国家发展改革委日前发布《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》以及《国家发展改革委关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知》发改价格〔2023〕526号。 通知指出：用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电（除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电）三类；尚未实现工商业同价的地方，用户用电价格可分为居民生活、农业生产、大工业、一般工商业用电（除执行居民生活、农业生产和大工业用电价格以外的用电）四类。 一、按照《国家发展改革委 国家能源局关于印发<输配电定价成本监审办法>的通知》（发改价格规〔2019〕897号）、《国家发展改革委关于印发<省级电网输配电价定价办法>的通知》（发改价格规〔2020〕101号）及有关规定，核定第三监管周期各省级电网输配电价，具体见附件。 二、用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电（除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电）三类；尚未实现工商业同价的地方，用户用电价格可分为居民生活、农业生产、大工业、一般工商业用电（除执行居民生活、农业生产和大工业用电价格以外的用电）四类。 三、执行工商业（或大工业、一般工商业）用电价格的用户（以下简称工商业用户），用电容量在100千伏安及以下的，执行单一制电价；100千伏安至315千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价；315千伏安及以上的，执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制电价或两部制电价。选择执行需量电价计费方式的两部制用户，每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定标准90%执行。每月每千伏安用电量为用户所属全部计量点当月总用电量除以合同变压器容量。 四、工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。电力市场暂不支持用户直接采购线损电量的地方，继续由电网企业代理采购线损电量，代理采购损益按月向全体工商业用户分摊或分享。 五、居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 六、省级价格主管部门要精心组织、周密安排，确保输配电价平稳执行，做好与电网企业代理购电制度等的协同，密切监测输配电价执行情况，发现问题及时报告我委（价格司）。电网企业要按照相关要求，严格执行本通知核定的输配电价，统筹推进电网均衡发展；对各电压等级的资产、费用、收入、输配售电量、负荷、用户报装容量、线损率、投资计划完成进度等与输配电价相关的基础数据进行统计归集，每年5月底前报我委（价格司）和省级价格主管部门。 本通知自2023年6月1日起执行，现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知规定为准。

新疆发改委正在拟定《关于加快推进新能源及关联产业协同发展的通知》及《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引(2.0 版)》等相关政策，鼓励支持共享储能、配套储能和新型储能的发展，推动风光水储协同发展和沙戈荒大基地建设。 其中，值得注意的是，两份政策均强调鼓励采用液流电池、压缩空气或二氧化碳储能、飞轮储能、重力储能等新型储能方式，以提升新能源消纳解决调峰需求。 在市场机制方面，强调加强辅助服务市场建设，出台独立储能容量补偿电价，建立调峰、调频、备用等补偿机制、适时拉大峰谷电价价差等，均是保障共享储能合理投资回报的改革方向。 另外，对于新能源配建储能，强调了共享储能、配套储能两种路径。共享储能，可按储能规模的5倍的规模配建市场化并网新能源项目；配建储能，新能源装机规模需为储能装机规模的4倍。租赁共享储能规模的新能源企业，需和共享储能项目企业签订不低于10年的租赁协议或合同。配套的储能需与新能源项目同步建成、同步投运。 《关于加快推进新能源及关联产业协同发展的通知》指出： 鼓励通过自建、合建、购买或租赁调峰及储能能力等方式，开展市场化新能源项目建设。鼓励采用液流电池、压缩空气或二氧化碳储能、飞轮储能、重力储能等新型储能方式，配置储能规模为新能源规模的10%且时长不低于2 小时。 结合新能源的应用，储能可重点关注产业园区新增用电、负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键电网节点等的应用机会。 产业园新增用电。风电、光伏与储热型光热发电一体化建设方式满足园区新增用电的，光伏与光热配置比例为9:1；风电光热配置比例为（上一年度区域光伏平均利用小时数/风电平均利用小时数×10）:1。 支持共享储能和新型储能建设。在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键电网节点，鼓励各类投资主体建设服务一定区域的集中式共享储能。 共享储能规模不低于100MW/400MWh，租赁合同不低于10年，将研究出台容量补偿电价，调峰、调频、备用补偿机制等保障储能合理投资回报。 通过辅助服务市场建设，出台独立储能容量补偿电价，建立调峰、调频、备用等补偿机制、适时拉大峰谷电价价差等方式，完善储能市场价格机制，保障共享储能合理投资回报。 共享储能项目规模不小于100MW/400MWh（4 小时储能时长），通过出售、租赁调峰容量等共享服务回收建设成本并获得合理收益。储能电站容量租赁给新能源场站，可代替新能源自建储能作为并网条件。已布局新能源项目尚未开展配套储能建设的，可通过租赁等规模储能模式、或多个项目合建1个共享储能方式满足并网条件。 租赁共享储能规模的新能源企业，需和共享储能项目企业签订不低于10年的租赁协议或合同。配套的储能需与新能源项目同步建成、同步投运。