来自中国三峡的消息显示，7月15日，重庆永川松溉储能电站项目完成倒送电，至此三峡水利投资建设的两个储能电站项目——两江龙盛储能电站、永川松溉储能电站均已实现倒送电目标，进入全容量并网倒计时，即将为提升重庆市电力保供调峰能力再添生力军。 永川松溉储能电站项目位于重庆市永川区港桥园区，占地约50.25亩，为重庆市首批独立储能示范项目，被列入2023年重庆市级重点项目之一，项目规模为200兆瓦/400兆瓦时；两江龙盛储能电站项目位于重庆市鱼复工业开发区110千伏双溪站北侧，目前建设储能容量为100兆瓦/200兆瓦时，占地约26.5亩。 两个储能电站均采用电化学储能方案，相当于为重庆电网配备了两组“超级大电池”，在外部电能富余时充电，在需要用电时再进行放电，从而达到为电力系统“削峰填谷”的目的，增强保电能力，保证供电稳定性。 据悉，此次完成倒送电的永川松溉储能电站和两江龙盛储能电站将于近期开展最大额定功率“满充满放”试验，确保电站各项指标满足设计功率及容量参数要求，预计8月初实现全容量并网。

2023年新能源汽车市场的竞争愈发激烈，有新势力周交付超过7000辆，也有车企屡遭投诉，甚至就突然没了消息。诚如行业大佬们所言，汽车市场的淘汰赛已经开打，而终局的牌桌上将剩几人，是未来最大的悬念。 讲故事的车企越来越少，各家都使出浑身解数，加大资源投入。产品力提升了，营销费用上去了，但终端的充换电基础设施建设始终像一根刺，与车市陡然直上的增速形成了鲜明对比。 有数据显示，截至去年年底，我国新能源汽车保有量达1310万辆，充电桩保有量为521万台，车桩比为2.5:1，较 2015年的11.6大幅下降。可问题是，找不到桩或排不上队依然是“电车人”的生存现状之一。 车桩比2.5:1 为何还喊充电难？ 当然还有更令人为难的窘况。 小安在社交媒体平台分享了自己的亲身经历，自费一万多安装了特斯拉充电桩，随后就被邻居敲开家门，以每月交电费换取串门充电服务。当事人直言，“不仅尴尬，每次还得大费周章地挪车。” 而前不久，微博上出现过一个“在小区申请新增充电桩有多难”的话题，引发数名网友讨论。起因是，在上海宝山的某小区里，由于所需电容不足，十多位车主目前无法安装家用充电桩。 扩容需要挖开绿化铺线、墙体开洞，但后期复原等问题难以保证，因此物业并未允许电力公司进行扩容作业。无法安装充电桩的车主只能到附近的商场停车库充电。“一周大概充两到三次 ，每次大约半个小时车程。” 对这些车主来说，家里有个充电桩已经变成最基本（低）的诉求。因为即便找到公共充电桩，依然要考虑不少的问题。比如，有车占桩、排队候桩、过时收费等等问题。 而且要知道，近年来新能源汽车市场快速增长，充换电基础设施的建设速度明显落后了半截。进一步讲，南北地区在新能源汽车产业发展上的差距也拉开了配套基础设施的不均衡水平。 所以车主们偶尔会想，如果电池可以“装一块带一块”，那么不仅能解决续航焦虑的问题，一定程度上还能优化补能体验。但现实总是骨感的，多带一块电池上车，意味着跑起来更费电不说，车内乘坐空间说不定也要受到挤压，最终得不偿失。  试想一下，如果汽车也能搭配一块可移动的充电宝使用，那会怎样？  当汽车有了“移动充电宝” 汽车的形态越来越像智能手机，是一个公认的事实。 包括车载显示屏开始流行OLED，处理芯片算力越来越强大，传感器五花八门.....同时汽车像手机一样，支持充换电，其中一些已经可以实现充电5分钟续航200公里的超快充体验。除此之外，汽车的“充电宝”方案也正不断涌现。  2021年，大众汽车发布了一项基于V2X的新技术，也就是移动储能充电机器人。截至去年，国轩高科、EV Safe Charge等公司相继推出了旗下的储能充电机器人。 而要论产品力，当属黑马原力在今年4月发布的其首款MPS(Mobility Power Supply)产品——G60小黑最值得一提。 G60率先采用了4C电芯，通过自研RxPower电池系统设计，数百颗电芯可以协同一致地输出电能，既保障了电池安全又能有效延长使用寿命。换算成数字，G60小黑在10分钟内即可提供150公里的续航补能。 从市面上投入试点的移动充电机器人来看，用户主要是通过官方小程序或者APP进行召唤，摆脱了传统“车找桩”的局限，利用智能驾驶相关技术达到“桩找车”的目的。 G60小黑也一样，通过搭载多线激光雷达、避障雷达和环视RGBD摄像头等多类型传感器，结合深度学习算法的训练，在给定规划路线下，实现车库全路段无人干预的作业能力。 在刚刚结束的世界人工智能大会上，黑马原力就展示了G60小黑的实操力。盖世汽车了解到，目前黑马原力在浙江嘉兴投放了十余台G60，并在上海K11购物广场上线了一台设备。 从充电过程的显示界面可以看到，G60小黑可以实时读取设备剩余电量和充电时长等信息。 “一台可以为2～3辆车充电，一天下来预计能为十五六辆车补能。”黑马原力负责人告诉盖世汽车。G60小黑集储充一体，兼容800V高压平台和400V平台，可以提供60～100kWh的电量。