8月15日，河南省人民政府办公厅印发河南省电动汽车充电基础设施建设三年行动方案（2023—2025年）。其中提出，加快构建布局合理、适度超前、车桩相随的充电网络，满足人民群众出行充电需求，到2025年基本建成城市面状、公路线状、乡村点状布局且覆盖全省的智能充电网络。 具体原文如下： 河南省电动汽车充电基础设施建设 三年行动方案（2023—2025年） 充电基础设施作为电动汽车用户绿色出行的重要保障，分领域、分行业精细化推进充电基础设施建设对促进新能源汽车行业发展、推进新型电力系统建设、助力“双碳”目标实现具有重要意义。为落实党中央、国务院关于加快新型基础设施建设的决策部署，加快推进我省电动汽车充电基础设施建设，结合我省实际，制定本行动方案。 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，坚持“四个革命、一个合作”能源安全新战略，坚持网络化、数字化、智能化发展方向，推动充电基础设施科学布局建设，加快构建适度超前、布局均衡、智能高效的充电基础设施体系和覆盖市、县、乡三级的公共充电网络，统筹做好充电基础设施建设和运营管理工作，建立健全充电基础设施治理体系，提升充电基础设施行业运行管理水平，实现人、车、桩、网深度融合发展，不断提高服务全省经济社会发展能力。 （二）基本原则。 1.统筹规划、适度超前。充分发挥规划引领作用，各地要研究制定充电基础设施发展总体规划；各行业管理部门要将充电基础设施建设作为一项重要内容纳入本行业发展规划，结合行业发展现状以及对充电基础设施的需求，适度超前规划布局充电基础设施。 2.政府引导、市场主导。建立全省统一管理服务平台，完善市场准入和退出机制，优化项目建设环境，鼓励和引导各类社会资本积极参与充电基础设施建设和运营服务，规范市场竞争秩序，推动行业健康发展。 3.智能互联、融合发展。以服务群众、便捷充电为导向，推动全省公共充电基础设施互联互通；融合5G、大数据和人工智能等新技术，加快新技术研发应用，推动充电基础设施网、智慧能源网、智能车联网等多网融合发展。 4.规范管理、安全高效。建立健全充电基础设施治理体系，规范充电基础设施建设管理流程，构建完善的充电服务质量评价体系，加强充电基础设施安全监督，开展安全检查与隐患排查，强化责任落实，坚守安全保障底线。 （三）发展目标。加快构建布局合理、适度超前、车桩相随的充电网络，满足人民群众出行充电需求，到2025年基本建成城市面状、公路线状、乡村点状布局且覆盖全省的智能充电网络。其中，郑州、洛阳等重点城市核心区公共充电基础设施服务能力大幅提升、达到全国先进水平，其他省辖市和济源示范区、航空港区城市核心区公共充电基础设施服务半径小于2公里；建成集中式公用充电站6000座以上、公共服务领域充电桩（枪）10万个左右，私人自用领域累计建成充电桩（枪）15万个以上。 二、加快构建完善的充电基础设施网络体系 （一）开展城际快速充电基础设施网络建设行动。新建高速公路服务区要按照不低于停车位数量40%的比例配建快速充电基础设施或预留充电基础设施建设空间。加快现有高速公路服务区充电基础设施建设和升级改造，到2023年年底实现高速公路服务区充电基础设施全覆盖。推动充电基础设施向所有干线公路、农村公路延伸，到2025年具备充电条件，实现有效覆盖。国道沿线服务区新建充电基础设施应满足8辆以上电动汽车同时充电需要，必要时增加移动充电基础设施。（责任单位:省交通运输厅、住房城乡建设厅、发展改革委、自然资源厅、电力公司，各省辖市政府，济源示范区、航空港区管委会） （二）开展公共区域充电基础设施建设行动。郑州都市圈城市要重点加大郊区（县）公用充电基础设施建设力度、优化城区公用充电基础设施布局，其他省辖市和航空港区要优先提高建成区内公共充电基础设施的覆盖率。加快办公区和商业中心、工业中心、休闲中心等城市专用和公用区域充电基础设施建设，各级党政机关、企事业单位、社会团体等要利用内部既有停车场资源建设充电基础设施，建设充电基础设施车位比例不低于10%。加快推进既有停车场（站）配建充电基础设施，满足车辆充电需求；在大型商场、超市、文体场馆既有停车场以及交通枢纽、驻车换乘点等城市人口集聚区的公共停车场建设充电基础设施，建设充电基础设施车位比例不低于20%；在公交、环卫、机场通勤、出租、物流等公共服务领域，要因地制宜在运营线路沿途规划建设专用快速充电站。（责任单位:省住房城乡建设厅、交通运输厅、自然资源厅、事管局、发展改革委、省政府国资委，各省辖市政府，济源示范区、航空港区管委会） （三）开展城市居住社区充电基础设施建设行动。各级政府、社区居委会要加强对业主委员会（或物业管理委员会）的指导和监督，引导业主支持充电基础设施建设和改造。