在全生命周期内租赁的配套储能容量和相关技术指标不低于备案（核准）文件要求。国网新疆电力有限公司须保证对集中式共享储能项目合理调度。 风电光伏基地建设操作指引（2.0 版） 2022年3月，新疆自治区发改委发布了《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）》文件，提出了煤电挖潜、配套储能、新增负荷消纳、自备绿电保障、多能互补协同、关联产业互补等市场化新能源项目建设的7条推进路径。其中，基于4小时以上时长储能项目，可以配置等容量规模的新能源项目，即100MW/400MWh储能可配置400MW新能源项目，也是基于该政策，带来了2022年新疆储能装机规模的突飞猛涨。2022年，新疆公布的两批次市场化项目，累计带来储能配置需求超7937.5MW/34305MWh（可参考文章：配置储能超7.9GW/34.3GWh！新疆发布两批次市场化新能源项目清单）。 得益于市场化项目配储的推动，2022年，新疆新增建成并网储能项目近1.4GWh，名列全国前列。而未并网的项目大多数已经启动，预计两批次市场化项目将继续推高新疆2023年的储能市场增量。 对比1.0版本，此次2.0版本指引提出了抽水蓄能、氢能、CCUS、两个联营（煤炭与煤电、煤电与可再生能源）、共享储能、配套储能、煤电挖潜、电网代建、分散用能等新的9条路径，适用于新增的市场化并网新能源项目，新指引印发后，1.0版本将废止。 另外，2.0版本对共享储能、配套储能的发展都制定了详细的发展路径。 共享储能路径 新疆鼓励鼓励各类投资主体在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键电网节点，建设服务一定区域的集中式共享储能。开展液流电池、飞轮、压缩储能等储能技术示范项目建设，推动多元储能技术开发。 配套储能路径 新疆鼓励可再生能源发电企业通过自建、合建、购买调峰和储能能力等方式，开展市场化并网新能源项目建设。相比该路径1.0版本仅强调了4小时以上时长的要求，2.0版本强调了“鼓励压缩空气或二氧化碳储能、飞轮储能、重力储能等新型储能发展”。 新疆近期储能政策频繁，涵盖了辅助服务、中长期市场、新能源配储等多方面。 新疆是中国储能的发展重地，政策激励下，显然新疆的开发热情将持续被点燃。储能与电力市场将密切追踪新疆储能政策的落地情况，以及新疆储能项目的实时动态，为读者研判新疆储能市场提供借鉴。

5月8日，深圳市发改委发布2023年战略性新兴产业专项资金项目申报指南（第一批）。其中储能领域，支持市级工程研究中心组建及提升项目、公共服务平台组建项目、产业化事后补助、新技术新产品示范应用推广、国家项目配套等五类扶持计划。 1工程研究中心 方向： 支持钠离子电池、长寿命高安全性锂离子电池、下一代固态电池储能、新型液流储能电池、储能系统集成及安全管理、储能控制系统、储能智能装备技术、光储充技术、新能源汽车移动储能等九个方向。 扶持计划： 按项目总投资的40%给予最高不超过500万元资助。资助金额分阶段拨付，在项目扶持计划通知下达、项目完成40%的总投资额、项目通过验收三个阶段，分别按资助金额的40%、30%、30%分阶段予以拨付。 2公共服务平台 方向： 支持储能共性技术研发、产品检验检测等两个方向。 扶持计划： 按项目总投资的40%给予最高不超过500万元资助。资助金额分阶段拨付，在项目扶持计划通知下达、项目完成40%的总投资额、项目通过验收三个阶段，分别按资助金额的40%、30%、30%分阶段予以拨付。 3产业化事后补助 方向： 支持锂离子电池、钠离子电池、镁离子电池、液流电池等先进电化学储能技术路线的原材料、元器件、工艺装备、电芯模组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、变流器（PCS）、系统集成等储能领域。 扶持计划： 按经专项审计核定项目总投资的20%给予事后资助，最终资助金额以实际完成投资额和资助比例确定，最高不超过1500万元。资助资金须全部用于项目建设投资。 4新技术新产品示范应用推广 方向： 支持工业园区储能、光储充示范等两个方向。 扶持计划： 按经专项审计核定项目总投资的30%给予事后资助，最终资助金额以实际完成投资额和资助比例确定，最高不超过1000万元。 5国家项目配套 方向： 支持电池材料、电芯模组、控制系统、系统集成、智能生产装备、终端应用等储能相关领域。 扶持计划： （1）国家工程研究中心配套项目：支持国家工程研究中心建设，按照国家发展改革部门批复或经评审核定的项目总投资的40%予以最高不超过3000万元资助，最终资助金额以实际完成投资额和资助比例确定。资助资金须全部用于项目建设投资和研发费用，其中用于建设投资的比例不低于资助金额的50%，研发费用只能用于科研材料及事务费支出。 （2）国家产业发展配套项目：支持承担国家产业发展计划（专项）等项目，予以最高1:1配套支持，最高不超过1500万元，且市级与国家资助资金总和不超过项目总投资的40%，最终资助金额以实际完成投资额和资助比例确定。资助资金须全部用于项目建设投资。

近日广东省发展改革委等部门印发《广东省全面推行清洁生产实施方案（2023-2025年）》的通知。方案指出，加快燃料原料清洁替代。合理控制化石能源消费，加大清洁能源推广应用，提高工业领域非化石能源利用比重。加快天然气基础设施建设和互联互通，支持现有大型工业企业及燃气电厂用户天然气直供。加快氢能技术创新和基础设施建设，推动氢能多元利用。拓宽电能替代领域，在钢铁、石化、玻璃、陶瓷等重点行业推广电弧炉、电锅炉、电窑炉、电加热等技术。在工业负荷大、新能源条件好的地区，支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，开展源网荷储一体化绿色供电园区建设。推进原辅材料无害化替代，促进生产过程中使用低毒低害和无毒无害原料，大力推广低（无）挥发性有机物含量的油墨、涂料、胶粘剂、清洗剂等使用。按照产业结构、能源利用、运营管理、基础设施等绿色化要求，推动条件成熟的园区开展碳达峰碳中和示范。 加强高耗能高排放低水平项目清洁生产评价。对标节能减排和碳达峰碳中和目标，对高耗能高排放项目实行清单管理、分类处置和动态监控。严格高耗能高排放低水平项目准入，新建、改建、扩建项目应采取先进适用的工艺技术和装备，单位产品能耗、物耗和水耗等达到清洁生产先进水平。对不符合所在地区能耗强度和总量控制相关要求、不符合煤炭消费减量替代或污染物排放区域削减、能效水平低于本行业能耗限额准入值等要求的高耗能高排放低水平项目予以停批、停建，坚决遏制高耗能高排放低水平项目盲目发展。探索建立高耗能高排放低水平的存量、增量项目清洁生产评价制度。