按照规划，黑马原力接下来还将推出100～200度以及200度电以上的快充机器人。 共享充电的”生意经” 本质上看，这仍属于汽车共享充电的范畴。 正如前文所述，目前城区大规模布局充电设施尚存在一定难度，而移动储能充电机器人在扩容要求极低的基础上，可以满足从1到10，再到100台补能通道的灵活组合，且不受场地、基建规模的限制。 不过，说回到“共享”，就不得不提手机共享充电的这本现实教材。共享充电宝曾是资本眼中的一片蓝海，但近年投诉问题层出不穷，更是一度被认定为新的价格“刺客”，这当中的顽疾成了限制行业进一步增长的阻力。 尽管汽车不同于手机，但某种程度上也要求相关企业在跑出商业模式的同时，需重视用户体验、售后服务以及产品品质等方面的要素。毋庸置疑，汽车共享充电在未来会是一块令人垂涎的“香饽饽”。 今年早些时候，特斯拉向第三方品牌开放了充电网络，国外的福特、通用，国内吉利、蔚来等品牌的个别车型都陆续接入T家的充电标准。据美国投行高盛预测，特斯拉在美国本土开放充电网络后，如果充电桩增加至50万座，其年度营收将增长250亿美元。 开放充电网络不仅利于提高充电桩的利用率，间接地还能增收增利，可以说是稳赚不赔。在这一点上，储能充电机器人的运营逻辑基本类似。 以黑马原力的产品为例，不论是整体出售还是租赁，现阶段的关键都在于跑通汽车移动储能快充这一补能形式。而未来，随着移动储能充电走向成熟，设备机身、显示屏还可以投放广告、制作定制信息。 从更长远的角度分析，移动储能充电机器人既是储能站又是充电桩，可以对风、光等可持续能源进行有效利用，而在充电端则可以摆脱电网的束缚，实现削峰填谷并减少电网负荷，让用电更有保障。 面向能源可持续发展的未来，汽车共享充电或许可以成为让人人都爱上新能源汽车的一个重要理由。除了住宅小区，移动储能充电机器人更为广阔的应用场景包括商场、酒店、高速服务区、交通枢纽等等场所。 可以预见的是，在移动出行需求的带动下，这门新生意也将跑出自己的加速度。

近期高温天气频发，多地已发布高温橙色预警甚至红色预警。今日北京东南部、河北南部、河南北部及浙江东部、福建东部等局部地区气温可达40℃以上。据不完全统计， 我国19个国家气象观测站最高气温已突破历史极值 ，气象预测今夏气温较常年同期偏高。 持续高温带来了用电高峰，电力供需矛盾也开始浮现。7月3日，浙江电网用电负荷破1亿千瓦，较去年提早8天，并创下历史新高；此前，江苏电网用电负荷于5月29日突破1亿千瓦，比去年夏季提前19天。 夏季历来为用电高峰时段，而极端天气下，电力系统保供承压，多地发布迎峰保供方案。国家能源局副局长余兵便指出，近期多个地区气温大幅攀升，用电高峰期提前。迎峰度夏期间电力供应总体有保障，但 区域性、时段性供需矛盾仍需着力解决 。 据山东卫视报道，日前山东已连续10天用电负荷超过9千万千瓦。面对高温高负荷挑战，山东全力保障人民群众生产生活用电， 具体措施便包括带电消缺、储能调度等 。 目前，山东光伏装机量达4269万千瓦，在运储能规模达到511万千瓦，均居全国首位。山东创新储能调度运行机制，利用现货交易、容量补偿、租赁等方式，提高储能利用效率。国网山东电力调控中心水电及新能源处四级职员刘军表示，“ 全省各类储能电站在用电高峰时段发电出力超过450万千瓦 。目前，我省省内电源出力能达7600万千瓦，‘外电入鲁’超2200万千瓦，全省电力供需总体平稳。” 此外，于6月27日发布的《安徽省能源局关于进一步做好电力需求响应工作的通知》中，也提出，加快推进实时需求响应能力建设， 鼓励负荷聚合商代理楼宇空调、城市景观照明、5G基站、用户侧储能、电动汽车等灵活资源参与实时需求响应 。 ▌电力紧张带动储能加装意愿提升 峰谷价差拉大提升储能收益率 国泰君安指出，极端天气频发， 推动我国以市场化资源调配为核心的新型电力系统加速建设 ，带动电源侧火电灵活性改造+储能市场释放。 华福证券也表示，预计今年夏天依然电力供应偏紧， 企业为保障生产、提升电力可控性，加装工商业储能意愿势必提升 。 与此同时，夏季多地实行尖峰电价，峰时用能成本提高，也带来峰谷价差提升。据储能与电力市场统计，7月全国24个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，环比来看，较6月15个区域范围明显扩大；同比来看，近七成区域7月峰谷价差同比增长。 分析师认为，不管是出于平抑高峰用电成本或出于峰谷套利考虑，储能经济性都将增加。上海证券补充称， 随着电力市场化的推进，峰谷价差整体有望持续扩大，带动工商业储能项目收益率提升 。 ▌储能系统价格下探 行业装机及招标数据亮眼 从储能本身的成本端来看，近期碳酸锂价格下跌企稳， 储能投资成本降低，储能系统价格下降明显 。根据CNESA数据显示，2023年6月储能系统（2h磷酸铁锂，不含用户侧）中标均价1.082元/Wh，同比减少24%，环比减少12%，较1月价格下降25%。 另外， 亮眼的装机与招标数据，也在一定程度上印证了储能行业旺盛的需求 。 