根据麻省理工学院（MIT）的一项新研究，人类历史上最为常见的两种材料，水泥和炭黑（类似于非常精细的木炭），可能成为一种新型低成本储能系统的基础原料。 MIT研究人员发现，这两种材料可以与水结合，制成超级电容器（电池的替代品），从而可以储存电能。据称，这项技术可以使能源网络在可再生能源供应波动的情况下保持稳定，从而促进太阳能、风能和潮汐能等可再生能源的使用。 例如，研究人员说，他们的超级电容器最终可以被整合到房屋的混凝土基础中，在那里它可以储存一整天的能量，而基础的成本很少（或根本没有），并且仍然提供房屋所需的结构强度。研究人员还设想建设一条混凝土道路，可以为行驶在这条道路上的电动汽车提供非接触式充电。 最新研究成果已于近期发表在了《美国国家科学院院刊》（PNAS）上。 电容器原则上是非常简单的装置，由浸没在电解液中的两个导电板组成，并由膜隔开。当对电容器施加电压时，来自电解质的带正电的离子积聚在带负电的极板上，而带正电的极板则积聚带负电的离子。 由于板之间的膜阻止了带电离子的迁移，这种电荷的分离在板之间产生了电场，电容器就带电了。这两个板可以维持这对电荷很长一段时间，然后在需要时非常迅速地提供它们。超级电容器就是能够储存超大容量电荷的电容器。 电容器能储存的电量取决于其导电板的总表面积。该团队开发的新型超级电容器的关键在于一种生产水泥基材料的方法，这种材料具有极高的内表面积，这是由于其体积内密集、相互连接的导电材料网络。 具体而言，研究人员将具有高导电性的炭黑与水泥粉和水一起放入混凝土混合物中，并让其固化，从而实现了这一目标。当水与水泥发生反应时，水在结构中自然形成一个分支网络，碳迁移到这些空间中，在硬化的水泥中形成线状结构。 这些结构具有类似分叉的结构，较大的分支会生出较小的分支，而这些分支会生出更小的分支，以此类推，最终在相对较小的体积范围内形成一个非常大的表面积。 然后将这种材料浸泡在标准的电解质材料中，比如氯化钾（一种盐），它提供了积聚在碳结构上的带电粒子。研究人员发现，由这种材料制成的两个电极，由一个薄空间或绝缘层隔开，形成一个非常强大的超级电容器。 研究人员指出，水泥和炭黑是两种至少有两千年历史的材料，“当你以一种特定的方式组合它们时，你就会得到一种导电的纳米复合材料，这就是事情变得真正有趣的时候”。而且，所需的碳量非常小，只占混合物体积的3%，就能形成一个渗透的碳网络。 研究人员说，由这种材料制成的超级电容器在帮助世界向可再生能源过渡方面具有巨大的潜力。无排放能源的主要来源，如风能、太阳能和潮汐能，都是在可变的时间产生它们的输出，而这些时间往往与电力使用的高峰不一致，因此储存电力的方法是必不可少的。 “对大型储能系统的需求非常大，而现有的电池过于昂贵，而且主要依赖于锂等材料，而锂的供应有限，因此迫切需要更便宜的替代品。这就是我们的技术非常有前途的地方，因为水泥无处不在。”他们说。 研究小组计算出，一块45立方米大小的纳米碳黑掺杂混凝土（相当于一个直径约3.5米的立方体），将有足够的容量存储大约10千瓦时的能量，这被认为是一个家庭的平均每日用电量。由于混凝土可以保持其强度，用这种材料做地基的房子可以储存太阳能电池板或风车产生的一天的能量，并在需要的时候使用。而且，超级电容器的充放电速度比电池快得多。 研究人员还说，这项技术的最初用途可能是在远离电网的孤立的家庭、建筑物或避难所，这些地方可能由连接在水泥超级电容器上的太阳能电池板供电。 他们说，该系统是非常可扩展的，因为能量存储容量是电极体积的直接函数。“你可以把1毫米厚的电极变成1米厚的电极，通过这样做，基本上你可以扩展能量存储容量，从点亮一个LED几秒钟，到为整个房子供电”。

中国储能网讯：由最初的鼓励引导到成为新能源发电并网前置条件，再到目前部分地区出台惩罚性措施，近年来，新能源配储政策要求愈发严格。但在实践中，储能利用率不高、低质量储能设施泛滥、新能源企业成本难以消化等问题逐渐凸显。对此，应充分认识影响电力系统运行安全的各种因素，深刻理解电力辅助服务特性，明确灵活调节资源种类，及时调整完善新能源强制配储政策，建立健全成本补偿机制，激发各类灵活调节资源参与系统调节的积极性，筑牢新型电力系统安全稳定运行基石。 新能源强制配储政策负面作用日渐凸显 首先，新能源强制配置储能利用率较低，“建而不用”问题较为突出。目前，已有28个省（区、市）将配置储能作为新能源发电并网的前置条件，但对储能技术如何与新能源发电协调优化运行重视不足，叠加商业运营模式、功能定位不明确等因素影响，导致新能源配储利用水平普遍较低。相关行业协会的调研显示，新能源配置电化学储能等效利用系数仅为6.1%，远低于12.2%的各应用场景下电化学储能平均等效利用系数。新能源电站纷纷配建储能却建而不用，无疑是一种全社会的投资浪费。 其次，新能源强制配置储能质量参差不齐，“劣币驱逐良币”现象不断加剧。当前，各地新能源配储政策大都仅规定了配置比例、调节时长等基本要求，未出台配套的具体使用和考核标准，特别是储能参与电力调度的方式、调用频次、补偿机制等尚无明确规定，导致储能系统实际使用效果和收益难以保证。叠加储能设施建设运营成本较高等因素影响，部分企业往往选择质量较差、投资成本较低的储能产品。“劣币驱逐良币”加剧，储能电站安全隐患势必增加，应引起高度重视。 再次，新能源强制配置储能成本较高，企业普遍苦不堪言。目前，新能源强制配储往往以电化学储能等新型储能为主，其建设运营成本较高且全部由新能源发电企业承担，在成本补偿机制缺失的情况下，较高的配储比例无疑会加重企业负担。据部分企业反映，如果1座100兆瓦光伏电站配置10%—25%、2—4小时储能项目，初始投资成本将增加7.5%—32.5%。叠加新能源发电企业分摊大量辅助服务市场费用、新能源电价补贴取消、锂材料涨价引发储能建设成本上涨等因素影响，新能源发电企业经营压力进一步加大。 新型电力系统安全稳定运行不能单纯依赖新能源强制配储 影响新型电力系统安全稳定运行的因素纷繁复杂，不能简单地把所有责任都归咎于新能源。