5月9日乘联会发布了4月份的新能源乘用车销量数据。4月新能源乘用车批发销量达到60.7万辆，同比增长115.6%，环比下降1.7%。今年以来累计批发210.8万辆，同比增长43.0%。4月新能源车市场零售52.7万辆，同比增长85.6%，环比下降3.6%。今年以来累计零售184.3万辆，同比增长36.0%。 数据显示，4月新能源乘用车出口9.1万辆，同比增长1028.5%，环比增长29.4%，占乘用车出口31%；其中纯电动占新能源出口的92.8%，A0+A00级纯电动出口占新能源的48%。4月厂商出口方面，特斯拉中国35,886辆、上汽乘用车21,450辆、比亚迪14,827辆、东风易捷特10,432辆、智马达汽车1,550辆、吉利汽车1,504辆、上汽通用五菱1,200辆、长城汽车1,134辆、神龙汽车712辆、创维汽车578辆、奇瑞汽车553辆、上汽大通436辆、一汽红旗264辆、东风乘用车192辆、一汽轿车117辆、东风柳州114辆。4月新能源乘用车企业总体走势较强，比亚迪纯电动与插混双驱动夯实自主品牌新能源领先地位；厂商批发销量突破万辆的企业保持在11家（环比持平，同比增6家），占新能源乘用车总量80.6%（上月80.7%，去年同期62%）。其中：比亚迪209,467辆、特斯拉中国75,842辆、广汽埃安41,012辆、吉利汽车29,874辆、上汽乘用车26,278辆、理想汽车25,681辆、上汽通用五菱24,166辆、长安汽车20,459辆、长城汽车14,863辆、哪吒汽车11,080辆、东风易捷特10,432辆。

“中国西南地区潜力巨大，有望形成动力电池产业聚集新高地。”这是工业信息化部装备中心主任瞿国春在2022年7月某国内论坛的最新判断。而之所以形成这样的判断，除了行业广泛关注的电动汽车外，绿色能源的转型发展，已成为了动力电池企业纷纷布局的新战场...... 这样的投资热最早发生于2019年。 2019年9月25日，宁德时代召开的第二届董事会第八次会议审议通过了《关于投资建设动力电池宜宾制造基地项目的议案》，根据公司战略发展规划，为进一步推进公司电池产能布局，公司拟在四川省宜宾市投资建设动力电池制造基地，项目总投资不超过人民币100亿元。 2021年5月29日，中创新航正式签约落户成都经开区，整体规划产能50GWh，分两期建设。其中，一期投资100亿元，投建具备年产20GWh的储能与动力电池生产线项目。 2022年6月，国轩高科和康盛股份合作，与泸州市政府签约，拟打造总产能为10亿安时的新能源汽车动力电池西南产业基地项目。项目分两期建设，总占地面积293亩，总投资30亿元，每年可实现销售收入100亿元。 2022年6月，达州市人民政府与蜂巢能源在成都签署蜂巢能源达州锂电零碳产业园项目投资协议，并决定将项目落地达州高新区。据了解，该项目投资达170亿元，占地2050亩，将分三期建设，主要建设锂离子动力电池及其正极材料（非化工制品）、储能电池、太阳能设备和相关集成产品生产线及配套设施。 2023年2月7日，“亿纬锂能动力储能电池生产基地项目”签约仪式在四川成都举行。该项目拟选址成都简阳市空天产业功能区，投资约100亿元，建设20GWh动力储能电池生产基地。主要生产消费电池、动力电池、储能电池、PACK电池包等产品。2023年来，亿纬锂能已官宣计划投建3个电池新项目，规划总产能103GWh，预计投资总额263亿元。统计在内的3个项目中，除了四川成都项目完成签约落地外，云南曲靖、湖北荆门项目已正式开工。 2019-2023年的短短五年内，上述5家国内锂离子动力电池的头部企业即纷纷投资布局西南，而纵观这些官方发布的投资公告不难看出以下特点： 第一：投资&销售规模均为百亿元人民币量级； 第二：上述5家企业中，一家投资川东北（达州），一家投资成都，其余两家则投资川南（宜宾、泸州）； 第三：上述5家企业仅一期建设的规划产能就达到了100GWh。 那么，对于100GWh的产能，未来如何在西南地区消化？仅仅依靠电动汽车这一个市场，又能否顺利帮助这些企业消化上述产能？让我们先来看一组数据。 根据中国汽车工业协会统计，2022年新能源汽车产销分别完成705.8万辆和688.7万辆，同比分别增长96.9%和93.4%。其中新能源乘用车产销分别完成671.6万辆和654.9万辆，同比分别增长97.77%和94.26%；新能源商用车产销分别完成34.2万辆和33.8万辆，同比分别增长81.84%和78.89%。 我们根据上述数据，排除上述688.7万辆新能源汽车中，有30%（比亚迪自供及外销）左右的新能源汽车全部采用比亚迪牌电池（2022年内比亚迪新能源汽车累计销量186.85万辆,同比增长152.46%）的事实，国内还有接近480万辆新能源汽车主要依靠上述5家企业供货，而参考工信部等八部门印发《关于组织开展公共领域车辆全面电动化先行区试点工作的通知》(下称《通知》)精神，把上述商用车数据折算为标准台新能源汽车计算，2022年国内还有接近600万标准台新能源汽车主要依靠宁德时代、中创新航、国轩高科、欣旺达、亿纬锂能、蜂巢能源供货，以标准台新能源汽车装电50kWh计算，600万标准台新能源汽车可为国内动力电池企业带来并释放3亿kWh产量，也就是300GWh。 补充资料：GWh读作吉瓦时，是电功的单位。 1Gwh=100万Kwh 但是，国内真是的动力电池市场格局，则是完全意义上的一边倒。以商用车为例，据电车汇不完全统计，2022年我国销售的新能源商用车中，有63%配套了宁德时代电池，其次为国轩高科11%、亿纬锂能4%、中创新航3%、其他电池企业共计配套了15%的新车。全年的商用车销量中货车销量规模最高，由宁德时代配套电池的新车占比59%；其次为客车，宁德时代配套了83%的新车；专用 车中宁德时代配套了81%的新车，而这样的情况在乘用车企业更甚。 