6月5日早间，韩国研究机构SNE Research发布最新数据，2023年1-4月，全球动力电池装车量182.5GWh，同比增长49%。得益于其在中国国内市场份额的扩大，比亚迪以较上一年三位数的增长保持在第二位。 具体从公布的1-4月全球动力电池装车量TOP 10企业来看，中国企业已然占据六席，总市占率高达62.3%。其中，1-4月，宁德时代全球动力电池装车量同比增长55.6%至65.6GWh，市占率35.9%，以”老大哥“身份持续领跑；比亚迪加速追赶，以同比108.3%的增速涨至29.4GWh，市占率16.1%，连续四个月站稳TOP 10第二位置；中创新航装车量8.4GWh，同比增长65%，首超韩国企业三星SDI，排在第六位；国轩高科、亿纬锂能、欣旺达分列第八到十位，装车量分别为4.4GWh、3.4GWh、2.8GWh，其中，亿纬锂能同比增长96.6%，接近一倍。 除中国企业外，韩国三家企业在全球动力电池装车量TOP 10中也长期占据主要位置，1-4月，LG新能源保持第三位置，同比增长49.3%，装车量25.7GWh，市占率14.1%；SK On增速较缓，装车量9.5GWh，市占率达5.2%，位列第五；三星SDI装车量首被中创新航赶超，排在第七位，1-4月装车量7.5GWh，同比增长28.4%，市占率达4.1%。 此外，松下是唯一一家进入全球动力电池装车量TOP 10的日本公司，1-4月电池使用量为15.1GWh ，与去年同期相比增长了35.9% ，在TOP 10排行中保持在第四位。 SNE分析，2023年，中国企业有望进军美国、欧洲等海外市场，为国内最大的电动汽车市场增速逐渐放缓做准备。其中，欧洲电动汽车市场的政治问题比美国少，作为寻求电池供应链多元化的战略点而备受关注。未来，随着中国企业正式进入欧洲市场，磷酸铁锂电池在欧洲的占比有望进一步提升。 从国内出口数据来看，中汽协消息显示，1-4月，我国新能源汽车出口34.8万辆，同比增长1.7倍；1-4月，我国动力电池企业电池累计出口达34.6GWh。其中三元电池累计出口25.2GWh，占总出口72.8%；磷酸铁锂电池累计出口9.4GWh，占总出口27.0%。 从出海布局情况来看，不只美国和欧洲，我国电池企业全球海外投资也在提速。6月2日，国轩高科回应媒体采访时表示，公司正有意向在北非国家摩洛哥建立一家电动汽车电池厂，年产能长远规划为100GWh。 5月18日，派能科技宣布，其全资子公司Pylon Technologies Europe Holding B.V.与意大利公司Energy S.p.A.将共同投资建设储能工厂，用于制造派能科技储能产品。此工厂将成为派能科技海外首座储能工厂。  5月，亿纬锂能更新了两大海外基地动态：5月12日，亿纬锂能全资孙公司亿纬马来西亚拟向PKL购买土地，在当地建立锂电池制造厂；5月9日，亿纬动力官宣在匈牙利德布勒森购买土地建设电池工厂。 除了上述企业的最新海外动态，据电池网不完全统计，截至2023年3月31日，已有包括宁德时代、亿纬锂能、蜂巢能源、远景动力、国轩高科、中创新航在内的多家国内锂电池企业官宣在海外建厂，工厂数量达25家（包含电芯、模组PACK工厂），其中，19个工厂公布了规划产能，总计超406.5GWh。 至此，国内锂电池企业官宣在海外建厂数量已达27家，20个工厂公布规划产能，达506.5GWh。 对于出海布局，中关村新型电池技术创新联盟秘书长、电池百人会理事长于清教认为，国内电池厂海外建厂速度目前相对于日韩，特别是韩系企业速度要慢，但未来随着海外新能源汽车市场的扩容，国内企业出海速度肯定会加快。“无论是出口还是海外建厂，除了商业博弈以外，也面临经济外交等方面的挑战。地缘政治经济环境复杂多变，关税壁垒高，运力紧张等困难有待克服。此外，还可能面对用工与用能成本、本地化供应链、基础设施建设、专利纠纷、企业文化与人才管理、社会治安等挑战。”

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6月5日，广东省发展改革委、广东省能源局印发《广东省促进新型储能电站发展若干措施》。其中提出，推进新能源发电配建新型储能， 争取到2025年，全省新能源发电项目配建新型储能电站规模100万千瓦以上，到2027年达到200万千瓦以上，“十五五”期末达到300万千瓦以上。 具体原文如下： 广东省促进新型储能电站发展若干措施 根据《广东省推动新型储能产业高质量发展指导意见》（粤府办〔2023〕4号）要求，为促进我省新型储能电站规模化有序发展，助力将新型储能产业打造成为我省战略性支柱产业，制定以下措施。 一、拓展多元化应用 （一）推进新能源发电配建新型储能。按照分类实施的原则，2022年以后新增规划的海上风电项目以及2023年7月1日以后新增并网的集中式光伏电站和陆上集中式风电项目，按照不低于发电装机容量的10%、时长1小时配置新型储能，后续根据电力系统相关安全稳定标准要求、新能源实际并网规模等情况，调整新型储能配置容量；鼓励存量新能源发电项目按照上述原则配置新型储能。可采用众筹共建（集群共享）、租赁或项目自建等方式落实储能配置，其中第一种方式由项目所在地市组织布局落实。配置新型储能电站投产时间应不晚于项目本体首次并网时间，原则上不跨地市配置。争取到2025年，全省新能源发电项目配建新型储能电站规模100万千瓦以上，到2027年达到200万千瓦以上，“十五五”期末达到300万千瓦以上。（省能源局，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局，各有关发电企业负责） （二）规划引导独立储能合理布局。