从上周日开始，G7国家的能源和气候部长将齐聚一堂。根据媒体提前拿到的草案文件，部长们接下来要谈的事情也对资本市场颇有影响。 这次会议也是能源部长们自去年12月的联合国气候大会后首次碰头。在迪拜举行的会议上，他们曾同意到2030年将能源效率提高一倍，并将可再生能源容量翻三倍。 直面新能源核心痛点 可再生能源近些年来的快速发展，也让人类看到了替代化石燃料的可行路径，但这里仍有显著的问题—— 以光伏、风力发电的可再生能源完全是“看天吃饭”，一旦太阳不露脸、风儿不吹，能源供应的保障就会出现问题 。 所以为了避免能源转型后出现间歇性“无电可用”的情况，G7国家正在推动一项全球目标。 根据会议草案文件显示，G7气候部长们“原则上同意”将2030年的全球储能规模设定为1500吉瓦，比起2022年的230吉瓦翻了6倍还不止。 文件显示，部长们提议使用 电池、氢能源、水或者其他方式来储存电力 。 据一名参与谈判的G7政府官员表示，储能目标是一个很好的解决方案，显示各国正在认真对待迪拜协议。储能旨在可再生能源生产过剩电力时用电池等方式保存，等有需要时释放。 据悉，各国目前仍然在紧张讨论，事关煤炭、能源效率、甲烷目标等多个有争议的领域。 以各国尚未达成一致的煤炭问题为例，草案提及各国应在 2035年后尽快淘汰未能实施“碳捕捉”的煤电厂 。美国在本周四公布新规，要求计划在2039年后继续在该国运营的煤电厂，需要在2032年前 捕捉或削减90%的二氧化碳排放量 。与此同时，日本对于大力淘汰煤炭的举措格外反对。 草案中另一项存在争议的目标，是推动全球最富裕国家停止海外化石燃料开发的补贴，这也是该领域最大的公共资金来源。在OECD框架下，美国和欧盟就禁止该组织国家为石油、天然气和煤炭开采项目提供出口信贷和担保的问题上存在分歧。 屡屡提及电池 根据草案文件的描述，G7国家将“促进静态电池储存的发展和部署，以提高储存效率并降低储存成本”，并“鼓励多样化、可持续、安全且透明的电池储存供应链”。 国际能源署也在本周表示，电池的“快速扩张”对于实现COP28的能源目标至关重要。该机构也曾预期， 在未来新增储能中，电池将占据9成的增量 。 该机构的研究发现，在2023年里电池的增长速度超过了几乎所有其他的清洁能源技术。与此同时，电池的成本也在过去15年里下降超过90%，是所有清洁能源中下降得最快的。

据“呼和浩特发布”消息，4月22日，内蒙古呼和浩特市与京能集团签署新型长时储能装备制造项目投资框架协议。 消息显示，按照协议，此次签约项目总投资70亿元，京能集团将在呼投资建设新型长时储能电站，同时引进配套长时全钒液流储能电池装备制造等项目，推动新型储能规模化、产业化发展，加快构建新型电力系统，为内蒙古建设国家重要能源和战略资源基地贡献力量。

4月25日，在SMM主办的 2024SMM（第十九届）铝业大会暨首届铝产业博览会 -工业铝挤压材应用论坛上，北京海博思创科技股份有限公司分布式储能事业部解决方案负责人张成程介绍了工商业储能市场行业发展要素、高耗能行业配储分析、铝制品在储能设备中的应用等内容。 政策与模式 工商业储能市场 行业发展要素： •国家发展和改革委员会等连续颁布《可再生能源发展“十三五”规划》、《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》等多个文件，大力鼓励在用户侧建设分布式储能系统。 •储能可发挥“仓储”功能，改变绿色能源发电的瞬时特性，使其供电稳定、安全，得到更高效的利用，减少碳排放。 •可实现需求侧管理，减小峰谷负荷差，并带动新型电力消费和交易模式，峰谷套利的同时降低用户的购电费用。 •当配电网中用户所安装的储能容量总和达到一定时，能有效地延缓配电网增容扩建，提高配电网运行稳定性，减少用电高峰时电能长距离输送所产生的损耗。 •大工业储能可为用户平滑负荷、提高供电可靠性、改善电能质量。 分时电价机制： •大部分地区代理购电价格出现了上涨，峰谷时段发电量与用电负荷的不匹配将进一步拉大峰谷电价。 •峰谷价差在0.7元/kWh以上的省份主要有浙江、上海、广西、四川、河北、海南、天津、广东、湖南、吉林、重庆、山东、辽宁、北京、江苏、江西、山西、河南、安徽、贵州、冀北 •广东、浙江、江苏等省份领行中国用户侧储能市场。 高耗能行业配储分析（以电解铝企业为例） 政策推动： •一些政策提供了储能设备的购置补贴和运营奖励，降低了电解铝企业的投资成本和风险； •一些政策也要求钢铁企业配备一定比例的储能设备，以促进可再生能源的利用和提高能源利用效率。 用电成本居高不下： •电解铝生产过程需要大量的电力来驱动电解槽等设备，使得电力成本达到电解铝行业生产成本的30%-40%； •通过建设储能项目，电解铝企业可以利用峰谷电价差等政策降低用电成本，提高经济效益。 电解铝企业一般采用全年无休全天24小时不间断连续生产，因此电力供应的稳定性和可靠性对其生产至关重要。 •利用储能技术可以优化能源利用，降低能源消耗和排放，提高生产的环保性； •在生产过程中提供稳定的电力供应，提高可靠性和效率，减少因电力故障造成的生产损失。 配储优势和价值 ►减少企业用电成本 •在实行分时电价的售电市场，电力用户可根据自身实际情况安排用电计划，将电价较高时段的电力需求转移至电价较低的时段实现，从而降低整体用电成本。 ►提高企业用电可靠性 •利用峰谷电价差获取经济效益的同时，储能系统也可作为电力用户的备用电源，在电网供电不足时或电网故障时向用户供电，提升供电可靠性。 ►缓解电网峰值压力 •储能系统在谷时段和平时段进行充电，在峰时段进行放电。减少对电网的压力，延缓电网的改造时间，促进电力工业健康长远地发展。 ►结合绿电节能降碳 •当分布式光伏与储能系统在用户侧紧密结合时，它们就成为了高耗能企业用能的“黄金搭档”，除了利用光伏绿电实现减碳目标外，储能系统也可以为企业带来多重效益。 海博思创在工商业储能项目领域中的优势 铝的重要作用 铝制品在储能设备中的应用 •铝行业既作为高耗能行业的一部分需要寻求节能减排的解决方案，同时也作为储能系统的供应商，为能源存储提供关键材料，从而支撑可再生能源的更广泛应用。 •铝型材以其轻质、高强度和耐腐蚀性等特点，成为储能设备制造中的理想材料，包括链接件、端板、外壳等。 •铝制品企业在满足自身高耗能需求的同时，创新和优化生产流程，以减少环境影响，并抓住储能市场的增长机遇，扩大业务范围和市场份额。 产品解决方案 工商业储能应用场景&价值 工商业储能全场景解决方案 工商业储能项目开发基本流程 储能电站选址建设逻辑 工商业园区储能系统应用方案 工商业配储可以实现峰谷电价策略的应用、提高能源利用效率和支持可再生能源的融入。该方案不仅能够在电力需求高峰期供应额外电力，降低运营成本，还能在可再生能源产能过剩时储存电力，确保能源供应的稳定性。通过智能能源管理系统，工商业园区可以优化能源使用，实现能源自给自足，支持绿色可持续发展目标。 钢铁行业储能系统应用方案 钢铁工业是我国国民经济的重要基础产业，是建设现代化强国的重要支撑，也是工业节能降碳的重点领域。在“拉闸限电”风险和电价上涨的情况下，发展储能则成为促进钢铁行业能源结构调整和绿色低碳转型的重要途径，有利于钢铁等传统产业突破资源环境约束，锻造产业竞争新优势。 智慧能源运营管理平台 实现对分布式储能的智能化运营、管理、控制，自动统计和直观展示项目运行情况： 通过智慧能源运营管理平台对分布式储能系统进行智能化运营管理，通过数据的迭代和分析，利用人工智能的算法，系统性地提升电站的效率和寿命，降低安全风险，提升整个储能的资产价值。

