国家发改委、国家能源局发布加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见。其中提到，有序建设抽水蓄能。积极推进新型储能建设。充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，结合应用场景构建储能多元融合发展模式，提升安全保障水平和综合效率。 此前在工信部召开的重点行业稳增长新闻发布会上，工信部电子信息司副司长杨旭东表示2022年新型储能新增装机7.3GW，同比增长200%。需求高景气叠加应用场景多元，储能技术路线竞相发展，随着新型储能技术的成熟度不断提升，供应端企业积极布局多元化技术，为行业创造新的增长点。 据财联社主题库显示，相关上市公司中： 华阳股份 持股49%的阳泉奇峰拥有国内领先的飞轮储能技术，目前飞轮储能项目根据订单数量确定生产计划，按需生产，2022年生产完成26套。 科远智慧 提供分散控制系统解决方案的金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目已成功并网。

10月25日，国家发改委、国家能源局发布加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见。其中提到，要 积极推进新型储能建设。 充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，结合应用场景构建储能多元融合发展模式，提升安全保障水平和综合效率。 加快重大电工装备研制。 研发大容量断路器、大功率高性能电力电子器件、新能源主动支撑、大容量柔性直流输电等提升电力系统稳定水平的电工装备。推动新型储能技术向高安全、高效率、主动支撑方向发展。 提高电力工控芯片、基础软件、关键材料和元器件的自主可控水平，强化电力产业链竞争力和抗风险能力。 具体原文如下： 国家发展改革委 国家能源局关于 加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见 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、辽宁省工业和信息化厅、上海市经济和信息化委员会、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，有关电力企业： 为深入贯彻党的二十大精神，全面落实党中央、国务院决策部署，准确把握电力系统技术特性和发展规律，扎实做好新形势下电力系统稳定工作，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，保障电力安全可靠供应，推动实现碳达峰碳中和目标，提出以下意见。 一、总体要求 （一）指导思想 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大精神，全面落实碳达峰碳中和战略部署和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，深刻认识未来相当长时间内，电力系统仍将维持交流电为主体、直流电为补充的技术形态，稳定问题将长期存在，牢固树立管电就要管系统、管系统就要管稳定的工作理念。立足我国国情，坚持底线思维、问题导向，坚持系统观念、守正创新，坚持先立后破、远近结合，统筹发展和安全，做好新形势下电力系统稳定工作，为中国式现代化建设提供可靠电力保障，满足人民美好生活用电需要。 （二）总体思路 夯实稳定物理基础。 科学构建源网荷储结构与布局，保证电源结构合理和电网强度，建设充足的灵活调节和稳定控制资源，确保必要的惯量、短路容量、有功、无功和阻尼支撑，满足电力系统电力电量平衡和安全稳定运行的需求。 强化稳定管理体系。 围绕高比例可再生能源、高比例电力电子设备的电力系统在源网荷储互动环境下安全稳定运行，科学谋划电力系统转型的发展方向和路径，统筹规划、建设、运行、市场、科研等各项工作，建立适应新型电力系统的稳定管理体系，确保稳定工作要求在新型电力系统全过程、全环节、全方位落实。 加强科技创新支撑。 围绕系统安全稳定技术需求，加强基础理论研究，推进重大技术和装备攻关，加快先进技术示范和推广应用，协同构建适应新型电力系统的稳定技术标准体系，以创新支撑新型电力系统建设。 二、夯实电力系统稳定基础 （三）完善合理的电源结构。 统筹各类电源规模和布局。 可靠发电能力要满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压和阻尼支撑；科学确定电源接入电网电压等级，实现对各级电网的有效支撑；构建多元互补的综合能源供应体系。 增强常规电源调节支撑能力。 