据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，今年1-5月共有97个新型储能项目投运，装机功率达3.02GW， 同比增长629.12% 。 另据储能与电力市场和CBES统计，2023年Q2国内储能招标规模达到24.1GWh， 同/环比增加189%/53% ；储能中标规模21.8GWh， 环比增长185% 。华安证券数据显示，6月招标规模合计9.2GW/19.9GWh， 环比上涨94.2% 。 值得一提的是，政策端来说，江苏、河南、山东、广东等地也持续发文，支撑新型储能发展，要求严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施。目前， 全国各省份新能源配置储能比例基本在10%-20%，部分地方鼓励提高至25%以上 。

近期高温天气频发，多地已发布高温橙色预警甚至红色预警。7月10日北京东南部、河北南部、河南北部及浙江东部、福建东部等局部地区气温可达40℃以上。据不完全统计， 我国19个国家气象观测站最高气温已突破历史极值 ，气象预测今夏气温较常年同期偏高。 持续高温带来了用电高峰，电力供需矛盾也开始浮现。7月3日，浙江电网用电负荷破1亿千瓦，较去年提早8天，并创下历史新高；此前，江苏电网用电负荷于5月29日突破1亿千瓦，比去年夏季提前19天。 夏季历来为用电高峰时段，而极端天气下，电力系统保供承压，多地发布迎峰保供方案。国家能源局副局长余兵便指出，近期多个地区气温大幅攀升，用电高峰期提前。迎峰度夏期间电力供应总体有保障，但 区域性、时段性供需矛盾仍需着力解决 。 据山东卫视报道，日前山东已连续10天用电负荷超过9千万千瓦。面对高温高负荷挑战，山东全力保障人民群众生产生活用电， 具体措施便包括带电消缺、储能调度等 。 目前，山东光伏装机量达4269万千瓦，在运储能规模达到511万千瓦，均居全国首位。山东创新储能调度运行机制，利用现货交易、容量补偿、租赁等方式，提高储能利用效率。国网山东电力调控中心水电及新能源处四级职员刘军表示，“ 全省各类储能电站在用电高峰时段发电出力超过450万千瓦 。目前，我省省内电源出力能达7600万千瓦，‘外电入鲁’超2200万千瓦，全省电力供需总体平稳。” 此外，于6月27日发布的《安徽省能源局关于进一步做好电力需求响应工作的通知》中，也提出，加快推进实时需求响应能力建设， 鼓励负荷聚合商代理楼宇空调、城市景观照明、5G基站、用户侧储能、电动汽车等灵活资源参与实时需求响应 。 ▌电力紧张带动储能加装意愿提升 峰谷价差拉大提升储能收益率 国泰君安指出，极端天气频发， 推动我国以市场化资源调配为核心的新型电力系统加速建设 ，带动电源侧火电灵活性改造+储能市场释放。 华福证券也表示，预计今年夏天依然电力供应偏紧， 企业为保障生产、提升电力可控性，加装工商业储能意愿势必提升 。 与此同时，夏季多地实行尖峰电价，峰时用能成本提高，也带来峰谷价差提升。据储能与电力市场统计，7月全国24个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，环比来看，较6月15个区域范围明显扩大；同比来看，近七成区域7月峰谷价差同比增长。 分析师认为，不管是出于平抑高峰用电成本或出于峰谷套利考虑，储能经济性都将增加。上海证券补充称， 随着电力市场化的推进，峰谷价差整体有望持续扩大，带动工商业储能项目收益率提升 。 ▌储能系统价格下探 行业装机及招标数据亮眼 从储能本身的成本端来看，近期碳酸锂价格下跌企稳， 储能投资成本降低，储能系统价格下降明显 。根据CNESA数据显示，2023年6月储能系统（2h磷酸铁锂，不含用户侧）中标均价1.082元/Wh，同比减少24%，环比减少12%，较1月价格下降25%。 另外， 亮眼的装机与招标数据，也在一定程度上印证了储能行业旺盛的需求 。 据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，今年1-5月共有97个新型储能项目投运，装机功率达3.02GW， 同比增长629.12% 。 另据储能与电力市场和CBES统计，2023年Q2国内储能招标规模达到24.1GWh， 同/环比增加189%/53% ；储能中标规模21.8GWh， 环比增长185% 。华安证券数据显示，6月招标规模合计9.2GW/19.9GWh， 环比上涨94.2% 。 值得一提的是，政策端来说，江苏、河南、山东、广东等地也持续发文，支撑新型储能发展，要求严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施。目前， 全国各省份新能源配置储能比例基本在10%-20%，部分地方鼓励提高至25%以上 。