构建新型电力系统，是加强生态文明建设、保障国家能源安全、实现可持续发展的重要支撑，是全社会为实现“双碳”目标做出的共同选择。在加快构建新型电力系统过程中，如何应对电力系统运行风险已成为必需直面的现实问题。虽然新能源天然具有的间歇性、随机性、波动性特点对电力系统稳定运行造成较大影响，但也要看到，近年来气候变化导致自然灾害明显增加、经济社会发展用电量大幅增长导致电力负荷峰谷差持续拉大、全社会数字化信息化水平提升对用电质量要求不断提高，以及电力系统固有的技术问题等，都给新型电力系统安全稳定运行带来严峻挑战。 保障电力系统安全稳定运行需要系统统一调节，不能仅仅依靠新能源电源侧配置储能自行调节。保障电力系统安全稳定运行是一项系统性工作，只有通过电力调度机构统一组织协调各类灵活调节资源，才能保证安全调节的及时性、有效性和准确性。仅靠强化电源侧自我调节无法保证电网的安全性，也无法推动系统安全调节更加经济高效。 充分调动各类灵活调节资源的积极性，才能筑牢新型电力系统安全稳定运行的基石。灵活调节资源种类多样，储能仅是其中一种。参与电力辅助服务的灵活调节资源不仅包括储能，还包括灵活性煤电、水电、气电以及传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充换电设施等可调节负荷以及负荷聚合商、虚拟电厂等。灵活调节资源参与系统安全调节（即电力辅助服务）的应用场景也不只限于发电侧，还有其在电网侧、用户侧的应用。 新能源健康可持续发展需要更好的政策环境 新能源配储政策应以新能源企业履行基本辅助服务义务为准则，制定科学合理的新能源发电并网运行技术标准。新能源发电达到一次调频、基本调峰、基本无功调节等基本辅助服务要求是其应尽义务。因此，对于新建风能、太阳能等新能源电站，应以新能源发电履行基本辅助服务义务为准则制定其并网发电的具体技术标准和相关要求。新能源企业自主选择自建或租赁能够满足这些并网技术标准和要求的不同技术种类和规模的储能也是可行方案。 同时，明确新能源配置储能的成本补偿机制，减轻新能源企业负担，将有利于行业发展。服务于新能源发电侧的储能，在未被电力调度机构调用参与系统安全调节时，主要以提升发电电源涉网性能、增加发电量为主，其建设运营维护成本或租赁成本应通过上网电价得到补偿。当新能源配置储能被电力调度机构调用参与电力辅助服务时，由于电力辅助服务具有消费非竞争性、供给非排他性、使用效用不可分割性的公共品经济学属性，其成本应由全体电力用户共同负担。也就是说，电力辅助服务费由电力用户按用电量公平负担，这样更加合理高效。

国家发展改革委等部门发布关于实施促进民营经济发展近期若干举措的通知，其中提出，在国家重大工程和补短板项目中，选取具有一定收益水平、条件相对成熟的项目，形成鼓励民间资本参与的重大项目清单。通过举办重大项目推介会、在全国投资项目在线审批监管平台上开辟专栏等方式，向民营企业集中发布项目信息，积极引导项目落地实施。各地区对照上述举措，形成鼓励民间资本参与的项目清单并加强推介。 扩大基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）发行规模，推动符合条件的民间投资项目发行基础设施REITs，进一步扩大民间投资。支持民营企业参与重大科技攻关，牵头承担工业软件、云计算、人工智能、工业互联网、基因和细胞医疗、新型储能等领域的攻关任务。 原文如下： 国家发展改革委等部门关于 实施促进 民营经济发展近期若干举措的通知 发改体改〔2023〕1054号 司法部、人力资源社会保障部、自然资源部、生态环境部、住房城乡建设部、交通运输部、水利部、商务部、应急管理部、审计署、国务院国资委、中国证监会、国家知识产权局、国家能源局、全国工商联： 为深入贯彻党中央、国务院关于促进民营经济发展壮大的决策部署，全面落实《中共中央、国务院关于促进民营经济发展壮大的意见》，推动破解民营经济发展中面临的突出问题，激发民营经济发展活力，提振民营经济发展信心，现提出以下措施。 一、促进公平准入 1. 在国家重大工程和补短板项目中，选取具有一定收益水平、条件相对成熟的项目，形成鼓励民间资本参与的重大项目清单。通过举办重大项目推介会、在全国投资项目在线审批监管平台上开辟专栏等方式，向民营企业集中发布项目信息，积极引导项目落地实施。各地区对照上述举措，形成鼓励民间资本参与的项目清单并加强推介。 （责任单位：国家发展改革委、工业和信息化部、全国工商联） 2. 扩大基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）发行规模，推动符合条件的民间投资项目发行基础设施REITs，进一步扩大民间投资。 （责任单位：国家发展改革委、中国证监会） 3. 支持民营企业参与重大科技攻关，牵头承担工业软件、云计算、人工智能、工业互联网、基因和细胞医疗、新型储能等领域的攻关任务。 （责任单位：科技部、国家发展改革委、工业和信息化部） 4. 提升民营企业在产业链供应链关键环节的供应能力，在全国县域范围内培育一批中小企业特色产业集群。 （责任单位：工业和信息化部） 5. 推动平台经济健康发展，持续推出平台企业“绿灯”投资案例。 （责任单位：国家发展改革委、工业和信息化部、商务部、市场监管总局、中国人民银行） 6. 支持专精特新“小巨人”企业、高新技术企业在当地的国家级知识产权保护中心进行备案，开展快速预审、快速确权、快速维权。 （责任单位：国家知识产权局、工业和信息化部、科技部） 7. 开展民营企业质量管理体系认证升级行动，提升民营企业质量技术创新能力。支持民营企业牵头设立国际性产业与标准组织。持续开展“计量服务中小企业行”活动，支持民营企业参与产业计量测试中心建设，提升民营企业先进测量能力。 （责任单位：市场监管总局、工业和信息化部、民政部） 8. 