“虚拟电厂”重新定义电动汽车 在当前复杂国际形势下，全球能源系统稳定性在持续下降，并放大了极端天气对能源安全的影响。作为水电第一大省，四川在今夏经历了最为严峻的“缺电考验”。如今，极端天气事件或不再“极端”，在遭遇类似的电力供需失衡状况时，除了被动按下“限电”暂停键，还有其他选择吗？ 8月26日，深圳虚拟电厂管理中心举行揭牌仪式，这是国内首家虚拟电厂管理中心，值得注意的是，管理中心未来计划接入虚拟电厂集中管理的分布式能源中，也包括了V2G模式。 在这样的背景下，“V2G”作为电力系统重要的调节手段引发市场热议。 什么是V2G？ V2G全称为Vehicle-to-Grid，即电动汽车特有的储能功能与电网的双向互动，其核心思想就是利用大量电动汽车的储能装置作为电网和可再生能源的缓冲。纯电动车（BEV）与插电式混合动力汽车（PHEV）均可实现V2G。 目前，这一技术被普遍看作是电网调峰的有效手段之一。电动汽车可以作为可移动的储能装置，通过电动汽车用电低谷时段充电，用电高峰时段对电网反向放电，可构建动态有效的“新能源汽车+电网”能源体系，起到削峰填谷的调峰作用。 在“双碳目标”的大背景下，向着更多可再生能源过渡的需要重要考虑因素之一就是电力供需的稳定性，新能源比例越来越高，发电的不确定性及时空属性需要平衡。“间歇性”是大量发展可再生能源必须跨越的障碍。高比例间歇性可再生能源大量接入电网，为电力系统的安全稳定运行带来了巨大挑战。 发展储能是解决可再生能源电力供应安全和可持续问题的关键，通过车网互动的协调运行，电动汽车还可作为一种移动式、分布式的储能设施，提高电网运行效率和资源配置能力，提升清洁能源消纳能力。 此外，传统调峰方式的响应速度以秒计，而V2G调峰的响应速度可达毫秒级。在V2G双向充电技术运用下,可以达到减缓电网压力、节省充电成本、助力电网智能化转型等优势。并且，车主能够通过V2G向电网售电的方式获得额外收益。 政策利好V2G 今年9月26日，在国家发改委重大基础设施建设新闻发布会上，国家能源局规划司副司长宋雯表示，加大新型电力基础设施建设力度，其中包括：优化充电基础设施布局，推动新能源汽车与电力系统融合发展，鼓励开展有序充电、电动汽车向电网送电（V2G）等技术应用示范。 自2022年年初，中国就相继出台了V2G产业相关政策。 V2G市场分析 中国是全球电动汽车最大市场，2021年全球纯电动汽车的销量达到650万辆，同比增长109%。其中中国大陆市场销售了320万辆，占全球电动汽车销量的一半。 截止到2022年6月，我国新能源汽车保有量已突破1000万辆。据专家预测，在2030年我国新能源汽车保有量将达到8500万辆，在2040年或将突破3亿辆。2040年，电动汽车年用电量增加2.68万亿千瓦时，占全社会用电量17%。日充电功率最高可达5.87亿千瓦。 从电网角度来看，随着电动汽车保有量的快速攀升,电动汽车的充电及放电时间是高度随机性的，如果不能进行统一协调控制及管理的话，将会对电网网损及电能稳定性产生巨大的影响。大规模电动汽车会使区域电网峰谷差由最大负荷的35%加剧至55%。“峰上加峰”的现象会更加严重，配电网运行的压力不断增加。 在不久前，小鹏汽车表示将正式发布S4超充桩，支持800V高压超充体系。此消息传出，800V高压超充解决补能焦虑瞬间成为热议话题。 事实上，不仅小鹏汽车，比亚迪、长城、广汽等车企也加快推出800V架构或规划。快充技术的高速发展，同时所带来的电动汽车快充充电电网瞬时供电压力将更进一步增加。 甚至在今年夏季，川渝限电的背景下，部分公用充电站暂停充电服务，部分四川电动汽车的车主陷入了充电难的困境中。出现了一桩难求排队充电更是“难上加难”的情况。 