电池中国注意到，近期，不少产业巨头频频签下海外储能大单，全球储能市场呈现火热态势，带动中国电池企业海外储能订单大增。值得注意的是，海外系统集成商与中国电池企业签订一系列大单，背后是全球储能电池市场格局和产品方向发生了根本性的变化。 美国储能系统集成商Fluence与远景动力签署储能电池采购协议，继今年5月宣布签订供货协议后，再度深化合作； 蜂巢能源储能业务在欧洲连续获得多家企业业务定点，涵盖工商业储能、便携电源等多个领域，总量超20GWh； 瑞浦兰钧与可再生能源公司VENA ENERGY达成8GWh大型储能项目独家供货协议，此前其还先后与美国储能技术开发商Energy Vault、Powin等海外储能大客户达成战略合作。 一个比较明显的现象是，今年以来，全球主要储能市场的大部分储能电池订单都花落中国企业。中国的储能电芯，已成为全球电化学储能市场的装机主力。 根据SNE Research统计，全球储能电池出货量从2021年的44GWh增长到2022年的122GWh，涨幅高达175%，大多数电芯供应商来自中国。2022年，宁德时代、比亚迪、亿纬锂能锁定全球储能电池市场的前三把交椅。此外，瑞浦兰钧、鹏辉能源、国轩高科的储能电池销量均超过5GWh。 磷酸铁锂电池 中国撬动国际储能市场的杠杆 CNESA数据显示，2022年全球已投运电力储能项目累计装机规模达到237.2GW，同比增长14.9%，其中新型储能增长98%。中国、欧洲和美国是三大主力市场，中国市场大概占1/3，整个海外市场占2/3，且海外市场后续有可能继续保持高速增长的态势。 行业周知，新型储能只有广泛深度参与电力市场，才能充分发挥多元价值。但由于目前国内无论是市场机制还是价格体系都还不健全，而欧美、澳大利亚等海外市场则拥有更成熟的储能市场机制，储能系统已经完全参与电网交易，储能从业主体“有利可图”。 正因如此，国内储能电芯企业开始将目光瞄向海外市场，积极将脚步迈向海外；同时，由于我国具备产业链技术及成本的双重优势，海外储能客户对极具高性价比、高安全性和可靠性的中国企业生产的储能电芯兴趣非常浓厚。 海外头部储能集成商通过与国内优质电池企业达成战略合作，获得高品质电芯产品，将有助于其提高自身竞争力和影响力。正如此次与远景动力的合作，Fluence公司总裁兼CEO Julian Nebreda就表示：“同远景动力的合作，将对公司打造具有竞争力的供应链体系、保持业务增长非常有帮助”。 与此同时，海外储能大单接踵而至，再次印证电芯已成为中国撬动国际储能市场的有力杠杆。 事实上，早期海外储能市场大多选用三元锂电池技术路线，例如美国地区的电池主要供应商有松下电池、LG新能源、SK On等。但是近年来海外市场发生了多起使用三元电池的储能安全事故，引发了人们对三元电池用于储能市场的安全担忧。 与此同时，海外储能项目参与电网等交易，适配需要有竞争力的价格，而随着磷酸铁锂的高性价比、高安全和长循环等优势逐渐被认可，全球储能主要系统集成商开始倾向于同全球研发磷酸铁锂电池的头部企业合作。 在磷酸铁锂电池领域，无论是从技术、产品、产能，还是供应链等方面，我国电芯企业都具备主导优势。因此，可以看到今年以来，全球主要大的储能电池订单都开始流向中国企业。比如，近年来一直位居全球储能系统集成商TOP3的Powin极为重视与中国电池企业的合作，据不完全统计，其已先后与宁德时代、亿纬锂能、瑞浦兰钧、海辰储能、远景动力、协鑫集团等企业达成相关合作，并不断推动中国电池企业在北美等地区的产能建设，以保障其本土化供应。 公开资料显示，截至目前，Powin已在美国12个州和8个国家/地区部署或正在建设超6GWh的储能系统项目，另外超11GWh储能系统项目即将投入建设。值得注意的是，除了主攻北美及澳大利亚市场外，Powin同时也在积极开拓英国等欧洲市场。 此外，近期宣布与远景动力继续深化合作的Fluence,同样是全球储能头部系统集成商之一。Fluence最新的财报显示，其在手订单总额已达约29亿美元，其与Northvolt和AESC的合作，将分别应对欧洲市场和美国市场。 据电池中国了解，截至目前，Fluence的客户经验已覆盖全球47个地区超225个项目，已建成项目规模超过7GWh。在客户资源方面，今年第二季度其储能产品的投运和签约量同比增长94%，达到4832MW，且计划在年内保持35%-40%的营收增长率。 欧美等海外储能市场火热 从欧洲市场来看，户储依旧火热，同时大储开始起量。今年7月，欧洲议会通过电改方案，鼓励电网引入更多非化石燃料灵活性资源（如储能、需求侧响应），并通过容量市场等方式提高投资回报，这势必将进一步增加大储市场起量的动力。