各级住房城乡建设部门要联合消防救援机构、电力公司等指导社区居委会和业主委员会或物业管理委员会完成现有居住小区停车位加装充电基础设施综合评估工作，明确居住社区安装充电基础设施的标准和要求。各级住房城乡建设部门和自然资源部门要严格执行国家关于新建住宅固定车位充电基础设施配建和预留安装条件比例要求，预留安装条件应满足直接装表接电需要，并纳入整体验收范畴；到2025年所有居住小区要明确充电基础设施产权人、建设单位、管理单位等相关主体的权利和义务以及建设、使用、管理流程，并进行公示。（责任单位:省住房城乡建设厅、自然资源厅、消防救援总队、电力公司，各省辖市政府，济源示范区、航空港区管委会） （四）开展旅游景区充电基础设施建设行动。结合省“十四五”文化旅游融合发展规划，在各类旅游景区（点）、康养度假地既有停车场建设充电基础设施，提高文化和旅游公共服务水平。到2025年全省A级以上旅游景区要结合游客接待量和充电需求配建充电基础设施；4A级以上旅游景区要设立电动汽车公用充电区域，既有停车位建设公共充电基础设施比例不低于5%，预留充电基础设施接口的车位比例不低于15%。（责任单位:省文化和旅游厅、住房城乡建设厅、林业局、自然资源厅，各省辖市政府，济源示范区、航空港区管委会） （五）开展县乡充电基础设施建设行动。结合乡村振兴，将县域充电基础设施建设作为全省充电网络建设的关键节点，支撑全省充电基础设施网络化、数字化发展的战略布局。积极引导在县城客运站、乡镇政府、村委会、乡镇客运中心以及既有停车场等便利群众充电的场所建设充电基础设施，构建“县域示范站+公路沿线充电站+村居充电桩”县乡村充电网络，到2025年实现示范性集中式公用充电站县域全覆盖、公路沿线充电基础设施有效覆盖，基本满足农村居家充电需求。（责任单位:省住房城乡建设厅、交通运输厅、自然资源厅、发展改革委、电力公司，各省辖市政府，济源示范区、航空港区管委会） （六）开展电动汽车换电设施专项建设行动。支持新能源汽车生产企业开展集团式、规模化换电场站建设，实行“车电分离”销售方式，推动换电站标准化建设运营；支持各地在公交、矿山、渣土、环卫等领域探索开展省级换电示范应用城市建设，依托新能源汽车监测管理平台，加强换电模式车辆、动力电池等动态监测，提高安全运行水平。到2025年全省累计建成换电站100座。（责任单位:省住房城乡建设厅、交通运输厅、发展改革委、工业和信息化厅、财政厅、市场监管局，各省辖市政府，济源示范区、航空港区管委会） （七）开展综合充能试点（示范）项目建设行动。探索建设集加油、加气、加氢、充换电等综合能源服务于一体的综合充能项目，鼓励建设光储充放等多功能综合一体站，支持郑州五里堡、焦作龙源湖等充电场站建设光储充检一体化新能源示范站，发挥引领作用，以点带面引领行业加快发展。（责任单位:省住房城乡建设厅、商务厅、发展改革委、工业和信息化厅，各省辖市政府，济源示范区、航空港区管委会） 三、加快构建完善的充电基础设施配套支撑体系 （一）完善充电智能服务平台。加快构建全省统一服务管理平台，对外经营的公用充电基础设施以及享受财政补贴的专用充电基础设施要全部接入省充电智能服务平台，有效整合公共充电服务资源，实现互联互通。依托省充电智能服务平台，开展数据监测分析，探索发布全省站桩投资热点、建设热点、充电热点等信息，为用户提供充电导航、状态查询、费用结算等服务，为各地制定产业政策、规划布局充电基础设施提供技术支撑，为电动汽车用户提供便捷的充电服务。加快推进省充电智能服务平台与省新能源汽车综合服务平台联调联试，搭建车与桩互联互通桥梁。（责任单位:省住房城乡建设厅、发展改革委、行政审批政务信息管理局、工业和信息化厅、电力公司） （二）加强配套电网保障能力建设。按照“适度超前”原则，将充电基础设施配套电网建设纳入电力规划，加快电网设施建设进度。结合“最多跑一次”改革，电网企业要主动靠前服务，简化用电报装程序，压减办电时间，进一步提升“获得电力”服务水平，为充电基础设施接入电网提供便利条件。加大高速公路服务区、国（省）道和城际快速公路沿线等重点区域充电基础设施接入电网配套工程建设力度。重点对公共区域、居民小区、城郊待建充电基础设施区域等场所的供电设施进行排查，加快改造升级不能满足增容需求的电力设施，鼓励充电基础设施配套设置具备定时充电、自动断电、故障报警等功能的智能充电控制设施，提升技防水平。（责任单位:省发展改革委、住房城乡建设厅、交通运输厅、行政审批政务信息管理局、电力公司） （三）培育可持续发展的商业模式。