从用户的角度来看，在用电低谷时用较低的电价给汽车充电并储存电量，而在用电高峰期用较高的电价向电网输送电力，相当于“卖电”给电网，低谷和高峰期的电价差可以给车主带来一定的经济收益，从而进一步降低电动汽车车主的充电成本。 以8月份电网峰谷电价为例。又到迎峰度夏时，多省开始执行尖峰电价、峰谷电价差也在进一步拉大。，8月最大峰谷电价差超过0.7元的有24省市，有17省份峰谷电价差增大，分别为：北京、甘肃、广东、贵州、河北、河南、江苏、辽宁、宁夏、青海、湖南、陕西、上海、四川、重庆、天津、广西。其中天津电价差最高为1.5元/kWh！ 若车主每日将其电动汽车中50kWh“反卖”给电网，天津电价差最高为1.5元/kWh计算，其每次最高可获利75元。 但是，电池包身为电动车最贵的部件，电池只要有充放，就会有损耗。 一般情况下，动力电池容量衰减超过20%，将成为退役电池，由于频繁充放电对动力电池容量衰减或产生影响。动力电池的寿命本身年限并不长，再加入V2G模式之后，会加速动力电池的老化和降解，从而影响电动汽车的性能。 从运营商角度来看，V2G充电桩设备成本较普通充电桩更高。系统设计和安全保障、电力交易市场仍待完善，电动汽车充放电控制装置需要满足电动汽车和电网的信息交互功能、交换能量、电网运行状态、电价信号、车辆信息、电池状态、费用等问题都亟待解决。 V2G是一项需要进行长期研究、规划和调整的系统工程。不仅涵盖了汽车工业和电力工业这两大现代社会的代表性业界。同时，因为其中涉及到大量的信息传递过程，同样也收到受到IT、互联网行业等等的高度关注。相信在未来随着V2G相关技术瓶颈的不断突破，V2G技术将会成为我国双碳目标下的能源转型的一个重要支点。

2022年10月全国电动汽车充换电基础设施运行情况 近日，2022年10月全国电动汽车充换电基础设施运行情况发布： 公共充电基础设施运行情况，2022年10月比9月公共充电桩增加3.9万台，10月同比增长57.71%。截至2022年10月，联盟内成员单位总计上报公共充电桩167.5万台，其中直流充电桩70.9万台、交流充电桩96.6万台。从2021年11月到2022年10月，月均新增公共充电桩约5.1万台。 公共充电基础设施省、区、市运行情况，广东、江苏、上海、浙江、北京、湖北、山东、安徽、河南、福建TOP10地区建设的公共充电桩占比达71.6%。全国充电电量主要集中在广东、江苏、四川、河北、浙江、福建、上海、陕西、湖南、北京等省份，电量流向以公交车和乘用车为主，环卫物流车、出租车等其他类型车辆占比较小。2022年10月全国充电总电量约20.6亿度，较上月减少1.3亿度，同比增长103.3%，环比增加-6.0%。 公共充电基础设施运营商运行情况，截止到2022年10月，全国充电运营企业所运营充电桩数量TOP15，分别为：特来电运营32.4万台、星星充电运营32.1万台、云快充运营22.9万台、国家电网运营19.6万台、小桔充电运营8.9万台、蔚景云运营6.6万台、南方电网运营6.1万台、深圳车电网运营6.1万台、万城万充运营4.7万台、汇充电运营4.2万台、依威能源运营4.0万台、万马爱充运营2.7万台、上汽安悦运营2.4万台、中国普天运营2.2万台、蔚蓝快充运营1.8万台。这15家运营商占总量的93.5%，其余的运营商占总量的6.5%。 充电基础设施整体运行情况，2022年1～10月，充电基础设施增量为208.7万台，其中公共充电桩增量同比上涨107.3%，随车配建私人充电桩增量持续上升，同比上升391.4%。截止2022年10月，全国充电基础设施累计数量为470.4万台，同比增加108.8%。 充电基础设施与电动汽车对比情况，2022年1～10月，充电基础设施增量为208.7万台，新能源汽车销量528.0万辆，充电基础设施与新能源汽车继续爆发式增长。桩车增量比为1:2.5 ，充电基础设施建设能够基本满足新能源汽车的快速发展。