据欧洲储能协会（EASE）报告测算，至2030年欧洲需部署200GW储能，至2050年达到600GW，而目前欧洲当地电池产能难以满足快速增长的市场需求。 从北美市场来看，美国作为储能领域先行市场，其政策、市场机制都较为成熟完善，成为Powin、Fluence等本土“顶流”集成商的“大本营”。根据海外机构数据，2022年美国储能市场的装机容量达到4.8GW，预计2023年至2027年，其装机容量将接近75GW。此外，加拿大在高商业电价的推动下，工商业储能市场需求或将迎来稳步增长阶段，为北美储能市场的增长再添动力。 眼下，全球储能市场正迎来激烈的竞争角逐，作为全球电化学储能市场的装机主力，中国电池企业要延续并扩大竞逐的优势，除了要以过硬的产品品质作为基石，更要加强关注海外市场对于产能本地化部署、碳足迹追溯等要求，以更高标准来应对全球储能市场的严苛要求，如此才能“行稳致远”。

中国储能网讯：虚拟电厂利用数字化技术聚合电网侧和用户侧的海量资源，以柔性手段平滑用电供需曲线，实现电网削峰填谷。在浙江，国网浙江省电力有限公司积极开展虚拟电厂相关实践，聚合空调负荷、新能源汽车、储能等灵活可调节资源，提升电力系统柔性调节能力，为迎峰度夏电力保供添助力。 眼下正值迎峰度夏，浙江全社会用电负荷持续保持高位运行，短时尖峰负荷给电网平稳运行造成一定压力。相比新建电厂或增购外来电，虚拟电厂是一种更为经济的平衡高峰时段电力供需的手段。虚拟电厂将海量分散电力资源聚合起来，通过实时监测和分析这些资源，预测能源消费需求，形成合理调度方案，从而实现电源侧多能互补、负荷侧双向互动、储能侧灵活调剂。虚拟电厂日益成为国网浙江省电力有限公司开展电网削峰填谷、助力电力保供的重要探索。 多元赋能，虚拟电厂建设加速 6月25日，浙江首个虚拟电厂地方补贴政策在武义县落地。该县发展改革委发布的《武义县虚拟电厂建设实施方案》规定，在参与电力需求响应获得收益的基础上，储能用户可额外获得度电补贴0.42元，普通用户则可额外获得度电补贴2元。 在义乌市，当地政府也对响应虚拟电厂邀约的用户予以补贴。义乌小商品市场的一栋商业楼宇于7月接入虚拟电厂管理平台，用电高峰时通过调节空调温度和照明参与电网调峰，获得度电收益8元，其中包括4元的响应补贴和政府给予的4元度电补贴。“按照每天用电高峰2个小时计算，我市每天的响应电量可以达到1800千瓦时，参与响应的用户可获得收益约14400元。”义乌市供电公司虚拟电厂业务工作人员黄德志介绍。 近年来，浙江逐步开展虚拟电厂探索。2022年4月，浙江省发展改革委、能源局印发《浙江省“十四五”新型电力系统试点建设方案》，提出积极推进虚拟电厂示范，充分挖掘系统灵活性调节能力和需求侧资源，计划到2025年试点项目达到10个左右、日调峰能力达到20万千瓦以上。 除政策支持以外，市场、技术、标准等有助于推动虚拟电厂建设的要素，也在逐渐聚合并发挥作用。眼下，全国多地相继开展虚拟电厂建设，行业发展亟须国家标准予以指导规范。4月，国网浙江电力牵头启动编制《虚拟电厂管理规范》国家标准，从虚拟电厂设计规划、建设实施、并网管理、运营管理、评估分析和安全原则等方面，引导相关单位探索各类典型虚拟电厂的发展模式。 为了更充分发挥虚拟电厂效能，2022年5月，国网浙江电力自主研发水风光储荷多元异质虚拟电厂调控系统，开发了辅助调峰、“零碳”调峰和参与市场等多能互补优化功能，从技术上解决了虚拟电厂资源聚集调用的难题。在宁波，国家电投集团综合智慧能源科技有限公司、宁波能源集团股份有限公司、宁海县供电公司、汇能（宁波）电力研究院有限公司等单位正在联合开展虚拟电厂技术研究和创新，攻关虚拟电厂建设中的技术难题。政策赋能、标准制定、技术突破，助力虚拟电厂建设持续加速。 资源聚合，虚拟电厂功效凸显 “在武义，街边的路灯都能参与电力需求侧响应。”武义县供电公司营销部专职宋佳磊介绍，“全县路灯网有近6000盏灯，如果它们全部接入虚拟电厂管理平台，将提供近3000千瓦的可调负荷。” 虚拟电厂的实践逐步从武义县扩展至金华全市，金华供电公司聚合了多种类型的弹性可调资源。目前，金华市区的国家电网自营充电桩已全部接入金华市域虚拟电厂管理平台，共增加12.39万千瓦可调负荷资源。 浙江是能源消费大省，电力供需平衡压力较大。通过虚拟电厂聚合源网荷储等多种分布式可调节资源参与电网调峰，可以平抑负荷波动和新能源发电出力波动，保障电网安全运行，促进清洁能源电量消纳。国网浙江电力深挖电源型、负荷型、混合型等不同类型资源的潜能，持续扩充虚拟电厂可调节资源池。 随着产业发展和居民生活水平提高，夏季空调制冷需求越来越大。浙江中小微企业数量多，生产时间灵活，负荷波动幅度大。目前，全省最大日空调负荷已占最高用电负荷的约40%。