新建煤电机组全部实现灵活性制造，现役机组灵活性改造应改尽改，支持退役火电机组转应急备用和调相功能改造，不断提高机组涉网性能；积极推进主要流域水电扩机、流域梯级规划调整等，依法合规开展水电机组改造增容，新建水电机组按需配置调相功能；积极安全有序发展核电，加强核电基地自供电能力建设；在落实气源的前提下适度布局调峰气电；稳步发展生物质发电。 大力提升新能源主动支撑能力。 推动系统友好型电站建设，有序推动储能与可再生能源协同发展，逐步实现新能源对传统能源的可靠替代；协同推进大型新能源基地、调节支撑资源和外送通道开发建设，推动基地按相关标准要求配置储能，保障外送电力的连续性、稳定性和高效性。 （四）构建坚强柔性电网平台。 明确网架构建原则。 构建分层分区、结构清晰、安全可控、灵活高效、适应新能源占比逐步提升的电网网架，合理确定同步电网规模；保证电网结构强度，保持必要的灵活性和冗余度，具备与特高压直流、新能源规模相适应的抗扰动能力和灵活送受电能力。 提高直流送受端稳定水平。 直流送端要合理分群，控制同送端、同受端直流输电规模，新增输电通道要避免过于集中；直流受端要优化落点布局，避免落点过于密集；常规直流受端和新能源高占比地区应具备足够的电压支撑能力，短路比等指标要符合要求；积极推动柔性直流技术应用。 促进各级电网协调发展。 合理控制短路电流水平，适时推动电网解环；推动建设分布式智能电网，提升配电网就地平衡能力，实现与大电网的兼容互补和友好互动。 （五）科学安排储能建设。按需科学规划与配置储能。 根据电力系统需求，统筹各类调节资源建设，因地制宜推动各类储能科学配置，形成多时间尺度、多应用场景的电力调节与稳定控制能力，改善新能源出力特性、优化负荷曲线，支撑高比例新能源外送。 有序建设抽水蓄能。 有序推进具备条件的抽水蓄能电站建设，探索常规水电改抽水蓄能和混合式抽水蓄能电站技术应用，新建抽水蓄能机组应具备调相功能。 积极推进新型储能建设。 充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，结合应用场景构建储能多元融合发展模式，提升安全保障水平和综合效率。 三、加强电力系统全过程稳定管理 （六）加强电力系统规划。统筹整体规划。 统筹源网荷储整体规划，强化区域协同，加强规划方案及过渡期安全稳定和供电充裕性的系统论证，提高规划阶段电力系统安全稳定计算分析的深度和精度，加强系统调节能力统筹规划。 强化规划执行。 严格按规划推动源网荷储协同发展、按时投运，滚动开展供需平衡分析，合理安排支撑性电源和调节性资源建设，满足电网安全稳定运行、电力保供和新能源消纳要求。 有序做好衔接。 加强规划与建设、运行等环节的有效衔接，提升规划方案的适应性、可行性与安全性；加强一、二次系统衔接，协调开展安全稳定控制系统的整体方案研究。 （七）加强工程前期设计。深化设计方案。 在大型输变电工程、大型电源接入系统、直流输电工程的可行性研究及初步设计工作中，加强工程对系统的影响分析。 开展差异化补强设计。 针对重点区段开展差异化设计，提升工程可靠性和抵御灾害能力。 优化二次系统设计。 合理配置继电保护、稳定控制、通信、自动化、监控系统网络安全等二次系统，确保满足相关标准和反事故措施要求。 （八）加强电力装备管理。 紧密围绕电力系统的稳定技术要求开展相关装备研制、系统试验。针对不同应用场景优化直流、新能源等电力电子装备的并网性能。严格把关电力装备入网质量，充分开展试验测试，消除装备质量系统性缺陷。对新研发的首台（套）电力装备，加强科学论证和风险管控。 （九）加强电力建设管理。 强化电力工程建设的安全、环保、质量、进度等全周期管理，实现工程“零缺陷”投运。组织实施与基建工程配套的系统安全稳定控制措施，确保二次设备与相应的一次设备同步建设、同步投运。针对工程建设过渡阶段，开展系统分析校核，落实过渡期安全保障措施。 （十）加强电力设备运维保障。 加强大型电源和主网设备的可靠性管理，持续开展设备隐患排查治理和状态监测，针对重要输电通道、枢纽变电站、重要发电厂等关键电力设施开展专项运维保障。及时开展设备缺陷及故障原因分析，制定并落实反事故措施，定期核定设备过负荷能力。加强二次系统运维保障，确保二次设备状态和参数与一次系统匹配，防止继电保护及安全自动装置不正确动作。 （十一）加强调度运行管理。严肃调度纪律。 坚持统一调度、分级管理，各并网主体必须服从调度机构统一指挥，调度机构要严格按照相关法律法规和制度标准开展稳定管理工作；统筹安排电力系统运行方式，协同落实互联电力系统安全稳定控制措施；发生严重故障等情况下，调度机构应按照有关规定果断采取控制措施。 强化协同控制。 建立一、二次能源综合管理体系，加强电力电量全网统一平衡协调；提升新能源预测水平，严格开展各类电源及储能设施涉网性能管理，通过源网荷储和跨省区输电通道送受端电网协同调度，提高面向高比例可再生能源接入的调度管控能力。 （十二）加强电力系统应急管理。 建立健全应对极端天气、自然灾害及突发事件等的电力预警和应急响应机制，加强灾害预警预判和各方协调联动。