近日，南方电网储能股份有限公司披露一些关键点如下： 根据最新核定的抽水蓄能容量电价的结果，预计减少公司2023年收入预算4.96亿元。但也为未来抽水蓄能走向市场预留了政策空间。 公司加快发展抽水蓄能的战略不变。截至2022年底，公司投产抽水蓄能装机容量1028万千瓦，占全国已投产抽蓄装机容量的 22.5%。除了在建项目外，目前公司抽水蓄能储备容量约3000万千瓦。公司规划“十四五”末、“十五五”末、“十六五”末抽水蓄能投产装机分别达到1400万千瓦、2900万千瓦和4400万千瓦左右，持续保持行业领先地位。 着力加快新型储能发展，形成公司在新型储能市场的规模优势，扩大收入来源。围绕储能产业链，以公司核心竞争力为依托，积极寻找新的发展机遇。 南网储能关于已投产抽蓄电站核价情况的说明 （一）公司抽水蓄能核价基本情况 根据《国家发展改革委关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格[2023]533 号），公司所属 7 座投运抽水蓄能电站容量电价（含增值税）分别为：广东广州抽水蓄能电站二期 338.34元/千瓦、广东惠州抽水蓄能电站 324.24元/千瓦、广东清远抽水蓄能电站 409.57元/千瓦、广东深圳抽水蓄能电站414.88元/千瓦、海南琼中抽水蓄能电站 648.76元/千瓦、广东梅州抽水蓄能电站一期 595.36元/千瓦、广东阳江抽水蓄能电站一期 643.98元/千瓦。上述核定容量电价自 2023年6 月1日起执行。根据本次核价结果，预计减少公司2023年收入预算4.96亿元。 （二）核价结果对抽水蓄能行业和公司发展的影响 抽水蓄能行业广阔的发展前景没有变。实现“碳达峰、碳中和”，能源是主战场，电力是主力军，构建以新能源为主体的新型电力系统是“双碳”的重要支撑。新型电力系统中风电、光伏等波动性、不稳定电源大规模高比例接入，迫切需要加快发展抽水蓄能等调节性电源，提升电力系统灵活性、经济性和安全性。为促进抽水蓄能电站加快发展，构建以新能源为主体的新型电力系统，国家发展改革委于 2021 年 4 月印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格[2021]633 号，简称“633号文”），科学界定了抽水蓄能在电力系统中的功能定位，坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，完善了抽水蓄能电价形成机制和成本疏导机制。633 号文为抽水蓄能大规模快速发展、持续稳定经营奠定了坚实基础，提供了有力保障，也为未来抽水蓄能走向市场预留了政策空间。 在“双碳”目标背景下，在 633 号文规定的电价机制支持下，抽水蓄能的发展前景非常广阔。根据国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，到 2025 年，我国抽水蓄能投产总规模 6200 万千瓦以上；到 2030 年，投产总规模 1.2 亿千瓦左右；到 2035 年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业。 公司加快发展抽水蓄能业务的战略没有变。核价结果对公司经营短期造成一定负面影响，但在抽水蓄能长期向好趋势不变的情况下，公司加快发展抽水蓄能的战略不变。公司是国内最早进入抽水蓄能行业的企业之一，通过多年来的实践探索，形成了领先的投资开发建设能力、先进的资产运营能力、扎实的安全管理能力、持续的科技创新能力、高效的运营管理能力、优秀的干部人才团队等核心竞争力。截至 2022 年底，公司投产抽水蓄能装机容量 1028 万千瓦，占全国已投产抽蓄装机容量的 22.5%，处于行业领先地位。除了在建项目外，目前公司抽水蓄能储备容量约 3000 万千瓦。接下来，公司将继续强化核心竞争力，巩固领先优势，不断做强做优做大抽水蓄能业务板块。公司规划“十四五”末、“十五五”末、“十六五”末抽水蓄能投产装机分别达到 1400万千瓦、2900万千瓦和 4400万千瓦左右，持续保持行业领先地位。 （三）公司下一步工作安排 公司将立足于领跑抽水蓄能和新型储能两条赛道，以打造储能领域旗舰型龙头上市公司，建设世界一流企业为目标，积极做好提质增效、开源节流工作，确保公司经营平稳，持续提高上市公司质量。 一是充分发挥公司核心竞争力，获取更多的优质抽水蓄能、新型储能站点资源，巩固公司优势地位，并为将来抽水蓄能、新型储能走向市场抢占先机。 二是加快发展抽水蓄能。抢抓战略机遇，发挥集约化专业化规模化优势，安全优质高效推进抽水蓄能项目建设，做到早投产、早收益，并努力提升项目投产后的运营效益。 三是进一步加大新型储能发展力度。积极把握国家和各地方政府支持新型储能发展的大好机遇，着力加快新型储能发展，形成公司在新型储能市场的规模优势，扩大收入来源。 四是努力挖潜增效。加强设备运行维护，优化水库调度，确保西部调峰电厂稳发，最大限度用好水能资源。持续发挥公司集约化、专业化管理优势，实施成本精益管理，深挖利润潜力。 五是加强科技成果转化，推动公司在抽水蓄能建设、检修、试验等方面的技术、管理输出，培育并扩大新的利润增长点。 六是围绕储能产业链，以公司核心竞争力为依托，积极寻找新的发展机遇。

5月24日至26日，第十六届（2023）国际太阳能光伏与智慧能源展览会（SNEC）在上海举行，几乎所有的“新能源人”都聚集在这场行业盛会上。 时隔两年，这场行业最具规模的SNEC展会吸引了超过50万人注册，3100多家企业出席，无疑把新能源的市场热度再次推向一个制高点。 N型光伏组件已成市场主流 光伏作为迭代迅速的技术驱动型产业，其核心之一就在于能量转化率。 据了解，由于当前主流的PERC电池（P型电池）效率平均为23%以上，接近于瓶颈且提效进度放缓，取而代之的是技术提升空间更大的N型电池技术。 从各家光伏大厂的技术动态来看，2022年更是被业内公认为N型光伏技术商业化元年，基于晶硅材料的N型电池，包括TOPCon、异质结（HJT）、IBC等，正在逐步替代P型电池。 此次SNEC展会上，这一技术趋势再次得以印证，N型电池迎来商业化元之年后的首次集中亮相。 隆基绿能在展会现场推出了N型硅异质结概念产品2681。隆基介绍，2681概念产品超高效率是基于实现26.81%晶硅电池效率纪录的先进技术，其超高性能来自于高电池开压与对称电池结构实现极致组件性能，发电功率为600W，最高组件效率达23.2%。 