据测算，每台空调设定温度只需调高1度，就能让全省用电负荷下降7%～8%。 2022年下半年起，浙江各地供电公司为政府、学校、商场等公共场所的空调安装智能控制设备。这些设备可根据电力调控中心的指令自动调节空调温度，在用电高峰期为居民、医院和重点用能企业用电腾出空间。“这项举措可以兼顾生活用电‘无感’和负荷柔性调控。今夏，浙江电网的空调可调节负荷最高可达约200万千瓦。”国网浙江电力负荷管理中心主任严华江介绍。 丽水、衢州等地水电资源丰富。国网浙江电力聚合分散在全域的457座装机共计160万千瓦的小水电站，形成百万千瓦级的绿色能源虚拟电厂，顶峰发电能力最高达76万千瓦。 从县域到市域到省域，各类资源有效汇集，形成巨大的资源池，使虚拟电厂的功效逐渐凸显。目前，国网浙江电力已建成虚拟电厂负荷资源池，具备1100万千瓦日前、200万千瓦小时级、130万千瓦分钟级调节能力。 多点开花，虚拟电厂市场规模扩大 8月8日13时，在海宁市一个快充站，多辆新能源汽车正在充电。这座充电站已接入当地虚拟电厂管理平台。午间时段属于用电低谷时段，大多数企业午休，但光伏发电量大增。这一时段，度电价格会下调到0.6元，吸引新能源汽车集中充电，助力光伏电量消纳。 7月14日13时，义乌晶澳太阳能科技有限公司新投运的储能电站在虚拟电厂管理平台的统一调度下，开始持续释放电能，参与电网削峰填谷。该电站于5月投运。如今在浙江，大量光伏设备生产企业投资安装储能设备并接入虚拟电厂，在用电低谷时充电、高峰时放电，一方面利用峰谷电价差回收投资，一方面参与电力调峰获得额外收益。“如果能落实储能参与虚拟电厂响应这部分收益的话，我想工商业或负荷侧的储能将会迎来非常快速的发展。”该公司科技储能中心主任王绥军表示。 眼下，新能源汽车充换电站、新型储能电站、大数据中心的备用发电设备、5G铁塔基站等越来越多的新型负荷接入电网，它们启动时间更随机、运行方式更复杂，有些兼具存电、放电功能。虚拟电厂将这些灵活资源进行聚合管理：在杭州，虚拟电厂管理平台已接入工业分钟级可调节用户10户、具备可调能力10万千瓦，空调分钟级调控型用户302户、具备可调能力5.5万千瓦；在宁波，虚拟电厂管理平台已接入工业用户42户、具备可调能力12万千瓦，商业楼宇用户156户、空调可调负荷4万千瓦；在义乌，虚拟电厂管理平台聚合5G基站、用户侧储能、商场空调、新能源汽车充电站等6类共16万千瓦负荷资源，占当地最高用电负荷的6%。 据中国电力企业联合会预测，到2025年，虚拟电厂相关市场规模突破800亿元。市场的认可，更多类型、更大规模资源的接入，将使虚拟电厂的功效日益凸显，为保障电力可靠供应发挥更大作用。

在正极材料项目投产不久后，协鑫能科（002015.SZ）储能项目宣布投产，财联社记者从公司人士处获悉，该项目预计2024年可实现产值140亿元。 晚间公告显示，协鑫能科年产20GWh储能系统项目日前在张家港投产。 本次投产的协鑫集团张家港20GWh储能项目的主要产品为储能系列产品和动力电池系列PACK/电池簇产品。据协鑫能科方面介绍，张家港储能基地将承接协鑫“电力+储能+算力”一体化布局，应用协鑫一步物理干法正极材料、硅烷负极材料、超分子深共晶电解液、高能效电芯等关键材料，打造模组PACK、终端储能产品、储能系统应用解决方案。 储能是实现可再生能源规模化发展的关键支撑，今年其产业化进程全面加速。据国家能源局统计，截至今年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模超过1733万千瓦/3580万千瓦时，平均储能时长2.1小时。1-6月，新投运装机规模约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机规模总和。 而协鑫的张家港项目定位于液冷PACK标准化单元、储能液冷一体机、储能液冷集装箱、场站式超级储能电站、建筑一体化储能砖（储能单元）、光储充算一体化等高端储能产品的研发制造。 财联社记者注意到，面对新型储能这一构建新型电力系统的关键环节，协鑫在今年加快产业链布局建设。7月1日，公司年产10万吨正极材料基地在四川仁寿正式投产。通过模块化复制扩建，未来3年，协鑫在四川、江苏、江西、贵州等地新建多个产业基地，将使储能材料年总产能一举跃升至300万吨。 协鑫集团董事长朱共山认为，光伏平价的下一站是锂电平价、储能平价、光储同寿。根据目标，2025年前后，新型储能的单位成本有望达到0.2元左右甚至更低，全力推动行业平价拐点加速到来。 此次投产张家港项目是协鑫“电力+储能+算力”三位一体战略重要组成部分。