受电池价格持续下滑拖累，亿纬锂能今年一季度营收、净利双降，但公司储能电池业务持续增长，出货量已反超动力电池。 公司今日晚间发布的公告显示，今年一季度，公司实现营业收入93.17亿元，同比下降16.70%，归属于上市公司股东的净利润10.66亿元，同比下降6.49%。 毛利率方面，Choice数据显示，亿纬锂能一季度销售毛利率17.64%，维持在较高水平，但相较宁德时代同期26.42%的销售毛利率还有较大差距。 亿纬锂能的主营业务主要分为三大板块：动力电池、储能电池和消费电池，前两项业务为公司的主要收入来源。其中，公司主力业务动力电池市场价格持续下滑。 值得注意的是，今年一季度，公司储能电池出货量7.02GWh，同比增长113.11%；动力电池方面，出货量6.45GWh，同比增长5.98%。对比年报数据，2023年公司储能电池出货26.29GWh，动力电池出货28.08GWh。 亿纬锂能高管在今晚举行的业绩交流会上向机构投资者表示，储能电池从去年年底到今年上半年价格回调，但从实际应用的角度来看，价格回调也刺激了储能需求的释放，目前公司储能电池订单是饱和的。 公司高管还在业绩会上表示，今年公司储能出货电量的规划目标在50GWh以上，相较2023年大幅增加。海外储能的需求大概占整体储能需求的6-7成，所以公司正在加大海外业务的拓展。 从行业来看，储能电芯走向大容量、系统走向“大规模”热潮掀起。亿纬储能公司人士3月对财联社记者表示，628Ah储能大电芯处于B样验证阶段，已经开始送样，采用该电芯的储能集成系统处于A样验证阶段，将在今年Q4量产交付。

随着全球能源结构的转型，储能技术正日益成为推动新能源革命的关键力量。EVTank数据显示，2023年全球储能电池出货量迅猛攀升至224.2 GWh，同比增长了40.7%，其中，中国企业的储能电池出货量占据了全球市场的90.9%。然而，储能市场的蓬勃发展也伴随着诸多挑战，其中度电成本优化便是行业亟待解决的痛点，寻求更大容量、更长循环寿命、更好的能量效率已经成为储能行业主流发展趋势。 在此背景下，4月18日，常州锂源凭借其卓越的技术实力和市场洞察力，推出了全新的314/320Ah专用高能量效率磷酸铁锂产品，为储能行业注入了新的活力。锂能1号通过减小颗粒粒径、优化碳包覆等先进技术工艺，旨在解决储能领域的能量密度和循环寿命问题。据锂源研究院负责人介绍，度电成本的关键在于能量效率和循环寿命，而“锂能1号”正是针对这两个关键指标进行了优化。经过锂源研究院测试，与传统产品相比，“锂能1号”在循环次数上提升了15.6%，能量效率更是提高了10%。这一显著的性能提升将有力推动储能设备的能量效率和寿命提升，进而降低度电成本。 “锂能1号”系列产品包含高能效E301和长循环L501两款磷酸铁锂正极材料，均超越314/320Ah电芯的需求。其中，E301以其出色的能量效率脱颖而出，测试数据显示其能量效率高达96.5%，这一数据在同类产品中处于领先地位。而L501则具有卓越的循环性能，其循环测试数据超过15000周，为储能设备的长期稳定运行提供了有力保障。这两款产品的推出，不仅展示了常州锂源在新能源材料领域的创新实力，也为储能行业提供了更加高效、可靠的解决方案。 锂能1号的发布为储能行业带来了全新体验。它不仅突破了储能产品能量密度和循环寿命这两大核心问题，更通过其卓越的性能推动了度电成本的优化。这一创新产品的推出，不仅提升了中国在全球储能领域的竞争力，也为整个行业的可持续发展注入了新的活力。 未来，常州锂源将继续深耕新能源领域，不断推出更多具有创新性和竞争力的产品，与行业携手，共同推动储能市场的繁荣与发展，为构建清洁、高效、可持续的能源体系贡献力量。