近日，厦门海辰储能科技股份有限公司（简称“海辰储能”）完成C轮融资，融资总额超过45亿元。这是海辰储能继2022年10月获超20亿元B轮融资后的新一轮融资，将主要用于产能扩建、先进设备采购、技术研发、市场开拓等业务布局。 算下来，在仅九个月的时间里，海辰储能就融了超过65亿元。而今年3月份有消息传出，海辰储能预计在2024年登陆资本市场。彼时，其市场估值已超过250亿元。 显然这不只是一家储能公司的阶段性成功，更代表了整个储能市场正迎来高速发展的新阶段。  资本“热” 自2023年开年以来，储能市场的融资消息便纷至沓来。包括亿兰科、中储国能等多家储能领域的初创公司完成了融资，同时不乏像大连融科、中能科技等深耕行业多年的公司再获投资。 而最近一个多月里，多家储能公司也先后官宣了融资消息。比如，元禾能源完成数千万元Pre-A轮融资；弘正储能完成由金鼎资本领投的近亿元Pre-A轮融资； 全钒液流储能新秀星辰新能宣布完成近亿元Pre-A轮融资；另一储能初创国润储能则在近日完成近2亿元A轮融资。有统计显示，近一年来，储能行业融资案例多达百余家，亿元级融资事件频现，超过10亿元的融资也不在少数。 以海辰储能为例，该公司成立于2019年12月，产品主要有50Ah~320Ah的方形电池、圆柱电池、电池模组和电池簇。论资历，其算不上行业老前辈，但吸金能力格外引人注目。  2022年，海辰储能电池出货量高达5GWh，中国电力储能电池交付项目数量排名第一、中国储能电池出货量增速第一。今年4月，海辰储能发布新制造规划，到2025年预计达成135GWh的年产能目标。 “打造全球储能电池第一品牌”是海辰储能更为长期的愿景。 项目落地“热” 储能市场的火热有目共睹，“海辰储能们”只是其中一个缩影。 《储能产业研究白皮书2023》显示，2022年全球已投运电力储能规模累计达237.2GW，年增长率为15%；新型储能累计装机规模达45.7GW，年增长率80%，其中锂离子电池占据了主导地位，比重高达97%，装机规模年增超过85%。 储能市场的增长动力主要来自两个方面：新能源装机量不断增长和风光强制配备储能。 要知道，可再生能源发电峰谷差持续拉大、难以控制，且随着风光发电占比提高，对电网在输配、调控等方面的要求更高，因而风光发电普遍要求调峰储能。再者，新能源装机量不断提升，为储能创造了更多需求。 可以看到，越来越多的储能项目正在加快落地。 今年4月，特斯拉储能超级工厂项目落户上海临港新片区。按照规划，该厂将生产特斯拉超大型商用储能电池（Megapack），初期年产商用储能电池可达1万台，储能规模近40GWh。2023年，特斯拉的目标是建成100GWh的储能项目。 而在6月底，比亚迪储能产业园项目也正式启动，拟投资20亿元，项目达产后将新增储能系统产能20GWh，预计全面建成投产后年产值约200亿元。 除此之外，储能领域也不乏百亿投资大项目。  3月份，亿纬锂能在沈阳举办了储能与动力电池项目开工仪式。该项目计划分两期建设北方区域新能源动力电池研发中心、办公楼及现代化生产厂房，主要生产储能与动力电池，总投资100亿，计划于2026年正式投产。 5月份，鹏辉能源公告称，拟在山东青岛投建储能1号项目，总投资约130亿元，计划分三期建设年产36GWh的储能电池项目。 犹记得高盛在2022中国投资论坛上指出，储能将在中国能源结构转型、提升可再生能源比例中发挥关键作用。同时2023年国内有望看到大型储能项目的落地。结合目前的消息来看，这一预期已经扑面而来。

据深圳发布消息，6月30日，深圳市2023年第三批新开工项目集中启动活动在龙华区举行。此次集中启动的新开工项目共294个，总投资约3144.3亿元，其中包括了比亚迪储能产业园项目。 据了解，比亚迪储能产业园项目拟投资20亿元，项目达产后，将新增储能系统产能20GWh，预计全面建成投产后年产值约200亿元。 新型储能产业是当前的全球热点，因其未来产业潜力巨大，被不少国家和地区都视作是接下来的风口产业。 目前在广东地区，已经出台了多项旨在支持新型储能产业的相关政策，其中深圳又被赋予了先行先试的任务。 比亚迪的储能产业园项目正是在这样的背景下投建的。更早之前（5月10日），比亚迪还和中电联签署了战略合作协议，双方合作的重心就是发展新型储能。 此外值得一提的是，有了政策的支持，在深圳加码储能业务的企业不在少数。有相关数据显示，目前深圳的储能企业已达6988家，注册资本超1662亿元。

近日，江苏省发改委印发新型储能项目高质量发展的若干措施（征求意见稿）。江苏省加快发展新型储能，目标到2027年，全省新型储能项目规模达到500万千瓦左右。其中，全省电网侧新型储能项目规模达到350万千瓦左右；全省用户侧新型储能项目规模达到100万千瓦左右；全省电源侧新型储能项目规模达到50万千瓦左右。 关于加快推动江苏省新型储能项目 高质量发展的若干措施 （公开征求意见稿） 为加快推动江苏省新型储能项目高质量发展，根据国家发展改革委、国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》等相关要求，制定以下措施。 一、强化规划引领 （一）加快发展新型储能。