今年5月，协鑫能科宣布正式投建国内首个能源算力中心，并将在全球范围内建立15个能源算力中心。6月，公司与华为就能源AI算力达成战略合作协议。 业内分析认为，智能算力的大幅度提升将为能源电力大数据的高效获取、分析和应用提供强力支撑，释放能源数据价值。朱共山在日前表示，协鑫集团在碳化硅功率器件、发电侧/用户侧能源系统、虚拟电厂、智能微网、超级快充能源站等方面，以一系列硬核技术、创新模式为AI打底，探索和积累了大量的电力大数据、能源消费大模型、移动能源应用新场景。 据协鑫能科近日发布的2023年半年度报告，上半年公司实现营业收入56.27亿元，同比增加11.87%；归属于上市公司股东的净利润8.01亿元，同比增加106.88%。

随着全球对能源转型的共同认知，动力电池企业纷纷在原有的业务基础上，增加储能业务作为新的利润增长点，蜂巢能源早已敏锐地捕捉到这一发展趋势，展开积极布局。 蜂巢能源北方储能基地开工 8月23日，蜂巢能源与北盛集团合资成立的蜂盛能源科技（辽宁）有限公司，在辽宁朝阳举办储能电池模组PACK和系统集成项目开工仪式。 据悉，该项目总投资额超20亿元，将采用两阶段的建设模式。其中，首期项目的投资预计达到5亿元，计划的产能为2GWh，目标是在2024年第二季度实现投产。 而二期项目，在全产业链运营领域规划总投资额超16亿元，包括新建3GWh模组PACK产线、投建8万吨电池拆解、梯次利用产线、动力电池换电站等。 此次在辽宁的大动作，并非蜂巢能源在储能领域的首次尝试。 今年3月，蜂巢能源与龙净环保合资的5GWh储能电池模组PACK和系统集成迎来开工；5月初，湖州基地就宣布成功量产首批储能电芯产品。而位于成都基地的325Ah电力储能专用电芯产线，也已进入冲刺阶段，预计将在年内正式投产。 综观蜂巢能源近期的动作，我们不难看出其对于储能市场的长远规划和野心。为满足未来市场的巨大需求，蜂巢能源不仅在产能上大力拓展，更在产品技术层面持续创新，以塑造出独特的核心竞争力。 储能将成为蜂巢能源“第二增长极” 事实上，在去年底的第三届电池日上，蜂巢能源就已揭示了其在储能方面的明确计划，不仅视储能为公司未来的发展的“第二增长极”，而且确定了具体的市场策略，剑指电力、工商业和家庭储能三大应用市场。 同时，蜂巢能源也确立了一个明确的目标：到2025年，希望在全球电化学储能市场占有10%的市场份额，并进入全球储能电池供应排名的前五位。 为加速实现这一愿景，蜂巢能源成立子公司蜂巢智储，其前身是蜂巢能源储能事业部，经过多轮整合与重组，如今已经成为负责公司整个储能业务的核心部门。 自蜂巢智储的成立以来，蜂巢能源在储能领域表现强劲，成功获得了超过100GWh的储能项目合同，并为各省市和众多企业提供了储能解决方案。同时，蜂巢智储还在广东、江苏、河北、甘肃、浙江、新疆等地成功地交付并实施了大型储能项目。 近期有消息传出，蜂巢能源在欧洲的储能业务正在迅速扩展，今年在欧洲慕尼黑展上首发全球超薄家庭储能系统和超薄户储逆变器，并与多家企业建立合作关系，覆盖工商业储能、便携电源和牵引动力等领域，总订单量已经突破20GWh。 值得一提的是，在产品技术路径上，蜂巢能源的路线也与众不同。当大多数主流电池企业仍在选择7113规格的方形卷绕电池时，蜂巢能源提出了“全域短刀化”的储能电池产品战略。这意味着蜂巢能源主要聚焦于方形叠片工艺的短刀电池。 产品方面，5月份，蜂巢能源推出三款短刀电芯：L500型325Ah电力储能电芯、L600型124Ah工商业储能电芯以及L600型168Ah家庭储能电芯。 这些L型短刀电芯的特点在于采用先进的飞叠技术，不仅大幅提升了生产效率，降低了制造成本，还优化了电芯的热性能，确保在持续使用过程中，电芯始终保持适宜的温度环境，从而延长其使用寿命。 小结 自2018年从长城汽车剥离独立以来，蜂巢能源始终专注于动力电池研发生产和销售，凭借无钴电池、龙鳞甲电池、叠片工艺等产品和技术，快速崭露头角。面对高速增长的储能赛道，蜂巢能源利用在动力电池领域积累的丰富经验，开辟储新领域。 在储能市场上，蜂巢能源布局了成都、湖州、朝阳等生产基地，为其发展打下了坚实的基础；同时，蜂巢能源敢于创新，选择了“短刀”策略。这一独特的视角，使其在众多竞争对手中脱颖而出，未来，蜂巢能源在储能领域的市场份额有望进一步扩大。

