企查查消息显示，7月11日，日升电力（云南）有限公司（简称“日升电力”）正式成立，该公司法定代表人乔帅岭，注册资本1000万元。 日升电力的经营范围包括电池制造；电池销售；输电、供电、受电电力设施的安装、维修和试验；太阳能发电技术服务；电力电子元器件制造；光伏设备及元器件销售；光伏设备及元器件制造等。 日升电力的三大股东分别是东方日升（宁波）电力开发有限公司（持股比例40%）、华储电力（北京）有限公司（持股比例35%）、广西亚氢创业投资有限公司（持股比例25%）。 其中，日升电力大股东东方日升（宁波）是上市公司东方日升（300118.SZ）的控股子公司，即日升电力或是东方日升的又一个电池制造平台。 值得一提的是，日升电力的第二大股东华储电力（北京）成立于2023年6月21日，注册资本5000万元，法定代表人同样是乔帅岭，是乔帅岭100%持股的公司。 华储电力（北京）的经营范围与日升电力的经营范围基本一致，都包含电池制造与电池销售。 东方日升的电池制造布局 作为光伏组件全球前6的巨头级企业，东方日升早已有锂电池制造的布局。该公司于2018年收购并控股双一力新能源有限公司，从而快速切入储能赛道。 双一力的官网介绍，该公司是一家集研发、生产、销售、服务为一体的高新技术企业，致力于成为全球领先的“储能+”智慧能源系统供应商，产品涵盖电芯，模组，工商业及大型储能，客户覆盖中国、美国、英国、德国、捷克、加拿大、澳大利亚、泰国、日本、菲律宾等众多国家与地区。 数据显示，2022年，双一力储能全球累计出货量超过GWh，同比增速超500%。在中国储能集成商中，双一力2022年出货量全球排名第八、国内排名第十五。 2023年1月9日，双一力与海辰储能签署三年15GWh磷酸铁锂锂离子电芯供应战略合作协议。 2023年1月30日，东方日升公告称，将在宁海县投资建设10GWh高效新型储能系统，项目总投资约20亿元。 同样是2023年1月，东方日升还与SMA Solar Technology AG签署1GW全球战略合作协议，双方将在全球范围内的商用及地面型储能电站项目进行广泛合作。 如今，日升电力是成立，明显是东方日升对储能电池的一次加码，只是不知道，该公司将生产电芯还是储能电池系统，如果是储能电池系统，那么东方日升还是需要外采电芯。 光伏企业布局储能电池成趋势 据了解，经过高速增长这后，光伏行业目前正面临着过剩危机。 出于业务拓展的需要以及打通光伏产业链上下游的考量，越来越多的光伏企业开始逐鹿储能赛道，以实现源网荷储一体化和新能源系统的协同发展，并拉动业绩持续增长。 此前，大多数的光伏企业主要通过布局储能系统集成、逆变器业务切入储能赛道，如今，光伏企业已经延伸布局至更上游的电池板块。 7月4日，全球光伏组件第二大企业晶科能源（688223.SH）的“嫡系孙公司”浙江晶科储能，其年产12GWh储能系统与12GWh储能电池建设项目开工仪式在嘉兴海宁举行。整个项目总投资84.3亿元，规划建设储能电芯车间、模组Pack车间、储能系统组装车间等，预计今年底首条产线投产，明年底前全部建成投产。 事实上，晶科能源在2021年投入储能市场后就积极筹备自建储能电池，相继成立多家储能公司。除了电芯，在包括PCS、BMS、EMS、云平台等电力电子环节都有布局。背靠完善的全球营销渠道布局，晶科能源的储能业务有望快速铺开。 天合光能（688599.SH）则是主流组件企业中最早布局储能业务的企业。早在2015年，天合光能便已成立天合储能公司，到2022年，天合储能国内出货量超过1.5GWh，全球出货量近2GWh，交付国内单体800MWh储能项目，实现中国储能集成商国内第四、全球第六的市场格局。 阳光电源（300274.SZ）也是国内最早涉储能领域的企业之一，2022年阳光储能系统实现营收101.26亿元，储能系统全球发货量7.7GWh，在2022年中国储能系统集成商中排名全球第一、国内第三。 阳光电源也是较早涉及储能业务的企业之一，目前已具备储能电池PACK年产能20GWh、储能系统年产能20GWh的能力。