鼓励有资质的运营商对小区内部共享停车位和单位内部停车场开展充电基础设施市场化运营管理；鼓励充电服务企业与整车企业在销售和售后服务方面创新商业合作模式；鼓励在周末、节假日或重大活动期间在高速公路服务区、旅游景区、大型商场等区域依托原有移动储能设备、储能电源车等，探索移动充电和充电救援等服务模式；鼓励居民参与智能有序充电设施建设，逐步提高智能有序充电桩应用比例；鼓励充电基础设施与可再生能源发电和储能系统高效协同，推动“车—桩—智慧能源”融合发展。（责任单位:省住房城乡建设厅、发展改革委、工业和信息化厅、交通运输厅、文化和旅游厅、电力公司，各省辖市政府，济源示范区、航空港区管委会） （四）推进充电标准化和关键技术研发。强化企业创新主体地位，完善充电设备、电动汽车电池等关键技术标准，支持企业推进大功率充换电技术实用化研究及产品研制、高性能充电系统产业化应用等重点项目实施；支持骨干企业与高校、科研院所、上下游企业等建立技术创新战略联盟，探索开展无线充电、自动无人充电等新技术研发，推动产业升级，加快培育一批在国内具有较强竞争力的充电设备制造、运营服务龙头企业。（责任单位:省科技厅、工业和信息化厅、市场监管局、发展改革委） （五）规范市场准入管理。推动修订《河南省电动汽车充电基础设施建设运营管理暂行办法》，进一步明确自用、专用、公用充电基础设施建设、运营管理要求，完善充电基础设施运营商准入、退出机制，建立公用充电基础设施运营管理考评体系，全面提升我省充电基础设施管理水平。研究出台《关于加快居民区充电基础设施建设的指导意见》，进一步明确居民区充电桩的建设标准、建设条件、建设要求以及充电桩利益相关方的权利义务等内容。（责任单位:省住房城乡建设厅、发展改革委、市场监管局、工业和信息化厅、消防救援总队） 四、保障措施 （一）加强组织领导。省发展改革委、住房城乡建设厅牵头负责研究编制充电基础设施发展规划和政策措施，省住房城乡建设厅负责统筹推进充电基础设施建设、运营和管理工作，依托省推进城镇基础设施建设管理工作联席会议，及时研究协调解决重大问题；会同省有关部门和单位建立健全充电基础设施治理体系，提高治理服务水平，强化跟踪问效。各地要建立相应的联合推进工作机制，按照“分工合作、协同推进”原则，明确属地和部门责任分工，形成齐抓共管的工作合力。（责任单位:省住房城乡建设厅、发展改革委、科技厅、工业和信息化厅、财政厅、自然资源厅、交通运输厅、文化和旅游厅、应急厅、消防救援总队、事管局、电力公司，各省辖市政府，济源示范区、航空港区管委会） （二）完善治理体系。强化充电设施运营主体责任，加强充电基础设施安全管理，将充电基础设施纳入安全管理范围，定期开展电气安全、消防安全、防雷设施安全以及充电相关设备设施检查，及时消除安全隐患。明确自用、专用、公用充电基础设施建设、运营、管理要求，未经验收合格的充电基础设施不得投入使用。发挥行业协会作用，加强行业自律，全面提升充电基础设施治理水平。鼓励充电基础设施所有权人、物业公司、充换电建设运营企业通过购买商业保险规避相应风险，按照“谁拥有、谁负责、谁投保”的原则购买充电安全责任保险，引导行业健康发展。（责任单位:省住房城乡建设厅、应急厅、工业和信息化厅、发展改革委、市场监管局、公安厅、消防救援总队、地方金融监管局，各省辖市政府，济源示范区、航空港区管委会） （三）降低建设用地成本。鼓励采取长期租赁、先租后让、租让结合、弹性年期出让等方式供应集中式充换电站用地。除可按照出让方式供应土地外，鼓励各地以国有建设用地使用权作价出资或入股方式提供土地，与社会资本合作，降低建设充电基础设施用地综合成本。将充电基础设施用地纳入城市公用设施营业网点用地范围，按照加油（气）站用地供应模式，对国省道沿线充电站建设用地优先予以保障。（责任单位:省自然资源厅，各省辖市政府，济源示范区、航空港区管委会） （四）加大资金支持力度。统筹省级相关专项资金支持充电基础设施建设，各地结合实际加大资金投入，积极争取国家支持。加大土地、金融等政策支持力度，持续优化充电基础设施领域奖补政策并逐步向运营管理和乡镇、村倾斜，确保“十四五”期间各项政策支持力度不减。支持充电基础设施用电优先参与绿色电力交易，落实峰谷电价、免收基本电费等电价优惠政策。（责任单位：省财政厅、发展改革委、住房城乡建设厅、国家金融监管总局河南监管局、河南证监局、省地方金融监管局，各省辖市政府，济源示范区、航空港区管委会） 点击跳转原文链接： 河南省电动汽车充电基础设施建设三年行动方案（2023—2025年）