普及3万辆氢车！韩国公布氢经济发展战略 据韩国国际广播电台11月10日报道，韩国政府公布氢经济发展战略，计划到2030年普及3万辆氢能商用车。 韩国政府与11月9日召开新政府成立后的首次氢经济委员会会议，并公布了新的氢经济政策方向。会议认为原有氢经济政策在竞争力、温室气体减排效果方面存在局限，新政策主要由发展相关基础设施和产业等内容组成。 政府计划到2030年实现普及3万辆氢能商用车的目标。为此，将扩大氢能公共汽车和货车的购买补贴，延长购置税、通行费减免等措施，创造氢能需求。政府还将建造年产量达4万吨的全球最大规模的液化氢成套设备、年进口量达400万吨的氨进口终端等基础设施。为培育氢能产业，政府将指定七大领域支援企业的技术研发，同时通过监管沙盒放宽针对尚无安全标准领域的限制。 政府预计通过上述发展战略，到2030年将可产生约47万亿韩元的经济连锁效应、创造出逾9万个就业岗位，温室气体减排量将达到2800万吨。 政府表示，在制定未来战略时将优先考虑亟需实现国产化的技术领域，并积极扶持下一代技术研发，与民间企业分担技术研发带来的不确定性。 虽然日本被认为是最推崇氢能的国家，不过在韩国，氢能也已经是重要经济选项。 在2019年1月，韩国产业通商资源部正式对外发布了该国《氢能经济活性化路线图》，计划到2025年将氢燃料电池乘用车的年产能提升至10万辆，售价降至目前的一半。 早在2018年8月，韩国政府就将氢能经济与人工智能、大数据并列为三大战略投资领域。而后历经3个月，在听取了100多位专家意见后，韩国政府经研究分析制定了该路线图，囊括了氢能生产、运输、存储、使用等全部领域，旨在大力发展氢能产业，并在全球氢燃料电池车市场的发展中占得先机。 韩国在2021年10月公布过一份文件：“氢能领先国家愿景”，旨在发展氢能产业。这份文件提出一个野心勃勃的计划：争取到2030年主导全球氢能源市场；争取到2030年构建产能达100万吨的清洁氢能生产体系并将清洁氢能比重升至50%。 韩国在全球率先制定《氢能经济发展及氢能安全管理法》，积极发展氢能产业。现代汽车、SK、POSCO、韩华、晓星5家大企业集团也计划到2030年在氢能领域投资43万亿韩元（约合人民币2230亿元）。 根据计划，韩政府将打造覆盖生产、流通、应用的氢能生态环境。在生产领域，韩政府将构建清洁氢能生产体系，争取可再生氢的年产量在2030年和2050年分别达到100万吨和500万吨，并将氢气自给率升至50%。 韩国国土交通部于今年9月25日公布《第三期汽车政策基本规划案》（2022～2026年），提出到2027年实现自动驾驶汽车的商业落地，到2030年普及450万辆电动汽车、氢燃料电池汽车的目标。 在此之前，日本已经提出要建设成首个氢能社会。韩国显然有意要在氢能领域与日本一较高下。 近期，无论是韩国的现代还是日本的丰田都加大了与中国企业的合作，并在正在进行的进博会上推出了新品，寄希望于中国成为氢能乘用车销售重镇。不过发展后续还有待继续观察。

国内首家集中式储能电站虚拟电厂落户浙江 近日，国家能源集团浙江温州梅屿100兆瓦/200兆瓦时电化学储能电站项目启动设计，进入实质性建设阶段。 作为国内首个以大容量集中式储能电站为主体的虚拟电厂、首个以虚拟电厂参与辅助服务全要素的商业运营示范工程、首个以大容量储能电站为主体的虚拟电厂运行评价平台、首个全流程合规的高标准大型储能电站标杆示范工程，该项目的顺利实施填补了我国集中式储能电站应用的技术空白，推动新型储能技术迈入快速发展新阶段。 