4月19日，亿纬锂能表示，2023年营业收入为487.84亿元，同比增34.38%，其中动力电池出货28.08GWh，实现营业收入239.84亿元，同比分别增长64.22%、31.41%；储能电池出货26.29GWh，实现营业收入163.4亿元，同比分别增长121.14%、73.24%；归属于上市公司股东的净利润为40.50亿元，同比增15.42%。 业绩主要驱动因素 1、消费电池应用场景不断丰富多元消费电池板块，公司的产品具有市场领先地位，竞争优势明显。其中，锂原电池销售额和出口额连续8年位列国内第一。报告期内，公司电池电容器（SPC）产品获“2023年国家级制造业单项冠军”称号，进一步加强了公司在消费电池领域的核心竞争力。小型锂离子电池聚焦大客户战略效果显著，已实现消费电子、电子雾化等多个应用市场的国内外头部客户的量产交付，新市场拓展顺利。圆柱电池依托高品质、品牌影响力、产能优势，打开了多个细分市场领域，市场占有率稳步提升。 2、新能源汽车渗透率提升带动电池出货量增长在全球主要经济体大力倡导发展新能源汽车的背景下，全球动力锂电池市场近年来出货量保持高速增长的趋势。根据EVTank数据显示，2023年全球新能源汽车销量达到1,465.3万辆，同比增长35.4%，其中中国新能源汽车销量达到949.5万辆，占全球销量的64.8%。伴随全球新能源电车渗透率快速提升，动力电池出货量持续增长。根据SNEResearch数据显示，2023年全球动力电池装机量约为705.5GWh，同比增长38.6%。全球动力电池装机量TOP10中有6家中国企业，市场占有率已达63.5%。受益于行业增长，公司的动力电池出货量也持续保持增长。 3、国内及海外旺盛的装机需求推动储能电池出货快速增长世界各国在“碳达峰、碳中和”目标发展下，加速推动能源体系由化石燃料向风光清洁能源转型升级，建设以风光新能源为主的新型电力系统。为平抑大规模风光装机并网后的电力波动，亟需大规模储能。2023年以来，锂电材料价格的持续下降，进一步打开了储能市场的增长空间。中国双碳目标推进，国内持续拉大的峰谷电价差，美国IRA法案和欧洲净零工业法案的落地，为全球储能产业发展提供长期持续动力。根据InfoLink数据显示，2023年全球储能电芯出货规模达196.7GWh。 公司的战略定位 公司持续聚焦高端锂电池技术及产品，以“打造最具创造力的锂电池龙头企业，为人类可持续发展做出突出贡献”为企业发展愿景。 公司秉承高质量发展战略，继续保持消费电池在多个细分市场的领先地位；动力电池及储能电池已完成第一阶段的产能建设并开始进入产能释放期，后续公司将继续保持新技术、新产品的研发力度，支撑该业务的高速增长。 公司坚守“安全可靠是锂电池自然属性”原则，为万物互联及能源互联网服务，为各种“电动化、无绳化”提供能源解决方案，为中国电池行业持续、健康、快速的发展做出应有的贡献！ 股市方面 4月以来，亿纬锂能持续走弱，截至4月19日日间收盘跌3.31%，连续两日飘绿。

4月11日，财政部、 工信部、交通运输部联合发布《关于开展县域充换电设施补短板试点工作的通知》，文件推出“百县千站万桩”试点工程。在全国24个省开展第一批开展70个试点县（各省的数量详见附件），并提出：充分结合本地区场景应用条件，分布式光伏覆盖较好的农村地区，可结合实际建设光伏发电、储能、充换电一体化的充电基础设施。 中央财政将安排奖励资金支持试点县开展试点工作。每个试点县示范期为3年。奖励标准根据每年度试点县充换电设施功率利用率达标情况设置，共分为三个档次。示范期内，每年均达到最高目标的试点县最多可获得4500万元。 