中国储能网讯：随着可再生能源装机的快速增加，其带来的并网难、消纳难等挑战越来越大，为实现可再生能源的充分消纳，提高能源综合利用效率，构建新型电力系统，微电网的作用日益凸显。 日前，浙江省政府印发《浙江省“415X”先进制造业集群建设行动方案（2023—2027年）》指出，支持工业绿色微电网和源网荷储一体化项目建设，支持有条件的县（市、区）新建工业厂房屋顶光伏全覆盖，到2025年全市累计光伏发电装机容量达300万千瓦，清洁能源装机占比49%。温州市积极响应行动方案，建成该市首个“光伏+储能+充电+放电+电池检测“五位一体”绿色低碳综合能源示范站。 位于浙江温州市鹿城区康盛路的双屿综合供能站，由特来电与瑞浦兰钧联合为温州市交运能源公司打造。作为温州首个以充电型微电网为核心的“变配光储充放检”智能微电网综合供能站，该站占地7000余平方米，拥有直流快充桩72个，创新融合了分布式光伏发电、储能利用技术、群管群控有序充电、V2G放电技术、车辆安全防护检测技术、云平台能量管理技术的多生态系统，着力构建“三大新高地”典型应用场景：源网荷储微网生态新高地，实现能源流、业务流、数据流融合互动，建成数字新基建的典型项目，是公交充电网助力城市绿色转型的创新示范。 光伏发电，实现绿电最大化消纳 电站采用了光伏发电的绿电模式，利用车位顶部空间建设3座光伏车棚，总容量为214kWp，年发电量约22万度，为电动汽车提供清洁能源的同时，每年节煤约66.3吨，碳减排约182.2吨。具备“自发自用，余电上网”功能，打开了新能源消纳通道，提高了可再生能源的使用比例，真正实现了新能源车充新能源电，助力城市绿色低碳发展，实现绿色电力的最大化引入，达到节能降耗的目的。 储能系统，实现电网削峰填谷 场站建设了1套容量为3000kWh的储能系统，可以在用电高峰时放电让场站使用储能电，减轻高峰时段电网负荷；在用电低谷时，使用电网低价电存电，实现周期循环。既平滑了新能源发电，提高其消纳率；又能降低整体用电成本，提升经济效益和环保水平，实现电网削峰填谷，获得峰谷差收益。按照每天两充两放，首年转移电量可达219万kWh。光伏加储能系统不仅能为电动汽车供电，还能为园区用电提供绿色电力。 智能调度，公交车+社会车辆共享充电 光储充放一体化微网电站，通过集成光伏发电、储能、充电等功能，将太阳能转变为电能，并将电能储存在储能站中，为电动汽车供电。项目设置个72充电车位，将公交充电区和社会车辆区复用，采用功率池共享的群管群控系统，可以通过有序充电、智能调度，面向不同车型提供所需功率，可实现多终端功率共享、全矩阵大功率输出，满足公交大巴、物流通勤、网约出租、私家车等各类新能源车型的功率需求。 场站采用高智能化、强拓展性的微网能量管理系统（EMS），将所有的光伏、储能、充放电系统，链接至智慧能源管理平台智能调度，根据实时天气、电价、新能源车电池状态信息，与云端进行通讯，选择最优的系统运行策略，保障微电网安全运行，实现微网系统收益的提高。 温州市交运能源公司将以双屿综合供能站为样板，将更多充电站升级为“光储充放”一体化微网综合供能站，拓展公共交通领域绿色发展模式，助力地区新能源产业发展，为节能减排、绿色低碳贡献国企力量，推动电动汽车从“低碳”向“零碳”发展。

新型储能项目最新进展 2023年7月31日国家能源局召开2023年三季度网上新闻发布会，截至2023年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模超过 17.33GW/35.80GWh ，平均储能时长2.1小时。2023年1-6月，新投运装机规模约8.63 GW /17.72GWh，相当于此前历年累计装机规模总和。截至2023年6月底，除磷酸铁锂电池储能项目外，全钒液流电池储能占1.1%、压缩空气储能占1.0%、铅酸（碳）电池储能占0.9%。另外，据国家能源局二季度公布数据，2023年1-5月投运/并网的电化学储能项目中，共有84个磷酸铁锂项目，装机规模达2939MW，占比高达98.33%；液流电池储能项目5个，装机规模为4.1MW；铅碳电池储能和铅酸电池储能项目各1个，装机规模分别为45.36MW/477.757MWh和0.46MWh/0.46MWh。 历史进程 从历史进程上看，2018年被普遍认为是我国电化学储能市场开启的元年，也是中国电化学储能发展史的分水岭。一方面是因为电化学储能累积装机功率规模在2018年首次突破GW，另一方面则是电化学储能呈现爆发式增长——新增电化学储能装机功率规模高达612.8MW，对比2017年新增功率规模147.3MW，同比增长316%。根据中国能源研究会储能专委会暨中关村储能产业技术联盟(CNESA)全球储能项目库的不完全统计，2018年中国累计投运的电化学储能项目规模为1.0185GW/2.9123GWh（截至2018年底，全球累计投运电化学储能装机规模达到4.8683GW/10.7392GWh），是2017年累计总规模的2.6倍。