随着全球对能源转型的共同认知，动力电池企业纷纷在原有的业务基础上，增加储能业务作为新的利润增长点，蜂巢能源早已敏锐地捕捉到这一发展趋势，展开积极布局。 蜂巢能源北方储能基地开工 8月23日，蜂巢能源与北盛集团合资成立的蜂盛能源科技（辽宁）有限公司，在辽宁朝阳举办储能电池模组PACK和系统集成项目开工仪式。 据悉，该项目总投资额超20亿元，将采用两阶段的建设模式。其中，首期项目的投资预计达到5亿元，计划的产能为2GWh，目标是在2024年第二季度实现投产。 而二期项目，在全产业链运营领域规划总投资额超16亿元，包括新建3GWh模组PACK产线、投建8万吨电池拆解、梯次利用产线、动力电池换电站等。 此次在辽宁的大动作，并非蜂巢能源在储能领域的首次尝试。 今年3月，蜂巢能源与龙净环保合资的5GWh储能电池模组PACK和系统集成迎来开工；5月初，湖州基地就宣布成功量产首批储能电芯产品。而位于成都基地的325Ah电力储能专用电芯产线，也已进入冲刺阶段，预计将在年内正式投产。 综观蜂巢能源近期的动作，我们不难看出其对于储能市场的长远规划和野心。为满足未来市场的巨大需求，蜂巢能源不仅在产能上大力拓展，更在产品技术层面持续创新，以塑造出独特的核心竞争力。 储能将成为蜂巢能源“第二增长极” 事实上，在去年底的第三届电池日上，蜂巢能源就已揭示了其在储能方面的明确计划，不仅视储能为公司未来的发展的“第二增长极”，而且确定了具体的市场策略，剑指电力、工商业和家庭储能三大应用市场。 同时，蜂巢能源也确立了一个明确的目标：到2025年，希望在全球电化学储能市场占有10%的市场份额，并进入全球储能电池供应排名的前五位。 为加速实现这一愿景，蜂巢能源成立子公司蜂巢智储，其前身是蜂巢能源储能事业部，经过多轮整合与重组，如今已经成为负责公司整个储能业务的核心部门。 自蜂巢智储的成立以来，蜂巢能源在储能领域表现强劲，成功获得了超过100GWh的储能项目合同，并为各省市和众多企业提供了储能解决方案。同时，蜂巢智储还在广东、江苏、河北、甘肃、浙江、新疆等地成功地交付并实施了大型储能项目。 近期有消息传出，蜂巢能源在欧洲的储能业务正在迅速扩展，今年在欧洲慕尼黑展上首发全球超薄家庭储能系统和超薄户储逆变器，并与多家企业建立合作关系，覆盖工商业储能、便携电源和牵引动力等领域，总订单量已经突破20GWh。 值得一提的是，在产品技术路径上，蜂巢能源的路线也与众不同。当大多数主流电池企业仍在选择7113规格的方形卷绕电池时，蜂巢能源提出了“全域短刀化”的储能电池产品战略。这意味着蜂巢能源主要聚焦于方形叠片工艺的短刀电池。 产品方面，5月份，蜂巢能源推出三款短刀电芯：L500型325Ah电力储能电芯、L600型124Ah工商业储能电芯以及L600型168Ah家庭储能电芯。 这些L型短刀电芯的特点在于采用先进的飞叠技术，不仅大幅提升了生产效率，降低了制造成本，还优化了电芯的热性能，确保在持续使用过程中，电芯始终保持适宜的温度环境，从而延长其使用寿命。 小结 自2018年从长城汽车剥离独立以来，蜂巢能源始终专注于动力电池研发生产和销售，凭借无钴电池、龙鳞甲电池、叠片工艺等产品和技术，快速崭露头角。面对高速增长的储能赛道，蜂巢能源利用在动力电池领域积累的丰富经验，开辟储新领域。 在储能市场上，蜂巢能源布局了成都、湖州、朝阳等生产基地，为其发展打下了坚实的基础；同时，蜂巢能源敢于创新，选择了“短刀”策略。这一独特的视角，使其在众多竞争对手中脱颖而出，未来，蜂巢能源在储能领域的市场份额有望进一步扩大。

中国储能网讯：8月24日，广州智光电气股份有限公司（以下简称“智光电气”）与宁德时代新能源科技股份有限公司（以下简称“宁德时代”）于智光综合能源产业园举行战略合作签约仪式。 智光电气常务副总裁姜新宇、智光电气控股子公司广州智光储能科技有限公司（以下简称“智光储能”）总经理张锐、常务副总经理付金建等领导和公司有关业务负责人；宁德时代市场体系联席总裁谭立斌、宁德时代储能事业部领导欧阳成新、马彦峰、翟磊等共同出席会议，就合作推动产业转型升级展开交流、对接，并正式签署战略合作协议。 座谈交流 在座谈交流环节，姜新宇对谭立斌领导一行的莅临表示了热烈的欢迎，并从级联储能技术的优势及特点出发，详细介绍了智光电气的主营业务内容及产业特点。他表示，智光储能作为级联型高压大容量储能技术的倡导者和引领者，始终坚定践行无电芯及电池簇并联的大容量储能技术开发，致力于储能系统安全性、电芯运行一致性与系统效率提升的核心技术研发。目前，智光储能研制的35kV级联型高压直挂储能系统单机容量已达25MW/50MWh，为新型电力系统构建提供了管理简捷、更友好支撑电网、更安全与经济的储能系统。 谭立斌首先感谢了姜新宇等领导的热情接待，并对智光电气的发展模式、方向及目前所拥有的创新成果表示赞许。他表示，宁德时代作为新能源创新科技公司，在技术、人才等领域都可与智光电气进行更深层次的交流学习。宁德时代通过长时间的积累，在产品、资源等方面的储备可助力智光电气产生协同效应，期待宁德时代能与智光电气不断扩大合作的范围及深度，积极探讨落地，在国家双碳战略目标的产业背景下，双方充分利用各自的资源优势、人才优势、技术创新能力，快速打通产业链的合作资源，深化合作，共赢发展。 签约仪式 签约仪式上，智光储能总经理张锐和宁德时代储能事业部副总裁欧阳成新代表双方签订了《战略合作协议》，智光电气与宁德时代的双方领导共同见证签约。 会后，智光电气董事长兼总裁李永喜先生亲切会见了谭立斌一行。李董表示，智光电气与宁德时代作为各自行业内的领军企业，更应充分发挥各自优势，打造协同发展优势，为实现国家双碳战略与加快建设新型电力系统的目标贡献更大力量。

