什么时候来。

如果知道未来十五分钟有一台车，就可以提前把储能充上，车来了放电。

提前十五分钟，靠的是历史数据加热力图。哪个时段车多，哪条线路上重卡密度高，都有规律。

这个规律写不进设备清单，只能写进系统。

公告里还有一句：场站同步接入协鑫能科聚星 AIVP 虚拟电厂平台。

接入之后，充放电不再只是自己的事。电网要它少用一点，它少用一点；要它多放一点，它多放一点。

一个站，两个身份。平时是换电站，需要时是调节资源。

两个身份会打架。

车流是随机的。调度指令是准点的。准点的指令来了，正好赶上车流高峰，先给谁。

公告没有写这个优先级。

行业里的做法通常是三道闸：安全在前，合同在中，收益在后。

安全是变压器不过载、电池不越限。合同是和电网签的响应义务。收益是当天的价差。

三道闸的顺序定下来，剩下的才是算法。

还有一层：这个站用了钙钛矿叠层光伏。技术第一次用在重卡换充电负荷场景，意味着发电曲线的形状和常规晶硅不完全一样。

阴天、早晚、高温衰减，都要重新摸一遍。

新组件的曲线，得靠运行数据攒。攒不出来，就只能保守配置。

保守配置的代价，写在储能容量上。

两个身份，一套曲线。白天按车流排，接到指令时按调度排。

宁德这个站，光伏、储能、换电负荷和峰谷价要一起排。慧知开源微电网EMS平台把企业—电站—设备三级资产、光伏储能负荷和电价策略接进一套系统，充放窗口在一处定，私有化部署，能改能扩。文档：https://ems-doc.huizhidata.com/

2. 涡阳 247.5 兆瓦：一个县十座变电站，一套还是十套

11 月 12 日，安徽亳州涡阳县，涡耀电网侧储能项目 EPC 招标。

规模 247.5 兆瓦/495 兆瓦时，合同估算价约 5.27 亿元，折合 1.065 元/瓦时。工期 730 日历天，其中设计不超过 60 天。

公告里最要紧的是位置：拟在涡阳县境内 220 千伏至 35 千伏变电站建设，包括焦楼变、公吉寺变、高炉变、银杏变、安新变、顺河变、龙山变、青瞳变、石弓变、丹城变。

十个站名。

一个县，十个点。

这不是一座站切成十块，是十个点在同一个县里各管一片。

问题来了：EMS 是一套还是十套。

从控制上看，每个点要有一套本地控制器。理由和别处一样：断闸不能等上级指令。

从调度上看，十个点要听一个指令。县调给一条曲线，十个点怎么分。

分配不是平均分。

有的站接工业负荷，白天高；有的站接居民负荷，晚上高。同一条曲线落到十个站，出力曲线不一样。

还有一种分法，是按可调能力分。

每个站的可调能力不一样。接工业负荷的站，白天可调容量小，因为负荷本身就高；接居民负荷的站，白天可调容量大。

按可调能力分，一条曲线落到十个站，出力不一样，但总的调节效果对得上。

这种分法要求每个站实时上报自己的可调上下限。

上报慢了，分配就错。分配错了，总指令就完不成。

所以十个站的分配，本质是一个实时协商，不是一次下发。

还有通信。十个站，十条通道。哪条断了，那个站降级运行，剩下九个要不要重分。

站一多，难的不是控制，是「谁听谁的」和「断了一个怎么办」。

730 天工期，设计只给 60 天。

剩下 670 天，是土建、安装、调试、并网。

联调联的是什么。

三样：遥测、遥信、遥控。

遥测是数对不对。县调看到的功率，和站里表上的功率，要一致。

遥信是状态对不对。开关是合是分，县调看到的分位，和现场要一致。

遥控是动得对不对。县调下发一条指令，站里要在规定时间内动作到位。

三样都对上，才叫联调通过。

十个站，每个站三样，每样都要在停电窗口里做。窗口一个月可能只有一次。

窗口一错过，等一个月。

十个站还有一个问题：收益怎么归。

一个县里十个站，可能分属不同的接入主体，结算单要分开出。

分开出，就要分开计量；分开计量，就要分开装表。

表的数量，又是十倍。

730 天听着长，摊到十个站、三样联调、一个月一个窗口，就不长了。

3. 聊城 100 兆瓦：20 套单元，4 套浸没式

11 月 12 日，山东聊城临清，经开时代 100 兆瓦/200 兆瓦时独立储能 EPC 中标候选人公示。

三家报价：1.77 亿元、1.7234 亿元、1.7105 亿元，折合 0.885、0.8617、0.8552 元/瓦时。项目总投资 1.8046 亿元，折合 0.902 元/瓦时。