按照《助力中小微企业稳增长调结构强能力若干措施》（工信部企业函〔2023〕4号）要求，延长政府采购工程面向中小企业的预留份额提高至40%以上的政策期限至2023年底。加快合同款支付进度、运用信用担保，为中小企业参与采购活动提供便利。 （责任单位：财政部、工业和信息化部） 9. 开展工程建设招标投标突出问题专项治理，分类采取行政处罚、督促整改、通报案例等措施，集中解决一批民营企业反映比较强烈的地方保护、所有制歧视等问题。支持各地区探索电子营业执照在招投标平台登录、签名、在线签订合同等业务中的应用。 （责任单位：国家发展改革委、市场监管总局、住房城乡建设部、交通运输部、水利部、国务院国资委） 10. 修订出台新版市场准入负面清单，推动各类经营主体依法平等进入清单之外的行业、领域、业务。 （责任单位：国家发展改革委、商务部、市场监管总局） 二、强化要素支持 11. 在当年10月企业所得税预缴申报期和次年1—5月汇算清缴期两个时点基础上，增加当年7月预缴申报期作为可享受政策的时点，符合条件的行业企业可按规定申报享受研发费用加计扣除政策。 （责任单位：税务总局、财政部） 12. 持续确保出口企业正常出口退税平均办理时间在6个工作日内，将办理一类、二类出口企业正常出口退（免）税的平均时间压缩在3个工作日内政策延续实施至2024年底。更新发布国别（地区）投资税收指南，帮助民营企业更好防范跨境投资税收风险。 （责任单位：税务总局） 13. 延长普惠小微贷款支持工具期限至2024年底，持续加大普惠金融支持力度。引导商业银行接入“信易贷”、地方征信平台等融资信用服务平台，强化跨部门信用信息联通。扩大民营企业信用贷款规模。有效落实金融企业呆账核销管理制度。 （责任单位：中国人民银行、国家发展改革委、金融监管总局） 14. 将民营企业债券央地合作增信新模式扩大至全部符合发行条件的各类民营企业，尽快形成更多示范案例。 （责任单位：中国证监会、国家发展改革委、财政部） 15. 适应民营中小微企业用地需求，探索实行产业链供地，对产业链关联项目涉及的多宗土地实行整体供应。 （责任单位：自然资源部、工业和信息化部） 16. 除法律法规和相关政策规定外，在城镇规划建设用地范围内，供水供气供电企业的投资界面免费延伸至企业建筑区划红线。 （责任单位：住房城乡建设部） 17. 赋予民营企业职称评审权，允许技术实力较强的规模以上民营企业单独或联合组建职称评审委员会，开展自主评审。 （责任单位：人力资源社会保障部） 三、加强法治保障 18. 清理废除有违平等保护各类所有制经济原则的规章、规范性文件，加强对民营经济发展的保护和支持。 （责任单位：司法部） 19. 根据《中华人民共和国行政处罚法》第三十三条，在城市管理、生态环保、市场监管等重点领域分别明确不予处罚具体情形。出台《关于进一步规范监督行政罚款设定和实施的指导意见》。开展行政法规和部门规章中罚款事项专项清理，清理结果对社会公布。 （责任单位：司法部、生态环境部、市场监管总局、应急管理部） 四、优化涉企服务 20. 全面构建亲清政商关系，支持各地区探索以不同方式服务民营企业，充分利用全国一体化政务服务平台等数字化手段提升惠企政策和服务效能，多措并举帮助民营企业解决问题困难。 （责任单位：全国工商联、国家发展改革委） 21. 建立涉企行政许可相关中介服务事项清单管理制度，未纳入清单的事项，一律不再作为行政审批的受理条件，今后确需新设的，依照法定程序设定并纳入清单管理。将中介服务事项纳入各级一体化政务服务平台，实现机构选择、费用支付、报告上传、服务评价等全流程线上办理，公开接受社会监督。 （责任单位：工业和信息化部、市场监管总局、国家发展改革委） 22. 加大对拖欠民营企业账款的清理力度，重点清理机关、事业单位、国有企业拖欠中小微企业账款。审计部门接受民营企业反映的欠款线索，加强审计监督。 （责任单位：工业和信息化部、国家发展改革委、财政部、审计署、国务院国资委、市场监管总局） 23. 全面落实简易注销、普通注销制度，完善企业注销“一网服务”平台。完善歇业制度配套政策措施。 （责任单位：市场监管总局、人力资源社会保障部、税务总局） 24. 除依法需要保密外，涉企政策制定和修订应充分听取企业家意见建议。涉企政策调整应设置合理过渡期。 （责任单位：国家发展改革委） 五、营造良好氛围 25. 分级畅通涉企投诉渠道，在国务院“互联网+督查”平台开设涉企问题征集专题公告，在国家政务服务平台投诉建议系统上开设涉企问题征集专栏，各地区结合自身实际，将涉企投诉事项纳入“12345”热线等政务服务平台，建立转办整改跟踪机制。持续开展万家民营企业评营商环境工作。 （责任单位：国务院办公厅、市场监管总局、国家发展改革委、全国工商联） 26. 开展“打假治敲”等专项行动，依法打击蓄意炒作、造谣抹黑民营企业和民营企业家的“网络黑嘴”和“黑色产业链”。 （责任单位：公安部、中国证监会、全国工商联） 27. 将各地区落实支持民营经济发展情况纳入国务院年度综合督查，对发现的问题予以督促整改，对好的经验做法予以宣传推广。设立中央预算内投资促进民间投资奖励支持专项，每年向一批民间投资增速快、占比高、活力强、措施实的市县提供奖励支持。 （责任单位：国务院办公厅、国家发展改革委） 28. 按照国家有关规定对在民营经济发展工作中作出突出贡献的集体和个人予以表彰奖励，弘扬企业家精神，发挥先进标杆的示范引领作用。 （责任单位：全国工商联、国家发展改革委、工业和信息化部） 国家发展改革委 工业和信息化部 财政部 科技部 中国人民银行 税 务 总 局 市场监管总局 金融监管总局 2023年7月28日 点击查看原文链接： 》 国家发展改革委等部门关于实施促进 民营经济发展近期若干举措的通知