中国储能网讯：以新能源为主体的新型电力系统承载着能源转型的历史使命，是清洁低碳、安全高效能源体系的重要组成部分，是以新能源为供给主体、以确保能源电力安全为基本前提、以满足经济社会发展电力需求为首要目标，以智能电网为枢纽平台，以源网荷储互动与多能互补为支撑，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动基本特征的电力系统。 资料表明，欧美发达国家大多在1970~2013年期间已经实现了碳达峰。从其普遍承诺2050年左右实现碳中和的目标来看，由碳达峰到碳中和的过渡期普遍需要大约50到70年的时间。即便在这一时间目标下，在发展高比例新能源的过程中，一些国家也不同程度地面临“安全、经济、清洁”这一“不可能三角”间的矛盾。相比之下，我国碳达峰碳中和的速度更快、力度更大、任务更艰巨。因此，在构建新型电力系统的过程中，需要保持战略定力和稳健节奏，在源网荷侧、市场机制改革、重点技术攻坚等多个层面进行科学设计与决策。 三个“方面”如何发展 在电源侧，全面推进能源结构转型，实现电力供给清洁化。 从近期来看，中国首先要在“十四五”时期力争实现风光每年1.1亿千瓦以上的新增装机，以确保风光发电量实现在2025年占比达16.5%左右的目标。其次要严控煤电新装机规模，同时推进存量煤电灵活性改造。在新型电力系统中，煤电的定位将转变为提供安全保障与调峰能力的灵活性电源主体。 在负荷侧，大力推动电能替代和消费侧资源利用，促进能源消费脱碳。 首先，为了充分发挥电能替代的减排作用，应加快提升工业、建筑、交通等高能耗领域终端用能的电气化水平，将中国整体电气化水平从2022年的27%提升至2060年的70%以上。 其次要大力发展分布式能源，并进一步实现消费侧资源的整合利用。积极探索尝试居民区太阳能供电、园区热电联产等新型供能方式，提高终端用能供给的多样性和自主性，尽可能提高地区能源自给能力，避免不必要的输电通道投资和输电损耗。持续推进各类用电终端的智能化、储能化改造，使其从能源消费者转变为能源产销者。将分布式风电与光伏、储能设施、微电网、电动汽车和可控负荷等各类资源进行有效整合和系统管理，作为灵活性电源统一调用，帮助平抑电网峰谷差。 在电网侧，推进特高压主干网和微电网的建设，满足系统内电能多向流动需求。 第一，构建特大型互联电网，推进特高压骨干网架建设，保障跨区输电的高效安全运行。利用大电网充分发挥新能源风光互补、跨区互济的支援能力，切实提高新能源发电的置信系数，平抑供给波动，提升系统安全水平。 第二，大力建设和改造微电网和配电网。这是整合利用各类分布式能源和需求侧资源的必要基础，也是提高系统供电可靠性、优化供应方式、提升供给效率的必然选择。 两个“市场”如何改革 构建以新能源为主体的新型电力系统需要电力市场、碳市场、电价机制等多种政策与市场工具的保障。 第一，应尽快建立全国统一电力市场，通过绿证和可再生能源消纳责任权重机制不断提高新能源参与市场化交易的比重，并利用统一的市场出清价格保障新能源能够获得合理收益。 第二，利用辅助服务市场有效保障源网荷储各个环节的灵活性资源在提供调峰、调频、备用、爬坡等服务时获得合理的回报，促使其承担保障高比例新能源接入下电网系统安全稳定运行的主力作用。 第三，建立和完善高比例新能源消纳下合理的成本分摊机制。新能源由于其出力的波动性、随机性和间歇性，短期内将推高电力系统的消纳成本。因此，监管部门应不断完善价格机制，推动新能源消纳成本在发电侧、电网侧和用户侧的合理分摊。尤其在用户侧，应建立完善阶梯电价、分时电价等差异化电价政策，引导用户科学用电，提高能源利用效率。 第四，逐步扩大全国碳市场的行业覆盖范围，丰富交易主体、交易品种和交易方式。引入投资机构和个人入市交易，形成多层次市场结构。推出碳期货、碳债券等碳金融衍生品，提升市场活跃度。 第五，不断调整优化碳市场的顶层设计，完善综合监管和司法保障机制。根据“双碳”目标进程，动态调整碳排放总量管控要求，有序规划碳配额拍卖、碳交易税费等辅助制度。