强化重点区域电力安全保障，合理提高核心区域和重要用户的相关线路、变电站建设标准，推进本地应急保障电源建设，重要用户应根据要求配置自备应急电源，加强移动应急电源统筹调配使用，在重点城市建成坚强局部电网。加强超大、特大城市电力保供分析，根据需求保留部分应急备用煤电机组，应对季节性和极端天气保供。提升事故后快速恢复和应急处置能力，优化黑启动电源布局，完善各类专项应急预案，定期组织开展大面积停电事件应急演练。 （十三）加强电力行业网络安全防护。强化安全防护建设。 坚持“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”原则，强化结构安全、本体安全，探索构建安全子域，推进新型并网主体电力监控系统安全防护能力建设，强化供应链安全管理，深化安全防护评估。 提升网络安全态势感知及应急处置能力。 完善网络安全态势感知平台建设应用，推进电力网络安全靶场高质量发展，强化备用调度体系，制修订电力监控系统专项网络安全事件应急预案并定期组织演练。 四、构建稳定技术支撑体系 （十四）攻关新型电力系统稳定基础理论。 研究高比例可再生能源、高比例电力电子设备接入电力系统、特高压交直流混联运行的稳定机理和运行特征，掌握电力系统故障暂态过渡过程及抑制方法。创新电力系统多维度稳定性控制理论与方法，突破海量异构资源的广域协调控制理论，深入研究新型储能对电力系统安全稳定支撑作用与控制方法。加快攻关源荷高度不确定性环境下的电力电量平衡理论，建立完善各类灵活调节性资源规划设计理论。 （十五）提升系统特性分析能力。推进电力系统多时间尺度分析仿真能力建设 。在电力系统各环节深入开展分析，对高比例电力电子设备接入电网开展电磁暂态仿真或机电-电磁混合仿真校核，建立和完善集中式新能源、新型储能、直流等详细分析模型，开展含分布式电源的综合负荷建模，推动新能源发电机组模型与参数开放共享。 加强电力系统稳定特性分析。 考虑运行工况的多变性和随机性，强化在线安全分析应用，充分利用实际故障和系统性试验开展研究，掌握系统安全特性及稳定边界。 （十六）强化系统运行控制能力。 融合先进信息通信技术，汇集一次能源、设备状态、用户侧资源、气象环境等各类信息，构建全网监视、全频段分析、全局优化、协同控制、智能决策、主配一体的调度技术支持系统，提高电力系统运行控制的自适应和数字化水平，实现调度决策从自动化向智能化转变。提升新能源和配电网的可观、可测、可控能力，研究分布式电源、可控负荷的汇聚管理形式，实现海量分散可控资源的精准评估、有效聚合和协同控制，同步加强网络安全管理。建设技术先进、覆盖主配、安全可靠、高速传输的一体化电力通信专网，为运行控制、故障防御提供坚强技术支撑。 （十七）加强系统故障防御能力。 巩固和完善电力系统安全防御“三道防线”，开发适应高度电力电子化系统的继电保护装置和紧急控制手段，研究针对宽频振荡等新型稳定问题的防控手段，扩展稳定控制资源池，滚动完善控制策略，加强安全自动装置状态和可用措施量的在线监视，保障电力电子化、配电网有源化环境下稳定控制措施的有效性。研究新能源高占比情形下发生极端天气时的电力系统稳定措施。加强电力系统故障主动防御能力，提升全景全频段状态感知和稳定控制水平，实现风险预测、预判、预警和预控。 （十八）加快重大电工装备研制。 研发大容量断路器、大功率高性能电力电子器件、新能源主动支撑、大容量柔性直流输电等提升电力系统稳定水平的电工装备。推动新型储能技术向高安全、高效率、主动支撑方向发展。提高电力工控芯片、基础软件、关键材料和元器件的自主可控水平，强化电力产业链竞争力和抗风险能力。 （十九）加快先进技术示范和推广应用。 紧密围绕电力系统稳定核心技术、重大装备、关键材料和元器件等重点攻关方向，充分调动企业、高校及科研院所等各方面力量，因地制宜开展电力系统稳定先进技术和装备示范，积累运行经验和数据，及时推广应用成熟适用技术，加快创新成果转化。 （二十）加强稳定技术标准体系建设。充分发挥现有标准指导作用。 建立健全以《电力系统安全稳定导则》《电力系统技术导则》《电网运行准则》为核心的稳定技术标准体系并适时修订完善，强化标准在引领技术发展、规范技术要求等方面的作用。 持续完善稳定技术标准体系。 完善新能源并网技术标准，提升新能源频率、电压耐受能力和支撑调节能力；建立新型储能、虚拟电厂、分布式智能电网等新型并网主体涉网及运行调度技术标准；完善新型电力系统供需平衡、安全稳定分析与控制保护标准体系，指导新型电力系统广域协同控制体系顶层设计；开展黑启动及系统恢复、网络安全等电力安全标准研制；引领新形势下电力系统稳定相关国际标准制修订。 五、组织实施保障 （二十一）建立长效机制。 完善电力行业稳定工作法规制度，强化政策措施的系统性、整体性、协同性。建立健全电力系统稳定工作长效机制，强化规划执行的严肃性，加强统筹协调，一体谋划、一体部署、一体推进重大任务，定期研究解决重点问题与重大运行风险，协调解决保障电力供应和系统稳定运行面临的问题。 （二十二）压实各方责任。 建立健全由国家发展改革委、国家能源局组织指导，地方能源主管部门、国家能源局派出机构、发电企业、电网企业、电力用户各负其责、发挥合力的电力系统稳定工作责任体系。地方能源主管部门、经济运行管理部门及有关单位按职责分工履行好电力规划、电力建设、电力保供的属地责任。发电企业加强燃料供应管理，强化涉网安全管理，提高发电设备运行可靠性，满足系统安全稳定运行要求。电网企业做好电网建设运维、调度运行等环节的稳定管理，强化电网安全风险管控。电力用户主动参与需求响应，按要求执行负荷管理，践行节约用电、绿色用电。国家能源局派出机构依法加强监管，推动相关稳定措施落实到位。 （二十三）完善投资回报机制。 建立健全基础保障性和系统调节性资源投资回报机制，合理反映其在新型电力系统中的价值。持续完善市场机制，推动各方积极参与负荷控制建设、运营和需求侧响应，按照“谁提供、谁获利”的原则获得合理收益。鼓励社会资本积极参与电力系统稳定调节资源投资、建设和运营。完善电力市场交易安全稳定校核制度，保证各类市场运作场景下电力系统稳定可控。 （二十四）加强宣传引导。 开展形式多样的政策宣传和解读，凝聚行业共识，引导各方力量树立全网一盘棋的思想，发挥各自优势形成合力。加强电力系统稳定工作人才培训和队伍建设，提升电力系统管理人员和技术人员工作水平。及时总结电力系统稳定工作经验，推广典型模式和先进技术。 国家发展改革委 国 家 能 源 局 2023年9月21日 点击跳转原文链接： 国家发展改革委 国家能源局关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见

近期，在2023中国国际新型储能发展峰会（下称：INES2023）上，中国电池工业协会理事长刘宝生提到，截至今年9月份，中国新型储能累计招标115GWh，累计中标55.3GWh。其中，新型储能累计规模14.8GWh/39.9GWh。工商业储能方面，累计备案4.1GWh，超过15个省份峰谷价差超过每千瓦时0.7元。 当前，新型储能技术路线百花齐放，不少新技术正迎来产业化发展，技术及商业模式创新成为储能降本的关键。与此同时，储能行业火热背后，折射出市场良莠不齐、行业标准待完善等问题，储能安全问题愈发受到行业关注。 ▍储能技术路线百花齐放 当前，电化学储能凭借响应快、建设周期短、转化效率高等优势占据一席之地。根据中国电池工业协会数据，截至今年9月，储能电池出货量为110.7GWh，占全球储能电池出货量的93%。锂离子电池占电化学储能主导地位，占比达90%以上。 《科创板日报》记者注意到，在此次INES2023上，对于当前锂电池面临的安全、能量密度等问题，业内正逐步研发新一代技术。 在材料方面， 中国工程院院士杨裕生预计，硫-锂子电池安全性、比能量和循环性高，既可用于动力电池及规模储能，未来规模可与磷酸铁锂，三元材料相当。 澳大利亚国家工程院外籍院士、南方科技大学创新创业学院院长及清洁能源研究院院长刘科提出，液体是最佳的能源载体也是最佳的储能载体。“绿色甲醇这一材料将在可再生能源储存、运输、使用等方面扮演重要角色。” 性能方面， 中国科学院院士成会明表示，其团队正开发适应深空、深海、极地等极端气候环境下宽温域铝储能技术。实验室数据显示，其极限温度可达负70度，放电可以到60%以上，可在负30度以下充电，循环稳定性可达5000次以上。此技术无需储能柜及空调设备，计划今年12月份建设5-10MWh示范电站。 除电化学储能外，当前，压缩空气储能、飞轮等其他储能技术也在加速规模化发展。 华驰动能（北京）科技有限公司联合创始人、执行总裁孟德超在接受《科创板日报》等媒体采访时表示，飞轮储能具有响应快、充放电次数极高、充放电能力零衰减、无污染等优点，有望得到进一步发展。 对于储能技术的发展趋势，孟德超表示，“各技术路线都在发挥作用，包括未来几年还会有新的技术出现，不是说谁要把谁给取代掉，而是（各技术路线）要找准最终的位置。” 以飞轮储能为例，孟德超向《科创板日报》记者表示，“目前飞轮储能还未发挥出真正优势。未来，随着电网频率不稳定性问题日益突出，飞轮储能将在调频方面发挥其更大价值。” ▍技术及商业模式创新成降本关键 《科创板日报》记者注意到，当前，不少新型储能技术正加速产业化发展。其中，液流电池作为新型储能代表，自今年以来，其产业链企业融资火热，总额超21亿元。产业链企业相继宣布扩产，合计规划产能超12.2GW。 需要注意的是，储能产业发展离不开降本。不少业内人士向《科创板日报》记者表示，技术及商业模式创新成为当前储能降本的关键。 以液流电池为例，当前，全钒是液流电池中商业化最快、度电成本最低的路线。中国科学院院士、南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿表示，电堆与电解液占全钒液流电池储能系统成本80%以上，提升电解液利用率是降低系统成本，推动其产业化的关键。 