举例而言，蜂巢能源的动力电池，必然100%配套长城旗下的欧拉、坦克、魏等品牌，时至今日，除亿纬锂能、中创新航等上市企业，还在进一步提高产品在整车企业的覆盖率外，诸如国轩高科、蜂巢能源等企业的动力电池配套客户已非常聚焦，简言之，在车用动力电池细分市场，整车企业销量不佳，这些动力电池企业就会相继受到蝴蝶效应影响，而开拓更为广泛的“非车用动力电池”市场，就成为了他们纷纷布局西南地区的战略内核。 除了比亚迪、宁德时代，其它专攻“车用动力电池”的企业虽然都是上市公司，但日子过的并不太滋润，而对于宁德时代而言，除了布局西南之外，仅其在福建省宁德市、厦门市扩充的动力电池产能，就已超过了150GWh，另据电车汇不完全统计，截止2022年底，宁德时代在全国新建的动力电池产能，已妥妥超过了500GWh，即便2023年全国“非比亚迪”牌新能源汽车的产销规模再来个大增，宁德时代的产能也妥妥的可以满足，不过，随着产品供应交付不及时，价格坚挺，售后服务供应链搭建等一系列问题，宁德时代的高速增长已明显放缓，而这一方面来自于商用车（尤其客车）动力电池需求量的持续下跌，另一方面则来自于中创新航、蜂巢能源等竞争对手的步步紧逼，显然，当长城汽车全面使用蜂巢能源动力电池时，宁德时代在长城汽车的市场份额只会越来越低。 事实上，在动力电池市场增长趋于放缓，宁德时代的市场份额开始被不断压缩之后，而作为动力电池领域的一哥，宁德时代早早就已经开始向新的战场转移，试图在新的业务战场上找到先发优势。 据了解，宁德时代正在进行民用电动载人飞机项目的合作开发，执行航空级的标准与测试，满足航空级的安全与质量要求。同时，宁德时代还将推出凝聚态电池的车规级应用版本，可在今年内具备量产能力。不过，这样的信息显然是配合宁德时代能量密度500Wh/kg动力电池的发布而同期制造的舆论效应，要知道，由于电池高空不稳定性以及能量密度有限等因素，航空领域一直被认为是最难实现电动化的领域。 2022年，宁德时代的国内市场动力电池装机量排名依旧第一，但市场份额被压缩到了48.2%，这是从2019年以来，宁德时代首次市占率跌破了50%。 而根据中国汽车动力电池产业创新联盟最新数据，2023年一季度，宁德时代动力电池以29.25 GWh的装车量排名第一，市占率已降至44.4%，从其最赚钱的汽车动力电池业务来看，受到下游市场增速放缓、市场竞争加剧等因素的影响宁德时代的动力电池市占率正在面临一再被压缩的困局。 不过，2019年以来宁德时代对外投资及合资成立的企业超过40家，设立的全资子公司超过10家，涉及动力电池、储能、锂电池材料、锂电池智能装备制造、充换电、自动驾驶、新能源汽车、乃至芯片、半导体等多个赛道，总项目投资超2000亿元。 另据电车汇了解，以事业群板块划分，宁德时代现已将主营业务分为三大板块：动力电池、储能系统、循环回收。后两者是宁德时代正在逐步蓄力的重点新业务，其中尤以储能为主，而包括上述投资西南地区在内的企业而言，无疑也是基于储能这一战略进行着广泛布局。 据咨询机构InfoLink，2022年全球储能电池出货量总计142.7 GWh，同比2021年出货量46.9 GWh大幅增长了204.3%。国内方面，GGII数据显示2022年我国储能锂电池出货量达130GWh，同比增长170.8%。 其中宁德时代全球储能电池出货量市占率为43.4%，约53GWh，较2021年同期提升5.1个百分点，连续两年排名全球第一。2022年宁德时代储能电池收入则达到了449.8亿元，同比增长230.15%，所有业务中增速最快板块，占营收比重为13.69%。而在过去5年里，储能业务也一直保持着超过100%的增长速度。 那么，从储能的应用场景看，无疑是风电、光伏、水电等一级场景下的二级场景，这就构成了本文开篇的5家电池企业，在西南规划超100GWh的逻辑内核。 据电车汇查询公开资料显示，西南五省中，云南省90%均依靠水电，四川省水电装机容量则稳居全国第一。四川省调注册装机总量逐年增加，截止2021年底，四川电力市场省调机组注册装机共计6538.75万千瓦，年增长率较为稳定，均为2.5%；从注册装机结构来看，四川省调装机结构和全省总装机结构类似，水电注册装机占据绝对优势，为4383.9万千瓦，占省调装机67%，较2020年的水电装机占比下降约5%，主要原因火电和新能源注册装机增加较大；其中，省调风电注册装机增幅较大，两年平均增幅超30%。 作为国家电网体系年输电量第一大的省级电网公司，2021年，四川省发电侧结算上网电量总计2530亿kWh，其中水电1893亿kWh时独占鳌头；其次是火电440亿千瓦时；风电、光电、生物质上网电量一直较小，分别为108、27、62亿千瓦时，合计为197亿kWh，三者相加仅占上网电量的7.82%，但随着光伏、水电等新能源应用的快速增长，已然为调频侧储能的应用场景打开了一扇门。

中国电煤采购价格指数（CECI）编制办公室发布的《CECI周报》（2023年18期）显示，进口指数到岸综合标煤单价本周在连续小幅上涨后大幅下降。采购经理人分项指数中，供给和库存分指数处于扩张区间，需求、价格和航运分指数处于收缩区间，除价格分指数环比上升外，其他分指数均环比下降。 本周，受节假日影响，发电量和供热量均降幅较大。电煤耗量和入厂煤量均有所下降，电厂煤炭库存继续增长。5月4日，纳入统计的发电企业煤炭库存可用天数23.9天。 产地方面，市场供需延续偏弱态势，煤炭生产供应稳定。榆林地区，煤炭市场整体处于供需双弱态势，停产检修煤矿数量较节前略有增多，但拉运车辆较少，坑口动力煤价格涨少跌多。鄂尔多斯主产地煤矿以兑现长协为主，坑口价格平稳。山西地区，煤矿生产正常，供需关系处于宽松状态，坑口价格以稳为主。 港口方面，煤炭市场较为冷清，受假期因素及天气影响， 近期雨水充足，水电出力增加，进一步挤压火力发电需求。部分电厂仍处于检修期，电厂库存处于相对高位，电厂对市场煤的拉运积极性不高。煤炭市场处于传统淡季，供需双方维持观望状态。 整体来看，5月份动力煤市场仍维持宽松格局，中下游环节库存将持续高位。建材、化工等行业基本处于错峰生产状态，煤炭需求释放缓慢，对动力煤价格支撑不足。预计5月份煤价仍将继续延续弱势运行。 本期，CECI进口指数到岸综合标煤单价1214元/吨，较上期大幅下调70元/吨，环比下调5.5％。本周，进口煤价格大幅下调，其中中高卡煤价格降幅较大。印尼斋月结束后，产量增加，但近期受到强降雨影响，矿物运输线路受到较大打击，装货及运输不畅。考虑迎峰度夏的市场需求，供应商预计后期价格震荡上行。 