加快出台《碳排放权交易管理条例》等规范性文件，明确各类参与主体的职权与责任，完善违规处罚机制，构建监管及保障体系。 第六，关注国际合作形势，力争全球碳市场主导地位。在欧盟加快启动碳关税的背景下，我国有关部门应提前布局国际化碳定价中心的建设，考虑我国碳市场与全球碳市场的接轨机制，力争在将来全球范围内碳市场交易中占据主动。 关键领域如何突破 近年来，新型储能技术、氢能技术、数字电网技术等成为了研发的热点。这就要求我国应在关键领域完善技术产业创新体系，围绕部署专项攻关计划，科学规划技术发展路线与产业布局，力争在核心科技上取得突破。 新型储能技术方面，截至2022年，中国已投运储能项目累计装机达5940万千瓦，但其中绝大部分为抽水储能，累计装机达4610万千瓦。电化学储能等新型储能累计装机为1270万千瓦，占比约21%。 对于下一步工作，一要尽快制定与健全新型储能项目的技术标准、监管体系、市场机制，明确其独立的市场主体地位，同时在土地、并网等政策方面提供便利，推动“新能源+储能”的平价上网。 二要加大科技创新力度，促进钠锂电池、氢氨储能、热冷储能等技术的成熟化、商业化，同时持续研发新型电解液添加剂、超导材料、超级电容等新一代储能技术，助力降低新型储能项目的建设运维成本。 三要因地制宜，大力推动新型储能规模化发展。在新能源富集地区建立新能源电站时，配套部署电源侧储能；在负荷密集地区围绕工业、通信、金融、互联网行业等高电力需求用户，针对不同行业的电力系统运行要求，配置个性化用户侧储能，提升用户综合用能效率；在农村地区，配合光伏整县推进政策的落实，打造光伏发电、储能蓄电、直流供电、柔性用电的低碳能源利用系统。 氢能技术方面，我国目前的氢气产量约为3300万吨/年，是世界第一大产氢国，但由于低碳制氢成本高昂，关键材料和核心技术尚未取得突破，目前中国制氢仍以传统化石燃料和工业副产物为主（灰氢）。 下一步，首先要加强氢能“制储输用”四大环节关键技术的研发，尤其是制氢和氢能利用。在制氢环节，需要转向清洁低碳的高质量发展路径，逐步提高二氧化碳副产品捕获、利用和封存（CCUS）技术制氢（蓝氢）和利用可再生能源电解水制氢（绿氢）的比例，主要围绕可再生能源电解水制氢相关技术开展重点攻坚，包括新型电极技术、高级质子膜技术等。在氢能利用环节，除了继续作为制备原材料在合成氨等化工领域使用，还应以氢燃料电池为抓手，大力发展氢在交通领域的能源替代作用。 其次要加强氢能产业战略联盟建设。氢能产业涉及领域广泛，仅凭某一方之力难以推动整体产业的规模化发展。而成立产业联盟、构建政府与企业间的协调指导机制是国际上常见的合作模式。我国应效仿欧洲成立氢能领域跨学科、跨行业、跨部门的国家级产业联盟，并鼓励企事业单位、科研机构、民间团体等积极参与细分领域规划建设，以协作带动创新，提升产业竞争力。 数字电网技术方面，首先是基础设施与终端设备的统筹管控。按照企业级全局共享的原则，统筹计算算力、通信网络和安全防护的基础设施，在满足新型电力系统全环节海量数据实时汇聚和高效处理需求的条件下，尽力提升基础设施的利用率，降低建设运维成本；在全面提升终端设备和采集装置的数字化、智能化水平的过程中，充分利用已有传感设备，优化部署策略；同时，通过统一的物联网管理平台，对各类传感设备进行标准化接入、管理和应用。 其次是统筹数据管理。在统一汇聚控制系统和信息系统全环节数据的基础上，建设实时测量中心，通过数字系统的实时计算推演和分析拟合，实现实体电网的数字孪生化；建设能源大数据中心，接入内外部的能源数据，来支撑碳排放管理、绿电交易等业务开展；构建企业级全局共享的支撑平台，助力实现基于业务中台、数据中台、技术中台支撑的数字化应用快速灵活构建。

中国储能网讯：工业绿色微电网是指工业厂区或园区内主要电力供应来源为低碳电源的微电网，是发展工业绿色基础设施的重要内容，也是源网荷储一体化建设的重要组成部分。工业绿色微电网涉及诸多新兴产业，产业链长、渗透面广、带动性强，对于实现我国低能耗支撑高质量经济发展，助力绿色低碳转型具有非常重要的意义。 工业绿色微电网或成电力系统变革关键一环 “微电网既能并网又可独立运行，可实现可再生能源与负荷波动就地平衡控制，是分布式能源灵活高效利用模式的重大创新。微电网将作为大电网的重要支撑性环节，成为解决分布式能源并网问题的有效手段，也是新型电力系统一系列重大变革中的关键一环。”中国工程院院士、天津大学教授王成山指出。 工信部、国家发展改革委、生态环境部联合发布的《工业领域碳达峰实施方案》明确指出，“加快工业绿色微电网建设。增强源网荷储协调互动，引导企业、园区加快分布式光伏、分散式风电、多元储能、高效热泵、余热余压利用、智慧能源管控等一体化系统开发运行，推进多能高效互补利用，促进就近大规模高比例消纳可再生能源。