占地约 23 亩。全站 20 套 5 兆瓦/10 兆瓦时单元，其中 4 套是浸没式。

20 套单元，两种电池。

浸没式是把电池泡在绝缘冷却液里。散热好，热失控更难蔓延。但结构不一样，温控逻辑不一样，安全阈值也不一样。

一套 EMS 管两种单元，第一件事是分组建模。

不能用一个温度阈值管全部。浸没式的电芯温度本来就比风冷低，用同一个阈值，风冷那 16 套会天天报警。

不能用一个充放策略管全部。浸没式允许的持续倍率更高，但辅助功耗也更高，冷却泵一直在转。

公告里还有一串词：智能温控、主动安全预警、智能运检监控，满足无人值守、远程智能运维、热失控主动防控。

这些词落到系统上，是三个动作。

看：每套单元的电芯温度、簇间温差、绝缘电阻。

判：温差超过多少算异常，绝缘降到多少要告警。

动：异常时是降功率、断开簇，还是整舱退出。

三个动作，两种单元，两套参数。

一套系统管两种设备，难点不在兼容，在「同一件事有两种正常值」。

这个难点在报价里看不见。设备清单上，20 套单元一个型号一个价，浸没式的贵一点，写得很清楚。

贵的那部分，是硬件。要认两种正常值的那部分，是软件。

浸没式还有一个细节：辅助功耗。

冷却液要循环，泵一直在转。这部分电不参与充放，但会计入站用电。

站用电一高，综合效率就低。综合效率低，同样的充放量，结算的电量就少。

所以两套单元的「效率」不是一回事。用同一个效率系数算收益，浸没式那 4 套会被高估。

高估的后果，在月度报表上才看得出来。

一个站 20 套单元，4 套参数不一样，报表就得分四组出，再合成一张。

分组的依据是设备型号，不是位置。

位置相邻的两套，可能一套风冷一套浸没；位置相隔的两套，可能完全一样。

保护定值也一样。

风冷舱的过温保护，通常设在 55 度上下。浸没式的电芯温度本来就低，同一个定值，等于永不触发。

永不触发不是好事。真出了异常，它不动作。

所以定值要跟着单元类型走，不能跟着站走。

一套系统一套保护，那是集中式的做法。20 套单元两种类型，保护就得两套。

4. 印尼 P 岛：10 尺箱 22 吨，容量先被码头定死

印尼南部，Pagerungan Kecil 岛。

项目规模 1 兆瓦光伏加 2 兆瓦/4 兆瓦时储能，已投运。岛上常住 2000 余户，以捕鱼为生。

原来的供电什么样。

只覆盖约四分之一住户，每天供电 3 到 6 小时，多在白天。柴油发电成本约 35 美分一度。不少家庭把收入的 25% 到 40% 拿来买油发电。

投运后，每天连续供电 20 小时以上。

这套系统的设计约束，不在电网，在码头。

岛上没有大型码头。储能箱、吊装设备、卡车都要从外岛船运过来，再借临时栈筏趁退潮卸货。

10 尺储能箱，单箱 22 吨以内，已经接近卸货吊装的极限。

22 吨这个数，反过来定了单箱容量。单箱容量定了，4 兆瓦时就要拆成若干个箱子。

箱子一多，EMS 要管的就是「多少个并联的小单元」。

并联单元多，第一个问题是环流，第二个是 SOC 不一致，第三个是某个箱子故障时剩下的怎么重分。

孤岛还有一个约束：没有大电网兜底。

频率掉了，没人帮你顶；电压塌了，没人帮你撑。

所以这套系统用构网型储能，要自己建电压和频率。

孤岛微网的 EMS，第一职责不是省钱，是让两千户不停电。

这也解释了那个 22 吨。它不是设备参数，是运输参数。

运输参数往下传，传到单箱容量，传到并联数量，最后传到控制策略。

再算一笔经济账。

柴油 35 美分一度，按现在的汇率，两块钱出头。

光储系统一度电的成本，取决于日照、循环次数和运维。这个数报道里没有，不替它算。

但有一件事是清楚的：岛上原来每天只供 3 到 6 小时，现在 20 小时以上。

多出来的十几个小时，是新增的用电量。新增的部分，原来根本不存在。

所以这个项目的账，不能只按「替代柴油」算，还要按「新增用电」算。

新增用电没有替代对象，只有支付意愿。

这里有一个容易忽略的点：负荷的增长。

通电之后，村民开始买洗衣机、冰箱。用电量会往上走，不是一条平线。

系统按投运那天的负荷设计，两年后可能不够。

不够的时候，是加光伏，还是加储能，还是两个都加。

这个判断，得靠运行数据。数据攒得越早，判断越准。

还有一层技术差别。

跟网型储能跟着电网走，电网有电压它才有电压。孤岛上没有电网，只能构网。

构网要自己建参考电压，自己扛扰动。负荷突然上来，频率往下掉，它要顶住。

顶不住，整岛黑。

所以孤岛项目的验收，通常要看两个动作：突加负荷、突甩负荷。

两个动作都过，才叫能独立运行。

🔧 行业视角（软件与平台）：四个案例，四种约束。宁德是负荷太陡，94 千瓦的光伏追不上 5 分钟的换电；涡阳是点位太多，十座变电站要听一个县调；聊城是设备太杂，20 套单元里 4 套浸没式，一套系统要认两种正常值；印尼 P 岛是运输太贵，22 吨的吊装上限先把单箱容量定死。四种约束指向同一个能力：把现场的「不一样」收进配置，而不是收进代码。