2、试点县的支持政策 1）地方各级有关部门要在土地、电价、服务费等方面积极出台相关政策，形成政策合力，有效补齐农村地区公共充换电基础设施短板，力争实现充换电基础设施“乡乡全覆盖”。 2）鼓励充电基础设施场站租期采用10年及以上期限，降低运营企业用地风险，引导企业长期持续经营。鼓励地方因地制宜出台建设运营补贴、土地租金减免、用电价格优惠等财政支持政策。加强充换电基础设施建设、安装质量安全管理，建立事故责任倒查制度，形成完善的充换电基础设施支持管理政策体系。 3）奖励资金主要用于试点县充换电基础设施建设和运营等相关支出，不得用于平衡地方财力，不得用于新能源汽车购置补贴和新能源汽车运营补贴。试点结束后，三部门将对超额完成目标，且对周边地区有明显示范带动效应的县，按照奖励标准的10%给予超额奖励。按照“先预拨、后清算”的方式，三部门对同意备案的试点县集中进行公示。公示期结束后，中央财政先行拨付不低于70%的奖励资金，支持试点县启动县域充换电设施补短板试点工作。后续根据试点县年度目标考核结果进行奖励资金清算。 3、试点县的要求 1）试点县应具备良好的农村电网基础条件，对充换电基础设施建设运营具备充足的电力支撑保障能力。 2）试点县所在地级市2023年汽车保有量应不低于20万辆，具备较好的新能源汽车消费潜力。 3）试点县新建充换电基础设施应面向全社会开放、可用率不低于99%、额定功率120千瓦以上（含120千瓦）。 点击跳转原文链接： 关于开展县域充换电设施补短板试点工作的通知

根据国网新疆电力公司调度数据， 2024年一季度全区投运的新型储能平均等效充放电次数141次 ，按照电化学储能85%电能量转换率折算，基本可满足单日“一充一放”， 平均利用小时数达471小时 ， 平均利用系数超80% ，已达较高水平。 一季度新疆电网新增新型储能电站18座 ， 新增装机规模146.95万千瓦/529.4万千瓦时 。截至一季度末，已并网新型储能装机规模达545.15万千瓦/1753.85万千瓦时（其中独立储能1家，其余均为新能源配建新型储能）。新型储能累计充放电量为84499.2万千瓦时和73144万千瓦时。全区新型储能最大放电功率253万千瓦，相当于节约了7台35万千瓦煤电机组顶峰发电能力，有效缓解了高峰时段电力供需压力。同时，新型储能最大充电功率311万千瓦，可提升新能源利用率3.2个百分点，有力支撑能源绿色低碳发展。已投运的独立新型储能电站充分利用市场化手段，实现单日“两充两放”运营，企业效益回收稳定向好。据哈密沃能独立新型储能电站负责人表示，电站每日午、夜低谷时段充电，早、晚高峰时段放电，峰谷价差收益较好。 随着以新能源为主体的新型电力系统建设，新疆作为国家能源战略基地，面临着新能源消纳、电力保供和疆电外送多重挑战，新型储能是指除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能技术，具有建设周期短、布局灵活、响应速度快等优势，可在电力系统运行中发挥调峰、调频、调压、备用、黑启动等多种功能，是构建新型电力系统的关键支撑技术。 为推进我区新型储能产业发展，自治区发展改革委坚持“市场主导，有序发展”，印发《新疆电力市场独立储能参与中长期交易实施细则（暂行）》《自治区发展改革委关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》等相关政策，从电力市场化交易、调峰辅助服务、容量电价机制及共享租赁等四个方面为我区独立新型储能项目明确了盈利渠道。2023年至今，自治区发展改革委按照《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》（发改能源规〔2021〕1051号）等文件要求，规划布局了我区第一批25个独立新型储能项目，总规模368万千瓦。