在由SMM、重庆市江津区人民政府、上期所共同共同主办的 2023 SMM第十二届金属产业年会-SMM 锂电负极及石墨碳素产业年会 上，安徽省石墨烯先进材料工程研究中心、物质科学与信息技术研究院、安徽大学教授王俊中介绍了石墨烯在电池储能中的应用。 石墨烯材料 新能源领域用高效石墨烯电极材料、石墨烯集流体等新能源材料；推进航空航天领域用石墨烯橡胶、石墨烯芳纶等高分子复合材料，石墨烯碳纤维、石墨烯玻璃纤维等复合材料，石墨烯金属复合增强材料等；突破石墨烯导热、散热材料在电子信息领域的应用等。 碳材料的自然属性与电池结缘 高导电性、高稳定性和高电化学稳定性，元素外围4e，C-C 形态与结构多样，历史悠久 廉价易得（石墨、活性炭、碳包覆） 底层逻辑：电池与碳材料结缘。 电池：需要电子/离子稳定跑道 碳材料在电池领域已广泛应用，产业基础好，具备持续推动电池储能技术创新发展的潜力。 碳材料与电池结缘发展态势 石墨、碳黑和活性炭等传统碳材料，在锂离子电池与超级电容器等产业领域已规模商业应用。 碳纳米管、石墨烯、热解碳、硬碳等新型碳材料：为电池技术革新提供新契机，新认知。 具有高比容量的硅碳负极材料，技术竞争激烈，体积膨胀和循环寿命。 高性能碳材料在液流、燃料电池以及碳加热带和散热带中的应用。 导电剂（石墨烯、碳纳米管、炭黑、乙炔黑，科琴黑等）。 石墨烯 石墨烯（Graphene），结构上，一种由碳原子通过sp2共价键相互连接成六角蜂窝状网状结构的二维原子晶体材料。具有离域的大π键，只有表面，吸附力强，难以分散，难以批量化制备。 石墨烯在电池中的（潜在）应用 铅酸电池 （H+离子）、锂离子电池 （Li+） 、钠离子电池 （Na+）、金属-硫电池（Li-S）、金属-空气电池（Zn-O2）、燃料电池 （PEM：质子H+）。 应用研发 石墨烯导电剂、激流体涂层增效锂离子电池； 石墨烯-金属锂固态电解质的锂离子电池； 石墨烯增效铅酸电池； 石墨烯增效钠离子电池； 石墨烯增效铝离子水系电池。 需要注意的是，碳材料在铅酸电池中的应用及机制研究欠缺。 石墨资源制备石墨烯：电化学&机械剥离 应用研究： 传感器、新能源、燃料电池、锂离子电池、超级电容器、高导热膜、催化剂。 剥离石墨制备石墨烯（电化学法）的优势与挑战 石墨（资源丰富）： 层间距小，无离子可交换，无化学官能团可用。 电化学优势： 石墨弱氧化剥离；剥离较彻底，1-3层；电取代部分试剂，更环保（电解液的循环使用）。 挑战： 石墨电极，电接触反应；工程化（颗粒电解、收集分离）；电解液（离子液体、碳酸酯、硫酸、水/盐系等）副反应；批量化的产率；应用终端。 石墨烯添加增效活性碳的超级电容性能 原料中少量添加，提高电容碳的导电性、能量密度和功率密度，降低能耗，提高安全。 高强度电极材料：碳基“钢筋混凝土” 碳纤维/石墨烯/活性炭复合碳材料: 有望使得车身储能一体化。 氢能和燃料电池 燃料电池, 洁净能源发电技术；在电动汽车、重卡、叉车、家用热电联供、备用电源、固定电站、军用电源等领域应用前景广阔； 氢能与燃料电池：10万亿产值（2050年）； 石墨烯基非贵金属催化剂 石墨烯的晶体特征，使其比炭黑的电化学更稳定，导电性更好，导热性能更好。 石墨烯可以被裁剪修饰，提供催化活性位；氧还原高效催化：燃料电池阴极催化剂、金属-空气电池催化剂；石墨烯负载Fe-N-C，案例分析，具备部分取代Pt/C的前景。 总结 石墨烯的围观优越特性会给电池行业带来创新的机会。 石墨烯的低成本批量化制备是个基础； 石墨的电化学-机械法具有商业化潜力； 石墨烯增效铅酸电池和锂离子电池商业化在拓展中； 石墨烯对未来电池（锂硫电池、金属-空气电池）的应用潜力大； 石墨烯对氢燃料电池未来可期。

在由SMM、重庆市江津区人民政府、上期所共同共同主办的 2023 SMM第十二届金属产业年会 - SMM铅年会 上，浙江天能资源循环科技有限公司事业部副总裁张春强对于增值税实施一年多以来，废旧铅酸电池行业现状进行了一番思考和分析。 回收行业现状分析 从2017年开始，回收行业形势倒逼，国家法律、法规政策相继出台完善。 回收政策不断完善，法律法规开始规定合法回收，《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》对危废名录进行修改，进一步强调固体废物收集、转移、处置等全过程监控和信息化追溯。明确违规、违法处罚标准。税收政策方面，开始实施带票回收，《关于完善资源综合利用增值税政策的公告》，废铅蓄电池处置环节即征即退30%调整为50%，回收环节需要开具发票，引入3%简易征收发票，现已全面执行。 铅产业链现状分析 — 处置端 处置能力严重过剩 废铅蓄电池处理能力、收集能力分别达1200万吨、2000万吨，废铅蓄电池年报废量月500-600万吨，收集、处置能力与实际需求不平衡。 行业利润持续较低 2022年再生铅价格持平，呈现原料上涨而产品价格不涨，导致再生铅生产利润小亏损。 全球主要经济体的再生铅产量占铅产量的70%以上，我国不足50%，还有上涨空间。 铅产业链现状分析 — 回收端 全国目前共计1100余家持证回收公司，废电瓶批复回收量在1215万吨/年左右，回收资质多、有效运营资质少、区域分布不均的问题同时存在。 全国废铅蓄电池回收行业现状 非法回收主导市场 正规回收举步维艰 1. 非法回收（黄牛）无资质、无审批、无税收，成本低； 2. 正规回收证照齐全，费用投入大，税负高； 3. 正规回收运营成本高，跨省手续办理难； 4. 回收公司及个体回收商贩不断恶性竞争，导致利润不断压缩，风险管控难度加大。 税务风险： 1、企业所得税税前扣除凭证缺失 从事废电池回收的前端人员主要为自然人，该部分人群普遍文化素质不高，缺乏税务开票的理念与专业能力，回收链条的后端企业难以取得发票，从而缺少合法的企业所得税税前扣除凭证 2、虚开发票风险 （1）回收公司获取非法票源，并向处置企业开具13%发票，导致回收公司和处置企业均有涉税虚开风险。 （2）部分从事废电池回收业务的企业，主要为贸易形式，并未参与实质回收，会导致承担虚开发票的风险。 铅产业链现状分析 — 产废端 预计2023年费铅蓄电池报废量在560万吨左右，2024年在580万吨左右，2025年在600万吨左右。 不过需要注意的是，产废终端对废旧铅酸蓄电池相关知识不了解和回收意识不强，加之合法渠道与非法渠道间价格差和便捷性等因素，导致大量社会废旧铅酸蓄电池流入非法回收渠道。 