该虚拟电厂项目由国家能源集团新能源院牵头，联合中国电科院、华北电力大学等国内一流研发机构为项目提供工程规划设计、关键技术研发、全流程技术支持和全寿命周期运行服务，由浙江公司牵头实施，温州能源公司具体承担，国网浙江温州供电公司、文成县供电公司等多家单位共同参与。 项目组针对虚拟电厂“集中+分布式”资源协同出力置信度提升这一科学问题，将通过资源优化配置、协同调度、商业模式、综合评价、示范工程建设等关键技术研究，自主研发能量管理平台，聚合周边分布式资源和可控负荷，最终建成整体规模不低于200兆瓦的新型虚拟电厂，开拓新型储能应用和虚拟电厂运营新模式。 工程建成后，预计每年可通过直接参与调峰、调频等服务收益5000余万元，并通过实时接入采暖、电动汽车充电站、分布式新能源发电等可调资源节约15亿元电网新建投资成本。同时，该虚拟电厂将进一步提升当地灵活快速调峰调频能力，支撑电网安全稳定运行，加大清洁能源消纳力度，预计每年可提高清洁能源消纳4.8亿度电，减少碳排放38万吨，对温州乃至浙江地区优化电源电网结构，建设以新能源为主体的新型电力系统贡献积极力量。也为集团开拓新能源和储能新业务、构建新业态进行了有益探索，提供了示范样板。

独立储能如何在山东电力市场化交易中获益？ 10月20日，山东省能源局在答复储能电站的收益相关问题指出，仅独立储能可参与山东省电力市场化交易。 提问： 建立一个100MW，2小时的储能电站，在电力市场化交易平台上，如何获得价差收益和容量补偿？价差收益是否与储能租赁的比例有关系？容量补偿的收益和储能租赁的比例有关系吗？ 山东省能源局答复： 目前，根据山东能源监管办等部门印发的《山东省电力现货市场交易规则(试行)》，仅独立储能可参与我省电力市场化交易。 一、关于价差收益说明。独立储能电站采取报量不报价的方式参与电力现货市场，在竞价日12:00前，通过山东电力交易平台申报运行日96点自调度曲线，按照申报信息参与日前现货市场出清，电力交易系统在获取运行日的日前市场出清数据后，形成分时结算电价，储能电站通过低谷电价时段充电，高峰电价时段放电获取价差收益。 二、关于容量补偿说明。根据《关于进一步做好2022年下半年山东省电力现货市场结算试运行有关工作的通知》（鲁监能市场〔2022〕34号）精神，独立储能电站日发电可用容量=(储能电站核定充电容量/2)×K/24，K为储能电站日可用等效小时数，包括电站运行状态、备用状态下的小时数(初期电化学储能电站日可用等效小时数暂定为2小时，空气压缩储能等根据实际运行情况认定)。 三、价差收益和容量补偿收益与租赁比例没有关系。

2025年上海新能源汽车年产量预计超过120万辆 10月13日上午，上海市政府召开新闻发布会，介绍新一轮《上海市交通发展白皮书》相关情况。到2025年，上海新能源汽车年产量预计超过120万辆，新能源汽车产值突破3500亿元，占全市汽车制造业产值35%以上。 未来十年，绿色出行体系要更加健全，中心城绿色交通（轨道交通、公共汽电车、轮渡、自行车和步行）出行比例不低于75%。货运结构要更加优化，新能源、清洁能源应用比例显著提升，交通生态环境影响持续好转， NOx污染物排放减少30%， 力争实现交通碳排放量(不含航空、水运)达到峰值，确保航空和水运碳排放量增长保持在合理区间。 上海将强化新能源汽车推广应用，到2025年个人新增购置车辆中纯电动汽车占比超过50%，公交汽车、巡游出租车等新能源汽车占比超过80%，推动公交和环卫等领域开展氢燃料电池汽车示范应用，2025年力争达到1万辆规模。 与此同时，推进交通领域装备的电气化转型提升充(换)电、岸电等使用便利性。到2025年，计划建成充电桩76万个、换电站300座，车桩比不高于2:1。探索氢燃料电池车辆商业性示范应用，适度超前布局加氢站，建成并投入使用各类加氢站超过70座，实现重点应用区域全覆盖。