持续优化布局独立新型储能项目，可有效提升全区电力系统调峰能力和容量支撑能力。 自治区发展改革委会同国网新疆电力公司积极主动靠前服务，先后印发《新疆电网新能源及配建储能并网服务工作指南》《新疆电网储能电站调度运行管理规程（试行）》等相关文件，搭建新疆电网储能运行分析平台，持续优化独立新型储能接入和并网流程，规范储能并网运行，推动独立新型储能与新能源、常规电源协同优化，推进构网型储能技术攻关及示范应用，为我区独立新型储能健康发展提供技术保障。

国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，其中提到，电力调度机构应根据系统需求，制定新型储能调度运行规程，科学确定新型储能调度运行方式，公平调用新型储能调节资源。积极支持新能源+储能、聚合储能、光储充一体化等联合调用模式发展，优先调用新型储能试点示范项目，充分发挥各类储能价值。调用新型储能时，对于参与电力市场的新型储能，按照市场出清结果安排新型储能运行，对于暂不具备参与电力市场条件的新型储能，通过调度指令进行调用。在发生危及电力系统安全事故（事件）及其他必要情况时，所有调管范围内的新型储能应接受电力调度机构统一直接调用，直接调用期间按照独立储能充放电价格机制执行。 以下是具体原文： 国家能源局关于促进新型储能并网和调度运用的通知 国能发科技〔2024〕26号 各省（自治区、直辖市）能源局，有关省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团发展改革委、工业和信息化主管部门、城市管理委，各派出机构，有关中央企业： 为深入贯彻党的二十大精神，加快规划建设新型能源体系，落实《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）、《新型储能项目管理规范（暂行）》（国能发科技规〔2021〕47号）、《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》（发改办运行〔2022〕475号）有关要求，规范新型储能并网接入管理，优化调度运行机制，充分发挥新型储能作用，支撑构建新型电力系统，现就有关事项通知如下。 一、总体要求 （一）准确把握新型储能功能定位。新型储能是指除抽水蓄能外，以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能技术，具有建设周期短、布局灵活、响应速度快等优势，可在电力系统运行中发挥调峰、调频、调压、备用、黑启动、惯量响应等多种功能，是构建新型电力系统的重要支撑技术。随着装机规模迅速增长，新型储能在促进新能源开发消纳和电力系统安全稳定运行等方面的作用正在逐步显现。应结合新型储能功能定位和市场化要求，进一步规范新型储能并网管理，持续完善新型储能调度机制，保障新型储能合理高效利用，有力支撑新型电力系统建设。 （二）明确接受电力系统调度新型储能范围。接入电力系统并签订调度协议的新型储能，可分为调度调用新型储能和电站自用新型储能两类。调度调用新型储能指具备独立计量装置，并且按照市场出清结果或电力调度机构指令运行的新型储能，包括独立储能电站、具备条件独立运行的新能源配建储能等；电站自用新型储能指与发电企业、用户等联合运行，由发电企业、用户等根据自身需求进行控制的新型储能，包括未独立运行的新能源配建储能、火电联合调频储能、具备接受调度指令能力的用户侧储能等。 二、加强新型储能并网和调度运行管理 （三）规范新型储能并网接入管理。电网企业及电力调度机构须制定新型储能并网细则及并网服务工作指引等，明确并网流程、相关标准和涉网试验要求。