按照合理布局、按需建设的原则，电网企业牵头研究提出在新能源大规模汇集而消纳受限地区、电力需求波动大、输电走廊和站址资源紧张等区域的独立储能电站规划布局建议，明确合理配置的规模、布点，鼓励各类社会资本积极参与投资建设。（省能源局，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责） （三）持续提升火电联合储能调节能力。火电机组合理配置新型储能电站，联合参与调频、备用等辅助服务市场交易，持续拓宽火储联调的应用场景，加强示范项目跟踪评估。（省能源局，有关地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局，各有关发电企业负责） （四）大力鼓励用户侧储能发展。按照因地制宜、灵活多样的原则支持工商业企业、产业园区等配建新型储能电站。精密制造、通信、金融等用电量大且对供电可靠性、电能质量要求高的电力用户，按需配置新型储能电站。加快推动分布式新能源、微电网配置新型储能电站，推动工业园区、商业楼宇开展冷、热、电、储综合能源服务。（省能源局、工业和信息化厅，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责） （五）积极推进虚拟电厂建设。推动新型储能电站与工业可控设备负荷、充换电设施、分布式光伏等资源聚合应用，配置“智能量测终端+多芯智能电表”，完成独立计量和智能控制，在广州、深圳等地开展虚拟电厂试点。统筹全省虚拟电厂接入、市场交易和协同控制，逐步培育形成百万千瓦级虚拟电厂响应能力。（省能源局、工业和信息化厅，有关地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责） （六）加强抗灾保障新型储能建设。依托全省坚强局部电网建设，在沿海强风区的7个地市中心城区和26个县区中心区规划建设“110千伏户内站+110千伏电缆+新型储能”和“新型储能+10千伏电缆线路+保底用户”电网。针对政府、医院等重要电力用户，建设安全可靠移动式或固定式新型储能电站作为应急备用电源。（省能源局，有关地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责） （七）探索打造“风光储”微电网。在海岛、山区等可再生能源资源丰富地区，结合风电、光伏发电等开发，按需配置新型储能，实施“新能源+储能”开发模式，打造海岛、农村分布式“风光储”智能微电网。（省能源局，有关地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责） （八）大力推动新型储能技术创新试点示范。建设省新型储能制造业创新中心，加快推进产学研用协同示范基地和规模化实证基地建设。开展“源网荷储一体化”项目试点，开展储能电站“一体多用、分时复用”试点示范。促进钠离子电池、固态锂离子电池和液流电池，以及压缩空气、飞轮储能等新型储能电站试点示范。开展多种储能技术联合应用复合型储能试点示范，推动大容量、中长时间尺度新型储能电站试点示范。（省工业和信息化厅、发展改革委、科技厅、能源局，省新型储能创新中心，有关地级以上市政府负责） （九）促进新型储能与新型基础设施共享融合发展。加快推进新型储能电站与大数据中心、5G基站、数字电网等新型基础设施融合应用，在广州、深圳等电动汽车应用先进地区智能化改造升级直流公共快充站，试点建设直流双向充电桩，探索规模化车网互动。（省发展改革委、工业和信息化厅、能源局，省通信管理局，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责） 二、强化政策支持 （十）鼓励先进产品示范应用。鼓励省内储能生产制造企业加强技术创新，推进先进产品制造，促进产业集聚发展。加强生产制造企业产品质量抽检和全生命周期质量监管，储能生产制造企业要强化产品质量管理主体责任，确保生产优质可靠产品。及时发布先进优质产品标准规范，引导储能电站项目选择先进优质可靠产品。用户侧储能项目使用产品经认定符合先进优质产品标准规范的，其储能设施用电量单独计量，电价参照全省蓄冷电价政策执行。（省工业和信息化厅、发展改革委、科技厅、能源局、市场监管局，广东电网公司、深圳供电局，省新型储能创新中心负责） （十一）完善市场价格机制。按照国家有关规定，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。根据电力供需实际情况动态调整峰谷价差，合理设置电力中长期市场、现货市场价格上下限。（省发展改革委、能源局，国家能源局南方监管局，广东电网公司、深圳供电局、广东电力交易中心负责） （十二）强化要素保障。对列入年度计划、独立占地的新型储能电站，按公用设施优先安排项目用地。探索利用退役火电机组既有厂址、输变电设施等建设新型储能电站。在既有场地建设新型储能电站的，简化优化规划选址手续。优先保障新型储能电站土地利用计划指标，各地市在符合行业标准条件下，优化新型储能电站土地利用指标容积率、绿化率要求。对需要履行环评审批手续的新型储能电站项目，开辟环评审批绿色通道；对符合条件不需环评审批的，依法依规不纳入环评管理。优化新型储能电站节能审查流程，保障项目用能需求。（省自然资源厅、生态环境厅、发展改革委、能源局，各地级以上市政府负责） （十三）强化金融支持。支持新型储能电站项目使用政策性开发性金融工具，支持将新型储能纳入绿色金融支持范围。