新能源配储能，“经济账”怎么算？ 当前我国储能正呈快速多元化发展趋势。与此同时，成本高企、缺乏可持续商业模式仍是困扰行业的主要难题。 新能源配储能“经济账”应该怎么算？ 储能正从电网“可选项”变为“必选项” 在今年迎峰度夏能源保供的关键期，新型储能电站江苏金坛盐穴压缩空气储能电站发挥了积极作用。这也是江苏新型储能技术参与电网柔性调节的新实践。这座储能电站的一期工程于今年5月26日正式投运，发电装机容量6万千瓦，储能容量30万千瓦时，能够为金坛本地电网的高峰支撑1/20左右的尖峰负荷，为电网低谷调峰做出6万千瓦的贡献。 江苏电网日最大峰谷差达2900万千瓦，占火电装机的30%。而江苏电网目前不参与调峰的清洁能源装机超过3000万千瓦，占比约30%。新能源的快速发展以及电网安全稳定运行的需求使得储能的重要性日益凸显。 据专家介绍，当风电、光伏发电等间歇性可再生能源占比在15%到25%之间时，就会对电网安全性和稳定性带来较大冲击；占比在25%到50%之间，对电网解决高比例新能源消纳能力和稳定性都将带来更多挑战，需要配置储能以应对电源端和负荷端的随机变化。 江苏电网对储能的需求是全国电网的一个缩影。国家能源局数据显示，今年1至7月，全国可再生能源新增装机6502万千瓦，占全国新增发电装机的77%；全国可再生能源发电量1.52万亿千瓦时，占全国发电量的31.8%。 随着需求快速增长，储能发展也步入“快车道”。据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会不完全统计，截至目前，今年所投运的新型储能项目共有102个，总装机容量966兆瓦。其中，电化学储能项目共94个，装机容量881兆瓦，占总装机容量的92%。而根据国家能源局此前公布的数据，截至2021年底，我国新型储能规模超过400万千瓦。两组数据对比之下，储能增速之快可见一斑。 新能源企业配储“经济账”仍不好算 然而，蓬勃增长的数据背后，产业发展仍存难题。 许多新能源企业配储能是迫于地方政府强制配储的要求，为了让旗下的新能源项目能够顺利落地。“我要配储”的意愿不强，也缺乏确保储能电站和电网有效对接的积极性。 这就好比家里算账，总要有‘进项’和‘出项’。对于很多新能源企业来说，配储面临的问题是只有‘出项’，没有‘进项’，储能现阶段只是作为一个成本项存在。而近两年原材料价格持续走高，让这个“出项”的成本不断上行。储能各技术路线不同，成本也不一样，受电芯及原材料上涨等因素影响，目前我国电化学储能系统成本上行至每瓦时1.6元到1.9元，储能电池及系统企业毛利率普遍大幅下滑。宁德时代此前发布的中报显示，今年上半年，公司储能系统毛利率为6.43%，比上年同期减少30.17%。以碳酸锂为代表的原材料价格大幅上涨，对公司成本形成较大压力。 据业内人士测算，当我国电化学储能系统成本每瓦时1.8元时，电池单次循环成本约为每千瓦时0.7元，这意味着峰谷价差在每千瓦时0.7元以上，用户侧配储才有利可图。就新能源企业而言，若按15%配储，意味着发每度电增加了1毛钱成本。 此外，电化学储能的寿命一般为10年，跟光伏电站25年左右的寿命是不匹配的，如果光伏电站和储能电站是同期开工，我们会面临电池部分更换或者全部更换的问题，这也会抬升成本。 商业模式困局 尚待多点突破 要算好储能的“经济账”，应该从新型电力系统的角度去综合考虑，计算储能带动新能源项目落地并网给企业及电力系统带来的绿色价值。通过技术创新和产业协同，降低储能系统全生命周期的使用成本。 以江苏省为例，相比电池储能，压缩空气储能具有容量大、寿命长（约为电池的3倍）、安全性高、全生命周期单位容量投资低（约为电池的1/3）的优势，且没有后续处理的环保问题。江苏金坛地区盐穴资源理论上可以建设4000兆瓦压缩空气储能电站，而全国目前已利用的盐穴40多个，仅占总量的0.2%，可利用空间巨大。