有光伏组件黑马之称的通威股份可以算作此次参展最为高调的公司之一，在展会上发布两款N型组件产品。 从机场、火车站、商场写字楼，到展览中心正中央入口，通威的大型广告牌接连霸占各大场景“C位”，非常引人注目。 通威从去年下半年正式从上游硅料切入光伏组件领域，并凭借原材料优势快速占领市场。 如今，通威已成为拥有从上游高纯晶硅生产、中游太阳能电池片和高效组件生产、下游光伏电站建设与运营的垂直一体化光伏企业。预计2023年底公司组件产能将达到80GW。 展会上，通威发布了TWMNG-72HD、TWMHF-66HD两款N型组件产品，代表公司在TOPCon和HJT的最新技术转化成果。 此外，还有晶澳科技、天合光能、正泰新能等多家知名光伏企业都在此次展会中发布新型产品，技术路线也均为N型。光伏厂商持续布局光储一体化 5月23日召开的SNEC开幕式上，全球绿色能源理事会主席、SNEC大会执行主席朱共山预计，今年全世界光伏新增装机将在350吉瓦左右，明年累计装机量很可能将超过水电，2026年将超过天然气，2027年将超过煤炭成为第一大能源。 在全球能源转型的大趋势下，我国光伏装机总量也将在今年正式超越水电，成为全国第二大电源。 当前光伏无疑成为引爆全球的新能源热点，由光伏产业带动的一系列新业态、新产业也在逐步形成，其中储能作为灵活调节电源，重要性不言而喻。朱共山就将储能比作能量的“搬运工”，新能源的“稳定器”。 特别在当前国内很多省市，配置储能已经成为光伏电站并网的前提条件。 光伏和储能的客户是同一批人，面对配储政策，我们的客户甚至主动询问能否提供储能产品。市场需求旺盛，没有理由不做储能业务。 很多公司都在SNEC上展出最新的光储解决方案，以及链条更长的光储充解决方案。 此次展会上，天合光能不仅发布了N型、P型电池最新产品，还发布了搭载高温锂电的无空调储能系统技术，成为此次SNEC展会的一大亮点。 据悉，该方案能够实现电池在45度的时候依旧保证高安全性、高循环效率与高转化效率，同时还推出一体化的光储解决方案,包括储能、支架、组件，促进光伏电站降本提质增效。 在新能源发电和电动车技术趋势下，“光伏+储能+充电”一体化发展也迎来机遇。 光伏、储能和充电设施可以形成一个微网，根据需求与公共电网智能互动，并通过并网、离网两种不同运行模式，能够解决在有限的土地资源里配电网的问题，满足新能源发电和智能充电的多种需求。 爱士惟是从光伏逆变器延伸到光储充一体化布局的典型企业，此次展会上发布了大功率段地面电站光伏并网逆变器，三相储能逆变器、新一代储能高压电池，还发布了业界首款微型光储一体机、新一代智能充电桩等，带来一体化解决方案。 动力电池大厂开“卷”储能技术 储能技术也是此次展会的一大看点，包括宁德时代、比亚迪、欣旺达、蜂巢能源等电池大厂纷纷推出储能新技术、新产品。 可以观察到，头部电池厂正在以电芯加速入局储能系统，甚至延续到PCS环节，实现储能系统一体化布局。 展会首日，宁德时代发布全球首个零辅源光储融合解决方案，该方案所使用的储能电柜配备了业内首款长寿命高温电芯，系统循环寿命可达15000次。 凭借耐高温石墨负极材料和特制电解液，该款电芯在超过35℃的条件下依然保持良好的衰减特性，无需冷却系统及外部辅助电源，从而实现免维护。 目前，宁德时代已经从材料、电芯到产品的打造了储能产品研发生产的全链条。 比亚迪也在展会中推出首款集成刀片电池的储能系统“比亚迪魔方”。比亚迪魔方搭载通过“针刺实验”的刀片电池，采用CTS（电芯到系统一体化）技术。 比亚迪储能业务部现场人员表示，此次发布的“比亚迪魔方”直接将电芯集成为储能系统，由于内核采用刀片电池，在电池集成时可以实现无Pack、无模组，可降低约36%的零部件数量，提升约98%的空间利用率，加大约30%的结构强度。 生产动力电池起家的蜂巢能源在去年年底的第三届电池日上，正式宣布“动力+储能”双轮驱动战略。此次展会中，蜂巢能源发布了应用于电力、工商业和家庭三大场景的短刀全系储能电芯及产品。 但也有业内人士表示，储能电池与动力电池的产业标准、技术路线、产业布局、甚至客户资源都有所差异，如今储能市场呈现井喷式发展，竞争将会持续进入白热化阶段，加上众多跨界者纷纷入局，行业洗牌也会在所难免。 能源转型的下半场是 “能源+AI” 能源转型变革的上半场主要是能源系统电气化,下半场是电力系统低碳化、数字化、智能化和去中心化同频共振。此次参会的众多专家大咖都表示，“能源+AI”将成为下一个投资热点。AI技术的应用已经开始深刻影响各个行业，算力中心也作为支撑AI技术发展的基础设施，不断与新能源场景深度融合。 具体来看，AI技术可以分析大量能源数据，预测能源需求和生产量，进而控制能源生产和分配，提升能源利用效率。 此次展会前夕，协鑫集团旗下的协鑫能科在5月23日晚间发布公告称，公司与苏州市相城区人民政府建立战略合作，计划于2024年底前在全球范围内建立15个能源算力中心，固定投资规模超50亿元。 据悉，光伏逆变器厂商固德威已经深入部署了虚拟电厂系统研发，参与了地级市虚拟电厂的项目，协调聚合分布式能源参与电力市场和辅助服务市场。 能源产业已经进入数字能源的时代，数字化、智能化水平会直接影响整个能源系统的安全性、可靠性、经济性和绿色低碳水平。 华为也在展会期间发布了新一代智能光伏战略和全场景解决方案。华为数字能源技术有限公司总裁侯金龙向36碳等媒体表示，公司的光伏新战略将聚焦4T（Watt/Bit/Heat/Battery）的技术融合。 举例来讲，华为此次面向电站场景推出的FusionSolar智能光储发电机解决方案，就是基于自研的Grid Forming技术，打造主动构网的优势，利用智能数字化技术，在离网、并网场景下都能够实现光储网云一体化。 跨界者众多，产品成熟度不断提升 对于光伏、储能这条万亿级赛道，跨界入场、加码投资者甚众，且各家实力均不俗。 此次展会上不仅有光伏、电池大厂参与，其他制造业领域的跨界企业也带来诸多看点。例如，风电整机商明阳智能就已经盯上“风光储氢一体化”趋势，并在光伏领域加速布局。 明阳智能早在2年前就涉猎光伏。2021年5月，明阳智能对外正式宣告将投资30亿元正式进军异质结领域。 今年1月10日，明阳智能2GW高效异质结光伏电池一期项目和5GW高效异质结光伏组件项目首次下线、投产。 此次SNEC展会上，明阳光伏作为明阳智能旗下的光伏子公司独立参展，并首次展示了新型高效HJT光伏电池。 明阳智能光伏市场部主任徐鹏祥向36碳介绍，公司早先从建筑光伏一体化（BIPV）业务切入光伏领域，目前这块业务已经非常成熟，并取得国内外规模化订单，去年还在北京冬奥会速滑馆等屋面光伏项目中有所落地。 