彼时的装机功率占比方面，磷酸铁锂储能技术占比最高，高达57.8%，其次是铅蓄电池（25.5%）、三元锂电池（10.8%）；在装机容量占比方面，铅蓄电池占比最高，高达51.7%，其次是磷酸铁锂（37.0%）、三元锂电池（5.2%）。2020年国内储能装机量9.2%为电化学储能，其中铅蓄电池为第二大分支，占到10.2%。据此，SMM估算，截至2018年底铅蓄电池装机规模约0.2597GW/1.506GWh，用户侧单体最大铅碳电池项目开始投入运行。 另外，2022年，国家能源局发布《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022年版）》（征求意见稿）提出，中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池。这一要求的提出也是储能探索和高质量发展的重要节点，安全性更强的铅碳电池在储能场景的发展与应用再度受到关注。 应用场景 铅碳储能电池应用场景除了5G基站及IDC外，发电侧、电网侧，以及用电侧均不断有新项目招标投建。未来，采用铅碳电池建设的共享电站，重点方向将是用户侧储能，主要用于调峰调谷，相当于大型的“城市充电宝”，也可以用于电网侧和发电侧。 铅碳储能电池成本评估及盈利模式 据测算，目前铅碳电池储能的建设成本约0.8-1元/Wh，AGM铅碳电池项目公示的中标价格普遍集中在0.9-1.7元/wh，整体运营度电成本0.2~0.3元/KWh。未来考虑铅碳电池的可回收性及寿命的延长，整体运营度电成本可以低至0.05~0.1元/KWh。目前储能电站盈利模式的其中一类是采取峰谷电价套利模式，即储能站在谷时充电，峰时放电，以此补平电网负荷曲线的同时获取峰谷电价差值的收益。太湖能谷CEO吴建斌表示，利用铅酸电池集成并进行全生命周期管理的储能电站寿命更长，性价比高，目前已在用户侧有多个应用，在江苏、浙江等峰谷电价差较高的地方，储能项目可以实现最快不到3年回本。 业内一般认为，1.5元/wh的系统成本是储能经济性的拐点，特别是对于能量型的应用如峰谷套利、新能源配套等。由于电池成本和BOS成本的不断下降，储能系统成本已经突破这一成本线，经济性拐点已经开始出现。此外，传统铅酸电池储能密度只有30至40Wh/kg，改良后铅碳电池为30至60Wh/kg，但是仍然小于锂电池组120至200Wh/kg的储能水平，因此在对电池重量要求严格的环境，如消费电子、新能源车等领域竞争优势不足，但在对重量要求不高、安全性更严格的储能领域则存在一定优势。   项目投建梳理 一、太湖能谷 太湖能谷已在浙江多地、江苏等开展大规模用户侧共享储能，与多地政府及战略伙伴深入合作，已开拓出政策空间和成熟业务模式，已投运、在建、待签约项目几十个，总规模几十GWh。“和平共储”智慧零碳电厂一期已经基本建成投运，并将获得浙江省、国家电投集团的全面推广。 2023年5月31日国核电力规划设计研究院有限公司发布国家电投集团浙江分公司江苏长强钢铁25.2MW/243.3MWh铅碳电池用户侧储能电站项目顺利并网。公示显示，中标候选人为长兴太湖能谷科技有限公司，投标报价为227322866元，投标单价为0.93元/Wh。备选中标人为湖州吉泰电力设备有限公司。招标公告显示，项目地点位于江苏省靖江市江苏长强钢铁有限公司厂区内南侧空地，为江苏长强钢铁25.2MW/243.3MWh储能电站项目提供储能电站设计、设备供应、设备安装和配套工程建设等。 另外，SMM根据项目招标公示，2023年太湖能谷中标/在建项目共计1105.5MW/3802WWh，已中标项目预期将于1-2年内陆续完成。 二、吉电股份 （1）2022年12月1日吉电股份超威郎山10MW/97.312MWh储能项目一期工程一次并网成功。该储能电站由吉电太能（浙江）智慧能源有限公司投资、长兴太湖能谷科技有限公司和浙江省长兴电气工程有限公司承建，是吉电股份与超威集团联手共同打造的铅碳类首个“百兆瓦时”储能项目。该项目作为浙江省首批商业化运营的铅碳类储能电站，创新了电网侧和用户侧储能耦合的商业模式。 （2）2022年12月9日浙江省“十四五”第一批新型储能示范项目——桐乡市荣翔染整“数智共享”集中式储能项目启动建设，是全省规模最大的用户侧铅碳储能，目前暂未发布投运公告。据悉，该项目建设规模为30MW/300MWh，占地3000平方米，计划投资约2.94亿元。经测算，项目一次充电量达30万千瓦时，相当于可满足约140户家庭1个月的用电需求。建成投运后，具备调度可调可控能力，年可消纳约6300万千瓦时，相当于减少标煤消费约1.8万吨。 