北京星辰新能科技有限公司（下称：星辰新能）首席科学家、中南大学教授刘素琴向《科创板日报》记者表示，当前液流电池产业化发展有赖于关键材料（包括隔膜、电极、电解液、双极板等）的进步。“它是一个系统工程，单做哪一方面，它的提升幅度都不会很大，但如果一起去解决的话，性能提升将会很明显。” 与此同时，不少企业通过垂直一体化布局实现降本。以星辰新能为例，该公司成立于2021年，业务覆盖液流电池储能系统的研发、制造、生产。其相关人士向《科创板日报》记者表示，该公司目前已布局上游钒矿和电解液厂，从而保障上游供应安全，降低中间成本。 大连融科储能技术发展有限公司则通过探索电解液租赁等新型商业模式，从而降低储能系统初始投资成本。据了解，该模式已在“枞阳海螺水泥6MW/36MWh项目”中首次应用。 从整个储能行业来看，当前新能源配储逐渐向共享、共建储能电站模式转化，共享储能可作为独立主体参与市场，通过容量租赁、现货能量套利、参与辅助服务市场多个渠道收益。 截至目前，青海、湖南、山东等地已建立相应的共享储能商业模式。 天合储能有限公司总裁孙伟在INES2023上表示，“共享储能可接受电网统一调用，提升系统的利用效率，降低新能源场站配储的初始投资，同时规模化建设更利于集中管理。” ▍储能安全问题引发业内关注 天眼查数据显示，截至目前，国内储能领域注册企业已超8万家。其中，今年上半年，新增注册企业超4万家。但与此同时，不少新入局企业于近期频繁出清储能业务。其中，游戏公司昆仑万维转让控股储能公司，这距离其官宣踏入储能领域尚不足一年时间。 西北电力设计院智能电网室经理刘国华向《科创板日报》记者表示，“从目前的市场表现来看，储能很‘热’，但真正落地的情况其实没有想象中的占比那么高。” 刘国华进一步解释称：“目前的主要问题在于市场良莠不齐，这也导致产品质量较难被保证，安全性问题突出。” 储能领域火热的背后，亦有不少业内人士对于安全问题的理性思考。 奇点能源战略推广高级经理杨馨雨向《科创板日报》记者表示， 当前，需要企业配合政府等共同打造储能行业标准。“储能安全问题不仅关系着一家企业的口碑，更影响着整个行业的发展。” 西北电力设计院智能电网室经理刘国华在接受《科创板日报》记者采访时表示，未来，关注质量、重视安全问题的企业更有机会突出重围。 对于具体的安全策略制定，宁德时代新能源科技股份有限公司总工程师、储能解决方案部总裁许金梅表示，储能是一个很复杂的体系，需借鉴核电鉴证方法，优化储能鉴定体系，关键核心是实证，这是支撑投资的基础数据。“对于以20尺寸的集装箱为例，有10万个以上的零部件，针对成千上万种零部件，根据寿命对其进行分级制定策略，确保长期可靠性。”

在SMM主办的 2023 SMM新能源产业年会-储能产业 论坛上，上海聚信海聚新能源科技有限公司储能技术总监魏钟介绍了工商业储能场景盈利及风险、海聚新能源解决方案等。 行业背景介绍 政策背景 储能市场需求扩大；分时电价机制完善；限电与有序用电；市场交易电价上浮；取消工商业目录销售电价。 中国的碳减排承诺：“碳中和”理念已成全球趋势，中国力争在2060年前实现碳中和，发展方向为发展新能源、减污降碳及国土绿化。2020年9月23日，习近平主席在第七十五届联合国大会上承诺中国“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。 中国碳中和方向：（1）制定行动方案：在2020年12月18日召开的中国中央经济工作会议中，中国政府提出做好碳达峰、碳中和工作，中国二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，力争2060年前实现碳中和。 （2）发展新能源：要加快调整优化产业结构、能源结构、推动煤炭消费尽早达峰、大力发展新能源，完善能源消费双控制度。 （3）减污降碳：要继续打好污染防治攻坚战，实现减污降碳协同效应。 （4）国土绿化：要开展大规模国土绿化行动，提升生态系统碳汇能力。 双碳目标 · 储能市场需求扩大 习近平主席提出2030年风光装机12亿千瓦以上的目标，到2030年每年风光装机新增在60-80GW之间。在碳达峰、碳中和目标指引下，预计到2060年，我国风电、光伏等新能源发电量占比将达65%。 政策支持 · 分时电价机制完善 《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》 科学划分峰谷时段；合理确定峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。 储能利好 · 限电与有序用电 东北限电拉闸拉开全国多省市限电序幕。 《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》印发，国网开展有序用电。 