当下，明阳智能正在加速推进异质结领域技术。伴随光伏业务的逐步扩大，明阳在去年已成立负责光伏业务的子公司，并持续推进“风光储氢”一体化布局。 此外，还有以工程类设备起家的装备制造业巨头三一集团，这次也携带全新光伏组件技术、产品、成果首次亮相SNEC。 三一硅能在展会上首次发布了全新三一超620W TOPCon组件。据介绍，相对于PERC 组件，三一组件光伏系统成本降低3.1%，平准化度电成本降低6.4%，项目收益率增加8.1% 三一集团于2022年进军光伏行业，成立了三一硅能。去年12月，三一硅能的光伏组件产品正式下线，这意味着三一成功打通光伏全产业链。 光伏、储能热度不断攀升，如今更是引来上下游、各个产业链之间以及各类跨界纷纷联手，且各自在资金储备、技术产品等方面都实力不俗。 SNEC将在今天落下帷幕，被称为行业晴雨表的SNEC展会无疑把光伏、储能的市场热度推向一个新高潮。但在火热的展会现场背后，产能过剩的隐忧之声也不绝于耳。 未来3-4年，像今年SNEC一样的光伏大聚会盛况可能很难被超越了。不少行业专家在此次展会上指出，目前市场竞争已进入白热化阶段，甚至出现过度竞争、无序竞争的问题，引来行业大咖们纷纷高调呼吁回归理性。 今年的SNEC展会虽然火爆，但可以明显感觉到，光伏、储能的赛道上已经涌入太多的参与者，未来这块战场或将迎来一场更加严酷的竞争淘汰赛。

近日，经德国弗劳恩霍夫太阳能系统研究所(Fraunhofer ISE)权威认证报告，隆基绿能在商业级绒面CZ硅片上实现了晶硅-钙钛矿叠层电池31.8%的转换效率。这是目前基于商业级CZ硅片的晶硅-钙钛矿叠层电池最高效率，展示了晶硅-钙钛矿叠层电池作为一种新型电池技术的显著效率优势。 太阳能电池效率是光伏科技创新的灯塔，晶硅太阳能电池的极限效率决定了光伏技术的发展潜力和光伏产业的发展方向。 晶硅太阳能电池是目前最主要的光伏技术，占据着全球光伏90%以上的市场。作为最核心的发电单元，太阳能电池的光电转换效率决定了整个光伏产业链能够多大程度地利用太阳光所携带的能量，是评价光伏技术水平的核心指标。 晶硅电池的理论效率极限为29.4%，叠层电池被行业公认为突破晶硅效率极限的主要技术途径。隆基团队是国内最早开展叠层电池研究的团队之一。面向产业化开发，隆基团队先后突破了绒面硅衬底钙钛矿薄膜晶体生长、高效体相钝化和光学管理等关键技术，实现了硅基叠层电池效率的快速提升。 此前，隆基研发的叠层电池国际权威认证效率分别于2021年和2022年突破25.7%和29.55%，入选当年中国可再生能源学会光伏专业委员会发布的《太阳电池中国最高效率表》，代表中国该项电池技术最高效率水平。据此次突破叠层电池效率的团队介绍称，从2022年12月31日到2023年3月31日，该团队将效率从29.55%提升到31.8%，实现了在三个月时间内绝对值增加2.25%。 在电池转换效率提升方面，隆基一直不断突破自我并刷新纪录。自2021年4月至今，隆基绿能已先后14次刷新太阳能电池效率世界纪录，是目前硅太阳能电池转换效率世界纪录的缔造者。此前，隆基首次自主开发的硅异质结太阳能电池，因其优异的钝化接触结构实现了硅电池世界纪录26.81%电池转化效率。

硅料 本周硅料价格继续下跌，单晶复投料主流成交价格为127元/KG，单晶致密料的主流成交价格为125元/KG。本周企业签单模式仍为周度议价，近期部分企业硅料订单情况有所好转，月底前已无余量可签，但短期内因下游多家硅片企业计划降低20%的开工率，硅料需求减弱预期较强，硅料供给仍在向上增加，供需差距进一步拉大，或将进一步刺激硅料价格加速下行。 硅片 本周硅片价格小幅波动，M10主流成交价格为4.15元/片，G12主流成交价格为6元/片。本周临近月底，恰逢行业展会，市场观望情绪增加，市场成交一般，上游原材料成本持续下降，硅片为清库存，价格继续下跌，但G12尺寸硅片因下游行情较好，已出现持稳趋势。虽硅片企业大多已降低开工率运行，但调整还需时间，短期内硅片库存仍存；待库存耗尽，低开工率下产出增加有限时，硅片或将迎来小幅反弹。 电池片 本周电池片价格跟随下降，M10电池片主流成交价为0.92元/W，G12电池片主流成交价为0.98元/W，M10 单晶TOPCon电池片主流成交价为1.03元/W。随着上游硅料、硅片的降价，电池片价格也在跟随下降，但降幅小于上周。当前价格下，组件采购较为积极，对电池片价格形成一定支撑；订单较好情况下，电池片价格已有企稳迹象。随着成本的继续下降，电池片价格或将继续波动，但幅度预计较小。 组件 本周组件价格下滑明显，182单晶单面PERC组件主流成交价为1.63元/W，210单晶单面PERC组件主流成交价为1.65元/W，182双面双玻单晶PERC组件成交价为1.65元/W，210双面双玻单晶PERC组件主流成交价为1.67元/W。 在终端持续压价及上游电池片价格下降情况下，本周组件价格下滑明显。近期大唐集团8GW组件集采开标，P型组件投标价格范围为1.47元/W-1.655元/W。组件整体价格下降趋势明显，部分终端项目有望陆续启动，在电池片价格企稳情况下，组件价格或将跟随走稳。 辅材方面，本周玻璃价格维持稳定，3.2mm厚度的玻璃主流价格为26元/㎡，2.0mm厚度的玻璃主流价格为18.5元/㎡左右；即将进入光伏玻璃新一轮定价周期，组件企业采购较为谨慎，市场整体成交略显一般，局部库存缓增。

为新能源动力电池的两大霸主，宁德时代、比亚迪也在储能电池领域发力。近期宁德时代发布了0辅源储能方案、比亚迪发布了魔方电池，都将自己的当家技术应用到了储能电池上。 有机构数据显示，2022年全球储能锂电池出货量超150GWh，预计至2025年将超570GWh，至2030年达1430GWh，形成锂电第二个万亿级赛道。 在市场份额上，目前储能电池领域宁德时代的份额是全球第一，而比亚迪也将目标定在了第一名，很显然，竞争必然加剧。 5月24日，宁德时代发布了全球首个零辅源光储融合解决方案。通过自研的光储变流器，配合高温电芯技术和先进的自加热技术，宁德时代零辅源光储融合解决方案摆脱了传统储能解决方案对冷却系统及其辅助电源的依赖，光与储实现实时联动。 经过长达3年的打磨，实现了光与储实时联动，控制响应速度提升10倍，实现毫秒级功率控制，保障电力平滑输出，同时充放电效率提升10%。作为新能源电力的主力来源之一，光伏能源的稳定性仍然受到天气条件的制约。此外，受到系统架构约束、辅源用电等因素影响，传统光储系统面临运行效率低下、运维复杂等问题。 