行业分析总结 现状：我国再生铅行业供需不平衡、回收不规范、管理难度大、政策不健全的特性仍将持续。 趋势：建立“互联网+”回收体系，应用信息化经营管理模式，充分利用国家政策资源打通终端、回收、处置，形成产业链闭环，打造新型数字化回收平台，有助于缓解行业问题 改善供需不均格局，缓解铅酸电池原料供给压力； 加强战略性资源把控，形成核心资源循环，打造核心竞争力。 行业思考 行业当前存在的问题及解决途径 存在的问题： 1、全国回收资质多，但资质区域分布不均； 2、经营合法合规性差，回收、贮存、运输环节不规范； 3、税务风险大； 4、非法贸易多，交易环节多，导致资金安全性差。 解决途径： 1、加大法律法规的执行、检查、监督、处罚力度； 2、回收公司间形成相互监督、约束机制； 3、由大型平台型公司带头整合回收资源，形成区域联盟； 4、处置企业探索区域联营模式，优化产能结构； 5、信息化管理模式，打通行业数据，保障交易安全，未来引入第三方金融，为产业链服务。 回收行业思考具体措施 提高废铅蓄电池收集经营许可证续证条件；加大政府监管、执法力度，打通电池销售—回收两端；建立绿色的互联网+废铅蓄电池绿色回收体系。 措施1：提高废铅蓄电池收集经营许可证续证条件 回收资质多，回收行业僧多粥少，恶性竞争不断。现行《危险废物经营许可证管理办法》续证条件可适当提高，取证后的定期检查力度可加大，对于不再运营的许可证应定期摸排进行取缔。 建议：申请续签废铅蓄电池危险废物收集经营许可证时，应当补充下列条件： 1、公司运营期间无重大安全事故 2、公司运营期间台账、联单等检查无明显缺失或与实际不符 3、结合政府检查记录，对回收公司进行累计评分，对达到评分标准的公司予以续证，否则予以取缔 措施2：加大政府监管、执法力度，打通电池销售—回收两端 非法黄牛没有税费负担，存在本钱优势，可以用高于正规回收的价格来获得废铅蓄电池。由于存在价格和本钱的影响，合法回收公司与非法黄牛相比处于劣势。 建议： 政府环保部门、税务部门等应加大对于非法回收黄牛的整治、处罚力度，对于有过往案例的黄牛应采取复查机制，从而保护合法回收公司利益。对于合法回收公司交付旧电池，可以结合电池生产企业的销售策略，达到“销一回一”的效果，以保证回收公司稳定的货源和收入。 措施3：建立绿色的互联网+废铅蓄电池绿色回收体系 收集网点与回收供公司长期处于坐商，依赖小商贩随意收购和送货上门，交易信息不对称价格不透明，线上数据缺失，对废铅酸电池回收无法实现可溯源，可管控。 建立绿色的废铅蓄电池绿色回收体系， 可以实现环保、安全和健康，借助“互联网＋”等科技手段，实现前端回收、中端运输、末端处置的绿色回收体系，将废铅蓄电池的回收、运输、收集、处置加以有效衔接。可以借助平台实现线上支付，缩短交易层级，提高资金安全；借助物联网实现仓储配送，运输路线得以优化，压缩回收环节，保证回收效能。

10月27日，国家能源局综合司印发《开展新能源及抽水蓄能开发领域不当市场干预行为专项整治工作方案》，其中提到，要重点整治对风电、光伏、抽水蓄能项目开发强制要求产业配套、投资落地等行为，并在此基础上深入查找制度机制层面的短板弱项，加快形成一批务实管用的常态化长效化机制，营造规范高效、公平竞争、充分开放的市场开发环境。 重点整治内容如下： 聚焦2023年1月1日以来各地方组织实施的风电、光伏和抽水蓄能开发项目，核查项目在签订开发意向协议、编制项目投资市场化配置方案、组织实施市场化配置项目开发过程、项目开发建设全过程中是否存在不当市场干预行为，重点整治以下问题： （一）通过文件等形式对新能源发电和抽水蓄能项目强制要求配套产业 地方政府或相关主管部门通过印发文件等形式，对新能源发电和抽水蓄能项目强制要求配套产业，特别是风机、塔筒、多晶硅、硅片、电池片、电池组件等新能源产业链，具体包括： 一是在相关文件中明确或者变相要求项目必须配套产业或者引入产业； 二是虽未明文规定，但口头强制要求配套产业，或对于没有允诺配套产业的项目和投资主体给予阻碍或明显歧视政策。 （二）通过文件等形式对新能源发电和抽水蓄能项目强制要求投资落地 地方政府或相关主管部门通过印发文件等形式，强制要求新能源发电和抽水蓄能项目投资落地，具体包括： 一是要求企业缴纳高额保证金、投资合作保证金、项目开发建设履约保证金、引入外资等； 二是获取或限制项目的附加收益，如项目产生碳排放权及碳排放所获收益等。 点击跳转原文链接： 国家能源局综合司关于印发《开展新能源及抽水蓄能开发领域不当市场干预行为专项整治工作方案》的通知

据报道，一种新型超微超级电容器展示了卓越的能量存储和设备电源的潜在革命。 印度科学研究所仪器与应用物理系（IAP）的研究人员设计了一种新型的超微超级电容器，这是一种能够储存大量电荷的微小装置。它也比现有的超级电容器更小、更紧凑，可以潜在地用于从路灯到消费电子产品、电动汽车和医疗设备等许多设备。 目前，这些设备大多由电池供电。然而，随着时间的推移，这些电池会失去储存电量的能力，因此保质期有限。而电容器凭借其设计，可以存储更长时间的电荷。例如，一个工作电压为 5 伏的电容器在十年后仍能以相同的电压工作。但与电池不同的是，超级电容器不能持续放电，例如为手机供电。 超级电容器的优势 另一方面，超级电容器结合了电池和电容器的优点——它们可以储存和释放大量的能量，因此在下一代电子设备中备受追捧。 在最近发表在《ACS能源快报》上的研究中，研究人员使用场效应晶体管（FET）作为电荷收集器来制造他们的超级电容器，而不是使用现有电容器中使用的金属电极。 IAP教授和该研究的通讯作者Abha Misra说：“使用FET作为超级电容器的电极是调整电容器电荷的新方法。” 电容器设计的创新 目前的电容器通常使用基于金属氧化物的电极，但它们受到电子迁移率低的限制。因此，该团队决定制造混合型场效应晶体管，由二硫化钼（MoS2）和石墨烯的几原子厚层交替组成，以提高电子迁移率，然后与金触点相连。 然后，两个FET电极之间使用固体凝胶电解质，以构建固态超级电容器。整个结构建立在二氧化硅/硅基底上。 研究人员说，“设计是关键部分，因为你要整合两个系统。这两个系统是两个场效应晶体管电极和凝胶电解质（一种离子介质），它们具有不同的电荷容量。制造这种装置以获得晶体管的所有理想特性具有挑战性。由于这些超级电容器非常小，没有显微镜是无法看到的，而且制造过程需要高精度和手眼协调。” 性能和未来计划 超级电容器制作完成后，研究人员就会通过施加各种电压测量了该装置的电化学电容或电荷保持能力。他们发现，在一定条件下容量增加了3000%。相比之下，仅含有MoS2而不含石墨烯的电容器在相同条件下容量仅提高了18%。 未来，研究人员计划探索用其他材料替代MoS2能否进一步提高超级电容器的存储能力。他们补充说，他们的超级电容器功能齐全，可通过片上集成应用于电动汽车电池等储能设备或任何小型化系统中。他们还计划为超级电容器申请专利。