错峰：高峰时段负荷转移，电能使用不减少。 避峰：高峰时段削减、中断或停止负荷，电能使用减少。 工商业储能场景 盈利及风险 工商业储能· 影响收益的因素 （1）风险因素：运营风险(售后等)；事故风险(消防等）。 （2）初始投资成本：设备成本；配电成本；施工成本；设计成本。 （3）电池因素：寿命（放电倍率等）；放电深度（DOD）；日循环次数（0.5C 0.3C等）；残值率等（梯次利用）。 （4）系统效率：电池效率(EOL%，DOD，RTU)；PCS效率（另：变压器效率，线损等）；变压器及辅助用电损耗(辅助功耗)。 （5）运维成本：人工；场地租赁；电池更换；变压器容量费（避免超容）。 （6）电价差：峰谷电价（变量）；尖峰电价（变量）；售电折扣（变量）。 （7）其他：年有效工作天数（变量）；补贴收益等（政策导向）；伴随标准的完善，初早期的工商业储能面临拆除及改造等因素。 海聚新能源 能力建设—产学研 2023年公司已经建设规划年出货量为5GWh的储能电池PACK产线，在加大新能源产品生产制造能力的同时，加强与上海市内研究院所的合作，同时聘请浙江大学、武汉大学等高校教授就相关产品技术路线和发展方向沟通交流合作，率先进行储能钠离子电池研究，对储能电池成本的控制和安全性能提升进行规划布局。 建立中国合格评定国家认可委员会(CNAS) 认可的储能检测实验室，认可范围包括电力储能用锂离子电池及电池管理系统性能检测等，满足单机容量2.5MW产品的全电压等级并网模拟试验需要的试验能力， 覆盖安全、环境适应性、功能及性能等3大类关键项目，建立了完善的储能系统相关产品全生命周期的测试评价体系，为公司新产品研发提供技术支持，为储能系统集成提供安全支撑。 核心业务 储能设备自主研发；光伏电站系统方案；储能系统集成方案；综合能源管理服务。 储能设备自主研发 生产基地：生产基地采用行业领先的智能制造技术（生产自动化、运营数字化、设备智能化）为基础经营管理模式，规划多条自动化PACK生产线，一期工厂规划年产能5GWh左右。生产基地以“安全稳定、高效可靠、客户价值”为质量方针，为客户提供性能优越、高品质的储能产品。 工商业储能解决方案 针对电力扩容受限大，负荷峰谷差日益扩大的工商业，海聚新能源提供可定制化的、满足各类工商业需求的系统解决方案。通过削峰调谷、负荷转移等方式，缓解企业扩容困难、用电成本高等问题。 全液冷设计，高效散热，系统效率高。 智能均温控制：温差小于3℃，电池运行一致性优良。 功能多样化：可用于有功调节、无功补偿、谐波抑制、备电等功能。 智能运维：支撑远程故障诊断和运维指导，降低运维费用。 多消防系统：提供全氟己酮PACK级消防，预留水消防，适用不同用户需求。 模块化设计：可实现灵活部署，安装调试时间小于3个工时。 智能EMS云平台：充放电策略优化，提供智能运维服务。 能量密度高：占地不足2平方米，支持多机并联。 大型储能系统解决方案 采用预制舱式直流侧风冷/液冷储能电池系统，系集成度高，其模块化设计和预安装设计也能满足多种场景的储能集群。同时，显著改善电能质量，提高电网安全稳定性，增加经济收益。 防护等级IP54； 热蔓延控制屏蔽设计； 智能簇级管理，降低电池簇木桶效应，提高放电量； 模块化设计，易于电池替换及系统扩容； 预安装设计，减少人工现场工作量； 智能热管理策略； 在线式远程监控，减少人工现场巡检。

近期，上海电气旗下储能项目上海电气储能科技有限公司（下称“上海电气储能”），宣布完成总规模4亿元的A轮融资，领投方包括华强资本、国君创投以及基石资本，鞍钢资本、海越资管以及高科新浚跟投。本轮融资完成后，上海电气储能投后估值超22亿元。 今年以来，液流电池在储能行业以及资本市场的热度都明显提升。 财联社创投通数据显示，今年截至目前，液流电池领域共发生投融资事件9起，涉及大连融科、国润储能等多个项目。其中，大连融科还在去年末对IPO发起了冲刺，其当前估值已达百亿级。 上海电气储能总经理、总工程师杨霖霖对《科创板日报》记者表示，液流电池技术至今已有30多年的发展历程，而其在储能行业以及资本市场则直到近几年才备受关注，这其中重要的原因是下游市场带动。 “因为储能概念比较火，尽管这个概念也不新，十几年前储能概念在国内外就已经开始热起来了，但市场应用层面还没有完全爆发，各种技术路线还处在商业化早期或者试探阶段。因此，对于无论是液流电池还是其他技术路线而言，最重要的影响因素已不仅是技术本身是否成熟，而是在于市场需求，在下游市场的带动下，反过来能催生技术的迭代和进步。” 已完成三轮融资，多方机构押注 工商信息显示，上海电气储能成立于2019年12月，上海电气集团股份有限公司为其当前的第一大股东，持股比例为48%。公司主做储能装备的研发制造以及销售，定位长时储能市场，目前主推全钒液流电池。 据杨霖霖介绍，电气储能对于钒电池产业化的推进，是基于对储能整体市场发展以及项目本身技术成熟度的综合判断。 