三、市场与竞品最新动态

1. 0.885 和 1.065：差在两件看不见的事

同一天的两个储能标，单价差了 0.18 元/瓦时。

聊城临清，100 兆瓦/200 兆瓦时，第一候选人 0.885 元/瓦时，总投资口径 0.902。

涡阳，247.5 兆瓦/495 兆瓦时，1.065 元/瓦时。

规模大的反而贵。

原因不在电池。两家都是磷酸铁锂，都是预制舱。

差在两件事。

第一件，征地。

聊城这个站，占地约 23 亩，新建 1 座 220 千伏升压站、1 台 120 兆伏安主变，35 千伏集电线路接入。

涡阳这个站，建在十座既有变电站里，用站内空地。

一个要征地、要新建升压站，一个用现成的。

第二件，接入。

聊城是单点接入，一条 220 千伏线路，一次涉网试验。

涡阳是十点接入，十条通道，十次涉网试验，十套 AGC 与 AVC 联调。

单点接入的钱花在线路上，多点接入的钱花在次数上。

次数是最难报价的东西。

一次涉网试验，要停设备、要约调度、要出报告。十次不是十倍的线性关系，但一定不是一次。

报价单上，这一项通常写成「调试及试验费」，一行字。

还有一个口径差异要说清。

聊城的 0.902 是项目总投资除以规模，含建设期费用。中标的 0.885 是 EPC 报价。

涡阳的 1.065 是合同估算价。招标范围含设计、接入方案报批、设备供货、土建安装、调试、涉网试验、竣工验收。

两个数不是同一个东西。

总投资口径比 EPC 口径高，因为里面还有征地、建设期利息、业主费用。

合同估算价比 EPC 报价高，因为范围更宽。

拿不同口径的数直接比，差出来的那部分，可能只是口径。

所以看单价，先看它包了什么。

再往深一层，是风险归属。

固定总价，风险在承包方。单价包干，风险在业主。

730 天的项目，很少有承包方愿意固定总价。电池价格、施工人工、并网政策，三样都在动。

所以长工期项目的报价，通常留了浮动条款。

浮动条款写在哪，谁的报价看起来更贵，就变了。

2. 120 天和 730 天：工期是站址数量的乘数

郑东新区龙湖片区那个 100 兆瓦/200 兆瓦时项目，总建设期 120 日历天。

涡阳 247.5 兆瓦/495 兆瓦时，730 日历天。

规模差 2.5 倍，工期差 6 倍。

差的部分，不在设备，在站址。

一个站址，土建一次、安装一次、调试一次。

十个站址，土建十次、安装十次、调试十次。而且十次不能同时干——一个县的施工力量、停电窗口、道路条件都有限。

工期一长，两件事会变。

一件是设备价格。730 天里，电池价格可能变两轮。合同价锁死了，风险在承包方。

另一件是系统版本。730 天里，EMS 版本会升几级。十个站的版本要不要统一，升级要不要停机。

工期不是时间问题，是「同一件事要重复几遍」的问题。

重复的遍数，就是软件调试的工作量。

一个站联调三天，十个站三十天。如果每联调一次就要改一次点表，三十天会变成六十天。

版本统一这件事，招标文件里通常不写。

但它是真实成本。

十个站的 EMS，如果版本不一致，县调看到的界面就不一致，报表格式也不一致。