针对行业痛点，宁德时代创新推出由“光伏组件、储能电柜、光储变流器”三大模块共同组成的零辅源光储融合解决方案。宁德时代解决方案最大创新亮点是“零辅源”，即该方案使用的储能电柜配备了业内首款长寿命高温电芯，系统循环寿命达15000次，凭借耐高温石墨负极材料和特制电解液，储能电芯在超过35℃的条件下依然保持良好衰减特性，无需冷却系统及外部辅助电源，优化了系统运行性能及效率，实现免维护。 同日，比亚迪推出首款集成刀片电池的储能系统“比亚迪魔方”。 魔方电池继承了刀片电池高安全、长寿命等核心优势，能解决行业面临的安全、成本、寿命、效率等痛点。 比亚迪魔方搭载通过“针刺实验”的刀片电池，采用 CTS（电芯到系统一体化）技术。无模组、无PACK、直接集成到系统，可降低约36%的零部件数量，提升约98%的空间利用率，加大约30%的结构强度。同时，其可通过灵活组合，适用于工商业储能、电站级储能等应用场景。 比亚迪魔方搭载全球唯一通过‘针刺实验’的刀片电池，是全球首款‘佩刀’储能产品，从‘核心’保障产品安全性能；同时采用全球首创CTS（电芯到系统一体化）技术，彻底颠覆传统结构设计，具备极安全、极易用、极高效、极智能四大极致性能，致力于解决业内安全、成本、安装、维护等诸多痛点。 从目前的情形来看，宁德时代、比亚迪电池之间的竞争从新能源汽车领域向储能领域拓展。 宁德时代2022年财报显示，2022年宁德时代储能电池系统出货量全球市占率达43.4%，比上年同期提升5.1个百分点，连续两年排名全球第一。 比亚迪2022年年报披露，在储能板块的研发中，比亚迪致力于打造具有超高容量密度、超高安全、超长寿命和超低成本、具有降维打击能力的全新一代储能系统，形成类似刀片电池、汉等现象级产品，力争储能市场份额全球第一。

近日，工信部通报了10家企业11款APP(SDK)涉新能源汽车充换电运营的平台存在侵害用户权益的行为，问题包括“违规收集个人信息”“强制用户使用定向推送功能”“APP强制、频繁、过度索取权限”等。 这其中，“违规收集个人信息”的企业6家：1、铁塔能源有限公司（铁塔充电微信小程序、铁塔汽车充电微信小程序）2、上海森通智达新能源技术服务有限公司（益虫充电微信小程序）3、云南能投智慧能源股份有限公司（云能充充电微信小程序）4、河南智电小象新能源科技有限公司（小象充电微信小程序）5、深圳市尚亿源电子信息技术有限公司（尚e充电微信小程序） 6、深圳市科华恒盛科技有限公司（桩桩充电微信小程序） “APP强制、频繁、过度索取权限”的企业3家： 1、上海依威能源科技有限公司（E充站APP）2、江西驴充充充电技术有限公司（驴充充APP） 3、深圳车库电桩科技有限公司（车库电桩APP） “强制用户使用定向推送功能”的企业1家： 1、北京华阳风科技有限公司（华阳风充电站微信小程序） 因此，在优化、扩大充电桩布局的同时，还需高度警惕信息泄露风险。 据了解，2022年我国车桩比已达2.5∶1，充电桩数量处于全球较高水平，其中不少是智能网联充电桩。大部分智能充电桩都需要联网，车主可通过手机，实时监测充电桩性能和充电进度，充电完成后扫码支付，方便快捷。但也正是因为其“智能网联”的特性，让智能充电桩成为了信息泄露的隐秘角落。 充电桩生产商和相关服务平台应担起首要责任。新能源汽车是代表汽车行业未来发展趋势的新事物，但数据安全与隐私泄露却是老问题。在设计研发过程中，相关厂商应提前介入、有效预判相关数据安全风险，通过加密等技术手段，健全充电桩防护机制，避免被不法分子攻击系统漏洞，提升数据安全保障能力。 同时更应加强行业自律，不能因为一己私利而监守自盗，违规过度收集车主信息。用户要提高自身防范意识，了解智能充电桩所要求的权限，并仔细考虑对个人的影响。对充电桩需要的如地理位置、通讯录信息等权限请求要谨慎通过，对不必要的权限加以拒绝，并对违规收集个人信息的行为向有关部门投诉举报。 在国家大力支持优化和扩大充电桩布局的同时，还需高度警惕信息泄露风险。充电桩生产商和相关服务平台应担起首要责任；用户要提高自身防范意识；有关部门要加大监督检查力度。

中国·上海，2023年5月24日】第十六届（2023） 国际太阳能光伏与智慧能源（上海）大会（以下简称“SNEC 2023”）在上海启幕，华为智能光伏以“融智于光，共创未来”为主题，携新一代全场景智能光储解决方案隆重亮相，带来面向清洁能源基地、工商业、户用三大应用场景最前沿的解决方案和全球成功应用实践。 清洁能源基地： 智能光储发电机加速光伏成为主力能源 清洁能源基地复杂多样、具有“两高一大”的特征：高比例新能源、高比例电力电子装备与GW级的超大电站规模，由此带来安全、并网、运维、发电效率等一系列挑战，华为创新提出了“三个融合”理念，即通过电力电子技术与数字技术融合、光储融合、能量流与信息流融合，与生态伙伴携手打造稳定并网、极致安全、智能运维、更高收益的新型清洁能源基地解决方案。 稳定并网支撑50%高比例新能源并网消纳 通过三大稳定重构技术，即重构电压稳定、重构频率稳定、重构功角稳定，实现弱电网条件下稳定运行，并实现宽频振荡的抑制，可支撑50%高比例新能源并网消纳； 2022年，华为携手青海电科院与中国电科院、华润电力，完成全球首次智能光储发电机并网性能实证测试，为构建以新能源为主体的新型电力系统奠定了坚实的理论和重要实践基础。 极致安全“四大安全”技术，生命周期安全稳定 首创智能组串分断技术（SSLD-TECH），开创性地实现了直流侧的主动分断和精准的组串级分断防护，有效提升电站主动安全能力； 智能端子温度检测，逆变器可实时检测组串的虚接导致的温度上升，端子温度异常时，逆变器停机避免故障扩散； MPPT级的直流绝缘诊断，精确定位绝缘异常，提升6倍的故障定位精度； C5-M级的高耐候防腐涂层，适应严酷的自然环境，并经历华为GCTC的严苛测试； 智能运维“两流”融合，提升运维效率50% 最新发布的SUN2000-300KTL智能光伏控制器，采用IP68高可靠长寿命风扇，通过智能风道健康监测及首创智能风扇除尘算法，实现风道自清洁免维护； 智能IV诊断4.0无需人工上站，即可实现在线、全量的检测，识全率、一致性、准确率大于90%，获得行业最高等级L4认证；IV+CV组件级智能融合诊断，发挥IV诊断快，CV诊断细的两大特点，精准消缺，降低发电损失，总体可提升发电量约1%+； 支持逆变器、储能、箱变等设备接入，实现光储统一管理；电站→电池簇/子阵→电池包/逆变器→电芯/组串四个层级的精细管理；利用数字孪生技术实现储能系统的可视可管。 