鼓励各地市结合实际对新型储能电站项目给予财政扶持。（省发展改革委、财政厅、地方金融监管局、能源局，人民银行广州分行、广东银保监局、广东证监局，各地级以上市政府负责） （十四）建立激励机制。对于落实配置储能电站要求的新能源发电企业，在风光资源竞争性配置、项目立项、项目并网、调度运行、电力辅助服务补偿考核等方面给予优先考虑。根据用户配置储能容量比例，在实施需求响应时予以适当支持。（省能源局、国家能源局南方监管局，广东电网公司、深圳供电局负责） 三、健全运营调度机制 （十五）推进新型储能参与电力市场。按照《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》，独立储能电站可作为独立主体参与电力中长期、现货和辅助服务市场交易；电源侧储能电站联合发电企业作为整体参与电能量市场和辅助服务市场；用户侧储能电站联合电力用户作为整体参与电能量市场和需求响应市场。支持虚拟电厂参与市场化需求响应交易和辅助服务市场。（省能源局，国家能源局南方监管局，广东电网公司、深圳供电局、广东电力交易中心负责） （十六）优化调度运行机制。建立健全以市场化方式为主的新型储能电站调度运行机制，由电力调度机构制定新型储能电站调度运行规程和调用标准，科学调度新型储能电站。新型储能电站按照国家能源局南方监管局相关监管要求纳入并网主体管理。新型储能电站应规范配置监控系统和通讯信息等二次系统，按程序向电力调度机构上传运行信息，接受调度指令，实现运行数据可测、储能状态可控。（省能源局，国家能源局南方监管局，广东电网公司、深圳供电局、新型储能电站企业负责） 四、规范项目建设管理 （十七）规范项目管理。新型储能电站项目实行属地备案管理。各地市能源主管部门根据省新型储能电站规划，会同市自然资源、生态环境、住房城乡建设、消防等部门和电网企业统筹确定属地新型储能建设需求，以及项目技术、用地、安全、并网等条件，制定新型储能电站年度建设计划（不包括用户侧储能）并推动实施，根据情况变化适时滚动修编计划。各地市能源主管部门督促纳入年度建设计划的新型储能项目业主单位加快办理完成各项建设手续，推动项目及时开工建设，并按月汇总报送省能源主管部门。（省发展改革委、能源局、自然资源厅、生态环境厅、住房城乡建设厅、消防救援总队，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责） （十八）优化并网接入。对已完成备案并纳入年度建设计划的新型储能电站，其配套接入电网工程视同纳入省电网规划。电网企业应为新型储能电站提供电网接入服务，完善配套接网工程项目建设管理流程，确保接网工程与新型储能电站建设进度匹配。经电网企业与新型储能电站单位双方协商后，允许新型储能电站项目单位投资建设配套接网工程；电网企业应简化并网流程，提供并网服务指引和管理规范，做好并网调试验收等涉网服务。（省能源局，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责） （十九）提高项目建设质量。新型储能电站要严格按照国家和行业有关标准要求开展电站设计、建设、安装、竣工验收和运营，电站设计、施工和监理单位应具相应资质，新型储能电站投产前，应按照国家相关规定组织竣工验收并办理工程质量监督手续。中大型储能电站应选用技术成熟、安全性能高的电池，审慎选用梯次利用动力电池。电网企业完善新型储能电站并网准入细则，强化储能电站设备质量技术标准要求。（新型储能电站企业，各地级以上市政府，省工业和信息化厅、住房城乡建设厅、能源局负责） （二十）强化安全生产监管。新型储能电站项目单位要按照国家相关规定落实企业安全生产和消防安全主体责任，开展电力技术监督工作，做好产品抽样检测和储能设施全寿命周期监管，制定电站运行和检修规程，定期开展设备运维检修和电池系统健康状态评估、涉网性能检测等，加强员工专业技能培训和考核，建立健全消防安全责任制和消防安全管理制度，依法定期开展防火检查、防火巡查和消防设备检查，健全微型消防站等消防组织，编制应急预案并定期开展演练。（新型储能电站企业，各地级以上市政府，省应急管理厅、市场监管局、能源局、消防救援总队负责） （二十一）规范项目退出管理。新型储能电站项目单位应按照国家相关规定定期委托有资质的第三方检测单位进行检测，并及时组织论证和落实整改工作，在项目达到设计寿命或安全运行状况不满足相关技术要求时，应及时实施项目退役，并报告原备案机关。（新型储能电站企业，各地级以上市政府，省住房城乡建设厅、能源局负责） 五、强化协调保障 （二十二）加强组织领导。各地、各有关部门要加强对新型储能电站建设工作的领导。省发展改革委、能源局，国家能源局南方监管局及省各有关单位，积极利用国家、省新型储能大数据平台，定期跟踪评估新型储能试点项目建设进度，加强储能建设运行管理，引导新型储能电站健康发展。各地市要组织编制年度建设计划，积极协调解决相关问题，为储能电站项目建设提供要素保障。（省发展改革委、能源局，国家能源局南方监管局，各相关部门，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责） （二十三）加强协同监管。各地市政府要落实属地管理责任，加强新型储能建设、运行安全监管，督促项目单位严格落实《国家能源局综合司关于加强电化学储能电站安全管理的通知》（国能综通安全〔2022〕37号）要求。各地能源主管部门在实施新型储能电站项目备案时，要同时下达电力项目安全管理和质量管控事项告知书，明确项目需要履行的相关责任和义务。住房城乡建设部门依法开展新型储能电站选址设计审查、消防设计审查验收备案工作。