要一致，就得统一升级。统一升级要停机，停机要报备。

十个站同时停，风险大；分批停，周期长。

分批停还有个副作用：升级期间版本并存，接口要兼容两个版本。

兼容的工作量，比升级本身大。

所以工期长的项目，报价里应该有一块是「版本管理」。

变更单是这类项目最常见的超支来源。

一张变更单，通常不是一个大功能，是几十个小改动：加一个点位、改一个字段、换一种报表格式。

单张小，加起来大。

没有这一块，后期就是变更单。

3. 平台这件事，买方开始自己干

11 月 13 日，云南网报道了祥云国家级零碳园区。

南方电网云南大理供电局建成「云南祥云国家级零碳园区能碳管理平台」，打通「电—能—碳」数据链条，实现能耗与碳排放的实时统计、动态监测和分析研判。

配套的动作还有：500 千伏禾甸近零碳变电站及送出线路，200 兆瓦/400 兆瓦时共享储能，绿电直连试点。

同一天，另一条消息。

国网厦门供电公司助力打造的绿色微电网项目一期，总投资 5800 万元。光伏 12.3 兆瓦，配储能和交直流微网，用 AI 预测算法和柔性调控。每年提供 1280 万千瓦时绿电，替代园区 50% 电力供应，节约超 20% 用电成本，减碳 1.34 万吨。

两个项目的共同点：平台是电网企业自己建的。

过去这类平台的买方是园区、是工厂、是能源服务公司。

现在多了一个买方：电网企业自己。

它自己有数据、有调度权、有客户，缺的只是把三者接起来的那层软件。

这对做平台的公司意味着什么。

如果卖的是「一套通用平台」，对手可能就是客户自己。

如果卖的是「某个场景里那一层」，还有空间。比如十座变电站怎么分一条曲线，20 套单元怎么认两种正常值。

再补一句设备商的动作。

同一批消息里，做逆变器、做储能的公司也在搭平台：一站式接入光伏、储能、充电桩，发电功率、储能状态、负荷曲线实时可视，联动气象站自动优化调度策略。

电网系从调度往下做，设备商从设备往上做，两边在中间相遇。

中间那层，就是 EMS。

相遇的地方，竞争最挤。

挤到最后，拼的不是功能列表，是谁更懂现场那几种「不一样」。

祥云那个项目还有一层意思：共享储能。

200 兆瓦/400 兆瓦时的共享储能，服务的不是一个企业，是园区里几十家企业。

谁先用、谁后用、按什么价，得有一个规则。

规则写在平台上，平台就得知道每一家的负荷曲线和合同。

这类平台比单纯的能量管理平台多一块：结算。

通用平台会越来越难卖，场景里的那一层会越来越值钱。

🔧 行业视角（市场与竞品）：三条放在一起，重心在两处转移。价格上，0.885 到 1.065 的差，落在征地、接入次数和工期上，不落在电池上；报价单越细，越能看出谁在替谁担风险。工期上，站址数量是乘数，软件调试的工作量跟着乘。买方上，电网企业开始自建平台，通用平台的对手从同行变成了客户。三处转移合起来一句话：比的不再是谁的功能多，是谁能把现场的次数、点位、版本管住。

四、简短小结

一、11 月 13 日的储能方案把 3 亿千瓦、3 小时写进目标。现有的 4.35 亿千瓦时除以 1.67 亿千瓦是 2.61 小时；新增的 1.33 亿千瓦要按 3.5 小时建，全国平均才落得到 3 小时。