中国储能网讯：7月31日，广东新能源汽车·新型储能产业大会在佛山市南海区樵山文化中心举行。大会以“储势而发 粤能天下”为主题，相关央企国企、龙头企业、隐形冠军、投资机构齐聚一堂，共商新型储能产业广阔前景，共享新型储能产业合作需求，共促新型储能行业跨越式发展。 会上，南海就日前发布《佛山市南海区促进新型储能产业发展扶持方案（试行）》进行宣讲，该方案设立1亿元南海区新型储能产业发展扶持专项资金，分别对电化学储能、机械储能、电磁储能、储氢等新型储能产业给予系列政策，招引电池管理系统、储能系统集成、储能站建设运营等等具体领域的产业项目，一次性最高可获得500万元的政策支持。 近年来，新型储能政策利好密集发布，各级政策对于新型储能产业的规划和支持力度逐年增强。据南海区发展和改革局党组副书记、副局长张家玉介绍，在国家层面，2021年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》；2022年3月，国家发展改革委印发出台《“十四五”新型储能发展实施方案》；2023年4月，中央政治局会议分析研究当前经济形势和经济工作，提出推进充电桩、储能等设施建设和配套电网改造。在省级层面，今年3月，广东省印发《广东省推动新型储能产业高质量发展的指导意见》，提出到2025年新型储能产业营收达6000亿元，年均增长50%以上；到2027年营收达1万亿元，装机规模达400万千瓦等一系列目标，并赋予佛山建设锂电隔膜生产制造基地和正极材料集聚区等多重战略定位。而在佛山，今年5月，佛山市委全面深化改革委员会召开会议，审议《佛山市推动新型储能产业加快发展若干措施（试行）》等政策文件，明确提出将新型储能产业打造成为佛山制造业当家的战略性支柱产业。 为贯彻国家及省、市相关文件精神，进一步推动新型储能产业集聚发展，会上，南海区就日前发布《佛山市南海区促进新型储能产业发展扶持方案（试行）》进行宣讲，该方案设立1亿元的南海区新型储能产业发展扶持专项资金，分别对电化学储能、机械储能、电磁储能、储氢等新型储能产业给予系列政策，招引元器件、工艺装备、电芯模组、电池管理系统、能量管理系统、变流器、储能系统集成、储能站建设运营及市场服务等具体领域的产业项目，一次性最高可获得500万元的政策支持。 “南海区这份方案特点是博采众长，覆盖面广。” 张家玉表示，该扶持方案参照了26个地市近40份扶持方案后拟出，包括对新型储能站、储能站投资运维企业、储能产业补链强链、新型储能产业园区、人才培养、企业融资、税收优惠、市强链、新型储能产业园区、人才培养、企业融资、税收优惠、市场开拓、政策支撑和储能安全等十个方面进行扶持。例如，对新型储能站的扶持，对自2023 年1月1日起在南海区内新注册成立的新型储能站建设企业或者已在南海区登记在册的企业利用现有场地改造，固定资产投资总额达500 万元及以上，每个投资方最高补贴150 万元。对新型储能站投资、运营、维护企业也有扶持。值得关注的是，该扶持政策支持新型储能产业龙头企业牵头组建创新联合体，入库的创新联合体可直接申报“揭榜挂帅”和重点领域科技攻关一般项目和重点项目，分别给予最高100万元和500万元的政策支持。 另外，南海规划于丹灶、西樵、九江三镇培育新型储能产业经济带，预留超过3000亩土地为储能产业发展备足空间。会上，还成立了南海储能产业联盟，联合产业链上下游企业及相关机构，在投资运营、生产制造、市场开拓等领域开展深度合作，赋能产业发展。

中国储能网讯：光储充一体化充电站作为新型储能产业和新能源汽车产业协同发展的有效结合点，现已成为储能系统在用户侧的经典应用。 在“光储充”的基础上，“光储充检”增加了电池检测服务。 随着电动汽车越来越多，光储充检一体化在城市充电站、高速公路服务区、工业园区等场景应用也会越来越多。 以储能应用技术为核心，赢科储能充分发挥其在电池研发、生产、检测端优势以及基于大数据云端协同管理技术和全生命周期在线管理平台的长期积累，能提供光储充检一体化解决方案，在提供“便民利民”服务的同时，以光储深融合的模式助力国家碳达峰、碳中和目标早日实现。 赢科储能光储充检一体化解决方案特点 光伏发电（优先）自发自用，余电上网 削峰填谷，获得收益 停电状态下应急备用 提升电能稳定性和质量 缓解变压器扩容难度与成本 EMS能量管理系统 iBMS全面审查电池异常，主动预警 赢科储能技术优势 01.储能专用电池 赢科储能是目前市场上为数不多的能自己生产制造锂电池的储能企业，拥有自己的核心研发团队，并具备12年电池电芯制造经验和案例累积，保持零安全事故记录。 电池以高安全性磷酸铁锂为主，产品分别采取软包叠片工艺及方形铝壳卷绕工艺，循环寿命最高可达12500周，能量密度大于行业平均水平。 02.基于大数据云端协同管理技术 电池云平台拥有全球累计电池运行数据超1000亿条，提供云端协同管理、主动安全管理和电池数据服务等强大功能。基于数据驱动的云端协同管理技术，提升电芯一致性50%，延长电芯使用寿命15%，提升储能系统综合利用效率。 智能电池管理系统累计提供云端协同控制2000万次以上、主动安全预警约5000例，有效提高了电池系统管理效率和状态估算精度，7*24h保障电池应用安全。 03.全生命周期在线管理平台（iBMS） 从“BMS”到“iBMS”， 赢科储能面向锂电池全生命周期，集合了“iBMS智能硬件+PaaS大数据+SaaS创新应用”三大平台，实现了电池系统的全生命周期在线管理。支持状态查询/性能评价/收益分析/残值预测等强大功能。 基于以上核心优势，赢科储能率先落地上海朱泾滨水公园首个光储充智能微网项目。 上海光储充智能微网项目 该项目采用高安全、长寿命、大容量磷酸铁锂电芯，每台逆变器配置1个 5KWh的电池箱模块，总储存电量30KWh，屋面光伏廊架配备18.7KWp光伏。总规划10个停车位及2个7KW新能源汽车充电桩。充电桩电源连接驿站，支持多种新能源电池的充电需求，可实现100%绿电，减少电费支出。并离网切换时间小于 10毫秒，保障用电安全及可靠性。目前，该项目作为公益设施为周边居民及公园游客提供服务，已于2023年6月正式投入使用。 目前，我国已成为全球最大的电动汽车市场。新能源发电和电动车快速发展为“光伏+储能+充电+检测”一体化发展提供了良好的机遇。储能的直接价值除消纳屋顶分布式光伏之外，还可以为充电桩实现增容扩容、削峰填谷，微网支持孤岛运行、并网服务，直接接入快充、超充、V2G。