更高收益LCOE降低6%，LCOS降低20% 满足高低温等极端场景下长时间恒功率稳定运行，提升发电量1%；适配SDS智能融合跟踪支架，实现复杂地形和天气的自适应，提升发电量1%； 支持长组串设计，可与SVG进行协同，节省海上平台3.62分/W的初始投资，为客户提供更优的初始投资成本； 光伏和储能系统智能协同控制，可有效保障在离网状态时2:1高光储比稳定运行；同等储能配置下，更高的光伏比例，有利于降低系统度电成本30%。 在青海共和县，华为参与2.2GW的全球最大光伏园区，作为全球首条100%输送清洁能源的特高压输电线路，源源不断地将来自西北高原的清洁能源送往中原大地；在四川雅砻江的全球最大、海拔最高的1GW水光互补电站，华为帮助客户引领构建“绿色低碳，安全高效”的现代能源体系。 从引领组串式逆变器成为行业主流，到重构智能组串式储能系统架构。华为创新的智能组串式储能系统是融合了电化学、散热、电力电子、数字化技术和安全设计的综合系统，首创一包一优化、一簇一管理，通过电力电子技术的可控性解决锂电池的不一致性和不确定性，4级主动安全+2级被动隔离，精细化管理实现更高可用容量及更高安全标准。在沙特红海的1.3GWh全球首个100%新能源供电且最大的微网储能项目，得到客户的高度认可。 工商业： 唯一优光储充云行业绿电解决方案 低碳化成为全球趋势，越来越多的企业关注电力成本和碳排放，促进绿色转型、降低用能成本，实现能源自主可控。因此，华为以“1+4”优光储充云融合架构，聚焦智臻安全、智高可靠、智多发电、智简运维四大核心价值，打造工商业光伏电站理想之选。 智臻安全 行业首创智能组串分断（SSLD-TECH），15ms自动关断，避免直流侧故障的扩散；增强型智能电弧防护（AFCI），获得行业内L4最高等级认证，0.5s的快速关断，最大程度的降低安全隐患；200m的检测范围，拥有全场景的检测能力；30A的MPPT电流检测能力，适配主流组件； 智能组件控制器可在故障或运检时0V快速关断，直流侧无高压；建筑内或电站如发生火灾，可第一时间通过指令或开关关断优化器，为业主及运维、消防人员提供更高的安全保障； 储能系统具备预警、检测、隔离、消防四重主动安全防护，如独特的顶部泄爆设计，定向释放能量，保障人身和资产安全。 智高可靠 充分考虑暴晒、淋雨、极寒等极端场景的各种挑战，以高可靠的器件选型和设计实现IP66防护等级； 经历上千项的严苛测试，如温度循环、盐雾、粉尘/湿度测试等，保障产品更长寿命和更高可用度；三重EMC防护设计，符合NBT32004/EN61000严苛标准。 智多发电 MPPT追踪效率达行业领先的99.839%； 智能组件控制器管理1-2个组件，实现组件级MPPT；使能屋顶装机最大化，屋顶利用率提升30%+，并提升发电量5%-30%； 每个电池包内集成优化器，各电池包独立充放，规避串联失配，提升系统可用容量。 智简运维 智能IV诊断4.0获得鉴衡认证颁发的行业L4级最高认证，可精确检测14种组件故障，MW级电站一键远程扫描，2分钟完成全量扫描，10分钟可自动生成电站全检测报告； 智能组件控制器实现组件级监测管理，运维人员可及时发现和定位故障，提高运维效率，减少上站次数，减少50%运维费用； 华为储能得益于电池包优化器可自动标定，免人工上站标定，1台200kWh的产品每年可节省1.2万元的SOC标定费用。 户用： 更多光的力量，让家始终明亮 华为智能光伏此次推出了具有划时代意义的家庭绿电4.0解决方案，围绕发、储、用、安全，打造真正用电无忧、用电自由的极致用户体验。 发电侧，华为推出了2款支持更大功率的智能能源控制器，包括单相（SUN2000-8KTL/10KTL）和三相（SUN2000-12KTL~25KTL）；均支持接入储能，满足并离网场景需求，极简系统实现更大的屋顶利用率；智能组件出厂即预装智能组件控制器，通过组件级优化技术，实现屋顶多装多发，最大化发电量。 储能侧，新一代智能组串式储能系统LUNA2000-7/14/21-S1，在行业内率先把280Ah超大电芯应用于户用储能。不仅拥有更大的容量，每个电池模块电量高达7kWh，一台逆变器最大支持四簇84kWh并机；还拥有业界领先的15年超长使用寿命，保留了华为首创的内置能量优化器技术，让用户不仅可以多储电，实际可用的电量更多，还用得更长久。 用电侧，新一代全屋备电解决方案，高集成、免改造配电盘，为用户提供无缝切换的单相全屋备电体验；率先把智能化引入家庭绿电，发储用一体化智能管理，最大化绿电比例。 安全是一切的基石，华为深耕光伏多年，本次发布的家庭绿电解决方案4.0，在屋上、屋下的光伏、储能、EMC方面的安全防护都更全面更扎实：屋上有目前业界最高L4级的智能电弧防护、组件级快速关断，屋下有从底层技术革新实现的家电水平EMC防护，在储能四重安全防护基础上，叠加双重应急防护等12道护盾守护储能安全。

目前各地峰谷价差逐渐拉大，碳酸锂价格还在下跌，未来储能项目的投资回收期有望进一步缩短。有机构数据预测，2023年到2025年，工商业光伏储能累计新增装机预计可达29.09GW，复合增速55.8％。业内认为，2023年有望成为工商业储能的爆发“元年”。 2023年1月，国家发改委于发布《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》，鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。其中，工商业储能作为分布式储能系统在用户侧的典型应用，成为了一个备受瞩目的话题。随着储能技术的不断发展和峰谷价差的不断扩大，工商业储能正在工业园区规模化应用，并成为企业实现可持续发展和经济效益的重要手段，将会成为2023年国内储能市场的重要增量市场。 工商业储能的系统结构 工商业储能系统通常采用与储能电站基本一致的配置，但相对容量较小、功能相对简单。其主要由蓄电池系统、电池管理系统(BMS)、交直流功率转换器(PCS)、能源管理系统(EMS)以及其他电气电路和保护、监控系统等组成。 在技术路径上，主要分为PCS交流耦合和光储一体机两种方式。PCS逆变器通常采用双向变流。不同于大型储能电站，工商业储能系统的EMS通常不需要考虑电网调度的需求，主要为本地提供电力，只需要具备局域网内的能量管理和自动切换功能即可。 应用场景&盈利模式 工商业储能主要应用场景包括单配置储能、光储一体、微电网等。单配置储能主要应用于削峰填谷，以节约用电费用或作为备用电源使用。光储一体主要应用于提高分布式光伏自发自用率、平抑充电桩中击的作用。