本期，CECI采购经理人指数为48.57%，在连续2期处于扩张区间后下降至收缩区间，环比下降1.70个百分点。分项指数中，供给和库存分指数处于扩张区间，需求、价格和航运分指数处于收缩区间，除价格分指数环比上升外，其他分指数均环比下降。供给分指数为52.12%，环比下降0.63个百分点，连续14期处于扩张区间，表明电煤供给量继续增加，增幅有所收窄。需求分指数为48.67%，环比下降2.79个百分点，在连续2期处于扩张区间后下降至收缩区间，表明电煤需求量由增转降。库存分指数为53.06%，环比下降0.38个百分点，连续9期处于扩张区间，表明电煤库存量继续增加，增幅有所收窄。价格分指数为45.83%，环比上升0.15个百分点，连续8期处于收缩区间，表明电煤价格继续下降，降幅有所收窄。航运分指数为46.78%，环比下降0.36个百分点，连续6期处于收缩区间，表明电煤航运价格继续下降，降幅有所扩大。 本周（4月28日至5月4日，下同），纳入统计的燃煤发电企业日均发电量，环比（4月21日至4月27日，下同）减少14.2%，同比增长7.7%。日均供热量环比减少17.6%，同比增长5.8%；电厂日均耗煤量环比减少11.4%，同比增长13.5%；日均入厂煤量环比减少5.2%，同比增长25.6%。 5月5日，中国铁路太原局集团有限公司公布消息称，中国西煤东运重载能源通道大秦铁路历经30天，完成春季集中修施工任务，线路性能得到全面恢复和提升，为迎峰度夏电煤保供进一步夯实设施设备基础。大秦铁路西起山西大同，东至河北秦皇岛，全长653公里，煤炭运量占全国铁路煤运总量的1/5，是中国能力最大的重载煤炭运输专用通道。2023年大秦铁路春季集中检修从4月6日开始，5月5日结束，是历年来时间最长，也是近年来施工量最大的一次集中检修。集中修结束后，大秦铁路日运量将迅速提升，非施工日将达到125万吨。 根据国务院物流保通保畅工作领导小组办公室监测汇总数据，4月24日-30日，全国货运物流有序运行，其中国家铁路货运继续保持高位运行，累计运输货物7391.1万吨，环比下降1.21%；全国高速公路货车累计通行5316.3万辆，环比基本持平。 综合以上分析，一是市场进入传统淡季后，短期内产地煤炭供需双弱局面难以改善。港口库存随着大秦线检修结束逐渐上涨，但下游需求释放缓慢，产地煤价或有进一步下行空间。建议发电企业根据机组检修进度、库存水平、长协煤兑现情况、本月需求等因素，适时把握采购节奏。二是后期市场走势仍需重点关注中长期合同兑现情况，总结合同中执行过程中的出现的各类问题，积极向省内能源主管单位反应实际情况。

日前，央视客户端发布消息，今年以来，随着消费信心逐步回暖、企业复工开足马力生产，多地用电量整体呈现出积极信号，我国经济加快恢复。同时，我国可再生能源发电量增长明显，高新技术企业用电量明显上升，电力保障能力进一步夯实。 与此同时，中电联数据显示，1-3月，全国全社会用电量21203亿千瓦时，同比增长3.6%，其中，3月份全国全社会用电量7369亿千瓦时，同比增长5.9%。 1-3月，全社会用电量同比增长，26个省份全社会用电量实现正增长；除水电外，其他类型发电量均同比增长；水电和火电发电设备利用小时同比降低，风电、核电、太阳能发电设备利用小时同比增加；全国跨区、跨省送出电量同比保持较快增长；全国基建新增发电装机容量同比增加，其中太阳能发电增加占比过半；电源和电网完成投资均同比增长。 央视：多地用电量整体呈现出积极信号 我国经济加快恢复 电力数据是反映经济运行的“晴雨表”和“风向标”。今年以来，随着消费信心逐步回暖、企业复工开足马力生产，多地用电量整体呈现出积极信号。一起透过各地的用电量，来看看中国经济的发展态势。 回暖！ 我国经济加快恢复 5.9%，这是3月当月的全社会用电量同比增速，而在前两个月，这一数字只有2.3%。数字翻番，经济快速回暖。一季度全国有26个省份用电量实现了正增长。 作为工业大省和制造业大省的浙江，11大行业中有8个行业用电量同比实现正增长。其中，工业用电量对全社会用电量增长的贡献率在三月份达到40.66%，制造业用电量回升到接近历史的高点。31类制造业中，有6类行业用电创2019年以来月度用电新高，超八成制造业用电体现出积极向好的趋势，行业用电增长面不断扩大。 一季度，我国住宿和餐饮业用电量同比增长4.1%，比上年四季度增速回升7.1个百分点。新能源汽车充换电服务业用电量比去年同期大幅增长63%。 中西部地区的宁夏、青海、甘肃、西藏一季度用电量同比增速都超过了10%。此外，内蒙古和广西用电量增速超过8%。 绿色！ 可再生能源发电量增长明显 电力的回暖，能看出我国经济加快恢复的良好态势。而另一个积极的变化，就是发电量更加绿色。 5947亿千瓦时，这是一季度全国可再生能源发电量，这一数字比去年同期增长11.4%，高于全国规模以上工业发电量8个百分点。这里面，风电光伏发电量增速就达到了27.8%。一季度，全国新增发电装机中，超过80%都来自可再生能源，为绿色电的发出提供了可靠保证。 今年一季度我国风电发电装机容量、太阳能发电装机容量均出现两位数同比增长。2023年新能源发电开局形势喜人，同时“风光核电”平均利用小时也在增加，充分体现了新能源发电能力的提升。 转型！ 高新技术企业用电量明显上升 从用电量看，今年一季度，我国高技术及装备制造业用电量明显上升，转型升级态势加快，全国多个省份相关用电量同比增幅均超过10%。 宁夏一季度计算机、通信和其他电子设备制造业用电量同比增幅超过113%。江苏3月光伏设备及元器件制造用电量同比增长66.1%，汽车制造业用电量同比增长13.0%，新能源车整车制造用电量同比增长62.1%。 国网江苏电力发展策划部副主任 刘玉方：从用电量数据看，新能源等新兴产业的用电量增长，表明江苏正持续扩大产业链规模，推动工业制造业加快“向新向绿”转型。 充足！ 我国电力保障能力进一步夯实 此外，今年以来，我国跨区输送电量快速增长，电力领域内投资不断加大，保证了电力充足。 我们来看三个数字。一是跨区输送电量。一季度，全国跨区输送电量1866亿千瓦时，同比增长24.3%。无论是西北送华中，还是西南送华东，或是东北送华北，同比增长幅度都超过50%。 另外一个是市场交易电量。一季度，通过全国各电力交易中心组织完成的市场交易电量达到13235亿千瓦时，同比增长6.8%，占全社会用电量的60%以上，市场化的电力资源合理分配能力更强了。 第三个是电力工业投资额。一季度，全国主要发电企业电源工程完成投资1264亿元，同比增长55.2%。其中，太阳能发电同比增长177.6%，核电同比增长53.5%。 全国主要发电企业电源工程完成投资超千亿元、同比增长大于50%。这是多年来少见的投资高增长，有力支持了2023年电源尤其是非化石能源的建设；同时，电网投资稳步增长，形成了“源网”互动的良好发展格局，推动了电力工业高质量发展。