7月31日，在国家能源局召开的2023年三季度新闻发布会上，国家能源局发展规划司副司长董万成表示，上半年，我国可再生能源继续保持良好发展势头，非化石能源装机达到13.8亿千瓦。新型储能装机规模持续快速增长，上半年新增装机规模相当于此前历年装机规模总和。国家能源局组织发布了《新型电力系统发展蓝皮书》，首次明确提出建设新型电力系统的总体架构和重点任务，加快构建新型电力系统。积极推动能源科技创新攻关和关键核心技术推广应用，发布新型储能试点示范工作规则，促进新型储能多元化、产业化、市场化发展。 上半年我国可再生能源新增装机1.09万千瓦 国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏介绍，上半年我国可再生能源装机规模实现新突破。上半年，全国可再生能源新增装机1.09万千瓦，同比增长98.3%，占新增装机的77%。其中，常规水电新增并网206万千瓦，抽水蓄能330万千瓦，风电新增并网2299万千瓦，光伏发电新增并网7842万千瓦，生物质发电新增并网176万千瓦。截至2023年上半年，全国可再生能源装机突破13亿千瓦，达到13.22亿千瓦，同比增长18.2%，历史性超过煤电，约占我国总装机的48.8%，其中，水电装机4.18亿千瓦，风电装机3.89亿千瓦，光伏发电装机4.7亿千瓦，生物质发电装机0.43亿千瓦。 同时，风电光伏发电量快速增长。上半年，全国可再生能源发电量达1.34万亿千瓦时，其中，风电光伏发电量达7291亿千瓦时，同比增长23.5%。 （一）水电建设和运行情况。 上半年，全国新增水电并网容量536万千瓦，其中常规水电206万千瓦，抽水蓄能330万千瓦。截至2023年6月底，全国水电累计装机容量达4.18亿千瓦，其中常规水电3.69亿千瓦，抽水蓄能0.49亿千瓦。上半年，全国水电发电量5166亿千瓦时，全国水电平均利用小时数为1239小时。 （二）风电建设和运行情况。 上半年，全国风电新增并网容量2299万千瓦，其中陆上风电2189万千瓦，海上风电110万千瓦。从新增装机分布看，“三北”地区占全国新增装机的70.6%。截至2023年6月底，全国风电累计装机达到3.89亿千瓦，同比增长13.7%，其中陆上风电3.58亿千瓦，海上风电3146万千瓦。2023年上半年，全国风电发电量4628亿千瓦时，同比增长20%。全国风电平均利用率96.7%，同比提升0.9个百分点。 （三）光伏发电建设和运行情况。 上半年，全国光伏新增并网7842万千瓦，同比增长154%，其中集中式光伏发电3746万千瓦，同比增长234%，分布式光伏发电4096万千瓦，同比增长108%。截至2023年6月底，全国光伏发电装机容量达到4.7亿千瓦，其中集中式光伏2.72亿千瓦，分布式光伏1.98亿千瓦。上半年，全国光伏发电量2663亿千瓦时，同比增长30%。全国光伏发电利用率98.2%，同比提升0.4个百分点。 （四）生物质发电建设和运行情况。 上半年，全国生物质发电新增装机176万千瓦，累计装机达4308万千瓦，同比增长9.2%，生物质发电量984亿千瓦时，同比增长10.1%。新增装机排名前五位的省份是河北、广东、江苏、湖北和黑龙江，分别为21.5万千瓦、20.1万千瓦、16.3万千瓦、14.8万千瓦和14.1万千瓦；今年累计发电量排名前五位的省份是广东、山东、浙江、江苏和安徽，分别为112.7亿千瓦时、93.8亿千瓦时、71.6亿千瓦时、70亿千瓦时和63.9亿千瓦时。 上半年我国新型储能新增装机接近历年累计总和 国家能源局能源节约与科技装备司副司长刘亚芳表示，随着可再生能源装机规模快速增长，电力系统对各类调节性资源需求迅速增长，新型储能项目加速落地，装机规模持续快速提升。 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1733万千瓦/3580万千瓦时，平均储能时长2.1小时。上半年，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。从投资规模来看，按当前市场价格测算，新投运新型储能拉动直接投资超过300亿元人民币。 一、技术路线方面，保持多元化发展趋势 锂离子电池储能仍占绝对主导地位，压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等相对成熟的储能技术保持快速发展，超级电容储能、固态电池储能、钛酸锂电池储能等新技术也已经开始投入工程示范应用，各类新型储能技术发展你追我赶，总体呈现多元化快速发展态势。截至2023年6月底，全钒液流电池储能占1.1%、压缩空气储能占1.0%、铅酸（炭）电池储能占0.9%。 二、部分省区布局装机规模突破百万千瓦 截至2023年6月底，新型储能累计装机规模排名前5的省区分别为：山东294万千瓦/590万千瓦时、湖南264万千瓦/527万千瓦时、宁夏197万千瓦/391万千瓦时、内蒙古165万千瓦/329万千瓦时、新疆122万千瓦/313万千瓦时，装机规模均超过100万千瓦。华北、西北、华中地区合计超过全国总量的80%。其中，华北地区已投运新型储能装机占全国30.0%、西北地区占比26.8%、华中地区占比23.5%。 从2023年上半年新增装机规模来看，排名前5名的省区分别为：湖南200万千瓦/400万千瓦时，山东139万千瓦/272万千瓦时，宁夏107万千瓦/211万千瓦时、内蒙古106万千瓦/210万千瓦时、新疆83万千瓦/228万千瓦时。 