金坛盐穴压缩空气储能试验示范项目的成功投运，标志着技术革新让储能多元化发展成为可能。 要推动新型储能规模化大容量发展。新型储能尚处于不断探索创新阶段，在以科技创新推动降本增效的同时，应关注应用场景。新型储能的分布式发展主要适用于终端用户侧。伴生新能源基地式集约开发和快速发展要求，规模化的压缩空气储能、有安全保障的电化学储能集中式布局以及共享储能商业模式等将是供给侧新型储能高质量发展的基本路径。此外，储氢（氨）、储热（冷）等非电储能方式，在突破技术瓶颈后，也有望创造储能行业新业态。 总体来看，目前我国储能商业模式主要依靠峰谷电价差获利。其他商业模式仍在积极探索中，多是在区域性地方示范项目运行中依托容量电价和现货市场方式获取一定盈利空间。要真正实现储能商业模式的突破，还需要在并网与调度、电价、虚拟电厂、共享储能和独立储能运营等方面进一步探索。

为何液冷储能系统越来越受市场青睐？ 随着国内储能市场的不断发展壮大，我国累计储能装机规模已经跃居全球第一，储能项目的应用越来越广泛，并且形成了完整的产业体系，我国的电化学储能已经步入了产业规模化发展。 但储能电池和人一样，需要在舒适的温度环境下工作，长期处于高温环境下的电池，寿命会明显缩短，性能下降，甚至发生不可控的安全事故。为了应对储能安全和更优性能的挑战，从2020年开始，液冷储能逐渐成为行业潮流。据统计，截止至2022年底，液冷储能仅占有30%的市场份额，但到2025年，液冷储能将占据储能市场50%以上的份额。 为什么液冷储能系统近几年会受到越来越多的关注？ 简单来说，液冷储能系统，是针对电池温度管理的一种温控技术，通过对冷却液对流换热，可以实现对每一个电芯进行精准的温度管理，液冷储能系统是一个更高效、更安全的温度控制系统。我们比较熟悉的空调、电动汽车等，都会用到这种温控技术。 那么液冷储能系统有哪些特点与好处呢？ 首先是安全性，液冷储能技术含量较高，因为它不是简单的系统散热，而是要通过冷却液对流直接对电芯散热，方式可控，不受外界条件影响，而且散热效率高，对温度的控制更加精确，可以极大程度的降低温度失控、起火爆炸的风险。 其次是经济性，储能系统的集成设计，除了安全还要考虑到全生命周期的运行维护，液冷储能系统可以通过管道和液体的流量设置，使电芯的温度更加均匀，与风冷系统相比，可以节省30%-50%的能耗，从而降低运营成本，并且提升系统寿命。 除其自身优势外，液冷储能系统的发展与当下市场的需求也密不可分。从2021年到现在，全国各地陆续出台多项储能配比的相关政策，多次强调了“储能时长”指标。但随风电、光伏等新能源装机占比的不断提高，未来需要更多的储能装机容量来平抑、消纳，平滑新能源发电的输出，以及应对潜在的极端天气的挑战，所以长时储能在未来将成为刚需。长时储能系统如果采用风冷散热技术，需要大面积的散热通道，严重影响储能电站的空间利用率，而液冷储能系统散热率高，相较于传统风冷储能系统，将节省40%以上的占地面积，更适合大规模和长时储能的场景应用。未来随着新能源电站、离网储能等更大电池容量、更高系统功率密度的需求上升，液冷储能占比将越来越大，势必会凭其综合优势成为储能市场的主流。