应急管理、消防部门指导新型储能电站应急预案编制及演练工作，消防部门依法对项目单位遵守消防法律、法规的情况进行监督检查，严格督促项目单位做好消防隐患整改。能源主管部门、市场监管部门、电网企业负责完善新型储能电站标准体系。电网企业积极配合开展新型储能电站的并网和验收工作，杜绝“带病并网”。（各地级以上市政府，省住房城乡建设厅、应急管理厅、市场监管局、消防救援总队、发展改革委、能源局，广东电网公司、深圳供电局负责） （二十四）促进行业自律。新型储能产业联盟、行业协会及研究机构要充分发挥支撑作用，围绕新型储能政策支持、投资运营、产业发展、技术创新、标准规范等，积极组织开展技术研讨、专业培训和交流合作，促进储能产业链上下游企业交流互动，强化行业自律，营造有序竞争、科学管理、协同发展、合作共赢的市场环境。（省电力行业协会、省电力规划研究中心、省电力设计研究院等负责） （二十五）建立信息化监管平台。建立全省新型储能电站数据监管平台，新型储能电站项目单位应按照规定报送电池性能、电站运行状态、隐患排查治理和安全事故事件等信息。新型储能电站数据监管平台应定期向省能源局、国家能源局南方监管局报告储能运行及调用情况。分批分期推动新型储能数据监管平台与公安、消防、交通等监管平台对接，逐步拓展平台服务功能，提升电站信息化管理水平。加强信息化监管平台网络、系统、数据安全管理，增强技术防护能力，确保平台稳定运用。（广东电网公司，省能源局，国家能源局南方监管局，省公安厅、交通运输厅、应急管理厅、消防救援总队负责） 相关导读: 《广东省促进新型储能电站发展若干措施》部门解读   一图读懂 | 广东省促进新型储能电站发展若干措施 点击跳转原文链接： 广东省促进新型储能电站发展若干措施

6月5日，广东省发展改革委、广东省能源局印发《广东省促进新型储能电站发展若干措施》。其中提出，推进新能源发电配建新型储能， 争取到2025年，全省新能源发电项目配建新型储能电站规模100万千瓦以上，到2027年达到200万千瓦以上，“十五五”期末达到300万千瓦以上。 具体原文如下： 广东省促进新型储能电站发展若干措施 根据《广东省推动新型储能产业高质量发展指导意见》（粤府办〔2023〕4号）要求，为促进我省新型储能电站规模化有序发展，助力将新型储能产业打造成为我省战略性支柱产业，制定以下措施。 一、拓展多元化应用 （一）推进新能源发电配建新型储能。按照分类实施的原则，2022年以后新增规划的海上风电项目以及2023年7月1日以后新增并网的集中式光伏电站和陆上集中式风电项目，按照不低于发电装机容量的10%、时长1小时配置新型储能，后续根据电力系统相关安全稳定标准要求、新能源实际并网规模等情况，调整新型储能配置容量；鼓励存量新能源发电项目按照上述原则配置新型储能。可采用众筹共建（集群共享）、租赁或项目自建等方式落实储能配置，其中第一种方式由项目所在地市组织布局落实。配置新型储能电站投产时间应不晚于项目本体首次并网时间，原则上不跨地市配置。争取到2025年，全省新能源发电项目配建新型储能电站规模100万千瓦以上，到2027年达到200万千瓦以上，“十五五”期末达到300万千瓦以上。（省能源局，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局，各有关发电企业负责） （二）规划引导独立储能合理布局。按照合理布局、按需建设的原则，电网企业牵头研究提出在新能源大规模汇集而消纳受限地区、电力需求波动大、输电走廊和站址资源紧张等区域的独立储能电站规划布局建议，明确合理配置的规模、布点，鼓励各类社会资本积极参与投资建设。（省能源局，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责） （三）持续提升火电联合储能调节能力。火电机组合理配置新型储能电站，联合参与调频、备用等辅助服务市场交易，持续拓宽火储联调的应用场景，加强示范项目跟踪评估。（省能源局，有关地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局，各有关发电企业负责） （四）大力鼓励用户侧储能发展。按照因地制宜、灵活多样的原则支持工商业企业、产业园区等配建新型储能电站。精密制造、通信、金融等用电量大且对供电可靠性、电能质量要求高的电力用户，按需配置新型储能电站。加快推动分布式新能源、微电网配置新型储能电站，推动工业园区、商业楼宇开展冷、热、电、储综合能源服务。（省能源局、工业和信息化厅，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责） （五）积极推进虚拟电厂建设。推动新型储能电站与工业可控设备负荷、充换电设施、分布式光伏等资源聚合应用，配置“智能量测终端+多芯智能电表”，完成独立计量和智能控制，在广州、深圳等地开展虚拟电厂试点。统筹全省虚拟电厂接入、市场交易和协同控制，逐步培育形成百万千瓦级虚拟电厂响应能力。（省能源局、工业和信息化厅，有关地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责） （六）加强抗灾保障新型储能建设。依托全省坚强局部电网建设，在沿海强风区的7个地市中心城区和26个县区中心区规划建设“110千伏户内站+110千伏电缆+新型储能”和“新型储能+10千伏电缆线路+保底用户”电网。针对政府、医院等重要电力用户，建设安全可靠移动式或固定式新型储能电站作为应急备用电源。