三、加强行业规范，注重科学规划和有效调用 国家能源局会同有关部门针对新型储能的科学配置和调度运用持续发力，先后出台《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》《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》等政策规范，规范和指导新能源基地送电配置新型储能相关规划工作，推动新型储能科学优先调度运用和参与电力市场。目前，国家能源局正在组织开展电力领域综合性监管。新型储能项目运行调度、市场交易等情况已纳入重点监管内容，推动新型储能等调节性资源更好地发挥作用，促进风光等可再生能源大规模开发消纳，保障电力安全稳定供应。 四大因素推动我国新型储能装机规模快速增长 关于近年来全国新型储能装机规模持续快速增长的原因，刘亚芳分析称，今年上半年，全国新型储能装机规模持续快速增长，主要有以下四个方面原因。 一是贯彻碳达峰碳中和目标，加快建设高比例可再生能源新型电力系统为储能快速发展创造了良好机遇。 风电、光伏发电建设规模持续快速扩大，风光发电的间歇性、随机性、波动性，给现有电力系统安全稳定运行带来的挑战迅速增大，要在保障电力安全的前提下，接受、消纳占比迅速提高的风光发电电力电量，亟需大力发展各类储能以弥补电力系统灵活性调节能力缺口。上半年全国风电、光伏发电新增并网装机达1.01亿千瓦，是新型储能快速增长的根本原因。 二是支撑技术产业发展的顶层设计不断完善，为新型储能快速发展奠定了政策基础。 近年来，国家出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《新型储能项目管理规范（暂行）》《“十四五”新型储能发展实施方案》，以及进一步推动新型储能参与电力市场、科学优先调用和加强储能标准化工作的一系列政策文件，始终坚持市场主导、政策驱动，强调统筹规划、多元发展，鼓励创新示范、先行先试。随着政策体系逐步完善和市场环境不断优化，多种示范引领带动效果凸显，新型储能发展进入了快车道。 三是新型储能特性与传统的储能技术形成优势互补，得到了更广泛地认可，使新型电力系统构建有更多的选择。 较之于传统的抽水蓄能，新型储能选址灵活便捷、建设周期短、响应快速灵活、功能特性和应用场景多元，方便在不同的场景中解决新能源接入电力系统时带来的随机性、波动性与间歇性等问题。 四是有关企业、高校、机构和各地政府发展新型储能技术、产业和工程应用的积极性空前高涨，为新型储能快速发展注入了活力。 许多地方政府党政主要领导高度关注，建立各部门单位协调工作机制，促进新型储能产学研用联动，制定专项规划或者在相关能源规划中明确新型储能发展目标，通过开展省级试点示范、制定补贴政策等方式大力推动新型储能发展。能源企业、社会资本等各种投资主体对于新型储能的投资热情高涨，加快了新型储能项目建设和落地进度。

2023年7月24日至2023年7月28日一周电力项目：涉及火电、水电、风电、核电、输配电、储能项目的核准、开工、并网等。 火电项目 国神公司博州2×66万千瓦煤电项目获核准！ 7月19日，国神公司博州2×66万千瓦煤电项目获新疆维吾尔自治区发展和改革委员会核准批复建设。该项目是自治区按照国家能源局《关于推动煤炭与煤电联营 煤电与可再生能源联营的实施意见》要求，首个批复的煤电项目，也是公司重点推进的综合能源开发利用项目。项目总投资58.74亿元，建设规模为新建2×66万千瓦超超临界间接空冷燃煤机组。 池州电厂二期2×660MW扩建工程进入主体施工阶段！ 7月27日，池州电厂二期2x660MW扩建工程召开誓师动员会并浇筑锅炉基础第一方混凝土，标志着池州电厂二期项目进入主体工程施工阶段。该项目计划投资约50.4亿元，充分利用现有厂址资源、优化装机结构，建设两台660MW超超临界燃煤发电机组及附属设施。 国粤郴州1×70万千瓦火电厂取得核准批复！ 7月19日，国粤郴州1×70万千瓦火电厂正式获得湖南省发改委核准批复。该项目位于宜章县梅田镇，是湖南省“十四五”新增大型燃煤发电厂优选项目，投资主体为国粤（湖南）投资有限公司，总投资34.31亿元，主要建设一台70万千瓦超超临界循环流化床燃煤发电机组，同步建设烟气脱硫、脱硝、除尘设施。 2×600MW！山东能源集团又一大型煤电项目启动 6月30日上午，山东能源电力集团新泰2×60万千瓦级燃煤发电工程启动仪式在泰安新泰市举行。该工程投资约65.12亿元，于2022年12月列入山东省“十四五”新增超超临界煤电项目优选名单，是解决全省电力缺口的新增6个超超临界煤电项目之一。 中国电建中标华电可门三期2×1000MW煤电项目！ 近日，中国电建上海电建一公司成功中标福建华电可门三期2×1000MW煤电项目C标段环保岛EPC总承包工程。该项目是国家“十四五”规划重大工程、福建省能源保供重点项目。项目C标段环保岛EPC总承包工程位于福建省福州市连江县坑园镇颜岐村，主要涉及脱硫系统、除尘系统、低温省煤器安装工程。 2×100万千瓦！中煤广元燃煤发电项目获核准批复 近日，中煤广元燃煤发电项目正式获省发展改革委核准批复，是我省“十三五”至今核准的首个燃煤发电项目。该项目是我市与中煤集团开展深度合作的重大项目，也是中煤集团战略布局西南的首个项目。将建设2×100万千瓦高效超超临界燃煤发电机组，同步建设烟气脱硫、脱硝装置，估算总投资73亿元。 双机首次“同台亮相”！丰达二期第二台机组成功并网 7月22日上午11时55分，丰达电厂二期扩建项目第二台发电机组首次并网成功，自首台机组6月21日投产发电以来，两台机组首次“同台亮相”。第二台机组并网后运行状态良好，各项参数指标正常，相关调试工作有序推进。 湖北能源省内新能源百万千瓦基地实现首并 7月15日，三峡集团所属湖北能源汉江能源公司宜城新能源百万千瓦基地实现首批并网发电。宜城百万千瓦基地是湖北省重点项目，也是湖北能源迄今在省内开发建设的唯一新能源百万千瓦基地项目，项目规划总容量1300兆瓦，总投资76亿元，项目全部建成后，每年可为电网输送清洁电能约23亿千瓦时，相当于节约标煤约71万吨，减排二氧化碳约242万吨。 