2022年储能行业蓬勃发展，新型储能累计装机规模已达13.1GW。国内规划、在建的新型储能项目已近100GW，大大超出了国家相关部门提出的2025年30GW的规模预期，2023年无疑又是国内电化学储能继续高速增长的一年。朝气蓬勃新型储能产业，希望与挑战并存。储能要向大规模、中长周期、耐受能力强和安全性能高的方向发展，近年来电化学储能事故频发，储能安全管理如何破解？ 液冷，成为热管理赛道的热门技术路线，液冷近期频频刷屏。4月，美的首次发布其储能系统解决方案及多款液冷储能热管理新品，正式进军储能热管理这一细分赛道；华电集团启动新一轮磷酸铁锂储能系统集采，采购风冷储能系统2GWh，液冷储能系统3GWh。 液冷储能，是怎样的赛道？ 储能热管理 因为电池热特性，热管理成为电化学储能产业链关键一环。从产业链价值量拆分来看，储能系统中电池成本占比约55%，PCS占比约20%，BMS和EMS合计占比约11%，热管理约占2%-4%。热管理价值量占比相对较低，但却起着至关重要的作用，是保证储能系统持续安全运行的关键。 电站事故频发，锂电池热失控是引发储能系统安全事故的主要原因之一。储能系统产热大，散热空间有限，自然通风下难以实现温度控制，易损害电池的寿命和安全。与动力电池系统相比，储能系统电池的功率更大，数量更多，产热更强，而电池排列紧密又导致散热空间有限，热量难以快速、均匀地散发，易引起电池组之间的热量聚集、运行温差过大导致储能系统安全事故频发等现象，最终损害电池的寿命和安全。 锂离子电池热失控过程 热管理是保证储能系统持续安全运行的关键。理想情况下的热管理设计可以将储能系统内部的温度控制在锂电池运行的最佳温度区间（10-35°C），并保证电池组内部的温度均一性，从而降低电池寿命衰减或热失控的风险。 目前储能热管理的主流技术路线是风冷和液冷。储能热管理技术路线主要分为风冷、液冷、热管冷却、相变冷却，其中热管和相变冷却技术尚未成熟。 01风冷 通过气体对流降低电池温度。具有结构简单、易维护、成本低等优点，但散热效率、散热速度和均温性较差。适用于产热率较低的场合。 02液冷 通过液体对流降低电池温度。散热效率、散热速度和均温性好，但成本较高，且有冷液泄露风险。适用于电池包能量密度高，充放电速度快，环境温度变化大的场合。 03热管&相变 分别通过介质在热管中的蒸发吸热和材料的相变转换来实现电池的散热。 其中液冷技术通过液体对流直接散热的方式，能够实现对电池的精确温控，确保降温均匀性。相比之下，风冷技术成本较低，但是散热效率并不高，而且无法实现对电池的精确温控。因此，在低功率场景下，风冷仍然是主流，而在中高功率场景下，液冷技术占据了主导地位。液冷系统有大比热容和快速冷却等优点，能够更加有效地控制电池的温度，从而保证储能电池的稳定运行。 液冷储能市场 国内储能市场“狂飙”，下游储能集成商和电池厂商早早开始布局储能液冷技术，研发新产品和新技术更新产品迭代的进程。随着越来越多的实际应用项目的涉足，液冷储能系统正在快速成为市场的主流技术路线。 当前，液冷技术在发电侧/电网侧新增大储项目中占比迅速提升，如宁夏电投宁东基地 100MW/200MWh共享储能电站示范项目、甘肃临泽100MW/400MWh共享储能电站项目等都将使用液冷温控技术。并在实际项目中的应用逐步增加，如南方电网梅州宝湖储能电站最近在广东省梅州市五华县正式投运，这也是全球首个沉浸式液冷储能电站。南网储能公司首次将电池直接浸泡在舱内的冷却液中，实现对电池的直接、快速、充分冷却和降温，以确保电池在最佳温度范围内运行。 大型能源集团已经开始液冷储能系统的招标，据统计，中核集团、中石油、国家能源集团、华电集团等公司进行了液冷储能系统采购项目，液冷系统规模约5.4GWh，采购单价在1.42元/Wh-1.61元/Wh。 据公开信息统计，科华数能、阳光电源、亿纬锂能、采日。 对于温控设备企业而言，其核心竞争力将体现在定制化能力，以及对热管理方案的长期的经验和技术积累。GGII认为，中长期市场分布将集中于拥有更成熟定制化设计、非标设计更优且产品性价比更高的企业。因此对于温控设备企业而言，其核心竞争力将体现在定制化能力和长期经验积累，尤其是在热管理方案方面。、星云时代、海博思创、海辰储能、中天科技、上海电气国轩、天合储能、阿诗特、盛弘股份等数十家厂商等厂商跟进液冷趋势，发布的新品均涉及液冷技术，涵盖了电网级、工商业和户用储能等多种场景。 液冷储能未来潜力 储能市场的爆发仍将持续。为有效促进新能源电力消纳，大规模高容量的储能电站加速释放，热管理系统作为储能系统的重要组成部分，受益于储能装机容量增长，储能温控市场规模或将持续扩张。 据统计，2022年，中国新增投运新型储能项目达7.3GW/15.9GWh，累计装机规模达13.1GW/27.1GWh。结合各地规划情况，预计到2025年末，国内储能累计装机规模有望达到近80GW。据高工产业研究院 (GGII)分析，2025年国内储能温控出货价值量将达到165亿元随着储能能量和充放电倍率的提升，中高功率储能产品使用液冷的占比将逐步提升，液冷有望成为未来主流方案，其中液冷技术到 2025 年渗透率有望达到 45%左右。 未来，由于新能源电站和离网储能等需要更大的电池容量和更高的系统功率密度，液冷储能的占比将越来越大，必将凭借其综合优势成为储能市场的主流。并将激发储能系统厂商持续布局新产品、新技术的热情，推动储能系统的安全性和经济性提升。

2023年5月1日20时至2日17时，山东电力实时市场出现了连续21小时的负电价，据称“刷新了长周期现货试运行负电价的时长纪录”。一时间引起行业热议，有观点称“这只是开始，未来会蔓延全国”，有观点称中国的市场设计要有自信，不能将国外电力市场的负电价机制引入国内，也有观点称“负电价将影响新能源投资积极性”，更有观点将此现象上升至到底是要价值理论还是要边际效用理论的高度进行讨论。山东电力实时市场负价到底谁之“过”？