配电网多场景储能系统应用关键技术及攻关方向 随着中国经济的高速发展，对于电力能源的需求与日俱增，同时对于电网供电可靠性也提出了巨大的挑战。贵州作为我国的旅游大省，以其独有的自然景观和少数名族风光受到众多旅游者的喜爱，但存在配电网架薄弱，设备季节性过载严重，负荷峰谷差大，自动化水平低等问题。由于设备水平参差不齐，缺乏统一规划，造成多种原因引起线路跳闸事故的发生，严重降低了当地的供电可靠性，一旦发生停电事故，将造成恶劣的影响，甚至会引发群体事件的发生。因此，提高供电可靠性是电力供应部门目前的首要工作。目前解决上述问题的多采用采用传统方法。一是在通过变压器增容，改造原有线路提升供电能力方面；而是多采用柴油发电机组来提升应急供电能力。 一、配电网多场景储能系统应用关键技术是构建新型电力系统的重要技术保障 “十三五”以来，我国新型储能行业整体处于由研发示范向商业化初期的过渡阶段，在技术装备研发、示范项目建设、商业模式探索、政策体系构建等方面取得了实质性进展。市场应用规模稳步扩大，对能源转型的支撑作用初步显现。为推动新型储能规模化、产业化、市场化发展，国家部委印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，期望通过储能技术的专项攻关，实现新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。 二、配电网多场景储能系统应用关键技术面临的技术问题 配电网中，储能系统的综合利用和管控面临一下几个技术难题。 难点1：储能系统智能管控评价方法。为了科学评价具备积木拼接功能的储能系统在电力应急、抗灾中的整体效益、需综合考虑其系统配置、地理位置、容量功率信息、目标距离、场景应用需求等多个因素，管控评价方法受多个条件约束，创新一种科学的评价方法及优化求解算法是实现智能管控的关键。 难点2：储能系统多机并联功率分配与环流抑制技术。在多移动储能系统多机并联工作状态下，如何解决不同规格、荷电状态的储能系统的功率优化分配问题，及针对多个出功不同的移动储能系统并网带来环流问题的抑制技术，是突破储能多机并联控制的难点之一。 难点3：储能系统优化集成技术。由于使用环境和路况复杂，模块化可移动储能系统在运输过程存在振动、倾斜等多种状况，因此对系统内部各设备进行优化布局是系统能够安全运行的前提。 难点4：储能系统即插即用技术。针对现场系统接入困难的问题，需要对储能系统物理接口和信息接口的标准化统一，实现系统快速接入以及运行状态的快速识别，简化设备接入的流程，实现设备的自描述和互操作是工作的难点之一。 三、配电网多场景储能系统应用关键技术攻关方向 （1）基于电力应急或抗灾事件及配电网薄弱环节的储能系统快速响应技术研究。根据电力应急或抗灾等特定应用需求，综合考虑储能系统配置及地理信息、容量功率信息、目标距离、场景应用需求等因素，建立不同应用场景下储能系统响应模型，研究其高效经济的规划方案及动态优化配置算法，基于储能布点优化、积木式储能应急决策约束条件。采用智能决策方法对储能的快速响应进行评估，并形成响应的调度指标。 （2）基于电力应急或抗灾事件及配电网薄弱环节下多台储能系统智能管控及环流控制技术研究。研究多台储能系统并网逆变装置的等值阻抗，分析离网模式下多机环流产生机理；基于各中不同型号储能车蓄电池的电气指标，给出在并网/离网运行模式下的出功参考值；并在这各参考值基础上采用反馈机制的下垂控制进行优化，解决多机并联带来的环流问题，提升弱电网下的多种储能系统并网的稳定性；研究具备积木式拼接的储能系统电路拓扑结构，分析其防环流效果，为储能系统样机研制提供理论依据。 （3）储能系统离网模式下多机并联组网运行控制技术。研究储能系统切换控制技术，实现并/离网不同运行模式下无缝切换；研究储能系统接入系统网侧和源侧故障保护方案，提升故障处置能力，确保系统可靠安全稳定运行。 （4）储能系统的即插即用信息交互规约。研究储能系统的自描述方法及其实现技术研发;研究储能系统多台并网互操作方法及其实现技术研发;研究储能系统即插即用信息交互规约以及一致性测试技术研发；研究储能系统的信息安全接入方案。 （5）储能系统热管理及辅助系统优化设计技术。研究适用于多台积木式拼接的储能系统储能变流器、电池模块、变压器以及开关柜电气设计、关键设备选型以及结构优化设计技术，确定其体积、重量。研究其内部散热、通风管理及消防、照明等辅助系统优化技术。研究设备的优化布局、灵活扩展技术以及防振设计，使系统能够满足不同路况、不同应用场景下的运行要求。 （6）储能系统的通信组网方案，研究应急供电装备调度与管控云平台框架，满足灾害应急电力装备快速指挥需求。考虑可以积木式拼接的储能系统可移动特点及信息安全，研究通信组网方案。