二、配建储能可以作为独立主体参与市场，容量电价实行清单制。一块电池从成本项变成资产项，计量口从一处变成两处。

三、分布式光伏配储写进场景清单，微电网被写成配电网的接口。分布式配储比的是点位数量，不是单体规模。

四、聊城 0.885 元/瓦时和涡阳 1.065 元/瓦时，差在征地与接入次数。郑东 120 天和涡阳 730 天，差在站址数量。

五、宁德那个站，94 千瓦的光伏配了 930 度电。这个比例说明一件事：储能的容量不是按发电配的，是按负荷的陡度配的。

五、行业观察：2 小时的电池，怎么干三段活

今天的三个储能标，都是 2 小时。

政策要的是 3 小时。

中间那 1 小时，不可能凭空长出来。

一条路是买。4 小时系统比 2 小时系统贵，贵在电池，不在变流器。

另一条路是排。

一块 2 小时的电池，一天可以干三段活。

第一段，谷段充电。电价低的时候把电存进来。

第二段，峰段放电。电价高的时候放出去，赚价差。

第三段，辅助服务。调频、备用、爬坡，按指令动作，按效果结算。

三段活，抢的是同一块电量。

谷段要充满，才能多赚价差。

峰段要放完，才能多赚价差。

辅助服务要随时能调，就得留余量。

三个目标，一个荷电状态。

这就是 2 小时电池的真问题：不是不够长，是不够分。

分法有三种。

第一种，按时间分。谷段充到 95%，峰段放到 10%，中间不许辅助服务调用。简单，但放弃了辅助服务的钱。

第二种，按比例留。任何时候都留 20% 的电量不动，专门给辅助服务。价差赚得少一点，但随时能响应。

第三种，按价格分。哪个市场出价高，就把电量给哪个。上午给辅助服务，下午给现货，晚上留给尖峰。

还有一种更省事的做法：不切。

一套参数跑到底，价差也赚，辅助服务也应，只是都不极致。

这种做法在电价平稳的地方够用。电价一波动，就吃亏。

第三种最赚钱，也最难做。

难在预测。要提前知道明天哪个时段辅助服务出价高，哪个时段现货价高。

难在切换。切一次，就有一笔结算，就有一个口径。

难在责任。切错了，谁承担。

排班的三个参数，是电量上下限、预留比例、切换判据。这三个参数写在哪里，决定了这套系统能不能跟着市场变。

写在代码里，市场一变就要发版。

再说切换的成本。

从「赚价差」切到「做辅助服务」，不是改一个开关。

价差模式看的是分时电价表，一天两段或者三段。

辅助服务看的是指令，秒级、分钟级都有。

两套时间尺度不一样，两套考核口径也不一样。

价差按电量结算，辅助服务按效果结算。效果包括响应速度、调节精度、持续时间。

一次切换，要同时改三样：采样周期、控制目标、结算科目。

三样里漏一样，账就对不上。

对不上，月底就要人工调。人工调一次，一个站两天。

这二十天，在运维预算里通常没有单列。

它混在「系统维护」里，一年一笔。

真到月底对不上账，才发现这笔钱不够。

所以排班做得细不细，最后会变成一笔运维费。

写在代码里，市场一变就要发版。

写在配置里，市场一变改一张表。

回到宁德那个站。

94 千瓦的光伏，930 度电的储能，5 分钟的换电。这个配比在任何一份配比导则里都算「不合理」。

但它合理。因为它服务的是一个特定的负荷：一阵一阵来的重卡。

储能行业这几年一直在讨论「几小时」。

讨论的方式，通常是比平均值。

平均值有用，但它回答不了单个站的问题。

一个站配几小时，取决于三件事：负荷有多陡、电价差有多大、辅助服务给多少钱。

还有一件事值得记下来。

文件把「平均时长 3 小时」写成全国目标，但没写每个项目必须 3 小时。

平均值是结果，不是要求。

要求落在每个项目上，是「可靠容量」和「可用率」。

可靠容量看的是关键时段能出多少力。可用率看的是全年有多少时间能听指令。

两个指标都不看「额定几小时」，看「关键那一刻在不在」。

所以配置的时候，先问的不是「配几小时」，是「哪几个小时最关键」。

答案出来，时长自然就出来了。

一句话总结：标称的时长是买来的，可用的时长是排出来的；同一块电量分给三个市场，2 小时才用得出 3 小时的钱。

信息来源