（省能源局，有关地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责） （七）探索打造“风光储”微电网。在海岛、山区等可再生能源资源丰富地区，结合风电、光伏发电等开发，按需配置新型储能，实施“新能源+储能”开发模式，打造海岛、农村分布式“风光储”智能微电网。（省能源局，有关地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责） （八）大力推动新型储能技术创新试点示范。建设省新型储能制造业创新中心，加快推进产学研用协同示范基地和规模化实证基地建设。开展“源网荷储一体化”项目试点，开展储能电站“一体多用、分时复用”试点示范。促进钠离子电池、固态锂离子电池和液流电池，以及压缩空气、飞轮储能等新型储能电站试点示范。开展多种储能技术联合应用复合型储能试点示范，推动大容量、中长时间尺度新型储能电站试点示范。（省工业和信息化厅、发展改革委、科技厅、能源局，省新型储能创新中心，有关地级以上市政府负责） （九）促进新型储能与新型基础设施共享融合发展。加快推进新型储能电站与大数据中心、5G基站、数字电网等新型基础设施融合应用，在广州、深圳等电动汽车应用先进地区智能化改造升级直流公共快充站，试点建设直流双向充电桩，探索规模化车网互动。（省发展改革委、工业和信息化厅、能源局，省通信管理局，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责） 二、强化政策支持 （十）鼓励先进产品示范应用。鼓励省内储能生产制造企业加强技术创新，推进先进产品制造，促进产业集聚发展。加强生产制造企业产品质量抽检和全生命周期质量监管，储能生产制造企业要强化产品质量管理主体责任，确保生产优质可靠产品。及时发布先进优质产品标准规范，引导储能电站项目选择先进优质可靠产品。用户侧储能项目使用产品经认定符合先进优质产品标准规范的，其储能设施用电量单独计量，电价参照全省蓄冷电价政策执行。（省工业和信息化厅、发展改革委、科技厅、能源局、市场监管局，广东电网公司、深圳供电局，省新型储能创新中心负责） （十一）完善市场价格机制。按照国家有关规定，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。根据电力供需实际情况动态调整峰谷价差，合理设置电力中长期市场、现货市场价格上下限。（省发展改革委、能源局，国家能源局南方监管局，广东电网公司、深圳供电局、广东电力交易中心负责） （十二）强化要素保障。对列入年度计划、独立占地的新型储能电站，按公用设施优先安排项目用地。探索利用退役火电机组既有厂址、输变电设施等建设新型储能电站。在既有场地建设新型储能电站的，简化优化规划选址手续。优先保障新型储能电站土地利用计划指标，各地市在符合行业标准条件下，优化新型储能电站土地利用指标容积率、绿化率要求。对需要履行环评审批手续的新型储能电站项目，开辟环评审批绿色通道；对符合条件不需环评审批的，依法依规不纳入环评管理。优化新型储能电站节能审查流程，保障项目用能需求。（省自然资源厅、生态环境厅、发展改革委、能源局，各地级以上市政府负责） （十三）强化金融支持。支持新型储能电站项目使用政策性开发性金融工具，支持将新型储能纳入绿色金融支持范围。鼓励各地市结合实际对新型储能电站项目给予财政扶持。（省发展改革委、财政厅、地方金融监管局、能源局，人民银行广州分行、广东银保监局、广东证监局，各地级以上市政府负责） （十四）建立激励机制。对于落实配置储能电站要求的新能源发电企业，在风光资源竞争性配置、项目立项、项目并网、调度运行、电力辅助服务补偿考核等方面给予优先考虑。根据用户配置储能容量比例，在实施需求响应时予以适当支持。（省能源局、国家能源局南方监管局，广东电网公司、深圳供电局负责） 三、健全运营调度机制 （十五）推进新型储能参与电力市场。按照《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》，独立储能电站可作为独立主体参与电力中长期、现货和辅助服务市场交易；电源侧储能电站联合发电企业作为整体参与电能量市场和辅助服务市场；用户侧储能电站联合电力用户作为整体参与电能量市场和需求响应市场。支持虚拟电厂参与市场化需求响应交易和辅助服务市场。（省能源局，国家能源局南方监管局，广东电网公司、深圳供电局、广东电力交易中心负责） （十六）优化调度运行机制。建立健全以市场化方式为主的新型储能电站调度运行机制，由电力调度机构制定新型储能电站调度运行规程和调用标准，科学调度新型储能电站。新型储能电站按照国家能源局南方监管局相关监管要求纳入并网主体管理。新型储能电站应规范配置监控系统和通讯信息等二次系统，按程序向电力调度机构上传运行信息，接受调度指令，实现运行数据可测、储能状态可控。（省能源局，国家能源局南方监管局，广东电网公司、深圳供电局、新型储能电站企业负责） 四、规范项目建设管理 （十七）规范项目管理。新型储能电站项目实行属地备案管理。各地市能源主管部门根据省新型储能电站规划，会同市自然资源、生态环境、住房城乡建设、消防等部门和电网企业统筹确定属地新型储能建设需求，以及项目技术、用地、安全、并网等条件，制定新型储能电站年度建设计划（不包括用户侧储能）并推动实施，根据情况变化适时滚动修编计划。各地市能源主管部门督促纳入年度建设计划的新型储能项目业主单位加快办理完成各项建设手续，推动项目及时开工建设，并按月汇总报送省能源主管部门。