坚持目标导向，加快新型储能项目建设，发挥新型储能响应快、配置灵活、建设周期短等技术优势，增加可再生能源并网消纳能力，在江苏省海上风电等项目开发中，将要求配套建设新型储能项目，促进新能源与新型储能协调发展，到2027年，全省新型储能项目规模达到500万千瓦左右。 （二）重点发展电网侧储能。加强政策引导，优化规划布局，鼓励新能源配建储能按照共建共享的模式，以独立新型储能项目的形式在专用站址建设，直接接入公共电网，更好发挥顶峰、调峰、调频、黑启动等多种作用，提高系统运行效率。支持各类社会资本投资建设独立新型储能项目。到2027年，全省电网侧新型储能项目规模达到350万千瓦左右。 （三）鼓励发展用户侧储能。充分利用峰谷分时电价等机制，鼓励企业用户和产业园区自主建设新型储能设施，缓解电网高峰供电压力。大力推进充电设施、数据中心等场景的储能多元化应用，探索运用数字化技术对分布式储能设施开展平台聚合。到2027年，全省用户侧新型储能项目规模达到100万千瓦左右。 （四）支持发展电源侧储能。综合新能源特性、系统消纳空间和经济性等因素，因地制宜在风电、光伏场站内部配建新型储能设施，建设系统友好型新能源电站。支持燃煤电厂内部配建电化学储能、熔盐储能等设施，与燃煤机组联合调频调峰，提升综合效率。到2027年，全省电源侧新型储能项目规模达到50万千瓦左右。 （五）提高绿电应用水平。支持“新能源+储能”一体化开发，依规推进新能源项目配建新型储能，提高绿电上网能力。支持企业用户建设“微电网+储能”，提高绿电消纳水平，积极探索应对碳关税的绿电解决途径，提升外向型企业绿色贸易能力。独立新型储能项目的充放电损耗电量暂不纳入地方能耗强度和总量考核。 （六）引导技术创新应用。推动江苏省新型储能技术多元化发展，着力推进技术成熟的锂离子电池储能规模化发展，积极支持压缩空气、液流电池、热储能、重力储能、飞轮储能、氢储能等创新技术试点示范，应用“源网荷”各侧储能集群建模、智能协同控制关键技术。到2027年，全省新型储能项目技术应用种类达到5种。 二、加快工程建设 （一）优化项目纳规流程。独立新型储能项目应参照电网项目纳规要求，对项目可研报告评审意见等评估后纳入规划，其中，额定功率5万千瓦以下的项目由设区市能源主管部门评估后纳入规划，额定功率5万千瓦及以上的项目由省级能源主管部门评估后纳入规划；在电源项目内配建的新型储能设施，应作为电源主体项目的部分建设内容，随同电源主体项目规划、管理；用户侧新型储能项目应纳入用户主体项目范畴进行规划和管理。 （二）建立服务推进机制。新型储能项目按照属地原则，由设区市、县（市）能源主管部门作为项目服务推进责任单位，具体协调推进工程进度。额定功率5万千瓦及以上的独立新型储能项目，由省级能源主管部门参照支撑性电源项目进度管理模式，牵头统筹协调、督促检查，确保按期建成。 （三）强化资源要素保障。额定功率5万千瓦及以上的独立新型储能项目，符合条件的可经申报纳入省重大项目管理，项目所需用地、用林、用水、用电等要素，相关部门应参照支撑性电源项目模式予以优先支持和安排保障，推动项目建设“应开尽开、应投尽投、能早尽早”。 （四）做好接入电网工作。独立新型储能项目的接入电网工程由电网企业投资建设，按照国家能源局《电网公平开放监管办法》的要求，确保进度匹配、同步投产。电网企业应优化独立新型储能项目的并网流程，原则上于20个工作日内完成接入电网方案评审，于20个工作日内签订接网协议。如独立新型储能项目业主单位自愿出资建设接入电网工程，可参照“苏发改能源发〔2017〕403号文”的流程办理，各级能源主管部门在5个工作日内完成协调确认工作。 （五）严格工程建设标准。新型储能项目要严格落实国家、行业储能有关标准体系，涉网设备应符合电网安全运行相关技术要求。独立新型储能项目有效全容量下连续放电时间不应低于2小时，采用锂电池技术的在不更换主要设备的前提下完全充放电次数不应低于6000次，充放电深度不低于90%，并选用技术成熟、安全性能高的电池，审慎选用梯次利用动力电池。 （六）加快并网调试工作。新型储能项目应按照国家质量、环境、消防等规定，完成相关手续。电网企业要优化流程，加快办理，具备条件的独立新型储能项目原则上应于建成后30个工作日内完成并网调试和验收工作。 三、支持项目运营 （一）明确市场主体地位。依法取得备案文件，直接接入公用电网，具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营规则等要求，具有法人资格的独立新型储能项目，可作为独立主体注册并参与电力市场。其他类型的新型储能项目，可依规通过联合或聚合等形式参与电力市场，也可通过技术改造满足同等技术条件和安全标准后，选择转为独立新型储能项目参与电力市场。 （二）完善市场参与机制。建立完善独立新型储能项目参与中长期、现货等电能量市场和调峰、调频等辅助服务市场的技术标准、交易规则和价格形成方式。根据江苏省电力市场建设情况，独立新型储能项目当前可参与中长期交易和辅助服务等市场交易，待电力现货市场正式启动运行后，可按电力现货市场规则参与交易。 （三）优化调用结算方式。现阶段，独立新型储能项目暂参照发电项目进行调用结算，保障其发挥顶峰、调峰作用，其充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，其调用、结算等暂按以下模式： 1. 在迎峰度夏（冬）期间（1月、7-8月、12月），独立新型储能项目按照电网调度指令安排调用充放电，原则上全容量充放电调用次数不低于160次或放电时长不低于320小时，不结算充电费用，放电上网电量价格为江苏省燃煤发电基准价（0.391元/千瓦时，下同）。独立新型储能项目如发生因自身原因无法调用或调用不足的情况，需按照有关规定执行相应考核。 2. 在非迎峰度夏（冬）期间（2-6月、9-11月），独立新型储能项目可根据自身需求进行充放电，原则上采取“低充高放”模式，放电电量上网价格为江苏省燃煤发电基准价，充电电量按江苏省燃煤发电基准价的60% 进行结算。其中，在开展电力辅助服务市场期间，独立新型储能项目可自愿选择交易品种参与交易，并根据交易成交和实际调用情况获得相应补偿费用。 （四）适当进行扶持补贴。结合江苏省近年电网供需平衡需要，与电力调度机构签订并网调度协议的独立新型储能项目，在2023年至2026年1月的迎峰度夏（冬）期间（1月、7-8月、12月），依据其放电上网电量给予补贴，补贴标准逐年退坡，具体为：2023年至2024年0.3元/千瓦时，2025年至2026年1月0.25元/千瓦时。补贴资金从尖峰电价增收资金中列支，由省电力公司根据有关计量、结算等规定支付。 （五）建立容量租赁机制。需要配建储能容量的新能源企业按照自愿原则，可在全省范围内租赁或购买独立新型储能项目容量的方式落实配建储能要求，相关价格和费用由各投资主体自主协商确定。独立新型储能项目容量在江苏电力交易中心统一登记并公开信息，供全省新能源企业租赁或购买使用，并鼓励签订与新能源项目全寿命周期相匹配的租赁协议或合同。 四、做好全程管理 （一）加强项目技术监督。新型储能项目应依规做好项目运行状态监测工作。独立新型储能项目投运的前三年每年应进行涉网性能检测，三年后每年进行一次包括涉网性能检测在内的整站检测，确保储能电站的运行时长、电站可用率等性能满足并网承诺相关技术要求。在项目达到设计寿命或安全运行状况不满足相关技术要求时，应及时组织论证评估和整改工作，经整改后仍不满足相关要求的，应采取项目退役措施，并及时报告原备案机关等相关单位。电网企业应加强独立新型储能项目性能参数的在线监控和定期评价。 （二）优化调度运行管理。电力调度机构应制定完善新型储能项目调度运行管理有关规则，构建新型储能集聚调度平台，坚持以市场化方式优化新型储能设施调度运行，充分发挥新型储能项目作用和效益。为保障电力可靠供应和电网安全稳定，在电力供应紧张、系统调节困难等特殊时段，电力调度机构可根据需要统一调度运行新型储能设施，并做好调用记录，按照有关规定予以考核和补偿。 （三）强化安全生产管理。新型储能项目单位要按照国家相关规定落实企业安全生产和消防安全主体责任，遵守安全生产和消防安全法律法规、标准规范，建立涵盖规划设计、施工调试、检测认证、消防安全、应急处置、质量监管和环保监控等全过程的安全管理体系，加强员工专业技能培训和考核，编制应急预案并定期开展演练。各地政府相关部门要落实属地管理责任，加强协调、完善新型储能项目安全管理，提升应急消防处置能力。 （四）助力储能产业链建设。支持并鼓励各地结合自身发展实际，研究出台补贴等地方性支持政策，推动当地新型储能项目高质量发展。加强省内储能制造企业与新型储能项目对接，促成一批产业上下游战略合作，加速形成储能材料生产、设备制造、储能集成、运行检测等优势产业，推动江苏省储能全产业链的加快发展。 本措施自印发之日起实施，根据江苏省新型储能项目发展情况和国家、省政策变化适时调整。 附件： 关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施的起草说明            关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施 点击跳转原文链接： 关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施（征求意见稿）公开征求意见的通知