• 国家发展改革委、国家能源局《关于印发〈“十五五”新型储能实施方案〉的通知》（发改能源〔2026〕1565 号，2026 年 10 月 29 日成文，11 月 13 日对外发布，中国政府网政策文件库）——到 2030 年，全国新型储能装机规模达到 3 亿千瓦，平均储能时长 3 小时左右；新能源基地配置新型储能规模约 5000 万至 6000 万千瓦，可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能约 1.4 亿千瓦，省内自用新增约 1.1 亿千瓦、2030 年超过 2.4 亿千瓦；鼓励分布式光伏、分散式风电科学配置新型储能，促进分布式新能源就地消纳；支持在源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网、新能源接入增量配电网、虚拟电厂等新模式中应用新型储能；推动在配电网科学建设新型储能、提升配电网接入分布式电源承载力、支撑主配微电网协同发展；在实行清单制管理前提下建立电网侧独立新型储能容量电价机制，现货市场连续运行后有序建立可靠容量补偿机制；鼓励各地因地制宜推动配建储能可作为独立运行主体参与电力市场，可完善配建储能容量租赁市场（国家部委文件口径，条款以正式印发文本为准）
• 同花顺财经·华夏能源网《国家发改委、能源局重磅实施方案：2030 年储能装机 3 亿千瓦》（2026 年 11 月 13 日）——截至 2026 年 9 月底，国内已投运新型储能 1.67 亿千瓦/4.35 亿千瓦时，平均时长 2.61 小时；对照 3 亿千瓦目标，2026 至 2030 年还需新增约 1.33 亿千瓦（行业媒体测算口径，基础数据引自公开统计）
• 新华社·中证网《2030 年全国新型储能装机规模有望达到 3 亿千瓦》（2026 年 11 月 13 日，记者王悦阳）——“十四五”时期新型储能装机从“十三五”末的 300 万千瓦提升至 1.36 亿千瓦；电网侧储能当前装机占比超 50%，“十五五”时期省内自用增量以电网侧为主（中央级媒体口径）
• 美通社《协鑫能科携手宁德时代骐骥换电落地“风光换储充”示范站》（2026 年 11 月 13 日，苏州）与腾讯新闻同题报道（同日）——11 月 12 日，宁德时代骐骥换电与协鑫能源科技联合建设的“风光换储充”综合能源示范站在福建宁德北疏港路站投运，系福建省首座集风光、储能、换充电与智慧调度于一体的重卡综合能源示范站；场站配建 94 千瓦风光、930 千瓦时储能、5 分钟极速换电与兆瓦级超充，年消纳绿电可达 12 万度、减碳 72 吨；搭建源网荷储协同微电网，绿电优先补能、余电入储、高峰释放；将钙钛矿叠层光伏技术引入重卡换充电负荷场景；场站同步接入协鑫能科“聚星 AIVP”虚拟电厂平台（企业新闻稿口径，运行数据由建设方提供）
• 网易号转“储能与电力市场”《247.5MW/495MWh，安徽电网侧储能项目 EPC 招标》（2026 年 11 月 13 日）——11 月 12 日，安徽亳州涡阳县涡耀电网侧储能项目 EPC 招标公告发布，规模合计 247.5 兆瓦/495 兆瓦时，合同估算价约 52725.73 万元，折合约 1.065 元/瓦时；招标人安徽涡耀新能源有限公司；拟在涡阳县境内 220 千伏至 35 千伏变电站建设，公告列明焦楼变、公吉寺变、高炉变、银杏变、安新变、顺河变、龙山变、青瞳变、石弓变、丹城变等站址；计划工期 730 日历天，设计工期不超过 60 日历天；招标范围含设计、接入方案编制及报批、设备供货、土建安装、调试、试运行、并网及涉网试验、竣工验收（行业媒体转载招标公告口径，金额与规模以公告原文为准）
• 北极星电力网《0.855-0.862 元/Wh！山东聊城 100MW/200MWh 储能项目 EPC 中标候选人公示》（2026 年 11 月 13 日）——11 月 12 日公示，第一中标候选人中国葛洲坝集团电力有限责任公司报价 17700 万元、折合 0.885 元/瓦时；第二山西省安装集团 17234.121236 万元、0.8617 元/瓦时；第三中国能源建设集团广东火电 17104.998445 万元、0.8552 元/瓦时；招标人临清经开时代新能源有限公司，计划总投资 18046.08 万元、折合约 0.902 元/瓦时；占地约 23 亩，全站 20 套 5 兆瓦/10 兆瓦时磷酸铁锂单元（含 4 套浸没式），户外预制集装箱模块化布置，含储能电池舱、变流升压舱、PCS、BMS、EMS、智能温控、主动安全预警、智能消防、智能运检监控，满足无人值守、远程智能运维、热失控主动防控要求；配套新建 1 座 220 千伏升压站、1 台 120 兆伏安主变（行业媒体转载公示口径）