近日，液流储能电池研发商宿迁时代储能科技有限公司（下称：宿迁时代储能）完成A轮亿元融资，该轮融资由高瓴创投（GL Ventures）领投，邦盛资本、苏创投、产发创投等跟投，所融资金将主要用于技术研发、产品量产和市场开拓等方面。 宿迁时代储能成立于2021年，是一家专注于水系有机液流储能电池研发和生产的企业。据介绍，水系有机液流储能电池作为近年来兴起的新型液流电池技术之一，是一种使用水溶性有机物作为电解质的电池技术。 ▍布局水系有机液流电池 当前，液流电池领域涌现出多种技术路径，如：全钒液流电池、锌铁液流电池、锂离子液流电池、锌镍液流电池等。“各路线的本质在于电解质的不同。”有业内人士如是说。 在这其中，宿迁时代储能所布局的水系有机液流电池，所涉及的核心技术在于电解液与离子交换膜，而这也直接关系电池的性能与寿命。 西湖大学理学院有机功能材料实验室PI（Principal Investigator）王盼表示，离子交换膜与储能活性物质的总成本，约占水系有机液流电池整体成本的80%。 据介绍，宿迁时代储能此前向国外供应水系有机液流电池电解质相关产品，并与中国科学技术大学徐铜文团队合作，共同研发了阴离子交换膜（AEM）技术。“相比进口的AEM，我们的生产成本可降低约80%。” 宿迁时代储能副总兼董秘项瞻峰向《科创板日报》记者表示，“水系有机液流储能电池以有机化合物作为电解质，不仅来源广泛，不受资源限制；同时，其电解液分子式可设计，随着技术不断突破，降本空间也将更大。区别于传统强酸、强碱电解液，水系有机液流储能电池可采用中性电解液，无腐蚀且具有安全性。” 从业务发展来看，今年10月15日，宿迁时代储能生产的首套兆瓦级水系有机液流电池投产，进入规模化生产阶段。 截至目前，宿迁时代储能已实现电解液、离子交换膜、双极板、流道板、专用管道等核心原材料和零部件自产。 在能量效率方面，宿迁时代储能研发三部部长张超对《科创板日报》记者表示，该公司水系有机液流储能电池在电堆直流侧能效超85%，电池综合能效超70%。 对于未来规划，张超表示，该公司计划在未来两年内，实现电堆能效超90%，系统综合能效超80%。“ 这一技术方案已经过实验验证，公司已开始采购制造设备、加工模具等。随着工艺的改进和产量增加，公司生产产能有望达2GWh/年 。” ▍水系VS全钒？液流电池未来几何 《科创板日报》记者通过采访多位业内人士了解到，当前在液流电池领域，全钒液流电池技术被认为是液流电池中商业化最快、度电成本最低的路线。 从行业发展来看，全钒液流电池亦成为不少企业的布局方向。 财联社星矿数据显示，今年以来，液流电池领域共发生投融资事件9起，涉及产业链多环节。其中，布局全钒液流电池的企业占多数，包括大连融科储能集团股份有限公司、上海电气（安徽）储能科技有限公司、北京星辰新能科技有限公司、艾博特瑞能源科技（苏州）有限公司等。 据中信证券研究部分析师祖国鹏测算，全钒液流电池到2025年新增规模将达到0.53GW，2027年将达到1.07GW，对应市场空间分别为58亿元和109亿元。 “相比于全钒液流电池，当前水系有机液流电池的电解质产量相对较小，离子交换膜的产量也较小。如果要大面积发展水系有机液流电池，还需要更多的企业参与，释放更多产量。”宿迁时代储能研发三部部长张超表示。 不过，水系有机液流电池在产业化发展方面仍存在一定挑战。 宿迁时代储能副总兼董秘项瞻峰向《科创板日报》记者表示， 水系有机液流电池需要企业不仅具备化工生产经验，同时要有电化学的经验，技术壁垒较高。 宿迁时代储能研发三部部长张超进一步解释道：“ 目前水系有机液流电池的技术难点主要在于开发更低成本的电解质，尤其是开发多电子转移电解质，以及更高能量转换效率膜。 ” 其中，在开发电解质方面，西湖大学理学院有机功能材料实验室PI王盼表示，水系有机液流储能电池需要开发出水溶性的有机化合物，同时使其溶解度、能量密度与现主流的钒电池媲美，甚至做到更高，才可能在矿产资源受到限制的时候成为替代品之一。 对于液流电池技术路线的发展，宿迁时代储能研发三部部长张超表示，“ 全钒液流电池起步最早，发展最为成熟。我们认为，短期内全钒液流依然会是液流储能的主流，但钒开采量和开采成本决定了全钒液流较难完全满足市场需求，因此其他新的液流储能技术存在发展空间 。” “液流电池具有不燃烧、不爆炸，本征安全优势突出，循环寿命长，功率和能量解耦等特点，天然适用于大规模长时储能，在未来储能市场上有望占有一席之地。”张超表示。

今年，储能行业发展再次提速，随着各家厂商陆续发布300Ah+储能大电芯，“大储时代”轮廓愈加清晰。而工商业储能凭借更具优势的投入成本与开发灵活性，在峰谷价差同比扩大的上半年，也展现了火热的“反攻”势头，业内人士普遍认可将2023年定义为“工商储元年”。 市场形势变化之下，10月24日，天合光能（688599.SH）旗下储能板块天合储能发布搭载314Ah天合芯的新一代液冷储能系统Elementa2，同时发布了215KWh/372KW工商储解决方案Potentia蓝海。 天合储能总裁孙伟在接受财联社记者采访时表示，天合储能现阶段专注于大储，未来可能会占业务量的90%，但与此同时，工商储产品从技术本源完全是从大储的技术覆盖过来的，未来应用端可以跟光伏结合。孙伟现场还就市场规划、成本控制、全产业链布局等问题进行了交流，并介绍了部分核心环节的研发情况。 未来大储或将占据业务量九成 储能是指将多余的能量以某种形式存储起来，以便在需要时将其转化回电能或其他形式的能量使用。形象来说，储能就像是“大充电宝”。而新能源转化过程中的间歇性和不稳定性，以及电网的稳定性要求，使储能设备成为了新型电力系统中的标配之一。 储能可分为大储（发电侧、电网侧）、中储（工商业）和小储（户用储能、便携式储能）。大储用于发电站或者电网侧，主要以集装箱式电池储能系统为主，工商业储能则是分布式储能系统在用户侧的典型应用，特点是距离分布式光伏电源端以及负荷中心较近。 据中国电池工业协会储能分会不完全统计，截至2023年9月份，中国新型储能累计招标115GWh，累计中标55.3GWh。