阳光电源此前曾表示，公司储能业务坚持无电芯战略，除电芯外购外，PCS、PACK、EMS、BMS都为自研生产。 2022年8月29日，阿特斯的储能系统项目在江苏大丰经开区开工，项目总投资达102亿元，分两期建设，达产后可形成20GWh电芯和储能系统的生产能力。 协鑫集团将在珠海布局40GWh储能电芯项目；首航新能源目前有超过1GWh的电池产能；正泰电源已推出3.4MWh高能量比储能方案…… 总结 东方日升加码储能电池制造，是光伏企业加大力度布局储能市场的一个缩影。 光伏企业掌握着与储能产业链下游几乎共通的市场和渠道资源，且深谙产业链一体化打法，正在以终端市场为起点，纵向延伸布局储能产业链，成为储能赛道中不容忽视的竞争者。 光伏企业布局电池制造，或将搅动储能电池赛道的现有格局！

7月13日，金浦钛业（000545）发布公告，公司日前签署《合作框架协议》，约定公司全资子公司南京钛白化工有限责任公司（以下简称“南京钛白”）与甘肃兰州金川科技园有限公司（以下简称“金川科技园”）拟在磷酸铁、磷酸铁锂产业链上展开深度合作。 现双方根据《合作框架协议》约定，拟与甘肃镍都产业投资基金（有限合伙）（以下简称“镍都产业基金”）共同投资设立甘肃金麟锂电新材料有限公司（暂用名）。注册资本5亿元，其中金川科技园出资4亿元、南京钛白和镍都产业基金分别出资5000万元。公司设立后，拟建设20万吨/年磷酸铁锂项目，在项目建设过程中及建成后，将优先测试、评价、采购使用南京钛白控股子公司安徽金浦新能源材料科技发展有限公司的磷酸铁产品。 金浦钛业表示，本次对外投资事项，有利于加速公司新能源业务板块的发展，着力推动公司新能源电池材料一体化项目产品提前锁定市场，优化在技术、市场、资源等方面的资源配置，增强市场竞争力，提高公司综合实力和盈利水平，对公司长远、稳健发展具有积极意义。 值得一提的是，5月29日，金浦钛业曾披露向特定对象发行股票预案。本次发行拟募集资金总额不超过9亿元，扣除发行费用后的募集资金净额将用于10万吨/年新能源电池材料前驱体及热能综合利用项目。 其中，10万吨/年新能源电池材料前驱体及热能综合利用项目计划总投资13.19亿元，由金浦钛业全资子公司南京钛白化工有限责任公司与淮北市成长型中小企业基金有限公司、安徽高新投新材料产业基金合伙企业（有限合伙）共同投资设立的金浦新能源实施，公司持有金浦新能源50.94%的股权。项目建设地点为安徽（淮北）新型煤化工合成材料基地，项目实施建设期为1年，试车时间3个月，投产至达产时间半年。 研究机构EVTank、伊维经济研究院联合中国电池产业研究院共同发布的《中国锂离子电池正极材料行业发展白皮书（2023年）》统计数据显示，2022年，中国锂离子电池正极材料出货量为194.7万吨，同比大幅增长77.97%。其中磷酸铁锂正极材料出货量114.2万吨，同比增长150.99%，在整个正极材料中的市场份额已经上升到58.65%。 金浦钛业分析，动力电池和储能电池市场的高景气度带动磷酸铁锂正极材料需求强劲，1GWh磷酸铁锂电池约需磷酸铁锂正极材料2,500吨。磷酸铁制备磷酸铁锂工艺由于工艺相对简单、原材料利用率高、重复性好、正极材料活性高，生产技术成熟，现已成为主流工艺，磷酸铁锂的强劲需求将带动磷酸铁需求快速增长。本项目的建成将使公司的主营业务从单一的钛白粉扩展到涵盖钛白粉、磷酸铁、硫酸、硫酸铵、铁粉等，进一步完善公司的产业链布局，提升公司的综合竞争实力和抗风险能力。 除了加码新能源电池材料项目建设，7月13日，金浦钛业还发布了2023年半年度业绩预告，今年上半年，公司预计亏损8,806.37万元-7,548.32万元，同比下降310%-280%。 对于业绩变动原因，金浦钛业表示，受国内经济下行的影响，钛白粉市场需求疲软，销售价格较去年同期大幅下降；2023年一季度子公司南京钛白、徐州钛白减产检修，钛白粉产量较去年同期合计减少约6000吨，钛白粉吨产品的原辅材料及能源消耗成本上升、产品固定成本上升，导致钛白粉吨生产成本大幅上升。

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