中国电建中标华电新疆哈密2×100万千瓦煤电项目！ 近日，中国电建山东一建成功中标华电新疆哈密2×100万千瓦煤电项目。该项目由华电集团投资兴建，位于新疆哈密市巴里坤县三塘湖镇。山东一建的施工范围为1号机组各系统及部分公用系统建筑安装工程，主要包含：热力系统、除灰系统，水处理系统（部分）、供水系统（部分）、电气系统、热工控制系统、脱硫系统、脱硝系统，公用系统中的升压站、启动锅炉房、机组排水槽、汽车衡、危废品库、制冷加热站、脱硫公用系统（含脱硫综合楼）等。 科特迪瓦必欧雅46兆瓦生物质电站项目开工！ 当地时间7月20日，科特迪瓦必欧雅46兆瓦生物质电站项目举行奠基仪式。该电站主要以棕榈油生产过程中的残渣为燃料，建成后每年可为科特迪瓦提供348吉瓦时的清洁电能，减少450万吨二氧化碳排放，每年将解决约170万人的用电问题，并促进科特迪瓦农业可持续发展。 哈电汽轮机签订国投吉能舟山2×745MW级燃气发电项目主机设备（机岛）合同 7月20日，哈电汽轮机与国投吉能（舟山）燃气发电有限公司正式签订国投吉能（舟山）2×745MW级燃气发电项目主机设备（机岛）供货合同。该项目位于舟山市定海区高新技术产业园内，拟建设2台套H级燃气-蒸汽联合循环机组，总投资37.23亿元，计划于2023年10月开工建设，2025年底投运。哈电汽轮机负责该项目主机设备供货任务。 水电项目 1200MW！福建省永安抽水蓄能电站项目核准批。 7月26日，福建省发展和改革委员会发布关于福建省永安抽水蓄能电站项目核准的批复，项目总投资749560万元，建设4台单机容量为30万千瓦的混流可逆式水泵水轮发电机机组，总装机容量120万千瓦。 1200MW！四川江油抽水蓄能电站可行性研究阶段三大专题报告完成咨询和审查 7月22日至25日，四川江油抽水蓄能电站可行性研究阶段三大专题报告咨询、审查会议在江油市召开。中国水利水电建设工程咨询有限公司完成《枢纽布置格局比选专题报告》咨询，水电水利规划设计总院审查通过《正常蓄水位选择专题报告》《施工总布置规划专题报告》。 哈电电机中标4台350兆瓦抽水蓄能机组！ 7月27日，哈电集团哈尔滨电机厂有限责任公司收到中标通知书，成功中标湖北罗田平坦原抽水蓄能电站全部4台套350兆瓦抽水蓄能主机及其附属设备，持续为经济社会绿色发展贡献力量。 1400MW！木兰抽水蓄能电站可行性研究报告通过审查 7月18日至21日，福建省仙游木兰抽水蓄能电站可行性研究报告在仙游顺利通过审查，为项目后续开工建设打下坚实基础。该项目已列入国家《抽水蓄能中长期发展规划（2021－2035）》，是我省2023年度重点项目，电站装机容量1400MW，属于一等大（1）型工程，总投资约85.57亿元。 国家电投李家峡水电站5号机组转子成功吊入基坑 7月20日上午10时18分，黄河公司李家峡水电站5号机组转子开始起吊，11时56分转子成功吊入基坑，标志着李家峡水电站5号机组迎来全面总装时刻。李家峡水电站5号机组转子总重量约1060吨，起吊采用了2台350吨+350吨双小车桥机和平衡梁起吊。 1800MW！太zi河抽水蓄能电站项目“三大专题”报告评审会召开 6月29日，本溪太zi河抽水蓄能电站可行性研究阶段枢纽布置格局研究、正常蓄水位选择、施工总布置规划等三大专题咨询审查会正式开幕。项目设计装机容量180万千瓦，建设6台单机容量30万千瓦混流可逆式机组，电站综合效率75%，工程总投资122亿元。 1400MW！吉林敦化抽水蓄能电站顺利通过枢纽工程竣工验收 近日，吉林敦化抽水蓄能电站顺利通过枢纽工程竣工验收。该电站是国内首座完全自主设计、制造、安装、调试、运行管理的700米级抽水蓄能电站，总装机容量1400兆瓦，装设4台单机容量350兆瓦的水泵水轮机/发电电动机组。 1800MW！华电靖宇抽水蓄能电站项目“三大专题”报告通过专家审查 7月18日至21日，华电吉林公司靖宇抽水蓄能电站可行性研究阶段枢纽布置格局、正常蓄水位选择、施工总布置规划“三大专题”报告顺利通过水电水利规划设计总院审查。该项目是国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》“十四五”期间重点实施项目，电站规模180万千瓦，安装6台300MW立轴混流可逆式抽水蓄能机组。 总投资约61.8亿！梨园-阿海混合式抽水蓄能电站可研阶段“三大专题”报告审查会召开 7月17日至19日，水电水利规划设计总院在云南省丽江市组织召开梨园-阿海混合式抽水蓄能电站可行性研究阶段《枢纽布置格局比选专题》《装机容量与调度运行方式专题》及《施工总布置规划专题》三大专题审查会。该项目为抽水蓄能中长期发展规划的“十四五”重点实施项目，总投资约61.8亿元。 中国能建签约蒙古国水电站项目！ 近日，中国能建葛洲坝国际公司与蒙古国UEC公司（USNY ERCHIM LLC）在蒙古国巴彦乌列盖省省政府签约麦罕18MW水电站项目。该项目是中国能建在蒙古国承建的首座水电站，位于蒙古国西部巴彦乌列盖省青格勒县哈日湖附近，建设总装机容量为18MW水电站、97公里长110千伏输变电线路、3.2公里长的引水渠以及水电站附属配套设施。

开阳县官方微信消息显示，7月28日，贵州省贵阳市开阳县集中式储能电站项目开工仪式在双流镇凉水井村举行。 据了解，开阳县集中式储能电站项目总装机容量为200MW/400MWh（200兆瓦/400兆瓦时），总投资约6.59亿元，是贵州省为提升全省电力供应安全保障能力和新能源消纳水平而在全省范围内择优配置的15个“十四五新型共享储能项目”之一，也是贵阳市区域内唯一一个储能项目。 此外，电池网注意到，今年4月12日，贵州省工业和信息化厅印发《贵州省新能源动力电池及材料研发生产基地建设规划（2022－2030年）》。《规划》要求，提升新能源电池产业竞争力。以新能源汽车和储能等应用需求为导向，依托现有产业基础及资源优势，重点布局锂离子电池产业，加快推进现有新能源电池产业项目落地。积极布局钠离子电池，同时拓展研发新型模块化、高性能新能源电池产品，以及锂硫电池、半固态电池、全固态电池等新型电池，推动产业多元化发展。