高工产研高小兵在天合储能新品发布会上表示，截至2023H1，全国己建成投运新型储能项目累计装机规模超过17.33GW/35.80GWh；2023H1新型储能新增装机约8.63GW/17.73GWh，接近历年累计装机总和。 业内人士表示，从快速增长的行业数据来看，目前正处在新型储能由商业化初期步入规模化发展的新阶段。 对于大储未来的发展，孙伟接受财联社记者采访时表示，大储今后的方向一定是跟光伏、光储发电、光储一体耦合的应用方式，其市场前景非常广。天合储能产品现在覆盖了大储、工商储、户储等核心领域，但现阶段在储能领域还是专注于大储，未来可能会占业务量的90%。 面对各家厂商推出的300Ah+储能大电芯的主流配置，天合储能新一代柔性液冷电池舱Elementa 2系统能量也由原先一代的3.727MWh提升至5.015MWh，采用的是自研自产的314Ah天合芯。 孙伟向财联社记者表示，目前储能电化学体系平台相对比较单一，在以磷酸铁锂为主的平台基础上，主要进行技术内部容量的迭代，为客户提供更具性价比的产品。 “这款产品（Elementa 2）最重要的是单仓容量能达到5MWh，提升了用户整体投资经济性，极大地降低了包括后期场站建设、后期维护成本等各种成本。同时安全可靠依然是产品底线，天合储能通过技术努力优化了液冷系统，中间有隔热、阻隔的设计。”孙伟表示。 孙伟：看好工商储商业逻辑 储能的商业模式始终是业内热门话题。相比靠租赁获得收入、需要建设用地的大储，工商业储能的经济性和场景应用潜力正在被更多人注意到。 根据《2023中国工商业储能发展白皮书》统计，2023年上半年，中国用户侧储能项目新增装机规模约138兆瓦，其类型主要是工商业储能。预计2023年中国工商业储能新增装机规模有望达到300至400兆瓦，到2025年末，中国工商业储能装机总量有望达到3.2吉瓦。 目前，工商业储能的核心收益方式是峰谷套利：即在低电价给储能系统充电，高电价储能系统放电，实现峰谷电价差套利。业内人士告诉财联社记者，随着峰谷价差持续拉大，分时电价机制完善，工商业储能的经济性大幅提升。 天合储能此次发布的215KWh/372KWh蓝海工商储解决方案Potentia蓝海，采用A级优质电芯，加强了安全保障。 孙伟向财联社记者表示，“国内大储在市场占比方面有绝对优势，但目前主要还是以政策端强制配储作为驱动。所以也一定程度上（因）现在整个市场对价格非常敏感，产生了价格内卷。” 孙伟表示，现阶段工商储商业逻辑更契合市场。“我们非常看好工商储，因为工商储是在相对更商业化的范畴之内，具有商业逻辑的产品。主要是通过电网高低波段价格峰谷套利实现盈利，从未来看，这是一个比较合理的、由市场主导的产品。” 与此同时，尽管大储业务是天合储能的主要发力点，但对于工商储产品市场前景，孙伟表示：“从技术本源来讲，（工商储）完全是从大储的技术覆盖过来的，所有技术都可以从大储去继承。而且未来应用端也可以跟光伏结合。比如做零碳产业园，自发自用，然后可以做电网的补充，也可以跟光伏融合。” 未来2-3年推出耐高温电池、电芯 业内人士告诉财联社记者，很长时间以来，储能设备的成本是大规模应用的阻碍之一，哪一家企业产品性价比更高、为客户带来的投资经济学更高，更能赢得市场青睐。 而电池散热模块产生的成本压力是储能设备目前的焦点，现阶段行业内工商业储能制冷方式普遍是液冷，同时也有部分企业沿用风冷方案。 对此，孙伟表示，“电池散热问题一直是新能源推广中几个主要问题之一，对比液冷和风冷，前者热效果肯定更好。另外整体的电池柜和电池舱设计中，液冷不但散热效果好，而且会减少内部空间的占用，提高整柜和整箱内部空间的利用率。如果采用风冷，内部要预先设计一些空气流道，也会占用一部分箱内的空间，就会产生额外的成本。” “今天发布的Elementa 2，包括之前的G1，已经可以做到液冷系统总体成本低于风冷。”孙伟表示。 在散热问题上，天合储能的技术方向是力求“一步到位”。今年5月份，天合储能曾对外公布了储能产品中的无空调系统的解决方案，耐高温锂电池方案路线受到关注。 孙伟在接受采访时表示，“电芯现在占了储能产品成本60%以上，在未来激烈竞争的产业博弈中，成本占比最高这部分一定是我们要重点关注的。从价值链去分析，天合首先是制造型企业，以电芯、电池仓、PCS等硬件为代表的产品，它在价值链中的毛利率、占比也最是高的，所以我们产业要围绕这块进行布局。” “我们期望未来2-3年耐高温的电池、电芯可以尽快推向市场。工商业储，包括大储的电池柜和电池舱里推介无空调系统会从设计结构上就大幅度降低成本，然后通过电池耐高温的性能来减少对散热系统的依赖。”孙伟表示。

国家发改委、国家能源局发布加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见。其中提到，有序建设抽水蓄能。积极推进新型储能建设。充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，结合应用场景构建储能多元融合发展模式，提升安全保障水平和综合效率。 此前在工信部召开的重点行业稳增长新闻发布会上，工信部电子信息司副司长杨旭东表示2022年新型储能新增装机7.3GW，同比增长200%。需求高景气叠加应用场景多元，储能技术路线竞相发展，随着新型储能技术的成熟度不断提升，供应端企业积极布局多元化技术，为行业创造新的增长点。 据财联社主题库显示，相关上市公司中： 华阳股份 持股49%的阳泉奇峰拥有国内领先的飞轮储能技术，目前飞轮储能项目根据订单数量确定生产计划，按需生产，2022年生产完成26套。 科远智慧 提供分散控制系统解决方案的金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目已成功并网。