5 月储能市场分析 储能产业作为新型电力系统中的重要环节，正处于快速发展的阶段。根据“十四五”规划，到2025年，我国新能源装机将达到12亿千瓦左右。届时，储能的市场需求将出现快速增长。 随着全球市场电力体制改革的不断深入推进，市场化机制逐步建立健全，电力需求侧管理、新能源接入等工作持续推进。在此背景下，储能产业也将迎来新一轮的发展机遇。 在此背景下，储能技术创新、产业链企业的不断探索、商业化应用的不断推进等将成为海内外储能市场持续发展的主要驱动力。 2023 年年初经历了中国新能源退补政策以及核心原料碳酸锂价格的剧烈下跌的的影响下，下游需求的在一季度低于预期，储能市场也受到了影响，如今随着需求的恢复储能市场的表现也有所改变。 储能市场5月总体出货情况 根据SMM调研，从各大电芯厂家的排产来看，5月储能电芯的总体产量已经超过了14GWh，出货量逼近15GWh，其中大储能的产量已经超过了12GWh，相比4月环比上升约20%，但出货量相对提升较小，小幅上行约5%左右；而小储能市场整体依旧处于去库状态，总体产量略高于2GWh，环比上行4%；出货量则略高于2.5GWh，上行16%。 从产量和出货量的变化来看，大储能的下游需求有着明显好转，而小储能市场依旧处于去库状态。 大储能市场变化分析 从整个储能市场来看，虽然一季度经历了需求的“寒冬”，但是各大玩家依旧乐观，认为全年的储能市场依旧会翻倍增长，5月大储能市场的好转似乎也印证了这一观点，一二线电池企业几乎都在4月底满产，其中宁德，弗迪和亿纬的月产销量均在1Gwh以上。 从国内市场来看，市场变化的主要因素主要在于上游核心原料碳酸锂价格的反弹以及6.30号并网时间节点的临近联合推动了下游需求的提振。 碳酸锂价格在经历了一季度的暴跌后，在4月跌至谷底后开始剧烈反弹，现在已经回到了30万元/吨的高位。而大储能的电芯价格和碳酸锂价格息息相关，碳酸锂价格企稳后反弹让下游因担心电芯价格随着碳酸锂价格暴跌而造成成本过高暂缓备货的企业开始下单，同时碳酸锂价格企稳后大多数电芯企业的价格恢复了原本的M-1月碳酸锂价格的联动，因此4-5月进行电芯采购正是电芯报价谷底，大量的下游企业也开始备货。 其次，国家的政策也起到了重要的推动左右。由于国家每年会在6.30调整可再生能源发电电价，因此项目方为了获得更高的运营利润，每年6.30之前会进行储能系统的抢装直接对4-5月电芯的出货量和产量有大幅的提振。 而海外市场需求虽有上行但相比国内则稍显平淡，除了碳酸锂的价格波动传导至国外需要一定时间以外，上行的很大一部分原因在于海外的合同限制，去年由于储能市场的爆发叠加上产能不足的原因导致部分海外项目延期至今年初。然而由于碳酸锂价格的波动导致下游集成商的为控制成本暂缓采购，但是由于合同中规定了完成时间，为了保证项目的完成时间防止违约金的产生，下游集成商开始采购。 另外国内江苏和浙江由于电价的调整导致工商业储能的热度也突然上行，但是市场对于工商储能系统尚未达成共识，根据目前的表现来看江苏和浙江分别偏爱215度电和300+度电的储能系统。据悉，目前电池厂商主要通过当地销售人员的关系网向医院，政府，工业园区等潜在客户宣传工商业储能标品。目前主要厂家选择280Ah大储能电芯进行集成以期降低集成成本，但是仍然有厂家因综合性能优良等原因选择小储能电芯。   小储能市场变化分析 相比大储市场的强势反弹，小储能市场或许还需等待时机。总体而言，小储市场未来可期，但是近期由于主要市场环境的变化以及新开市场尚未开发完全导致需求尚未爆发 欧洲作为小储能的主要市场去年由于国际局势的变化导致能源短缺叠加冬天天气寒冷，需要大量的电力供暖导致了欧洲市场对于户储的需求急速增长；但是随着天气变暖，加之国际局势的缓和能源短缺的问题有所改善欧洲对户储系统的系统需求有所萎缩。 欧洲市场的政策对储能系统安装的推动作用也逐渐消退，甚至大多数国家取消了相应的装机补贴政策，严重的打击了下游的需求。 除此之外，欧洲市场的人力问题仍旧没有得到解决，在欧洲安装家储系统需要相应资质的工人，工人的不足导致户储系统无法及时安装。安装困难叠加市场萎缩，欧洲当地的经销商堆积了大量库存，传导至上游，导致小储能电芯的需求没有起色。 但是小储能未来的市场仍然较大，未来非洲市场是小储能的主要发力点之一，年初南非大限电引发了当地都户储系统弥补家庭日常用电的需求，但是由于非洲的电网基础建设较差导致，当地所用的户储系统主要以离网形式为主，同时用电需求远低于欧美等发达国家也导致很多家庭并不考虑安装户储系统而用便携式储能系统作为代替，目前各大集成商已经奔赴非洲开发市场据悉整个非洲中国分销商已经超过了4000家，但是目前仍然在初级的地推阶段市场尚未完全爆发 此外澳洲市场由于电芯安全性的迭代问题或许将会推动澳洲成为一个新生的市场，澳洲市场是储能较为成熟的市场之一，但是由于发展较早，澳洲早期的储能系统多选用三元锂电池，寄希望其更高的能量密度能够带来更高的经济效益，但是随着经济的发展，三元电池易燃的特性有极大的安全隐患，加之主流的储能市场已经淘汰了三元储能改用磷酸铁锂电池，在未来三元储能系统的迭代和更换是可以预见的。     》点击查看SMM新能源产业链数据库 SMM新能源研究团队 王聪 021-51666838 马睿 021-51595780 杨玥 021-51666856 袁野 021-51595792 冯棣生 021-51666714 徐颖 021-51666707 吕彦霖 021-20707875 柳育君 021-20707895