微电网分为离网型和并网型两种，储能可以平滑新能源发电和作为备用电源使用，也可以实现能源优化和节能减排。 工商业储能的主要盈利模式是自发自用+峰谷价差套利或作为备用电源使用。配套工商业储能可以利用电网峰谷差价实现投资回报，即在用电低谷时利用低电价充电，在用电高峰时放电供给工商业用户，从而帮助用户节约用电成本，并避免了拉闸限电的风险。而在商业模式方面，目前主要有工商业用户自行安装储能设备、能源服务企业协助安装储能以及用户侧储能新场景三种。 峰谷电价推进工商业储能发展 在考虑工商业储能投资的经济性时，需要比较峰谷价差和储能的成本，也就是LCOE。当峰谷价差超过储能的LCOE时，储能的投资就变得更加经济。在具体的案例中，每天一次充电和放电的储能LCOE约为0.63元/kWh。因此，当峰谷电价差大于储能LCOE时，工商业储能的投资就具有经济性。我们选择了0.7元/kWh作为工商业储能用于峰谷价差套利的盈亏分界线。 进入2023年，电网代理购电电价的峰谷价差呈现明显的增大趋势，这意味着工商业储能应用的市场前景变得更加广阔。根据2023年3月电网代购电价，全国最大峰谷电价差来到1.34元/度电，尖峰-谷时价差超过0.7元/kWh的省市数量增多，由2022年7月的6个上升至2023年1月的18个。各地分时电价的峰谷比也有持续拉大的趋势，例如河南由2022年的0.72元/kWh上升至2023年1月的1.021元/kWh。 工商业用户利用独立储能，在电价谷时充电，于峰时放电供给自身使用，通过削峰填谷节约平均用电费用，工商业储能需求有望提升。 对大工业用电而言，安装工商业储能能有效降低两部制电价的两部分电费支出：分布式光伏“自发自用”，结合峰谷时段合理利用储能系统，有效减少实际用电费用；工商业储能系统可大幅降低容量电费。 工商业储能或可实现每天两充两放 在当前分时电价机制下，如浙江、湖南、湖北、上海、安徽、广东、海南等工商业发达省份在峰谷电期间，通过工商业储能实现两充两放的策略。这种策略可以充分利用分时电价的优势，在两个高峰段分别放电，实现两充两放，有望将回收成本的周期缩短至6年以内。随着储能系统利用率的提高，工商业储能系统的成本回收周期将有效缩短。 浙江省:两次充电均在谷时，两次放电分别在尖峰段及高峰段，平均峰谷价差为0.85元/kWh，测得投资回收期约为4.75年。 广东省：不考虑夏季尖峰段，两次放电分别于谷时和平时，两次充电分别在两个高峰段，平均峰谷价差为0.73元/kWh，测得投资回收期约为5.70年。 在峰谷价差较大的地区，工商业储能比大型储能更具经济性。我们对浙江、广东和海南三省进行了储能投资回收周期的测算，结果显示均在6年以内。在能够实现两充两放的省市，结合全国范围内峰谷价差持续拉大，工商业储能经济性相当可观。 我们以浙江省一工厂的3MW/6.88MWh用户侧储能系统项目为例进行经济性测算。假设该工厂在白天负荷稳定，可以消耗储能释放的电量，并且变压器容量足以满足储能充电需求。该项目成本拆分为电池55%、集装箱15%和BMS7%。 参考浙江工商业峰谷电价，根据经济性测算，该项目在峰谷电价差0.93元/KWh，一年运行660次，项目寿命期为11年的情况下，IRR可达16.45%，预计5年可以收回投资，具备经济性。未来随着峰谷电价差进一步拉大，以及储能投资成本下行，工商业侧的储能经济性有望进一步凸显。当投资成本为2元/Wh时，当峰谷价差超过1元/KWh时，IRR将达到20%以上。 尽管当前并非全国范围内工商业储能都具备经济性，但在不断增加的峰谷价差+适合储能发展的峰谷时段设置趋势下，预计全国层面适合投资工商业储能系统的省份有望逐步增加。 限电下工商业储能成为备电手段 2016-2021年中国工业用电量的复合增速为6%，保持稳定增长。从2022年中国全社会用电量情况来看，第二产业用电量57001亿千瓦时，同比增长1.2%，其中全国工业用电量为56000亿千瓦时，同比增长2%。其中工业用电量占全社会用电量的64.8%，占据主要份额。 工商业用电需求居高不下，“限电”政策或引发工商业用户的用电焦虑问题。光储一体系统可通过对光伏出力削峰填谷，既可提升光伏电能的利用率，又可在限电时保障正常的生产。商业储能或将成为国内企业实现紧急备电、维持正常经营、降低能源支出的重要手段。 补贴政策提升工商业储能经济性 近年政府出台了一系列的储能补贴政策，税收政策、市场准入政策逐步明朗，都在鼓励工商业用户兴建储能电站；从而可以有效提升工商业储能经济性。这些政策在一定程度上降低了储能设备的投资成本和运营成本，提高了储能电站的收益水平，有助于吸引更多的投资和资本进入工商业储能领域，提高行业的发展速度和规模。 目前，全国各地正在实施的储能补贴政策超过30项，主要集中在用户侧，并注重与分布式光伏相结合。补贴方式主要包括容量补贴、放电补贴和投资补贴，其中与分布式光伏结合的补贴方向最为主要。浙江、江苏、四川、安徽、广东等地是政策密度最大的地区，而浙江省龙港市、北京市、重庆市铜梁区等地的政策支持力度较大。 随着全国各地尖峰电价的增加和峰谷价差拉大，工商业用户安装储能系统的经济性已经显著提高，这将推动工商业储能行业持续高速增长。伴随新型能源体系的建设推进、储能电池成本的下降，储能系统的投资成本也将得到进一步优化，激发工商业储能市场潜力，为工商业储能带来更多发展机遇。

第三轮输配电价改革，带来哪些影响？ 近日，国家发展改革委印发了《关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知》(下文简称《通知》)，在严格成本监审基础上核定第三监管周期省级电网输配电价，进一步深化输配电价改革。 我国自2015年开启新一轮电力体制改革以来，输配电价已历经两轮改革：2017年完成第一监管周期输配电价核定；2020年完成第二监管周期输配电价核定。那么，此轮改革，有何变化？ 与前两个监管周期相比，本次《通知》发布的第三监管周期输配电价核定更加精准科学。《通知》通过多种新举措，进一步完善输配电价监管体系，有助于进一步明确电网企业的功能定位、激发地方发电企业的灵活性和积极性，进而实现我国电力供应的安全稳定，并对我国加快构建新型电力系统、深化电力市场改革具有重要意义。 简化用户分类，输配电价核定机制更加顺畅 输配电价是指销售电价中包含的输配电成本，即“运电”的费用。“强观察”栏目了解到，自2015年中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，我国逐步确立了以“准许成本+合理收益”为核心的输配电价监管制度框架。 