（省发展改革委、能源局、自然资源厅、生态环境厅、住房城乡建设厅、消防救援总队，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责） （十八）优化并网接入。对已完成备案并纳入年度建设计划的新型储能电站，其配套接入电网工程视同纳入省电网规划。电网企业应为新型储能电站提供电网接入服务，完善配套接网工程项目建设管理流程，确保接网工程与新型储能电站建设进度匹配。经电网企业与新型储能电站单位双方协商后，允许新型储能电站项目单位投资建设配套接网工程；电网企业应简化并网流程，提供并网服务指引和管理规范，做好并网调试验收等涉网服务。（省能源局，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责） （十九）提高项目建设质量。新型储能电站要严格按照国家和行业有关标准要求开展电站设计、建设、安装、竣工验收和运营，电站设计、施工和监理单位应具相应资质，新型储能电站投产前，应按照国家相关规定组织竣工验收并办理工程质量监督手续。中大型储能电站应选用技术成熟、安全性能高的电池，审慎选用梯次利用动力电池。电网企业完善新型储能电站并网准入细则，强化储能电站设备质量技术标准要求。（新型储能电站企业，各地级以上市政府，省工业和信息化厅、住房城乡建设厅、能源局负责） （二十）强化安全生产监管。新型储能电站项目单位要按照国家相关规定落实企业安全生产和消防安全主体责任，开展电力技术监督工作，做好产品抽样检测和储能设施全寿命周期监管，制定电站运行和检修规程，定期开展设备运维检修和电池系统健康状态评估、涉网性能检测等，加强员工专业技能培训和考核，建立健全消防安全责任制和消防安全管理制度，依法定期开展防火检查、防火巡查和消防设备检查，健全微型消防站等消防组织，编制应急预案并定期开展演练。（新型储能电站企业，各地级以上市政府，省应急管理厅、市场监管局、能源局、消防救援总队负责） （二十一）规范项目退出管理。新型储能电站项目单位应按照国家相关规定定期委托有资质的第三方检测单位进行检测，并及时组织论证和落实整改工作，在项目达到设计寿命或安全运行状况不满足相关技术要求时，应及时实施项目退役，并报告原备案机关。（新型储能电站企业，各地级以上市政府，省住房城乡建设厅、能源局负责） 五、强化协调保障 （二十二）加强组织领导。各地、各有关部门要加强对新型储能电站建设工作的领导。省发展改革委、能源局，国家能源局南方监管局及省各有关单位，积极利用国家、省新型储能大数据平台，定期跟踪评估新型储能试点项目建设进度，加强储能建设运行管理，引导新型储能电站健康发展。各地市要组织编制年度建设计划，积极协调解决相关问题，为储能电站项目建设提供要素保障。（省发展改革委、能源局，国家能源局南方监管局，各相关部门，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责） （二十三）加强协同监管。各地市政府要落实属地管理责任，加强新型储能建设、运行安全监管，督促项目单位严格落实《国家能源局综合司关于加强电化学储能电站安全管理的通知》（国能综通安全〔2022〕37号）要求。各地能源主管部门在实施新型储能电站项目备案时，要同时下达电力项目安全管理和质量管控事项告知书，明确项目需要履行的相关责任和义务。住房城乡建设部门依法开展新型储能电站选址设计审查、消防设计审查验收备案工作。应急管理、消防部门指导新型储能电站应急预案编制及演练工作，消防部门依法对项目单位遵守消防法律、法规的情况进行监督检查，严格督促项目单位做好消防隐患整改。能源主管部门、市场监管部门、电网企业负责完善新型储能电站标准体系。电网企业积极配合开展新型储能电站的并网和验收工作，杜绝“带病并网”。（各地级以上市政府，省住房城乡建设厅、应急管理厅、市场监管局、消防救援总队、发展改革委、能源局，广东电网公司、深圳供电局负责） （二十四）促进行业自律。新型储能产业联盟、行业协会及研究机构要充分发挥支撑作用，围绕新型储能政策支持、投资运营、产业发展、技术创新、标准规范等，积极组织开展技术研讨、专业培训和交流合作，促进储能产业链上下游企业交流互动，强化行业自律，营造有序竞争、科学管理、协同发展、合作共赢的市场环境。（省电力行业协会、省电力规划研究中心、省电力设计研究院等负责） （二十五）建立信息化监管平台。建立全省新型储能电站数据监管平台，新型储能电站项目单位应按照规定报送电池性能、电站运行状态、隐患排查治理和安全事故事件等信息。新型储能电站数据监管平台应定期向省能源局、国家能源局南方监管局报告储能运行及调用情况。分批分期推动新型储能数据监管平台与公安、消防、交通等监管平台对接，逐步拓展平台服务功能，提升电站信息化管理水平。加强信息化监管平台网络、系统、数据安全管理，增强技术防护能力，确保平台稳定运用。（广东电网公司，省能源局，国家能源局南方监管局，省公安厅、交通运输厅、应急管理厅、消防救援总队负责） 相关导读: 《广东省促进新型储能电站发展若干措施》部门解读   一图读懂 | 广东省促进新型储能电站发展若干措施 点击跳转原文链接： 广东省促进新型储能电站发展若干措施