10月25日，国家发改委、国家能源局发布加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见。其中提到，要 积极推进新型储能建设。 充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，结合应用场景构建储能多元融合发展模式，提升安全保障水平和综合效率。 加快重大电工装备研制。 研发大容量断路器、大功率高性能电力电子器件、新能源主动支撑、大容量柔性直流输电等提升电力系统稳定水平的电工装备。推动新型储能技术向高安全、高效率、主动支撑方向发展。 提高电力工控芯片、基础软件、关键材料和元器件的自主可控水平，强化电力产业链竞争力和抗风险能力。 具体原文如下： 国家发展改革委 国家能源局关于 加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局、辽宁省工业和信息化厅、上海市经济和信息化委员会、重庆市经济和信息化委员会、四川省经济和信息化厅、甘肃省工业和信息化厅，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，有关电力企业： 为深入贯彻党的二十大精神，全面落实党中央、国务院决策部署，准确把握电力系统技术特性和发展规律，扎实做好新形势下电力系统稳定工作，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，保障电力安全可靠供应，推动实现碳达峰碳中和目标，提出以下意见。 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，深入贯彻党的二十大精神，全面落实碳达峰碳中和战略部署和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，深刻认识未来相当长时间内，电力系统仍将维持交流电为主体、直流电为补充的技术形态，稳定问题将长期存在，牢固树立管电就要管系统、管系统就要管稳定的工作理念。立足我国国情，坚持底线思维、问题导向，坚持系统观念、守正创新，坚持先立后破、远近结合，统筹发展和安全，做好新形势下电力系统稳定工作，为中国式现代化建设提供可靠电力保障，满足人民美好生活用电需要。 （二）总体思路 夯实稳定物理基础。 科学构建源网荷储结构与布局，保证电源结构合理和电网强度，建设充足的灵活调节和稳定控制资源，确保必要的惯量、短路容量、有功、无功和阻尼支撑，满足电力系统电力电量平衡和安全稳定运行的需求。 强化稳定管理体系。 围绕高比例可再生能源、高比例电力电子设备的电力系统在源网荷储互动环境下安全稳定运行，科学谋划电力系统转型的发展方向和路径，统筹规划、建设、运行、市场、科研等各项工作，建立适应新型电力系统的稳定管理体系，确保稳定工作要求在新型电力系统全过程、全环节、全方位落实。 加强科技创新支撑。 围绕系统安全稳定技术需求，加强基础理论研究，推进重大技术和装备攻关，加快先进技术示范和推广应用，协同构建适应新型电力系统的稳定技术标准体系，以创新支撑新型电力系统建设。 二、夯实电力系统稳定基础 （三）完善合理的电源结构。 统筹各类电源规模和布局。 可靠发电能力要满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压和阻尼支撑；科学确定电源接入电网电压等级，实现对各级电网的有效支撑；构建多元互补的综合能源供应体系。 增强常规电源调节支撑能力。 新建煤电机组全部实现灵活性制造，现役机组灵活性改造应改尽改，支持退役火电机组转应急备用和调相功能改造，不断提高机组涉网性能；积极推进主要流域水电扩机、流域梯级规划调整等，依法合规开展水电机组改造增容，新建水电机组按需配置调相功能；积极安全有序发展核电，加强核电基地自供电能力建设；在落实气源的前提下适度布局调峰气电；稳步发展生物质发电。 大力提升新能源主动支撑能力。 推动系统友好型电站建设，有序推动储能与可再生能源协同发展，逐步实现新能源对传统能源的可靠替代；协同推进大型新能源基地、调节支撑资源和外送通道开发建设，推动基地按相关标准要求配置储能，保障外送电力的连续性、稳定性和高效性。 （四）构建坚强柔性电网平台。 明确网架构建原则。 构建分层分区、结构清晰、安全可控、灵活高效、适应新能源占比逐步提升的电网网架，合理确定同步电网规模；保证电网结构强度，保持必要的灵活性和冗余度，具备与特高压直流、新能源规模相适应的抗扰动能力和灵活送受电能力。 提高直流送受端稳定水平。 直流送端要合理分群，控制同送端、同受端直流输电规模，新增输电通道要避免过于集中；直流受端要优化落点布局，避免落点过于密集；常规直流受端和新能源高占比地区应具备足够的电压支撑能力，短路比等指标要符合要求；积极推动柔性直流技术应用。 促进各级电网协调发展。 合理控制短路电流水平，适时推动电网解环；推动建设分布式智能电网，提升配电网就地平衡能力，实现与大电网的兼容互补和友好互动。 （五）科学安排储能建设。按需科学规划与配置储能。 根据电力系统需求，统筹各类调节资源建设，因地制宜推动各类储能科学配置，形成多时间尺度、多应用场景的电力调节与稳定控制能力，改善新能源出力特性、优化负荷曲线，支撑高比例新能源外送。 有序建设抽水蓄能。 有序推进具备条件的抽水蓄能电站建设，探索常规水电改抽水蓄能和混合式抽水蓄能电站技术应用，新建抽水蓄能机组应具备调相功能。 积极推进新型储能建设。 充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，结合应用场景构建储能多元融合发展模式，提升安全保障水平和综合效率。 三、加强电力系统全过程稳定管理 （六）加强电力系统规划。统筹整体规划。 统筹源网荷储整体规划，强化区域协同，加强规划方案及过渡期安全稳定和供电充裕性的系统论证，提高规划阶段电力系统安全稳定计算分析的深度和精度，加强系统调节能力统筹规划。 强化规划执行。 严格按规划推动源网荷储协同发展、按时投运，滚动开展供需平衡分析，合理安排支撑性电源和调节性资源建设，满足电网安全稳定运行、电力保供和新能源消纳要求。 有序做好衔接。 加强规划与建设、运行等环节的有效衔接，提升规划方案的适应性、可行性与安全性；加强一、二次系统衔接，协调开展安全稳定控制系统的整体方案研究。 （七）加强工程前期设计。深化设计方案。 在大型输变电工程、大型电源接入系统、直流输电工程的可行性研究及初步设计工作中，加强工程对系统的影响分析。 开展差异化补强设计。 针对重点区段开展差异化设计，提升工程可靠性和抵御灾害能力。 优化二次系统设计。 合理配置继电保护、稳定控制、通信、自动化、监控系统网络安全等二次系统，确保满足相关标准和反事故措施要求。 （八）加强电力装备管理。 紧密围绕电力系统的稳定技术要求开展相关装备研制、系统试验。针对不同应用场景优化直流、新能源等电力电子装备的并网性能。严格把关电力装备入网质量，充分开展试验测试，消除装备质量系统性缺陷。对新研发的首台（套）电力装备，加强科学论证和风险管控。 （九）加强电力建设管理。 强化电力工程建设的安全、环保、质量、进度等全周期管理，实现工程“零缺陷”投运。