本轮改革，将输配电价和‘购销价差’脱钩，按照‘准许成本+合理收益’直接(顺价)核定输配电价。改革后，电网企业将从“统购统销”赚“差价”的角色，转变为一个“运营商”，按照企业申报、政府核定的输配电价收取“过网费”，输配电价核定机制更加顺畅，反映出的输配电成本也更加合理。 《通知》提出，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。 本轮改革简化了用户分类，首次推动实现工商业同价全覆盖。用户分类的简化，不仅能够有效解决输配电价成分复杂、核定不清的问题，还为电力市场深度改革铺平道路。此外，此次改革不区分工商业用户、实现相同电压等级工商业用户执行相同价格，不仅避免了因用户用电种类不同而造成的价格差异和交叉补贴等问题，还有利于促进电力市场交易的公平性。 不同电压等级电价更好反映供电成本差异 《通知》提出，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。 如何理解单一制电价和两部制电价？ 两部制电价就是将电价分成两部分，一部分称为基本电价，即固定费用部分；另一部分称为电度电价，即流动费用部分。单一制电价和两部制电价最大的差异在于基本电费部分。 《通知》还明确，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。 国家发展改革委发布的解读文章称，本次改革使输配电价结构更加合理，不同电压等级电价更好反映了供电成本差异，为促进电力市场交易、推动增量配电网、微电网等发展创造有利条件；对负荷率较高的两部制用户的需量电价实施打折优惠，有利于引导用户合理报装容量，提升电力系统经济性。 对工商业用户影响较为明显 《通知》明确，居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。那么，哪类用户将会受到本次电价改革影响？对于这些用户而言，用电成本是上升还是下降了？ 从三大用电类别来看，这一轮输配电价核定改革对工商业用户产生影响较为明显。一方面，考虑到居民生活、农业生产用电尚未进入电力市场，且关乎民生改善和经济社会发展，因此居民、农业用户保持稳定，继续执行现行目录销售电价政策。对工商业用户而言，其参与电力市场交易的便利性和灵活性将大幅提高。 就其成本而言，《通知》明确提出，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。工商业用户的用电价格尤其与发电成本的波动紧密联系。 国家发展改革委曾在2015年明确表示，新一轮电改的核心目的是“管住中间、放开两头”。“放开两头”，就是对发电方、售电方、用电方提高市场化程度，实现更加充分的竞争。“管住中间”，就是在电网、输配电环节强化政府管理。 从供给需求侧来看，这一轮输配电价核定改革对发电企业、电网企业和终端用户均产生明显影响。《通知》不仅明确和落实了新一轮电力市场化改革“管住中间”的总体思路，助力电网企业进一步明确其功能定位和运营模式，还体现了“放开两头”的总体思想，尤其是对发电企业而言，“准许成本+合理收益”的输配电价核定原则的真正落实，可有效避免“价格倒挂”现象，提升地方发电企业生产积极性，同时分电压等级核定电价等改革，将有效提升发电企业在电力市场交易的灵活性，进而保障电力供应的安全稳定。

国家发改委本周出台了第三监管周期的省级电网输配电价政策，此次政策对电改具有里程碑式意义。因为终于能算清电网输配电价了，不同环节各司其事，电网不必承担过多责任，该涨价涨价。用户侧的商业逻辑也理顺了，一些用户侧储能、增量配网等环节业务模式会更加顺畅。 01 本次输配电政策传递了什么信号？ 5月15日，国家发改委官网发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》(发改价格〔2023〕526号)、《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〕532号)关于输配电价的重要文件。本次文件在2015年电力市场化改革后可以视为里程碑式的文件。所谓电改，也就是进行电力系统的市场化改革，也就是从“计划电”迈向“市场电”。新一轮的电改是在2015年启动的，核心的目的是“管住中间、放开两头”。中间主要是指电力系统的输配电环节，输配电环节主要是由国家电网和南方电网负责，两头是指发电侧和售电侧，以前输配售环节都是电网负责，发电环节基本上是火电。所谓管住中间，放开两头的目的是，要提高发电和售用电侧的市场化程度，也就是在前后两端充分引入竞争机制，充分竞争。而输电环节类似高速公路、配电环节类似街道小路，节点多，环境复杂。管住中间也就是管住电网，管住输配电环节，通过管住电网，减少其操作电价空间，让电价更透明，输配电网相当于高速公路，用户交了过路费即可通行。2015年电改后，2017年完成第一监管周期输配电价核定、2020年完成第二监管周期输配电价核定。但是前两次输配电价核定仍不够合理，而本次也即5月15日国家发改 委印发了《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》输配电价核定较上一轮更细致，差异较多，更好的落实了“准许成本+合理收益”。所以才说，本次政策是电改里程碑式的进展。 具体细则如下： 1、输配电价按电压分，不再按用户分“用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产和工商业用电，工商业用电包括了（大工业和一般工商业），多地不再对大工业和一般工商业进行区分。”统一按照电压等级来进行定价，电压越高，输配电费用就越低，进而避免因用户种类不同而造成不公平，可以让工商业用户更合理选择电价执行方式，公平参与电力市场化交易，享受电网服务同时承担成本。 2、电压等级越高，容需量电价越低，提高电力设备利用率本次强调用电容量100千伏安及以下的用单一制电价；100-315千伏安之间的可以选择执行单一制或两步制电价；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或两部制。选择执行两部制的，每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，单月需量电价按本通知核定标准90%执行。两部制电价就是将电价分成两部分。一部分称为基本电价，即固定费用部分；另一部分称为电度电价，即流动费用部分，单部制和两部制最大的差异在于基本电费部分。