加强能源系统优化和梯级利用，因地制宜推广园区集中供热、能源供应中枢等新业态。加快新型储能规模化应用。”这无疑为工业绿色微电网建设提速发展指明了前进的方向。 与此同时，工信部方面表示，将加强典型应用场景的示范带动，在全国范围内组织开展工业绿色微电网典型应用场景和案例的遴选。 在一系列政策的指引下，各地绿色低碳转型进一步加快。 记者了解到，2022年绿色低碳高质量发展先行区在山东落地实施。截至目前，山东累计有24家企业获评能效领跑者、17家企业获评水效领跑者，数量领跑全国；山东累计成功培育国家绿色工厂281家，数量居全国第二位，累计培育省绿色工厂202家，16个地级市全部开展市级绿色工厂培育工作。 “工业绿色微电网是工业互联网与能源供应体系的深度融合，是工业能源消费的新模式，可有效提高工业用能的绿色化、低碳化水平。”山东青岛市政府副秘书长陈万胜表示。 山东绿色制造氛围更加浓厚，与此同时，企业也加深了对工业绿色微电网建设的理解。 “微电网能够实现新能源发电的就地消纳、就地存储、就地平衡，随光而充、随风而充，实现新能源车充新能源电，实现主动式配电网的高效互动，是新型电力系统的新载体。”特锐德、特来电董事长于德翔认为，“2022年我国电动汽车发展到1000万辆时，就开启了充电网的‘电’时代。” 于德翔介绍，“充电网+微电网+储能网”构成一个新型的虚拟电厂，成为新型电力系统的新载体。充电网可以实现有序充电、微网光伏、移动储能、梯次储能、调峰调频、车网互动及碳交易。 此外，于德翔预计，到2025年，我国电动汽车发展到5000万辆的时候，充电网的“网”时代就开启了。电动汽车在充电的时候，可以构建成一个巨大的工业互联网，其中充电网连接的车、电池和人，形成了汽车、能源和个人的数据。类似二手车交易、保险、修车等第三方业务，都有可能在充电网上获得更加精准的数据。 车网互动将在微电网中发挥“电力海绵”作用 “微电网的形态对于车网互动是一个非常重要的应用场景。”中国电力企业联合会副秘书长刘永东表示。 车网互动（V2G）是指新能源汽车通过充换电设施与电网进行能源与信息互动，可将新能源汽车电池作为电网中的灵活性资源，通过资源聚合，既作为可控负荷，同时又作为分布式储能，发挥“电力海绵”作用。 刘永东认为，车网互动的核心有两点。首先，能量的互动要建立在可控基础上。其次，实现能量的互动，必然要有信息的互动。 业内认为，随着新能源汽车的大规模发展，电网用户侧将存在海量分布式储能资源。 据中国电动汽车百人会预测，2030年我国电动汽车保有量将达到8000万辆。若平均配置60千瓦时电池，8000万辆电动汽车的等效储能容量将达到48亿千瓦时，2030年全国日均上网电量约240亿千瓦时。 “电动汽车平均每天只有约4%的时间用于行驶，停靠时间约占96%，其中10%用于充电即可满足其行驶需求。”刘永东认为，大部分电动汽车的电池资源可以参与电力需求响应，核心就在于车辆大部分时间是停止的，而不是行驶的。同时，车主在购车时已覆盖电池成本。此时资源如何能够发挥作用和价值？如何利用经济效益或者商业模式来推动？就变成一个可行的空间。 现阶段，在新能源汽车与新型电力系统的融合发展中，车网互动将经历无序充电、有序充电、有序充放电和车网一体的过程。随着电动汽车和充电设施的大规模建设与发展，电动汽车充放电双向互动技术（V2X）将发挥越来越大的作用，其规模效益也将越来越明显。 “车网互动对电力系统的要求非常高，需要车、桩、网、调各方面配合。想要让各方市场主体参与进来，消除他们的顾虑，需要做很多的工作，但潜力巨大。”国家发展改革委能源研究所主任赵勇强表示。 记者了解到，V2X技术将充分发挥移动储能的作用，相比电化学集中储能站，其边际成本更低。随着电池技术的进步和成本的降低，放电对电池寿命造成的影响也将逐步降低。此外，V2X技术中的V2G技术正处于逐步进阶的过程。当前，业内普遍认为，有序充电、工业绿色微电网已经基本具备条件可以推广使用。 “当前有序充电和工业微电网是具备条件可以广泛推广的，有序充电是在容量不够的情况下更多地为电动汽车进行充电服务。工业绿色微电网可以解决充电和放电问题，特别是放电的功能可以在微电网得到推广。”刘永东表示。 目前，V2X技术涉及电动汽车、电池、充电设施、电网及其他能源等众多领域。实现能源和信息的双向互动，尚需标准化作为技术支撑。此外，现阶段V2X技术仍缺乏顶层设计，技术、标准、政策、商业模式有待完善。 “发展过程中，需要标准化进行支撑，还需要顶层设计，包括政策和商业模式，核心是让车主在参与过程中有获得感，运营商有收益。这时，车网互动产业链条才能建立起来。”刘永东呼吁。