组织实施与基建工程配套的系统安全稳定控制措施，确保二次设备与相应的一次设备同步建设、同步投运。针对工程建设过渡阶段，开展系统分析校核，落实过渡期安全保障措施。 （十）加强电力设备运维保障。 加强大型电源和主网设备的可靠性管理，持续开展设备隐患排查治理和状态监测，针对重要输电通道、枢纽变电站、重要发电厂等关键电力设施开展专项运维保障。及时开展设备缺陷及故障原因分析，制定并落实反事故措施，定期核定设备过负荷能力。加强二次系统运维保障，确保二次设备状态和参数与一次系统匹配，防止继电保护及安全自动装置不正确动作。 （十一）加强调度运行管理。严肃调度纪律。 坚持统一调度、分级管理，各并网主体必须服从调度机构统一指挥，调度机构要严格按照相关法律法规和制度标准开展稳定管理工作；统筹安排电力系统运行方式，协同落实互联电力系统安全稳定控制措施；发生严重故障等情况下，调度机构应按照有关规定果断采取控制措施。 强化协同控制。 建立一、二次能源综合管理体系，加强电力电量全网统一平衡协调；提升新能源预测水平，严格开展各类电源及储能设施涉网性能管理，通过源网荷储和跨省区输电通道送受端电网协同调度，提高面向高比例可再生能源接入的调度管控能力。 （十二）加强电力系统应急管理。 建立健全应对极端天气、自然灾害及突发事件等的电力预警和应急响应机制，加强灾害预警预判和各方协调联动。强化重点区域电力安全保障，合理提高核心区域和重要用户的相关线路、变电站建设标准，推进本地应急保障电源建设，重要用户应根据要求配置自备应急电源，加强移动应急电源统筹调配使用，在重点城市建成坚强局部电网。加强超大、特大城市电力保供分析，根据需求保留部分应急备用煤电机组，应对季节性和极端天气保供。提升事故后快速恢复和应急处置能力，优化黑启动电源布局，完善各类专项应急预案，定期组织开展大面积停电事件应急演练。 （十三）加强电力行业网络安全防护。强化安全防护建设。 坚持“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”原则，强化结构安全、本体安全，探索构建安全子域，推进新型并网主体电力监控系统安全防护能力建设，强化供应链安全管理，深化安全防护评估。 提升网络安全态势感知及应急处置能力。 完善网络安全态势感知平台建设应用，推进电力网络安全靶场高质量发展，强化备用调度体系，制修订电力监控系统专项网络安全事件应急预案并定期组织演练。 四、构建稳定技术支撑体系 （十四）攻关新型电力系统稳定基础理论。 研究高比例可再生能源、高比例电力电子设备接入电力系统、特高压交直流混联运行的稳定机理和运行特征，掌握电力系统故障暂态过渡过程及抑制方法。创新电力系统多维度稳定性控制理论与方法，突破海量异构资源的广域协调控制理论，深入研究新型储能对电力系统安全稳定支撑作用与控制方法。加快攻关源荷高度不确定性环境下的电力电量平衡理论，建立完善各类灵活调节性资源规划设计理论。 （十五）提升系统特性分析能力。推进电力系统多时间尺度分析仿真能力建设 。在电力系统各环节深入开展分析，对高比例电力电子设备接入电网开展电磁暂态仿真或机电-电磁混合仿真校核，建立和完善集中式新能源、新型储能、直流等详细分析模型，开展含分布式电源的综合负荷建模，推动新能源发电机组模型与参数开放共享。 加强电力系统稳定特性分析。 考虑运行工况的多变性和随机性，强化在线安全分析应用，充分利用实际故障和系统性试验开展研究，掌握系统安全特性及稳定边界。 （十六）强化系统运行控制能力。 融合先进信息通信技术，汇集一次能源、设备状态、用户侧资源、气象环境等各类信息，构建全网监视、全频段分析、全局优化、协同控制、智能决策、主配一体的调度技术支持系统，提高电力系统运行控制的自适应和数字化水平，实现调度决策从自动化向智能化转变。提升新能源和配电网的可观、可测、可控能力，研究分布式电源、可控负荷的汇聚管理形式，实现海量分散可控资源的精准评估、有效聚合和协同控制，同步加强网络安全管理。建设技术先进、覆盖主配、安全可靠、高速传输的一体化电力通信专网，为运行控制、故障防御提供坚强技术支撑。 （十七）加强系统故障防御能力。 巩固和完善电力系统安全防御“三道防线”，开发适应高度电力电子化系统的继电保护装置和紧急控制手段，研究针对宽频振荡等新型稳定问题的防控手段，扩展稳定控制资源池，滚动完善控制策略，加强安全自动装置状态和可用措施量的在线监视，保障电力电子化、配电网有源化环境下稳定控制措施的有效性。研究新能源高占比情形下发生极端天气时的电力系统稳定措施。加强电力系统故障主动防御能力，提升全景全频段状态感知和稳定控制水平，实现风险预测、预判、预警和预控。 （十八）加快重大电工装备研制。 研发大容量断路器、大功率高性能电力电子器件、新能源主动支撑、大容量柔性直流输电等提升电力系统稳定水平的电工装备。推动新型储能技术向高安全、高效率、主动支撑方向发展。提高电力工控芯片、基础软件、关键材料和元器件的自主可控水平，强化电力产业链竞争力和抗风险能力。 （十九）加快先进技术示范和推广应用。 紧密围绕电力系统稳定核心技术、重大装备、关键材料和元器件等重点攻关方向，充分调动企业、高校及科研院所等各方面力量，因地制宜开展电力系统稳定先进技术和装备示范，积累运行经验和数据，及时推广应用成熟适用技术，加快创新成果转化。 （二十）加强稳定技术标准体系建设。充分发挥现有标准指导作用。 建立健全以《电力系统安全稳定导则》《电力系统技术导则》《电网运行准则》为核心的稳定技术标准体系并适时修订完善，强化标准在引领技术发展、规范技术要求等方面的作用。 持续完善稳定技术标准体系。 完善新能源并网技术标准，提升新能源频率、电压耐受能力和支撑调节能力；建立新型储能、虚拟电厂、分布式智能电网等新型并网主体涉网及运行调度技术标准；完善新型电力系统供需平衡、安全稳定分析与控制保护标准体系，指导新型电力系统广域协同控制体系顶层设计；开展黑启动及系统恢复、网络安全等电力安全标准研制；引领新形势下电力系统稳定相关国际标准制修订。 五、组织实施保障 （二十一）建立长效机制。 完善电力行业稳定工作法规制度，强化政策措施的系统性、整体性、协同性。建立健全电力系统稳定工作长效机制，强化规划执行的严肃性，加强统筹协调，一体谋划、一体部署、一体推进重大任务，定期研究解决重点问题与重大运行风险，协调解决保障电力供应和系统稳定运行面临的问题。 （二十二）压实各方责任。 建立健全由国家发展改革委、国家能源局组织指导，地方能源主管部门、国家能源局派出机构、发电企业、电网企业、电力用户各负其责、发挥合力的电力系统稳定工作责任体系。