其告诉《科创板日报》记者，早在2011年，上海电气中央研究院就开始进行液流电池的研发，从研发层面，主要聚焦于电堆以及系统的本体设计及开发，系统本体层面还涉及到关键的电池管理控制系统BMS，以及适配液流电池的PCS的开发。可以说，在研究院阶段，我们就已经形成了液流电池核心技术的积累，从产品层面来看，在储能公司正式成立前就已完成了中试。” 在本轮融资之前，上海电气储能已完成天使轮及Pre-A轮两轮融资。其中，天使轮投资方为安徽巢湖管委会下属的全资投资平台——合肥市东鑫建设投资控股集团有限公司。天眼查显示，后者目前持有上海电气储能16%的股份。Pre-A轮投资方则为江苏悦达集团。 上海电气储能本轮共引入六家新进投资方，包括华强资本、国君创投、基石资本、海越资管、鞍钢资本和新浚资本，募资额达4亿元。融资资金将主要用于吉林百兆瓦级项目的建设、供应链布局、新产品研发以及产能的扩充。杨霖霖表示，上海电气储能还计划在今年四季度启动B轮融资。 杨霖霖进一步对记者介绍，当前，由于液流电池行业整体火热，因而业内项目估值抬升较快，而上海电气储能作为国有控股公司，估值总体保持稳健，“这里面涉及到国有资产的评估，贴合市场真实价值。” 对于出资上海电气储能背后的投资逻辑，领投方之一基石资本的投资人蒋双杰对《科创板日报》记者表示， 上海电气储能与控股股东上海电气集团的客户具有一定重叠性，因此该项目在客户资源上具有天然优势。“另一方面，电气储能作为国有性质企业，核心团队持股比例高会更好，整个项目会更有活力。” 蒋双杰进一步表示，液流电池由于正处在起步阶段，因此无论是绝对估值还是相对估值都更为合理，“所以从投资收益方面考虑，会比在磷酸铁锂储能电池这种已经相对拥挤的赛道寻找标的，要更理想”。 液流电池热度显著提高 液流电池技术至今已有30多年的发展历程，而其在储能行业内以及资本市场中的热度，则直到近几年才兴起。杨霖霖认为，这其中一个重要的原因，是来自下游市场的带动。 “之前一段时间，多数储能项目实际上都是示范性项目，或者是在风光配储刚性政策的推动下被动实施，据中电联第三方数据统计，已建储能项目，真正投运的占比仅有6%，大部分项目实际上并没有真正运行。这其中深层次的原因之一，在于安全性及功能性是否能支撑商业化的投运，在此行业背景下，有着更优安全性和功能性的液流电池，引起了业内和资本的关注。” 值得一提的是，今年6月，国务院总理李强前往大连融科储能调研。其对全钒液流电池高安全、长寿命和资源友好等优势给予肯定，并表示，希望全钒液流电池储能在推动国家能源转型和建设以新能源为主体的新型电力系统中，发挥积极作用。 杨霖霖表示，液流电池具有安全性高、响应速度快、使用寿命长以及转化效率高等特点，这些特点有助于液流电池达到常规调频调峰收益率所要求的边界条件。“它可以满足下游市场对调频和调峰复合型功能的需求，作为储能其中一种技术路线，其竞争优势将进一步凸显。” 蒋双杰告诉《科创板日报》记者，液流电池当前在整个储能领域的渗透率水平仍不高，占比在3%以内，而随着储能领域的逐渐成熟，长时储能市场将进一步发展。 “有一个说法是，当国内新能源发电在整个电力结构的占比达到约25-30%时，就会产生较大的对长时储能的需求。也就是说，磷酸铁锂电池也许还是会在储能领域占主导地位，但满足长时储能需求的液流电池能占到20%，市场空间足够广阔。”蒋双杰称。 未成熟先内卷的储能市场 尚未形成成熟的商业模式，是业内和资本市场都认可的储能行业现状。 “当前，储能电站赚钱的方式，主要是靠调峰调频去赚其中的电费价差，还有就是靠政府补贴，像国外的储能电站有辅助功能，但国内的电网和电价都相对更加稳定，电价总体也不高，所以也没有发挥辅助功能的空间。虽然商业模式还不清晰，但是因为市场又很大，入局者众多，所以现在就已卷起来了。”蒋双杰直言，储能市场目前还没完全起来。 天眼查数据显示，截至目前，国内储能领域注册企业已超过8万家，而今年上半年，新增注册企业就超过了4万家。 蒋双杰表示， 当前行业内有不少企业都在宣传大规模的项目，但事实上很多并没有实际执行。 “还是因为商业模式不成熟的原因，很多企业说是要规划500兆瓦时甚至是更大的钒液流电池项目，但最终很多都因为没有投资方，就没有做起来。业内普遍都认为，行业里真正能做出来兆瓦级项目的以及项目经验比较成熟的企业，不超过5家。” 其进一步表示， 作为投资方，已经做好了液流电池项目发展周期较长的准备。 “都押宝这个领域，是因为储能是一个确定事件，它肯定会起来，能源革命最终必须会有储能的一环，但至于储能到什么时候能真正起来，这个现在还不好说。” 杨霖霖则告诉《科创板日报》记者，从技术角度而言，钒电池是当前技术成熟度最高的液流电池体系，配套产业链也已建立，但配套产业链还未进入充分竞争阶段；随着产业化的推进，业内担心的成本较高问题也将得到解决。 “储能市场当前处于商业化探索阶段，盈利模式正在建立，未来随着下游规模化需求带动，液流电池还会有比较大的成本下降空间，这是产业发展的必然规律。” 杨霖霖进一步表示，基于钒电池的原理性特点，即其电解液的残值率比较高，项目可以通过金融手段租赁电解液，从而降低初装造价，这也将加速带动液流电池实现商业化应用。