电力调度机构按照平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则，组织新型储能开展并网验收并签订并网调度协议，新型储能应在并网后规定时间内完成全部涉网试验。 （四）优化新型储能调度方式。电力调度机构应根据系统需求，制定新型储能调度运行规程，科学确定新型储能调度运行方式，公平调用新型储能调节资源。积极支持新能源+储能、聚合储能、光储充一体化等联合调用模式发展，优先调用新型储能试点示范项目，充分发挥各类储能价值。调用新型储能时，对于参与电力市场的新型储能，按照市场出清结果安排新型储能运行，对于暂不具备参与电力市场条件的新型储能，通过调度指令进行调用。在发生危及电力系统安全事故（事件）及其他必要情况时，所有调管范围内的新型储能应接受电力调度机构统一直接调用，直接调用期间按照独立储能充放电价格机制执行。 （五）加强新型储能运行管理。各地在制修订电力市场规则或《电力辅助服务管理实施细则》《电力并网运行管理实施细则》时，明确、细化各类新型储能的考核实施细则。新型储能应按电力调度机构要求及时报送运行信息，电力调度机构定期向全国新型储能大数据平台推送新型储能调用情况。 三、明确新型储能并网和调度技术要求 （六）规范新型储能并网接入技术要求。新型储能接入系统应符合电力系统安全稳定运行要求，完成相应性能试验及涉网试验，新型储能设备应满足国家、行业技术标准及管理规范有关要求，确保安全稳定运行。新型储能项目单位需制定详细的运行维护规程、现场操作规程、事故预案及应急管理措施、停运检修计划等，并定期向电力调度机构报备。 （七）明确新型储能调度运行技术要求。新型储能应配备功率控制系统或协调控制系统。所有调管范围内的新型储能应具备按照调度指令进行有功功率和无功功率自动调节的能力，接入所属电力调度机构的AGC、AVC等系统，接受并执行调度指令，并具备信息安全防护措施。新能源基地配建新型储能调度原则按照《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》（NB/T 11194-2023）执行。 （八）鼓励存量新型储能技术改造。鼓励存量新型储能开展技术改造，具备接受调度指令能力。满足相应技术条件后，电力调度机构应及时开展新型储能并网及调度工作。 （九）推动新型储能智慧调控技术创新。结合新型储能多场景和市场化运行需求，积极开展新型储能与其他电源协同优化调度技术、规模化储能系统集群智能调度关键技术、基于新型储能的电网主动支撑技术、电动汽车等分布式储能虚拟电厂聚合互动调控技术等研发攻关工作，着力推动新技术应用。 四、强化新型储能并网和调度协调保障 （十）加强新型储能项目管理。省级能源主管部门应会同有关单位加强新型储能项目管理体系建设，加强本地区新型储能规划、备案、建设、运行、调用管理。 （十一）做好新型储能并网服务。电网企业及电力调度机构应公平无歧视地向新型储能提供电网接入服务，做好技术指导，优化并网接入流程，保障新型储能安全高效并网。 （十二）以市场化方式促进新型储能调用。各地充分考虑新型储能特点，加快推进完善新型储能参与电能量市场和辅助服务市场有关细则，丰富交易品种，考虑配套政策、电力供需情况，通过灵活有效的市场化手段，促进新型储能“一体多用、分时复用”，进一步丰富新型储能的市场化商业模式。 （十三）加强新型储能并网调度监督管理。国家能源局派出机构、省级能源主管部门按照各自职责加强新型储能并网和调度运行的监督与管理，建立健全新型储能并网和调度运行管理协调机制，协调处理有关争议。工作中发现的重大问题及时向国家能源局报告。 本通知自发布之日起施行，有效期五年。 国家能源局 2024年4月2日