关于储能技术探讨的声音从未停过，尤其是长时储能的关注度日益提升，近期第二届新型储能大会中专家们也表示看好长时储能。 但目前锂离子电池储能仍是主流，但随着新能源渗透率持续提升，长时储能技术可能挑战现有格局。 储能技术大PK，目前锂离子电池绝对碾压 近年来随着风光装机量的持续提升，新能源消纳越来越急迫，储能的重要性日益凸显。传统的储能方式是抽水蓄能，但近几年抽水蓄能占比日益下降，2022年抽水蓄能累计装机占比首次低于80%，但他仍然是最成熟的储能方式。 一般情况我们说新型储能技术是不包括抽水蓄能的。目前最主流的新型储能技术是电化学储能。 在抽水蓄能装机占比逐渐下降的背景下，新型储能占比逐年提升，2022年累计装机规模占比已提升至23.1%， 从结构上看，很明显，锂离子电池技术占约94%，以绝对的优势碾压其他技术。 图：2022年中国电力储能累计装机规模 资料来源：2023中国新型储能行业发展白皮书 但是虽然锂离子电池已经成为绝对主流，但缺点也不能忽视，比如锂活泼性太好，可能存在较大安全隐患；比如锂资源的储量有限等等。长远看，仅靠锂离子电池是远远不够的。所以，多种新型储能技术齐头并进，就显得尤为重要。 政策面，也是支持新型储能发展的，如2022年国家发改委、能源局发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》里面就提到过百兆瓦级的新型压缩空气储能、钠离子、固态锂离子电池等的技术示范，也包括对液流电池、飞轮储能等技术的多元储能组合应用的探讨。 所以，在目前电化学储能呈指数级增长的背景下，虽然锂离子电池技术处于绝对领先地位，但就未来而言，哪种技术的份额可能会有较大提升，更值得思考。 长时储能崛起，锂离子电池“一家独大”的地位或被挑战 虽然锂离子电池储能是主流，但是随着新能源渗透率逐渐提升，对长时储能的需求更为强烈。 目前锂离子电池储能更广泛的应用于1-2小时的中短时储能场景中，而国内一般把不低于4小时的储能技术定义为长时储能，可以实现跨天、跨月，乃至跨季节充放电循环的储能系统，以满足电力系统的长期稳定。 近期于上海召开的第二届新型储能产业高质量发展大会及虚拟电厂高层研讨会，业内专业也表示看好长时储能的发展。 长时储能除了传统的抽水蓄能外，在新型储能领域主要包括 液流储能 、 压缩空气储能、热储能和氢储能等技术。 1 、液流电池。 锂离子电池目前具备极大经济性，但存在安全性和资源约束等缺点。而液流电池安全性高，储能时长可超8小时，以及寿命更长的优势，更适合未来大量使用新能源的场景，是更适合长时储能的电池技术。 2 、压缩空气储能。 压缩空气储能产业链和现在的火电产业链有相似之处，所以压缩空气储能从产业链上也能帮助火力发电实行一些产能上的消化。目前的压缩空气储能还没到一个完全成熟的阶段，还处在示范应用中。 例如，江苏金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目，在2022年5月建成投产的全球首个投入商业运行的非补燃压缩空气储能电站，建设规模60MW/300MWh。随着新能源比例不断提升，这种大容量长时储能技术会迎来较大发展空间。 3 、热储能。 热储能同样也和火电融合比较高，重要的应用场景也是和火电机组结合。比如，将储热技术和火电、核电机组进行结合可实现机组的“热电解耦”。同时可以利用退役/关停机组，改造为储能电站。 目前最成熟的热储能技术就是显热储能，已经发展到商业化阶段了。除了与火电结合的应用场景，其他应用场景还包括电源侧配置、用户侧多能互补等等。总体看，热储和压缩空气储能一样，还没到完全成熟状态，也正因为如此，未来才有空间。 4 、氢储能 。说到长时储能，氢储能是未来最关键的长时储能技术，因为氢储能更适合长周期大规模场景的储能方式，可以实现跨季节的储能。不过氢能发展有他的确定性和不确定性，确定性包括： 1 ）利用可再生能源电解水制氢。 这点是确定的，也契合双碳目标，未来会是发展主流。 2 ）分布式制氢和利用的模式。 这点其实吻合目前氢能储存和运输技术没完全成熟的情况，因为可以在加氢站和周围制取氢气，储运优势明显，降低了氢气储运成本。 3 ）重卡氢燃料电池汽车。 因为在重卡领域，氢能能量密度高的优势可以充分发挥，同时也能最小化安全隐患。 4 ）氢气液体燃料的发展。 把氢气转变成液体状态的氢气燃料，能够有效地解决经济在安全性方面的顾虑和氢气运输成本高的问题。 除了确定性外，最重要的不确定性是爆发增长的时间点和 在哪个领域 和 哪个地区率先实现突破， 但从趋势看氢能的趋势是确定的，尤其到2030年后，氢能将发挥更重要的作用。 总结来看，未来储能技术不会是一家独大的，一定是针对各自特点百花齐放发的，从技术趋势看，像长时机械储能中储热、氢能为代表的10小时以上的储能，技术攻关是未来重要考虑的点。电化学储能也要考虑如何更好与长时储能进行配合，而不仅仅满足于2小时的削峰填谷。

7月19日，贵州省首个大型独立共享储能电站—— 中核紫云200MW/400MWh储能电站（一期200MWh）并网成功 ，标志着西南地区新型电力系统转型迈上新台阶。该项目是贵州省2023年储能示范项目，为贵州省2023年迎峰度夏做出极大贡献，是贵州省能源变革的一个划时代意义节点。 项目规划建设容量为200MW/400MWh，分两期建设，本次并网为一期工程，共计100MW/200MWh。据悉，二期项目200MWh已在安装，预计9月份可具备并网条件。项目采用科华数能S³液冷储能系统解决方案，包括液冷储能电池系统、PCS、EMS、BMS、35kV升压变、设备间动力线缆、通讯线缆等。