此外，这份名单另外提及另一涉及铅蓄电池的项目——华能长兴独立储能电站示范项目（一期）拟建设项目，该项目建设规模100MW/200MWh。 （3）2023年1月6日，吉电股份东北区域公司西藏拉萨沛德光伏电站储能项目正式开工，规划建设容量6MW/30MWh，运营期10年，年设计发电量6868万千瓦时。项目接入沛德光伏电站110kV 升压站35kV 低压侧。招标公告显示，储能项目铅碳电池按照每天1 次充放电循环，保证稳定运行5年，第六年更换电芯后再安全稳定运行5 年，整套储能设施单簇电池首年容量保存率不低于90%。整套铅碳电池储能项目十年内放电综合效率不低于82.30%、放电次数3400次，寿命周期可用电量不低于80%。 三、广州能谷 据2023年7月广东省储能备案项目数据，广州能谷科技有限公司（以下简称“广州能谷”）完成3个独立储能项目备案，总规模达670MW/2680MWh，总投资41.5亿元，项目均选用AGM铅碳电池，储能电池系统采用户外组串式集装箱液冷方案，储能单元规模4.48MW/17.920MWh。项目将落地广东省佛山、江门、广州3个地市，其中佛山、广州项目预计在今年12月开工。 四、其他项目   （1）2020年10月29日国网湖州供电公司湖州长兴雉城12MW/24MWh全国首座铅碳式电网侧储能电站倒送电成功正式并网投运。20160个铅蓄式电池整齐地放置于21个电池架上，总容量相当于40多万个10000毫安时的普通家用充电宝的电量。电站投运后，可有效减少电网负荷峰谷差，进一步提升电网弹性，预计年调峰容量800余万千瓦时。 （2）2022年6月，华铂再生资源科技削峰填谷18MW/144MWh储能项目并网投运。华铂再生资源科技削峰填谷储能项目，由华铂再生资源科技及其母公司南都电源投建，总投资约2.6亿元，共有36套500千瓦单元储能系统模块。每套模块由8串电池阵列，由2496颗铅碳电池、8套电池管理系统、1台变流器组成。据初步测算，项目并网运行后，每年将为企业节约电费2000余万元。同时，项目所用铅碳电池寿命终止时，还有60%的残值可以回收，残值收益预计为1.5亿元。 （3）昆工科技拟出资3.3亿元成立合资公司，以此建设年产 2000万 KVAh新型铅碳长时储能电池生产基地项目，据悉，项目总投资24亿元，可实现年产值200亿元，上缴税收12亿元，预计明年6月份建成投产。项目分两期建设，各期计划投资均为12亿元，各期建设规模均为年产1000万KVAh，全部建设期计划为4年，其中一期为2年。 未来展望 2023年以来国家及地方储能政策发布进入高峰，其中1月份共有50余项发布或征求意见，2月共发布26项储能产业相关政策，新型储能发展迎来大量政策指引。根据国家发改委、国家能源局出台的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年，我国新型储能装机容量达到30GW以上，预计到2025年新型储能装机至少还有5-6倍的空间，年均复合增速超过50%。而另一研究机构RCESIP(储能产业政策研究中心)的预测，2025年中国电化学储能累计装机规模有望达到24吉瓦，市场份额将迈入千亿级别。铅碳电池已成为重要参与者，从各省市已公布的储能示范项目及其他公开信息来看，拟建项目中锂离子储能占据绝大份额，铅酸储能项目零星投建，目前主要集中在浙江地区，未来拟建设项目将扩展至广东、宁夏、内蒙古等地区。 据企业公开信息，目前从事铅碳电池研究开发与生产的企业主要有南都电源、圣阳电源、天能电池、超威集团、双登集团等，而除国网供电公司外，太湖能谷、吉电股份、广州能谷等则是主要的大型项目投标企业。据调研，多家铅蓄电池企业对铅碳电池储能项目前景乐观，部分蓄电池企业厂区已建成2-30MW不等铅碳电池储能项目辅助企业节能并作为样本示范。据SMM调研了解，铅冶炼厂对铅碳储能项目在削峰填谷节约用电成本方面表现出合作意向，加上冶炼厂与下游铅蓄电池企业长期合作关系，在有色金属冶炼中或成为最先体验用户侧小型铅碳储能项目的用户，后续SMM将持续跟进相关项目投建进展及对铅市场的中长期影响。