中电联近日发布《2023年一季度全国电力供需形势分析预测报告》。 报告显示，一季度，全国电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡，电力行业绿色低碳转型成效显著，2023年3月底非化石能源发电装机占总装机容量比重达到50.5%，首次超过一半。 一季度全国电力供需情况 一季度，全国电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡。受来水持续偏枯、电煤供应紧张、取暖负荷增长等因素叠加影响，贵州、云南等少数省份电力供需形势紧张，通过加强省间余缺互济、实施负荷侧管理等措施，有力保障电力供应平稳有序，守牢了民生用电安全底线。 一季度，全国全社会用电量2.12万亿千瓦时，同比增长3.6%，比上年四季度增速提高1.1个百分点，电力消费增速稳中有升。全国共有26个省份用电量正增长，西部地区用电量增速领先。一季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长2.5%、2.0%、6.4%、3.0%。一季度，全国共有26个省份用电量正增长，其中，宁夏（14.6%）、青海（12.2%）、甘肃（10.9%）、西藏（10.3%）4个省份同比增速超过10%；此外，内蒙古和广西用电量增速超过8%。 一季度，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量13235亿千瓦时，同比增长6.8%，占全社会用电量比重为62.4%，同比提高1.7个百分点。全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为10622亿千瓦时，同比增长4.4%。 全国电力供需形势预测 预计2023年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。其中，二季度南方区域电力供需形势偏紧。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。 相关建议 中电联提出四点建议：一是全力保障迎峰度夏期间电力燃料安全稳定供应，二是加快重点电源电网工程建设，三是提升电力系统调节支撑能力，四是充分发挥市场机制在电力安全保供中的重要作用。 完善跨省跨区电力交易机制，充分发挥大电网平台作用。加快理顺跨省跨区送受电价格机制，按照受端基准价水平建立“基准价+浮动机制”。加强省内省间市场衔接。丰富省间交易品种，提高省间交易计划执行率，公平分摊省内省间偏差结算责任。完善峰谷分时电价政策，适度拉大峰谷价差，通过价格信号引导用户削峰填谷，引导储能、虚拟电厂等新兴主体发挥调节性作用。 健全完善市场化电价形成机制。加快建立煤电机组容量补偿和成本回收机制，推动辅助服务费用发电侧和用户侧合理分摊，保障发电企业成本合理回收，激励新增电源投资，提高发电容量长期充裕性，确保电力安全平稳供给。深入研究煤电基准价联动机制与燃煤上网电价浮动机制，结合各省（区）煤价变化情况，统筹考虑本区域内煤电发电利用小时、固定成本、长期贷款利率等因素，开展煤电基准价评估，并建立煤电“基准价”调整制度，科学设置基准价+上下浮动的价格波动区间，发挥价格的供需调节作用，促进电力资源的优化配置，理顺电力与其上下游产业的关系。构建支撑适应大规模可再生能源深度利用的新型电力系统，将明显增加新能源建设、骨干网架建设、消纳等一系列建设和运行成本，新增成本需要在发输配用各环节间科学、公平负担，因此亟需建立更为有效全面的系统成本疏导机制，进一步细分出电力容量价值、灵活性价值和绿色价值，提升系统供电保障能力和灵活调节能力。 加强电力中长期交易监管。加强对各地落实电价政策监管，进一步规范电力交易组织，坚决防范各地对交易价格的不合理干预，真实反映市场供需情况，促进市场健康稳定可持续发展。

2023年2月，微软公司的Christoph Mazur博士在欧盟储能峰会上表示，“微软认为都柏林数据中心配置储能型UPS的项目完全可以被应用在其他数据中心。” 2022年7月，微软公司爱尔兰都柏林数据中心开始使用锂电池来作为备用电源，替代了铅酸电池和柴油发电机。 显然，如今微软对扩大数据中心配置储能的应用范围的信心更加充足。无独有偶，2022年4月，谷歌宣布在比利时Saint-Ghislain的数据中心配置储能项目也取得了进展。谷歌认为这将帮助比利时实现清洁能源的发展目标，同时这也展示了谷歌未来在全球数据中心推广应用储能技术的潜力。数据中心的能耗开支过高一直是令国内外互联网巨头们头疼的问题。而数据中心配置储能将有望降低数据中心的购电成本、提高数据中心对新能源的利用率，最终降低数据中心的能耗。这将为互联网巨头们带来很大的好处，也将成为数字经济和能源行业协同发展的范例。 储能为数据中心带来的三个价值 储能可以在提高供电稳定性、降低能耗、获取额外收益方面给数据中心带来增量收益。在分析这三个价值点之前，我们需要明白当前数据中心配置储能获取收益的前提条件和基础是什么。数据中心本身就会配置不间断电源UPS作为备用电源，保障数据中心的用电安全性和电能质量。UPS过去通常是用铅酸电池作为电源，现在锂电池已经对铅酸电源形成了替代趋势。锂电池循环次数更高、寿命更长、单位体积能量密度更高。数据中心的储能电源质量由此得到了提升，因此具备了更高的供电可靠性和储能技术应用价值。下面我们来看数据中心配置储能可以获得的益处。稳定用电层面，数据中心用电可以分为应急电源与常用电源。一方面，储能可以替代柴油发电机进行应急供电。另一方面，储能能够成为数据中心主供电源的来源之一。降低能耗层面，通过配置储能，数据中心可以提升新能源供电的稳定性和利用率，峰谷储能高峰放电，可以降低数据中心的电费支出和能源浪费，最终减少碳排放。 施耐德在发表的一篇白皮书中提到储能型UPS 能以非常规则的方式调节电网所测量到的负荷。如此可以将数据中心峰值电力容量需求最小化，使用UPS之前储存好的电量，避免在用电高峰期支付高价电费，降低容量费用。此外，储能还能为数据中心带来额外的经济收益。因为数据中心的UPS往往具有大量闲置，如果能高效利用这部分闲置能源参与电网调节，不仅能更好地平衡电力供需，还能获取电力市场辅助服务的经济回报。