6月5日，广东省发展改革委、广东省能源局日前印发《广东省促进新型储能电站发展若干措施》。其中提出，推进新能源发电配建新型储能，争取到2025年，全省新能源发电项目配建新型储能电站规模100万千瓦以上，到2027年达到200万千瓦以上，“十五五”期末达到300万千瓦以上。 根据储能与电力设备公众号不完全统计，2023年1-4月共统计了74个项目，规模达到6.35gw/17.73gwh。其中，单4月中标规模为3.08GW/7.81GWh，呈现上升趋势。民生证券研报指出，此前产业链博弈碳酸锂价格下跌，多数企业持观望态度，目前碳酸锂价格已呈现向上反转态势，预计后续待产业链价格企稳后，企业排产环比将有所改善，下游储能装机需求有望起量。 据财联社主题库显示，相关上市公司中： 盛弘股份 的50~250kW系列模块化储能变流器成为全球首款同时满足UL、CPUC和HECO相应规范的大型并网逆变器，并能同时满足并网和离网的应用需求。 科陆电子 与国家电网等保持合作关系，在北美、非洲、澳洲、日本等地已实现电网级储能产品批量出货，储能产线目前满负荷运行。

SMM 6月5日讯：近日，在新能源汽车领域利好频出的背景下，相关板块股市表现也是可圈可点。而动力电池回收领域也在此前迎来了两个交易日的接连上涨，6月5日，动力电池指数再度盘中异动拉升，天奇股份更是盘中涨停，超越科技、迪生力大涨超6%，光华科技、超频三、长久物流等快速跟涨。 消息面上，近日，工信部节能与综合利用司在北京组织召开新能源汽车动力蓄电池回收利用管理办法研讨会，与会同志围绕办法的管理范围、执行主体、适用的法律法规等进行了讨论，深入研究动力电池回收利用管理存在的薄弱环节以及强化管理的工作思路。 下一步，节能与综合利用司将加快新能源汽车动力蓄电池回收利用管理办法研究制定，强化行业规范管理，持续完善动力电池回收利用体系。 有业内人士对此评论称，在新能源汽车渗透率逐步提升、环保要求愈发提高及动力电池退役量不断增加等因素综合作用下，动力电池回收产业驶入发展快车道。动力电池回收具有很高的经济价值、环保价值，有利于促进新能源汽车产业持续健康发展。相关企业应抓住机遇，提升综合实力，抢占这一优质赛道。 此外，在6月2日晚间，国常会方面在提及要延续和优化新能源汽车车辆购置税减免政策的同时还曾提到，要统筹国内国际资源开发利用， 健全动力电池回收利用体系， 构建“车能路云”融合发展的产业生态，提升全产业链自主可控能力和绿色发展水平。 此外，在5月24日，工信部装备工业一司一级巡视员苗长兴还表示， 将健全回收业务体系，加快提升动力电池回收力度，出台《新能源汽车动力电池回收利用管理办法》，支持退役电池柔性拆解、高效再利用等关键技术攻关和推广利用。 而随着新能源汽车的蓬勃发展，动力电池退役问题也屡屡引发市场热议。在SMM主办的 第八届中国国际新能源大会暨产业博览会 上，SMM高级分析师吕彦霖还曾提到，近年来，国家对动力电池回收产业高度重视，地方政府积极响应，因地制宜出台了相关文件和实施办法。但从目前的实践看，相关政策文件仍以鼓励、引导为主，缺乏强制性约束。因此出现了“白名单企业”拼不过“黑作坊”的市场乱象，大量退役的动力电池流入非正规渠道，行业仍处于野蛮生长阶段，影响新能源汽车产业的健康发展。 同时，她表示，2020-2022年新能源汽车的畅销推动了锂电回收市场呈规模化增长，预计2030年新能源汽车销量将达440万辆左右，年复合增速35%；随着2025年批量化退役潮的预期到来，退役电池将逐步反超产间废料，占比升至72%上下，成市场主力来源。 此外，其提到，中国锂电回收市场规模正逐年扩大，新能源汽车的快速普及和动力电池项目扎堆扩产是背后主要推动因素，预计2025回收量或将超过130万吨左右，2030年回收量或将超过440万吨，2020-2030年复合增长率达35%左右。 》点击查看详情 而市场也普遍对动力电池市场满怀期待，研究机构EVTank联合伊维经济研究院日前发布的《中国废旧锂离子电池回收拆解与梯次利用行业发展白皮书（2023年）》预计， 到2030年，动力电池回收市场的市场规模将超过1000亿元，达到1053.6亿元。

普利特公布，公司控股子公司江苏海四达电源有限公司(简称“海四达”或“乙方”)与珠海市富山工业园管理委员会(简称“甲方”)签订《海四达6GWh储能电池项目投资协议书》。双方就海四达在珠海市成立子公司新建6GWh储能电池及其系统生产基地项目(简称“本项目”)等相关条款达成一致。 公司计划依托珠海市完善的储能产业应用体系和完备的人才力量，拟在珠海市设立具有独立法人资格、独立核算的项目公司，在富山工业园新建6GWh储能电池及其系统生产基地项目,本项目将重点面向海四达在新型电力系统、智能光伏、工商业等领域的客户提供大方型电芯及系统产品。公司总投资约人民币10亿元。本项目将由地方政府及国资进行协调土地、厂房及基础设施建设工作，公司将通过长期厂房租赁的方式实施项目落地，以在最快时间具备年产6Gwh储能电池及其系统的生产能力。

普利特公布，公司控股子公司江苏海四达电源有限公司(简称“海四达”或“乙方”)与珠海市富山工业园管理委员会(简称“甲方”)签订《海四达6GWh储能电池项目投资协议书》。双方就海四达在珠海市成立子公司新建6GWh储能电池及其系统生产基地项目(简称“本项目”)等相关条款达成一致。 公司计划依托珠海市完善的储能产业应用体系和完备的人才力量，拟在珠海市设立具有独立法人资格、独立核算的项目公司，在富山工业园新建6GWh储能电池及其系统生产基地项目,本项目将重点面向海四达在新型电力系统、智能光伏、工商业等领域的客户提供大方型电芯及系统产品。公司总投资约人民币10亿元。本项目将由地方政府及国资进行协调土地、厂房及基础设施建设工作，公司将通过长期厂房租赁的方式实施项目落地，以在最快时间具备年产6Gwh储能电池及其系统的生产能力。