》查看SMM铜报价、数据、行情分析 》订购查看SMM金属现货历史价格 本周SMM调研了国内主要大中型铜杆企业的生产及销售情况，综合看 企业开工率为68.11% ，较上周回升3.19个百分点。（调研企业：21家，产能：747万吨)  本周（8月4日-8月10日）国内主要精铜杆企业周度开工率较上周回升3.19个百分点，录得68.11%。随着铜价重心的回落，下游采购情绪得以改善，刚需订单有所增加，精铜杆行业订单较上周转好，开工率持续回升。 从调研来看，周内铜价回落，部分铜杆企业反馈下游提货速度加快，新增订单较上周明显增加，不过仍有不少下游企业持续看空铜价，且临近交割换月，下单量仍偏向谨慎。另外，本周精废杆平均价差收窄至911元/吨，再生铜杆价格优势大幅缩减，利好精铜杆消费。 整体看，当下刚需消费仍有韧性，但铜价的走势对下游采购情绪干扰较大。另外，多个铜杆企业反馈下游资金紧缺问题，中小型线缆企业订单持续受到影响，而大型线缆厂因回款牢靠、订单稳定等因素受到精铜杆企业的青睐，华东地区大型铜杆厂“让价换量”的情况仍有发生。 附部分精铜杆企业调研详情 》点击查看SMM铜产业链数据库  

》查看SMM铜报价、数据、行情分析 》订购查看SMM金属现货历史价格 本周SMM调研了国内主要大中型铜杆企业的生产及销售情况，综合看 企业开工率为64.92% ，较上周回升5.19百分点。（调研企业：21家，产能：747万吨)  如预期所料，本周（7月29日-8月3日）国内主要精铜杆企业周度开工率为64.92%，较上周回升5.19百分点。部分精铜杆企业在上周经过减产调节，本周已陆续恢复正常生产，开工率得以回升，不过仍有铜杆厂目前产能未开满，及华中某铜杆企业设备大检修对开工率造成拖累。 高铜价对下游消费有明显抑制，本周精铜杆订单跟随铜价涨跌表现起伏 。具体来看，周一、周二铜价重心持续上抬，一举冲破70000元/吨，下游采购情绪受到明显干扰，下单量大幅减少，个别精铜杆企业反馈新增订单断崖式下跌。而周中随着铜价回调，下游刚需订单明显增多，提货速度也有所加快，精铜杆企业反馈新增订单较周初明显好转。 附部分精铜杆企业调研详情 》点击查看SMM铜产业链数据库  

中国储能网讯：随着新能源的大规模发展，新能源发电在电网中占比不断提高，系统电力电量平衡、安全稳定控制等正面临前所未有的情况。而推动能源清洁低碳转型、助力实现“双碳”目标的迫切需要，也呼唤构建功能更加强大、运行更加灵活、更加具有韧性的新型电力系统。 近日，在华北电力大学2023新型电力系统研讨会上，与会专家提出，当前，在构建新型电力系统过程中，电源特性的转变与地域发展差异等问题亟需引起重视。 新型电力系统面临多方面转变 从新型电力系统的基本特征看，与会专家指出，其电源结构、电源定位、电源形式、电源特性等都发生了转变。 “在电源形式方面，多种电源形式并存，新能源集群、风光水火储一体、新能源+储能、新能源+氢能、新能源+水电、新能源+荷+储能等多元开发新模式将不断涌现；在电源特性方面，在现有技术条件下，风光电源的间接性、波动性将使电源出力特性更加复杂多变，未来需要性能稳定的新能源品种。”南方电网能源发展研究院有限公司助理研究员周焕生指出。 在新能源逐步成为主体电源后，电网的资源优化配置平台作用将更加突出。周焕生进一步表示，数字电网或将成为承载新型电力系统的最佳形态，发挥资源优化配置作用，促进源网荷储协调。“电网的结构将由现在传统的大电网互联，向‘主干网+中小型电网及微电网’的柔性互联形态发展，形成清晰合理、分层分区的输电网结构，配电网也将具备更加高效的灵活性和主动性，储能负荷开放接入和双向互动。” 作为新型电力系统不可或缺的要素和显著特征，储能的接入给电网的安全和调度运行都带来挑战。“因此，储能的规划、调度与控制技术也是当前亟待研究解决的重大难题。目前，国内储能成本较高，服务于单一对象，经济性和利用效率低；储能作为电力新系统的新元素，面向对象众多，但与各个对象之间的业务与交互关系模糊，缺乏完善细致的运行策略和结算机制；储能智能化辅助决策能力不足，运行和控制依赖于人员的调控，增加了相关人员的工作量和职责。”云南电网有限责任公司电力科学院研究院专责翟苏巍表示。 城乡电力系统建设各有侧重 农村和城市地区电力系统发展的地域差异，也是未来新型电力系统建设需要考虑的重要因素。 今年初发布的“中央一号文件”明确提出，要推进农村电网巩固提升，发展农村可再生能源，鼓励有条件的地区开展新能源汽车和绿色智能家电下乡。 构建农村清洁能源体系，需要大规模发展分布式新能源并网，但当前农村电网的资本化水平和数字化水平与这一要求仍有一定差距。“当前要向现代化农村电网方向转型，除了面临供电负荷的增长外，还有规模化的分布式能源接入带来的问题。农村电网覆盖面比较广，人员运维比较困难，新能源的承载能力较差。”广西电网有限责任公司电网规划研究中心覃惠玲指出，“具体来说，‘十三五’期间，我们虽然对农村电网做了升级改造，但主要还是集中在户均容量、电网供电可靠性指标等基建方面。而进入新的发展阶段，不仅要求农村电网助力乡村产业发展，还要全面服务生态目标，构建农村清洁能源体系。” 这些都对电网建设提出了新要求。