• 腾讯新闻《河南：郑州市郑东新区落地项目！》（2026 年 11 月 13 日）——郑东新区龙湖片区 100 兆瓦/200 兆瓦时储能电站，投资约 1.98 亿元，磷酸铁锂路线，拆为 20 个 5 兆瓦/10 兆瓦时单元，新建 110 千伏升压站、主变 1×120 兆伏安，总建设期 120 日历天（行业媒体转载口径，金额以招标公告为准）
• 中国经济新闻网《告别“限时用电” 东高未来能源构网型储能点亮印尼孤岛两千户家庭》（2026 年 11 月）——东高未来能源向印度尼西亚南部 Pagerungan Kecil 岛提供的智能构网型储能系统与能量管理系统投入运行，装机 1 兆瓦光伏加 2 兆瓦/4 兆瓦时储能；全岛常住居民 2000 余户，原有供电仅覆盖约四分之一住户、每日 3 至 6 小时；柴油发电成本约 35 美分/千瓦时，部分家庭将收入的 25% 至 40% 用于买油发电；投运后可保障每天连续供电 20 小时以上；因无大型码头，设备经船舶运入并借临时栈筏趁退潮卸货，10 尺储能箱单箱重量控制在 22 吨以内（媒体项目报道口径，运行数据由建设方提供）
• 云南网《绿电筑底 数智赋能 大理供电局护航祥云国家级零碳园区建设》（2026 年 11 月 13 日）——南方电网云南大理供电局建成“云南祥云国家级零碳园区能碳管理平台”，打通“电—能—碳”数据链条，实现能耗与碳排放的实时统计、动态监测和分析研判；推进 500 千伏禾甸近零碳变电站及配套送出线路、200 兆瓦/400 兆瓦时共享储能电站落地；落地绿电直连试点，运用源网荷储联合调控、虚拟电厂等技术统筹调用园区分布式光伏、储能、可调负荷（地方党媒报道口径）
• 新浪财经转上观新闻《绿色赋能、暖心服务书写电力“双满意”工程 25 周年为民答卷》（2026 年 11 月 13 日）——国网厦门供电公司助力打造的绿色微电网项目一期总投资 5800 万元，部署 12.3 兆瓦光伏发电系统，配备储能系统及交直流微网系统，应用 AI 预测算法和柔性调控技术；每年可提供 1280 万千瓦时绿色电能，替代园区 50% 电力供应，节约超 20% 用电成本，减少二氧化碳排放 1.34 万吨（地方媒体报道口径，成效数据由建设方提供）
• 大众日报《山东推动新能源上网电价全部由市场形成》（2026 年 11 月，山东省发展改革委、国家能源局山东监管办公室、省能源局印发《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》）——新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；2025 年 6 月 1 日前投产的存量项目全电量参与市场交易后，机制电价水平按国家政策上限执行，统一为每千瓦时 0.3949 元（含税）；2025 年 6 月 1 日起投产的增量项目通过价格竞争方式确定机制电价；各地不得将配置储能作为新建项目核准、并网、上网等前置条件；支持分布式新能源直接或通过聚合方式参与现货交易（省级党媒报道口径，条款以正式印发文本为准）

数据口径：文中「1277 小时」为 12 万度除以 94 千瓦的摊算，代表按装机容量折算的等效满发小时，非项目实际发电小时数；「9.9 小时」为 930 千瓦时除以 94 千瓦的摊算；「3.5 小时」为（9 亿千瓦时减 4.35 亿千瓦时）除以 1.33 亿千瓦的摊算，属按公开总量所做的推算，不代表新增项目的实际配置要求；「744 度」为 930 度乘 90% 减 930 度乘 10% 的差值；「0.18 元/瓦时」为 1.065 与 0.885 之差；「2.5 倍」「6 倍」分别为 247.5 与 100 的比值、730 与 120 的比值；涡阳「十座变电站」按公告列明的站名计数；聊城「0.902 元/瓦时」「0.885」「0.8617」「0.8552」为公示与总投资口径数值；印尼项目「35 美分/千瓦时」「25% 至 40%」「22 吨」为报道原文表述。文中关于「容量由负荷陡度定」「装机和调用分开记」「同一件事有两种正常值」「通用平台难卖、场景层值钱」等判断为行业观察，不针对任何具体企业或项目。

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