这一条属于建立负荷率约束机制，也就是说，单月总用电量达到一定程度，可以打九折，进而提高电力设备的利用率。也就是说，电压等级越高，用电量越大的优质工商企业的输配电价就越低。此外形成更合理的分电压等级差后可以更好的理顺增量配电网这种小电网和升级大电网之间的电费关系。 3、为调节性资源定价、电价机制更顺了工商业用户电价=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。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。相较于之前的政策，本次把辅助服务费用和抽水蓄能容量电费等单列出来了，以前这部分电价是包含在输配电价中。虽然规模小，但是未来规模扩张起来，如果费用不明晰承担方，将给电网带来麻烦，单列出来就说明以后用户要为这块付费，承担责任明晰。 02 电力市场化大迈步，哪些环节将受益？ 本次输配电价明晰对电改是个大好事儿，由于电力体制遗留下来的问题，电网以前的权责不明晰，整体的显得比较乱，因为电网有居民保供的责任，电网也不敢随意涨电价。此次政策出来，电网的输配电价格就能算明白了，电网涨价也没有负担了，输配电价的上浮也利于电网投资，进而对电气设备商都比较受益。而用户侧方面该承担的责任也清晰了，按照正常的商业逻辑运转，对用户侧储能，虚拟电厂，增量配网，等这些能赚不同输配电价差的钱的环节更受益。整体而言，新型电力系统发展的背景下， 整体电力现货市场、辅助市场还是比较乱的，发电、输配电、售电环节的市场化模式还没跑通。但是本次政策把输配电环节给出了更明确的指引，大方向上能更好的明晰储能等环节的收益。

2022年至今，工商业储能直接补贴政策频发，成为地方争取项目投资、产业落地的重要手段之一。峰谷价差套利、需求响应（用户侧调峰/虚拟电厂）、运营/装机容量补贴激励，代替可中断负荷或错峰用电指标是用户侧储能主要的收益来源。 在工商业储能补贴政策方面，截至目前全国各地正在执行的储能补贴政储能补贴政策主要以用户侧为主注重与分布式光伏相结合，地方招商产业需求较为旺盛；补贴方式主要以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主，补贴方向主要与分布式光伏结合为主。其中浙江、江苏、四川、安徽、广东等地政策出台最为密集，浙江省龙港市、北京市、重庆市铜梁区等地方政策支持力度较大。放电补贴方面，浙江温州龙港补贴标准最高，对投运的储能项目按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/kWh的补贴；重庆铜梁区在补贴方面，对大于2MWh且年利用小时数不低于600小时，连续3年给予项目运营主0.5元/kWh的补贴，新建光伏设施的，再补贴0.5元/kWh；天津滨海高新区补贴标准为0.5元/kWh。 在容量补贴方面，浙江、重庆、广东、江苏、四川等多省地区出台了储能容量直接补贴政策，整体补贴标准在100-300元/kW之间，补贴年限方面包括一次性补贴，三年逐年退坡补贴。其中重庆铜梁区补贴力度较大，在《关于开展2022年铜梁区光储一体化示范项目申报工作的通知（征求意见稿）》中明确储能设施给予1300元/kWh的一次性补贴;浙江永康、嘉善、金华婺城采用逐年退坡补贴方式，补贴标准在100-400元/kW/年。 在投资补贴方面，重庆、浙江、山西、北京等多省地区出台了储能投资补贴政策，投资补贴比例在2%-20%之间，单个项目补贴限额在30-500万元之间，补贴期限多为一次性补贴。其中浙江海盐县在《海盐县贯彻<浙江省推动经济高质量发展若干政策>承接落实方案（征求意见稿）》提出，对对制造业企业投资300万元及以上的新型储能电站，给予实际设备投资的10%限额400万元的一次性补助；重庆t铜梁区对参与电网调度的独立储能，按投资额5%补贴，连续补4年。

5月15日，省级电网第三监管周期输配电价改革方案最终出台。此轮电价改革除核定输配电价之外，还进一步厘清了电价结构，整体上明确了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，为全面衔接电力市场化交易提供了丰富“接口”：一方面是首次建立“系统运行费用”概念，明确系统运行费用包括辅助服务费、抽水蓄能容量电费等内容；另一方面是首次将上网环节线损费用独立于输配电价之外单列，并提出具备条件的地方由用户直接采购线损电量。 电价结构的进一步厘清，紧扣能源清洁低碳转型与电力市场化改革需要，不仅体现出此次改革的“问题导向”，也彰显了我国电价改革者的系统观念。具体来看： 一是明确了抽蓄容量成本的回收渠道，为落实抽蓄价格机制提供了制度保障。2021年，国家发展改革委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号），建立了“容量电费纳入输配电价回收”的机制，本次改革在抽蓄电站全面成本监审的基础上，明确抽蓄容量电费在输配电价外“单列”，各省所分摊的容量电费按年度备注在目录输配电价表下，真正落实了633号文的价格机制，为稳定抽蓄投资预期提供了制度保障。 二是系统运行费用为用户承担的公共成本提供了专门归集科目，有助于价格机制主动适应改革发展需要。此次改革将辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等纳入系统运行费用归集范围，具有重要的现实意义。一方面，目前辅助服务成本以发电侧“零和”为主，仅山东、山西等极少数省份向用户分摊了调频电力辅助服务费用。此次价格改革将“辅助服务费用”作为系统运行费用组成部分，明确了探索向用户分摊辅助服务费用的“公共”属性；另一方面，随着实现碳达峰碳中和目标背景下新型电力系统建设推进，对灵活性调节资源的需求加大，愈发要求价格机制相应创新。在此背景下，单独设置“系统运行费用”为适应这种变化提供了有力支撑。 三是单列上网环节线损费用，建立起适应市场化波动的电价结构。上网环节线损费用（简称“线损折价”）与上网电价相关，线损折价一般按照上网电价×核定线损率÷（1-核定线损率）计算确定。在原购销价差模式下，线损折价随输配电价回收，随着电力市场化深入推进，风电、光伏、新型储能等大量进入市场，将线损折价单列能够有效反映购电价格的波动情况。本次改革还要求，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，进一步提升了机制的适用性。