“目前大圆柱电芯已量产，处于产能爬坡阶段，主要自供在轻型车电池和便携储能电池。未来，公司将会根据碳酸锂价格、市场环境、市场推广进度等情况具体安排大圆柱电芯的产能规划。 ”在2023年半年度业绩说明会上，博力威董事长、总经理张志平向《科创板日报》记者表示。 博力威主要从事锂离子电池组及锂离子电芯研发、生产、 销售及服务，主要产品为轻型车用锂离子电池、储能电池、消费电子类电池及锂离子电芯等。 今年上半年，博力威实现营收12.79亿元，同比增长3.87%；实现归属于上市公司股东的净利润3484.21万元，同比减少55.69%；该公司第二季度归母净利润为4025万元，同比减少24.40%，环比增长约843.72%。 对于上半年净利润下降，博力威董事长、总经理张志平向《科创板日报》记者解释称，主要是因为产品结构、客户结构变化；研发投入增加、子公司厂房搬迁等费用增加。 博力威财务负责人谢齐雷进一步表示，今年上半年，该公司受产品与客户结构变化、材料价格波动等因素影响，整体毛利率有所下降。 从收入构成来看，今年上半年，博力威轻型车用锂离子电池业务实现收入4.72亿元，同比下降34.85%；消费类电子电池板块实现销售收入2.94亿元，同比增长16.76%；锂离子电芯板块实现销售收入0.27亿元，同比下降61.42%。 储能业务方面，博力威上半年实现收入4.40亿元，同比增长253.72%。据半年报披露，博力威储能电池主要包括便携储能和户用储能，主要采用ODM的生产模式为国内外储能厂商提供产品与服务。其中，该公司开发的中小型工商业储能实现小批量出货。 博力威董事长、总经理张志平向《科创板日报》记者表示，“公司的轻型两轮车电池主要面向欧洲市场，储能电池主要面向北美、南非等市场。未来公司将会根据不同业务的发展战略开拓新市场。” 对于未来规划，张志平表示，该公司将持续布局轻型两轮车、储能、消费类锂电池和电芯等细分赛道。“ 研发方面，将提升自产大圆柱电芯PACK应用技术能力，并进行钠离子电池和固态电池的研究开发等。 ”

电池网从无锡日报获悉，10月9日，总投资50亿元的国电投新型钠离子电池及储能项目签约落地江苏省无锡经开区。 国电投是我国第一家拥有全部发电类型的能源企业，也是全球最大的光伏发电企业、新能源发电企业和清洁能源发电企业。 融和资产是国电投下属聚焦“3060”双碳目标的科技产融服务平台。此次计划在无锡经济开发区设立新型钠离子电池及储能项目，面向储能热管理、储能系统集成、新型电池等领域，重点建设“一个产业园”“一个研究院”“一个示范区”，项目整体达产后年产值规模将超200亿元。 此外，电池网还注意到，9月25日，一汽解放远景动力智能电池制造基地项目签约落地江苏无锡锡山区。26日，项目举行奠基仪式。 据悉，上述项目是一汽解放和远景动力立足长三角区位优势，依托江苏无锡优沃的新能源产业土壤，在锡山区宛山湖生态科技城共同投资建设智能电池制造基地项目。项目预计投资超百亿元，致力于研发生产以重卡、轻卡为主的动力电池及储能相关产品，打造全球领先的商用车电池智造基地、新能源商用车商业模式创新中心以及新能源商用车专属产品开发孵化基地，规划年产能20GWh，全部达产后预计年销售达240亿元，将为无锡构建清洁低碳、安全高效的新能源体系和产业生态增添强劲支撑。 值得一提的是，当天（9月25日），位于江苏省无锡市梁溪区的一汽解放无锡研发基地项目同步奠基，项目总投资4.2亿元，将构建一汽解放动力研发中心，填补国七阶段、非道路发动机开发测试能力空白，提升一汽解放动力总成自主研发能力。

近日，国家能源集团青海公司海南基地共和县100万千瓦“牧光储”项目四期20万千瓦光伏项目并网发电，标志着该公司2023年第二个100万千瓦光伏项目全容量并网。 该项目是国家第一批大型风电光伏基地项目之一，位于青海省海南州共和县境内塔拉滩光伏光热发电园区内，属我国太阳能资源最丰富地区。项目总投资约45亿元，占地面积2.49万亩，共分为315个子阵，选用550Wp/650Wp单晶硅双面双玻光伏组件，196kW/300kW组串式逆变器，单个子方阵配备3.15MVA/3.3MVA箱式变压器，采用了螺旋钢桩、PHC预制桩、灌注桩等多种桩型进行经济性对比，集电线路接入该公司自建的330kV升压站。配套建设规模255MW/1020MWh的电化学储能项目，是目前国内在建的单体最大的电网侧储能电站，建成后将极大地提高能源储存的效率和可持续性，进一步助力地方经济社会发展和绿色低碳转型。 同时，该项目依托当地丰富的农牧资源，采用“板上发电、板下牧羊”方式，开展板下草籽补播，构建起新能源开发与畜牧业耦合发展的“牧光互补”新模式；项目投运后，预计每年可贡献清洁电能21亿千瓦时，节约标煤64.9万吨。