这种基于锂电池的储能型UPS除了可以保障数据中心备用电源的可靠性之外，还可以参与电网辅助服务市场来获取收益，降低数据中心的用电成本。微软的都柏林数据中心就参与了爱尔兰电网的调频服务市场。谷歌比利时的数据中心配备了5.5MWh的锂电池储能，其中的2.75MWh将用于优化比利时电网的需求响应计划，储能系统还将与其他分布式能源实现整合。该储能项目的支持方为Fluence，储能系统是基于Fluence公司的第六代Gridstack模块化储能产品。“谷歌很高兴能在数据中心和能源行业的交叉领域内推动技术创新，特别是当这种技术创新能带来运营之外的效益时，”谷歌数据中心能源和基础设施的高级负责人Marc Oman曾表示，“新的储能项目就是一个很好的例子：它不仅能让谷歌数据中心在电力中断时能更清洁地运行，而且通过我们的储能项目将帮助比利时电网进行调频，保持电网稳定运行。” 数字经济能耗大户的配储之路 数据中心是数字经济中最重要的新型基础设施之一，但同时也是用电大户。根据生态环境部数据，2021年全国数据中心耗电量达2166亿度，约占全国总耗电量的2.6%；碳排放量1.35亿吨，占全国总排放量的1.14%。而2021年三峡电站累计发电1036.49亿千瓦时。这意味着全国数据中心的用电量相当于两个三峡电站全年的发电量。随着数据总量的不断攀升，数据中心的规模将越来越大，如何优化数据中心的能耗和碳排放成为破解数字经济发展制约的一项重要挑战。储能将成为解决该问题的一把钥匙。数据中心配置储能途径目前主要以储能型UPS为主。储能型UPS同时具备电化学储能功能和数据中心UPS功能，既能实现UPS原有的备用电源应急供电功能，也能通过挖掘电池储能潜力来获取更多收益。储能型UPS可以降低数据中心能耗水平，同时提高能量管理的智能化水平。国内如科士达、科华数能等企业均在数据中心领域推出了储能型UPS相关产品。科士达新能源产品总监黎志荣向数字时氪表示如何活用数据中心里的储能电池是非常关键的。“数据中心本身就具备大容量电池，是理想的储能提供方。数据中心一方面可以通过容量租赁获取额外收益，还可以通过参与电网调节获取更多收益。”在黎志荣看来，未来数据中心的UPS要实现 双向的工作模式，提供类似储能变流器的功能。“科士达已经在研究如何将 UPS 和 PCS 结合，以便更好地利用数据中心已经投入的电池资产。比如研发双向UPS，过去UPS只是单向的从电网把交流电转到直流电，给电池充电。未来电池还要能支撑电网，就需要UPS具备从直流再转换成交流侧去给电网供电的功能。”储能系统将是数据中心供配电的一部分。由于储能系统会占据一定空间，必然会牵扯到整个数据中心的规划布局，提升能量密度也将是减少数据中心储能系统安装占地面积的重要途径。此外，数据中心并网技术复杂，通常会涉及多个不同系统的协调控制。因此黎志荣认为未来数据中心还需要能源互联网技术来实现整套系统的能量管理。 数据中心储能如何降低运行成本、提高电力交易收益 数据中心储能系统的运行要充分考虑电力系统的需求和数据中心本身的工作特点。一方面要考虑到电力市场交易的需求，另一方面储能系统还要结合数据中心可以在时间上推后处理计算任务、空间上将计算任务转移至别处数据中心处理的特点。在考虑电力市场交易时，储能系统调度控制需要考虑数据中心的冗余设计和储能参与电力辅助服务市场所得收益和寿命损失。微软研究院的研究员在IEEE发表的一篇研究文章中明确考虑了数据中心的N+1分布式冗余架构，提出了一种数据中心储能提供频率服务的收益优化框架，找到数据中心储能参与电力市场交易的最优投标容量和实时操作[1]。结合数据中心自身工作特点时，数据中心运行本身具有的可调节性值得充分利用[2]。数据中心可以对自身的工作任务、电力负荷进行时间上和空间上的动态调节，从而可以协同储能系统对数据中心购电成本进行削减以及降低负荷峰谷差，未来甚至可能参与电力市场辅助服务获取收益。数据中心工作任务可分为延迟敏感型和延迟容忍型两大类。网络交易、网页浏览等用户服务请求就是典型的延迟敏感型工作。而图像处理、计算处理等需要进行长时间计算的用户请求就属于延迟容忍型工作任务。延迟敏感型工作可以进行空间调度操作，即从一个 地区的数据中心调度至另一个地区的数据中心。延迟容忍型任务则可以进行时间调度操作。 2022年5月，阿里巴巴与华北电力大学合作开展的可再生能源消纳驱动的数据中心“算力-电力”优化调度项目以试运行方式参与了华北电力调峰辅助服务市场。在电力系统调峰信号的引导下，阿里巴巴位于江苏省南通数据中心的部分算力负载转移到了河北省张北数据中心继续运行。这次调度就是利用了数据中心空间上的可调度性。这是全球范围内数据中心和电力系统间以促进可再生能源消纳为目标的第一次协同调度，也是国内首次跨区域“算力-电力”优化调度验证实验。此外，由于数据中心工作任务处理的实时性要求很高，因此选择更具有实时性的高效优化方法也非常重要。可以解耦多时段的马尔可夫决策过程方法MDP和可以加快计算收敛、降低求解复杂度的交替方向乘子法ADMM都是值得考虑的方法[3]。数据中心储能系统参与电力市场交易是更值得关注的领域。周钰等人以惠州某数据中心 （规划万台机柜） 项目为例，针对数据中心配置储能的运行模式及设计方案的经济性进行研究。该数据中心的储能项目拟规划规模为 90 MW/180 MWh。经过经济测算，储能系统为数据中心提供不间断备用电源之外，同时参与电力系统调峰、调频和紧急备用服务，获取电力市场辅助服务收益。项目内部收益率8.3%，动态回收期7.05年[4]。 目前数据中心储能参与电力市场交易方面尚未推出明确、完善的政策机制。国内现行的各类电力交易市场鲜有考虑数据中心作为第三方市场参与电力市场交易的规则和方案。数据中心产业链相关企业也在关注期待这一类政策的落地。综合来看，在考虑配置储能的情况下，数据中心运营商需要根据实现最小运行成本和最佳峰谷套利策略的目标制定调度计划，同时还要考虑日内电力交易的实时性和不确定性，综合运用数字化技术帮助数据中心实现降低能耗、提升收益的目标。 展望 数据中心+储能，可以有效提升数据中心用电安全稳定性和质量，同时还可以充分利用储能电池资源进行峰谷价差套利以及参与电力辅助服务获取收益，能够降低数据中心电费开支，提高整个数字经济基础设施的运行效率和经济效益。数据中心和储能将成为算力、电力融合发展的典型代表。未来，数字经济基础设施将更好地与新型电力系统协同互动，形成支持源网荷储良性运行的重要力量。