地方能源主管部门、经济运行管理部门及有关单位按职责分工履行好电力规划、电力建设、电力保供的属地责任。发电企业加强燃料供应管理，强化涉网安全管理，提高发电设备运行可靠性，满足系统安全稳定运行要求。电网企业做好电网建设运维、调度运行等环节的稳定管理，强化电网安全风险管控。电力用户主动参与需求响应，按要求执行负荷管理，践行节约用电、绿色用电。国家能源局派出机构依法加强监管，推动相关稳定措施落实到位。 （二十三）完善投资回报机制。 建立健全基础保障性和系统调节性资源投资回报机制，合理反映其在新型电力系统中的价值。持续完善市场机制，推动各方积极参与负荷控制建设、运营和需求侧响应，按照“谁提供、谁获利”的原则获得合理收益。鼓励社会资本积极参与电力系统稳定调节资源投资、建设和运营。完善电力市场交易安全稳定校核制度，保证各类市场运作场景下电力系统稳定可控。 （二十四）加强宣传引导。 开展形式多样的政策宣传和解读，凝聚行业共识，引导各方力量树立全网一盘棋的思想，发挥各自优势形成合力。加强电力系统稳定工作人才培训和队伍建设，提升电力系统管理人员和技术人员工作水平。及时总结电力系统稳定工作经验，推广典型模式和先进技术。 国家发展改革委 国 家 能 源 局 2023年9月21日 点击跳转原文链接： 国家发展改革委 国家能源局关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见

近期，在2023中国国际新型储能发展峰会（下称：INES2023）上，中国电池工业协会理事长刘宝生提到，截至今年9月份，中国新型储能累计招标115GWh，累计中标55.3GWh。其中，新型储能累计规模14.8GWh/39.9GWh。工商业储能方面，累计备案4.1GWh，超过15个省份峰谷价差超过每千瓦时0.7元。 当前，新型储能技术路线百花齐放，不少新技术正迎来产业化发展，技术及商业模式创新成为储能降本的关键。与此同时，储能行业火热背后，折射出市场良莠不齐、行业标准待完善等问题，储能安全问题愈发受到行业关注。 ▍储能技术路线百花齐放 当前，电化学储能凭借响应快、建设周期短、转化效率高等优势占据一席之地。根据中国电池工业协会数据，截至今年9月，储能电池出货量为110.7GWh，占全球储能电池出货量的93%。锂离子电池占电化学储能主导地位，占比达90%以上。 《科创板日报》记者注意到，在此次INES2023上，对于当前锂电池面临的安全、能量密度等问题，业内正逐步研发新一代技术。 在材料方面， 中国工程院院士杨裕生预计，硫-锂子电池安全性、比能量和循环性高，既可用于动力电池及规模储能，未来规模可与磷酸铁锂，三元材料相当。 澳大利亚国家工程院外籍院士、南方科技大学创新创业学院院长及清洁能源研究院院长刘科提出，液体是最佳的能源载体也是最佳的储能载体。“绿色甲醇这一材料将在可再生能源储存、运输、使用等方面扮演重要角色。” 性能方面， 中国科学院院士成会明表示，其团队正开发适应深空、深海、极地等极端气候环境下宽温域铝储能技术。实验室数据显示，其极限温度可达负70度，放电可以到60%以上，可在负30度以下充电，循环稳定性可达5000次以上。此技术无需储能柜及空调设备，计划今年12月份建设5-10MWh示范电站。 除电化学储能外，当前，压缩空气储能、飞轮等其他储能技术也在加速规模化发展。 华驰动能（北京）科技有限公司联合创始人、执行总裁孟德超在接受《科创板日报》等媒体采访时表示，飞轮储能具有响应快、充放电次数极高、充放电能力零衰减、无污染等优点，有望得到进一步发展。 对于储能技术的发展趋势，孟德超表示，“各技术路线都在发挥作用，包括未来几年还会有新的技术出现，不是说谁要把谁给取代掉，而是（各技术路线）要找准最终的位置。” 以飞轮储能为例，孟德超向《科创板日报》记者表示，“目前飞轮储能还未发挥出真正优势。未来，随着电网频率不稳定性问题日益突出，飞轮储能将在调频方面发挥其更大价值。” ▍技术及商业模式创新成降本关键 《科创板日报》记者注意到，当前，不少新型储能技术正加速产业化发展。其中，液流电池作为新型储能代表，自今年以来，其产业链企业融资火热，总额超21亿元。产业链企业相继宣布扩产，合计规划产能超12.2GW。 需要注意的是，储能产业发展离不开降本。不少业内人士向《科创板日报》记者表示，技术及商业模式创新成为当前储能降本的关键。 以液流电池为例，当前，全钒是液流电池中商业化最快、度电成本最低的路线。中国科学院院士、南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿表示，电堆与电解液占全钒液流电池储能系统成本80%以上，提升电解液利用率是降低系统成本，推动其产业化的关键。 北京星辰新能科技有限公司（下称：星辰新能）首席科学家、中南大学教授刘素琴向《科创板日报》记者表示，当前液流电池产业化发展有赖于关键材料（包括隔膜、电极、电解液、双极板等）的进步。“它是一个系统工程，单做哪一方面，它的提升幅度都不会很大，但如果一起去解决的话，性能提升将会很明显。” 与此同时，不少企业通过垂直一体化布局实现降本。以星辰新能为例，该公司成立于2021年，业务覆盖液流电池储能系统的研发、制造、生产。其相关人士向《科创板日报》记者表示，该公司目前已布局上游钒矿和电解液厂，从而保障上游供应安全，降低中间成本。 大连融科储能技术发展有限公司则通过探索电解液租赁等新型商业模式，从而降低储能系统初始投资成本。据了解，该模式已在“枞阳海螺水泥6MW/36MWh项目”中首次应用。 从整个储能行业来看，当前新能源配储逐渐向共享、共建储能电站模式转化，共享储能可作为独立主体参与市场，通过容量租赁、现货能量套利、参与辅助服务市场多个渠道收益。 截至目前，青海、湖南、山东等地已建立相应的共享储能商业模式。 天合储能有限公司总裁孙伟在INES2023上表示，“共享储能可接受电网统一调用，提升系统的利用效率，降低新能源场站配储的初始投资，同时规模化建设更利于集中管理。” ▍储能安全问题引发业内关注 天眼查数据显示，截至目前，国内储能领域注册企业已超8万家。其中，今年上半年，新增注册企业超4万家。但与此同时，不少新入局企业于近期频繁出清储能业务。其中，游戏公司昆仑万维转让控股储能公司，这距离其官宣踏入储能领域尚不足一年时间。 西北电力设计院智能电网室经理刘国华向《科创板日报》记者表示，“从目前的市场表现来看，储能很‘热’，但真正落地的情况其实没有想象中的占比那么高。” 