覃惠玲认为，未来可通过智能化提升、农村配电网感知能力提升、新能源消纳能力提升，以及数字赋能等打造农村现代化电网。 国网北京市电力公司新型电力系统建设办公室处长程序表示，随着“双碳”目标下新型能源体系的深入推进，我国数字经济新业态、新模式蓬勃发展，北京城市副中心在走绿色发展道路期间的轮廓也逐渐明朗，亟需以新型电力系统建设为引领，支撑传统能源体系绿色转型。 “对此，以数字化低碳城市电网为基础，可以在电、气、热、油等多种能源综合利用基础上，推进多能互补和电能替代，逐步实现能耗双控向碳排放双控转变。在源网荷储全要素方面，开展技术、机制和模式相关创新，促进源网荷储协调互动。”程序建议。 示范项目提供借鉴经验 对于现代化农村电网后续建设，覃惠玲认为，国家对现代化农村电网建设方向提出了要求，但仍然缺乏具体的量化指标。她建议，未来要巩固农村电力保障水平，持续加大投资力度，也要逐步缩小不同地区的农村电网平均供电水平差距，同时提升农村网架水平和清洁能源消纳能力，提升农村电网的数字化水平和电气化水平。 根据各省区资源禀赋、建设基础等情况，南网也正在布局一批新型电力系统示范区，有序推进省、地、县、园区四级示范项目建设。其中，在分布式光伏并网示范方面，为解决随着城镇、农村等建筑屋顶大量分布式光伏接入带来的配电网末端电压高、谐波、三相不平衡等问题，贵州建设了六盘水羊场乡柔性配网示范工程，采用交直流同杆架设、台区柔性互联、分布式光伏+储能、有载调容调压等技术，取得较好效果。“项目实施后，年平均停电时间由0.17小时/户缩短至0.12小时/户、电压合格率由99.91%提升至99.94%，中压线路自愈率由50%提升至87%，分布式光伏消纳率达70%以上。”周焕生说。 在绿色低碳方面，据广东电网有限责任公司广州供电局市场营销部资深工程师何嘉兴介绍，作为全国第一批低碳试点城市，广州搭建“穗碳计算器”微信小程序、“穗碳”电碳大数据平台、“穗碳”工业绿色金融平台、广州市产业园区信息化服务平台、“穗碳”绿色低碳服务平台等，互联政企产融各界的低碳需求与供给能力，以数字赋能各界应用场景。 在储能方面，翟苏巍认为，储能的运行控制应进一步考虑电网、用户多方协同。“储能参与电网调节，也应该有更多的交易机制。与此同时，应充分发挥储能一站多用、分时复用等功能，提高利用率。”

》查看SMM铜报价、数据、行情分析 》订购查看SMM金属现货历史价格 7月份铜价重心居高震荡，区间最高触及69850元/吨。在消费淡季的影响下，精铜杆消费如何？ 从SMM对国内21家大中型精铜杆企业的周度开工率调研来看，7月份精铜杆企业订单表现不佳。 进入7月份，由于行业传统淡季叠加铜价始终居高，来自下游漆包线行业的订单表现“淡于往年”，对铜杆的需求大幅下滑。而线缆行业受地产端需求下滑拖累，中小型线缆厂订单表现不足，且资金回款压力大，加之铜价居高，企业多以刚需采购为主。下游线缆及漆包线行业的订单持续不佳，令精铜杆企业在手订单不充足，企业成品库存压力增大下，无奈调节生产节奏，阶段性减、停产现象较为明显，开工率表现不佳。 精废杆价差方面，据SMM数据显示7月份精废杆平均价差1225元/吨，仍处于优势线上。虽然7月份再生铜杆行业受“补税风波”干扰，开工率受到一定影响，但其价格优势仍对精铜杆造成冲击。 由于供大于求的行业现状，近年来精铜杆行业加工费已触及企业成本线，因此行业内精铜杆的加工费变化并不大，但7月份精铜杆行业订单持续不佳，企业面临较大的生产运营压力，不得不通过“让价换量”的方式获取更多的订单。据SMM了解，7月份华东地区某大型铜杆厂电线电缆用杆加工费出厂价格一度低于500元/吨，降价幅度约为50元/吨。某大型漆包线企业半年度招标也要求精铜杆企业“让利”参与招标，近期漆包线用杆加工费也出现较大幅度的下调，可见当下需求疲弱对精铜杆企业造成较大的压力。不过，由于精铜杆行业加工费利润已十分低，企业实际卖价多以让利当日升水为原则，这对精铜杆企业的原料采购降成本的能力有一定的要求，且让利的目的以换量为主，只有相对大的下游企业才能获取较低的价格，因此“让价换量”的现象并不普遍，也难长久，待需求回升后，大部分精铜杆厂家也将逐步恢复市场价格。 进入8月份，铜价一举突破70000元/吨，精铜杆企业反馈订单出现断崖式下跌，而铜价回落后订单则回升，可见铜价居高对下游下单意愿抑制之明显，而8月份仍属行业淡季，多数铜杆厂对于未来消费比较担忧。不过据SMM了解，南网及国网部分订单将于8月份集中交货，下游刚需订单仍值得期待。另外，近期国内政治局会议落地，地产利好政策接踵而至，虽然传导至终端消费尚需时间，但无疑给市场注入了信心，关注8月份铜价及各项政策对市场的影响。 》点击查看SMM铜产业链数据库