今日A股市场中，宁德时代因与特斯拉合作生变的传闻而遭遇卖空狙击。截至发稿，宁德时代股价下跌3.48%，之前最大跌幅曾达5.3%。 市场对宁德的疑虑来源于特斯拉周末更新的一则消息，其美国官网显示Model 3全系列车型将获得7500美元的联邦税收抵免，将Model 3 后轮驱动的价格打至32740美元，对其他电动车造成更大的竞争压力。 而按照特斯拉此前公告和美国国税局数据，特斯拉Model 3系列中仅Performance车型有资格获得全部7500美元的补贴，其它版本只有3750美元的税收抵免。 无法获得全部税收抵免的原因在于，特斯拉Model 3系列中除Performance外，其它都使用了宁德时代供应的电池，而这不符合美国《通胀削减法案》中关于北美制造的规定。 据该项法案要求，要享受全部的联邦税收抵免，电动车电池中40%的重要矿物需在北美开采、加工或回收，且电池组件中价值50%的比例必须在北美制造或组装。两者完全满足才有全部的税收抵免额度。 有投资人按照这一逻辑去推测，特斯拉Model 3获得全额税收抵免意味着，宁德时代与特斯拉的供应链可能生变，特斯拉或许在北美找到了新的电池供应商。 但宁德时代周一中午在互动平台回复投资者称，所谓宁德不再供应特斯拉的消息并不属实，两者的战略合作关系没有发生变化，宁德将持续深化和提升产能。 一些猜测 截至目前，美国国税局官网尚未更新特斯拉所谓的变动，Model 3系列中仍只有Performance获得了全部的7500美元税收抵免。 不过有人猜测，特斯拉可能通过仅采购宁德时代的电芯加上特斯拉北美自产的其余部分组成电池，以达到《通胀削减法案》的要求。但这一想法实际上可能无法通过《通胀削减法案》的判定。 另一种解读是，特斯拉重新布局供应链，将中国地区的产能出口到其它国家市场，而北美地区的电动车则全由特斯拉在北美的工厂进行供应和组装，以获得各个国家的政策红利。 5月下旬，特斯拉上海工厂生产的Model 3和Model Y也被证实向加拿大发货，根据加拿大官方政策，中国出口的电动车仍满足获得5000加元补贴的条件。 但这一猜测的问题在于，北美工厂的电池产能是否能够跟上特斯拉在北美的汽车交付需求。 目前为止，特斯拉还未解释税收抵免增加的原因。

明冠新材在锂电领域的布局，最终以退出的方式宣布告终。 6月3日，明冠新材发布公告称，公司加快与控股子公司兴华财通相关资产及其业务的脱离，明冠投资将其所持有兴华财通70%股权转让给赣州睿象，转让价款总额为4500万元。 明冠新材董事会秘书叶勇在接受《科创板日报》记者采访时表示， 本次转让交易完成后，公司将全部退出所持博创宏远股权，这也意味着公司剥离锂电相关业务，短期内不会再通过其他方式布局锂电。 谈及出售兴华财通的原因，明冠新材董秘办人士对《科创板日报》记者表示， 综合考虑之前公司与安康高新区管委会等就公司子公司兴华财通持有的博创宏远股权控制存在纠纷，以及目前电池级碳酸锂价格持续震荡等，决定回归主营业务，做大做强新能源复合膜材料主业，专注于新能源领域新型复合膜材料产品的生产、研发与销售 。 《科创板日报》记者注意到，本次交易转让作价为4500.00万元，较原投资的账面价值溢价500.00万元，交易增值率12.50%。对于溢价部分，前述董秘办人士表示，主要是因为兴华财通作为一家投资管理公司，目前旗下投资了三家企业，具有一定的增值空间，截至去年底，兴华财通的净资产为4547.83万元，经三方评估价格最终定价所致。 对于接下来公司业务重点布局，明冠新材董秘办人士介绍， 目前“年产1.2亿平米光伏组件封装用POE胶膜扩建项目”中规划的5条产线，已经有4条建成，最后一条也在加紧调试当中，预计今年3季度，该项目可以完成投建，并逐渐释放产能 。 据悉，为了拓展锂电产业链，此前2021年11月，明冠新材全资子公司明冠投资以自有资金4000万元，收购兴华同创持有的兴华财通70.00%股权。兴华财通管理的安康兴华对外投资了博创宏远，投资总额为3500万元，持有博创宏远35.00%股权。此项投资使得明冠新材间接持有了博创宏远股权。 紧接着，2022年3月，明冠投资又以自有资金通过公开摘牌的方式，以3948.12万元的价格收购了安康高新持有的博创宏远35%股权。至此，明冠投资直接持有35.00%博创宏远股权，结合安康兴华持有的博创宏远35%股权，明冠新材合计控制博创宏远70.00%的表决权，博创宏远成为公司控股子公司。 对于收购博创宏远，明冠新材曾在公告中表示，这是公司扩大锂电池材料业务的重要举措。公开信息显示，博创宏远位于陕西安康高新区新材料产业园，是一家集研发、生产和销售为一体的锂电池正极材料及其原材料的高科技企业，拥有新型纳法磷酸铁技术、磷酸铁锂自动化生产核心技术，年产磷酸铁超过1万吨。 但据2023年2月22日的公告披露，明冠新材未能接管博创宏远的公章、合同章、财务章、营业执照正副本原件等关键资料，无法完整掌握博创宏远的实际经营情况、资产状况及面临的风险等信息。 同时，明冠新材收到上交所的问询函，要求其明确说明是否能够对博创宏远实施有效控制，并说明无法控制博创宏远对公司年报审计及内控审计的影响。 最终，明冠新材决定放弃博创宏远。4月26日，明冠新材发布公告称，同意明冠投资将其直接持有的博创宏远35%股权转让给安康高新投资，转让价款总额为4540.34万元。加之此次兴华财通相关业务的脱离交易完成之后，博创宏远将不再纳入明冠新材的合并报表范围。 业绩方面，据2023年一季报，明冠新材期内实现营收约4.01亿元，同比增长4.65%；归属于上市公司股东的净利润约1942.70万元，同比下降41.84%。 明冠新材股价6月5日持续震荡，截至午盘报27.96元，跌幅1.41%，今年以来累计下跌42.12%，目前公司总市值56.28亿元。