刘国华进一步解释称：“目前的主要问题在于市场良莠不齐，这也导致产品质量较难被保证，安全性问题突出。” 储能领域火热的背后，亦有不少业内人士对于安全问题的理性思考。 奇点能源战略推广高级经理杨馨雨向《科创板日报》记者表示， 当前，需要企业配合政府等共同打造储能行业标准。“储能安全问题不仅关系着一家企业的口碑，更影响着整个行业的发展。” 西北电力设计院智能电网室经理刘国华在接受《科创板日报》记者采访时表示，未来，关注质量、重视安全问题的企业更有机会突出重围。 对于具体的安全策略制定，宁德时代新能源科技股份有限公司总工程师、储能解决方案部总裁许金梅表示，储能是一个很复杂的体系，需借鉴核电鉴证方法，优化储能鉴定体系，关键核心是实证，这是支撑投资的基础数据。“对于以20尺寸的集装箱为例，有10万个以上的零部件，针对成千上万种零部件，根据寿命对其进行分级制定策略，确保长期可靠性。”

在SMM主办的 2023 SMM新能源产业年会-储能产业 论坛上，上海聚信海聚新能源科技有限公司储能技术总监魏钟介绍了工商业储能场景盈利及风险、海聚新能源解决方案等。 行业背景介绍 政策背景 储能市场需求扩大；分时电价机制完善；限电与有序用电；市场交易电价上浮；取消工商业目录销售电价。 中国的碳减排承诺：“碳中和”理念已成全球趋势，中国力争在2060年前实现碳中和，发展方向为发展新能源、减污降碳及国土绿化。2020年9月23日，习近平主席在第七十五届联合国大会上承诺中国“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。 中国碳中和方向：（1）制定行动方案：在2020年12月18日召开的中国中央经济工作会议中，中国政府提出做好碳达峰、碳中和工作，中国二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，力争2060年前实现碳中和。 （2）发展新能源：要加快调整优化产业结构、能源结构、推动煤炭消费尽早达峰、大力发展新能源，完善能源消费双控制度。 （3）减污降碳：要继续打好污染防治攻坚战，实现减污降碳协同效应。 （4）国土绿化：要开展大规模国土绿化行动，提升生态系统碳汇能力。 双碳目标 · 储能市场需求扩大 习近平主席提出2030年风光装机12亿千瓦以上的目标，到2030年每年风光装机新增在60-80GW之间。在碳达峰、碳中和目标指引下，预计到2060年，我国风电、光伏等新能源发电量占比将达65%。 政策支持 · 分时电价机制完善 《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》 科学划分峰谷时段；合理确定峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。 储能利好 · 限电与有序用电 东北限电拉闸拉开全国多省市限电序幕。 《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》印发，国网开展有序用电。 错峰：高峰时段负荷转移，电能使用不减少。 避峰：高峰时段削减、中断或停止负荷，电能使用减少。 工商业储能场景 盈利及风险 工商业储能· 影响收益的因素 （1）风险因素：运营风险(售后等)；事故风险(消防等）。 （2）初始投资成本：设备成本；配电成本；施工成本；设计成本。 （3）电池因素：寿命（放电倍率等）；放电深度（DOD）；日循环次数（0.5C 0.3C等）；残值率等（梯次利用）。 （4）系统效率：电池效率(EOL%，DOD，RTU)；PCS效率（另：变压器效率，线损等）；变压器及辅助用电损耗(辅助功耗)。 （5）运维成本：人工；场地租赁；电池更换；变压器容量费（避免超容）。 （6）电价差：峰谷电价（变量）；尖峰电价（变量）；售电折扣（变量）。 （7）其他：年有效工作天数（变量）；补贴收益等（政策导向）；伴随标准的完善，初早期的工商业储能面临拆除及改造等因素。 海聚新能源 能力建设—产学研 2023年公司已经建设规划年出货量为5GWh的储能电池PACK产线，在加大新能源产品生产制造能力的同时，加强与上海市内研究院所的合作，同时聘请浙江大学、武汉大学等高校教授就相关产品技术路线和发展方向沟通交流合作，率先进行储能钠离子电池研究，对储能电池成本的控制和安全性能提升进行规划布局。 建立中国合格评定国家认可委员会(CNAS) 认可的储能检测实验室，认可范围包括电力储能用锂离子电池及电池管理系统性能检测等，满足单机容量2.5MW产品的全电压等级并网模拟试验需要的试验能力， 覆盖安全、环境适应性、功能及性能等3大类关键项目，建立了完善的储能系统相关产品全生命周期的测试评价体系，为公司新产品研发提供技术支持，为储能系统集成提供安全支撑。 核心业务 储能设备自主研发；光伏电站系统方案；储能系统集成方案；综合能源管理服务。 储能设备自主研发 生产基地：生产基地采用行业领先的智能制造技术（生产自动化、运营数字化、设备智能化）为基础经营管理模式，规划多条自动化PACK生产线，一期工厂规划年产能5GWh左右。生产基地以“安全稳定、高效可靠、客户价值”为质量方针，为客户提供性能优越、高品质的储能产品。 工商业储能解决方案 针对电力扩容受限大，负荷峰谷差日益扩大的工商业，海聚新能源提供可定制化的、满足各类工商业需求的系统解决方案。通过削峰调谷、负荷转移等方式，缓解企业扩容困难、用电成本高等问题。 全液冷设计，高效散热，系统效率高。 智能均温控制：温差小于3℃，电池运行一致性优良。 功能多样化：可用于有功调节、无功补偿、谐波抑制、备电等功能。 智能运维：支撑远程故障诊断和运维指导，降低运维费用。 多消防系统：提供全氟己酮PACK级消防，预留水消防，适用不同用户需求。 模块化设计：可实现灵活部署，安装调试时间小于3个工时。 智能EMS云平台：充放电策略优化，提供智能运维服务。 能量密度高：占地不足2平方米，支持多机并联。 大型储能系统解决方案 采用预制舱式直流侧风冷/液冷储能电池系统，系集成度高，其模块化设计和预安装设计也能满足多种场景的储能集群。同时，显著改善电能质量，提高电网安全稳定性，增加经济收益。 防护等级IP54； 热蔓延控制屏蔽设计； 智能簇级管理，降低电池簇木桶效应，提高放电量； 模块化设计，易于电池替换及系统扩容； 预安装设计，减少人工现场工作量； 智能热管理策略； 在线式远程监控，减少人工现场巡检。