今年以来，用户侧储能市场行情火爆。多位行业人士向财联社记者表示，随着政策支持加码，用户侧储能正迎来爆发。 用户侧储能指的是电力用户安装的储能设备，核心客群主要是工商业主和家庭用户。数据显示，2022年中国储能并网规模达7.76GW/16.43GWh，但从应用领域分布看，用户侧储能仅占10%。 业内人士预测，今年有可能是储能的大年，也是储能未来在所有的应用场景中得到监管部门和国家更进一步的支持和认同的一年。在此背景下，处于发展初期的用户侧储能市场正迎来政策和资本的双重加持。 不过，由于盈利模式不清晰，用户侧储能市场还面临经济性、安全性等多重考验。多位业内人士对财联社记者预判，目前储能市场鱼龙混杂，涌现出一众跨界玩家，未来三五年内行业或将迎来洗牌，能“笑到最后”的可能只有少部分头部玩家。 用户侧储能元年，订单火爆跟风者众 据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，用户侧储能2023年1-5月装机规模仅有83.57MW/125.48MWh，但项目个数与网侧、源侧项目相当，达到29个。 此外，2021年至今，共有26个省份发布了新能源配置储能的政策。其中，接近三分之二的政策条款，直接支持储能项目的开展，包括用户侧储能项目、独立储能项目等。 “从去年开始，工商业在政策层面有非常大的变化，目前整个工商业用户侧市场空间非常大；反过来看，工商业这块早期鲜有项目的实际落地，市场存量空间几乎为0。两者叠加，导致了从今年开始，整个工商业出现了大面积的爆发情况。”南京四象新能源科技有限公司研发中心副总裁许一磊对财联社记者表示。 美克生能源董事长魏琼向财联社记者表示，在前几年风、光大量投运后，2022年迎来了储能元年，而今年是用户侧的储能元年。魏琼预测，今年年底大概率就会出现用户侧的头部企业。 对于“今年是用户侧储能元年”的说法，业内人士大都持肯定态度。上海电力设计院总工程师叶军指出，用户侧是很大的主战场，等电价降下来的时候，很多地方是可以配用户侧储能。 西安领充创享副总裁王志坚在接受财联社记者采访时称，全国现在电价差最好的就是江浙、上海和广东，因此用户侧储能相对容易推进；而其他大部分省份，尤其是西部地区推进起来则较困难。 针对在手订单情况，多家涉及用户侧储能业务的公司相关负责人对财联社记者透露，今年订单情况要远好于去年同期。“今年上半年公司在手订单同比基本都是成倍增长。”泰铂上海环保称。 杭州科工电子表示，公司今年已经中标了近4GWh，较去年同期增长了至少3倍；美克生能源也表示，今年的项目情况迎来了爆发式的增长，上半年业绩较去年同期至少增长了2-3倍。 对于“为什么储能今年这么热”，杭州科工电子总经理刘爱华认为，目前储能行业有两大现象：一是火爆，二是跟风。“储能行业有非常多的跨界玩家，这对行业的影响有利有弊，利在能够把这股风刮得更大，弊在会导致不良品增多。” 魏琼则直言，储能行业并不需要这么多的涌入者，未来行业会向一些头部玩家集中，包括头部的设备供应商、运维商等。储能相较于传统的新能源行业而言，技术要密集不少，所以会是科技企业的春天。 盈利模式尚不清晰，大浪淘沙已在路上 针对储能行业的盈利困境，多位业内人士都向记者表达了理解以及担心。刘爱华表示，“目前业内的盈利模式不是很清晰，商业模式还在探索中，现在没有一家是赚钱的。” 刘爱华认为，储能行业未来这三四年里应该去探索盈利模式的问题，盈利模式如果清晰，未来储能行业一定会是爆发式增长，甚至比现在的速度还会快。他还表示，储能行业一定要用户侧、发电侧和电网侧共同努力，才能营造商业模式。 许一磊指出，目前在投的很多工商业场景还是以削峰填谷作为一个主要的盈利模式，在未来3-5年之内会进一步扩展项目的盈利模式，来通过更好更方便的盈利方式，进一步压缩整体项目的回收周期。 刘爱华还强调了BMS对电站实现收益的重要性。“真正评价一个电站作用大不大，还是要看收益，而给电站带来收益的前提一是安全，二是寿命。保证安全要靠BMS，寿命差距也赖于BMS的区别。因此未来BMS的重要性会越来越强，从核心的角度看，保证整个电站的收益只能靠BMS。” “经济性是用户侧投资运营的一个永恒主题，储能的经济性首先体现在设备本身的经济性上。”在这一方面，魏琼介绍了美克生能源采用的做法：不增加过多的硬件成本，而是从储能的全生命周期出发，通过一些运维方案延长服役期、延长寿命，增加放电次数，从而降低服役的单次成本。 除经济性外，安全性是储能行业的另一大痛点。杭州高特电子设备股份有限公司市场总监邸金生此前对财联社记者表示，目前全球已经发生超过50起以上的储能安全事故，随着今年储能项目的陆续投运，业界对电池储能的安全性和可靠性也提出了质疑和担忧，也严重地影响了行业的发展。 据邸金生介绍，高特在今年第三季度将推出一款全新的行业领先的具备安全阀检测的芯片，来提升整个储能系统安全的防控能力。 “我们目前已经和国网的调度，包括辅助服务的平台接口实现了互联互通，目前平台端已经聚合了超过100GWh的用户侧的储能资源。按照今年浙江省峰谷电价差的政策，面对浙江省今年夏天用电的负荷，我们参与到辅助服务的机会非常大。”邸金生说。