抽水蓄能建设加快！“十四五”期间核准的项目 截至2022年8月31日，“十四五”已核准23座抽水蓄能电站，总装机规模3050万千瓦，项目投资规模超过2000亿元。 其中，2021年核准电站11个，装机规模合计1380万千瓦，投资金额约900亿元。2022 年至今已核准电站12个，装机规模合计1670万千瓦，投资金额超1100亿元。 广西南宁抽蓄电站 南宁抽水蓄能电站位于广西壮族自治区南宁市武鸣区境内，电站总装机容量 1200 MW（4×300 MW），是国家抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）广西区“十四五”重点实施项目，也是广西境内首座抽水蓄能电站，项目总投资约 80 亿元。项目于 2021 年 11 月 18 日取得自治区发改委核准批复，2022 年 7 月 15 日电站主体工程启动建设。 河南九峰山抽蓄电站 河南辉县九峰山抽水蓄能电站项目于 2022 年 6 月 29 日，正式取得河南省发展改革委核准批复，成为河南省“十四五”纳规抽水蓄能电站首个获得核准批复项目。 电站位于河南辉县市黄水乡境内，距新乡市、郑州市直线距离分别为 40 km、 75 km。总装机容量 2100 MW，拟安装 6 台单机容量为 350 MW的可逆式水泵水轮发电机组，主要建筑物包括上水库、下水库、输水系统、地下厂房洞群及地面开关站等。上水库正常蓄水位为 1202 m、下水库正常蓄水位为 507 m，额定水头 682 m。上、下水库进、出水口水平距离约 2211 m，距高比 3.2。连续满发小时数为 6 小时，设计年平均发电量 25.2 亿千瓦·时，设计年抽水用电量 33.5 亿千瓦·时，综合效率 75%，工程总投资 131.61 亿元。 湖南安化抽蓄电站 国网新源湖南安化抽蓄项目于 2022 年 6 月 24 日取得湖南省发改委核准批复，工程总投资 151 亿元，电站装机容量 240 万千瓦。 湖北长阳清江抽蓄电站 湖北长阳清江抽水蓄能电站位于湖北省长阳土家族自治县龙舟坪镇，地处清江左岸，距离宜昌市直线距离约 28 km，距隔河岩水库大坝约 5.5 km，下距长阳县城约 3 km。电站装机容量 1200 MW。电站为一等大(1)型工程，主要包括上水库、输水发电系统及开关站等，下水库利用已建成高坝洲水库，工程总投资约 88.69 亿元，工程施工总工期 75个月，其中首台机组发电工期 66 个月。电站建成后主要承担湖北电力系统调峰、填谷、调频、调相、储能和紧急事故备用等任务。 湖北远安宝华寺抽蓄电站 湖北远安抽水蓄能电站位于湖北省宜昌市远安县花林寺镇境内，设计装机容量 1200 MW，工程总投资为 86.26 亿元。电站距离远安县城约 19 km，距宜昌直线距离约 45 km，距武汉直线距离约 253 km。枢纽工程主要由上水库、下水库、输水系统、地下厂房、地面开关站等建筑物组成，工程等别为Ⅰ等大（1）型水利水电工程，总工期 75 个月，其中首台机组发电工期 66 个月。电站建成后主要承担湖北电力系统调峰、填谷、调频、调相、储能和紧急事故备用等任务。 广东陆河三江口抽蓄电站 广东陆河抽水蓄能电站站址位于汕尾市陆河县新田镇，站址距汕尾市区直线距离 55 km，距广州直线距离 210 km。电站装机规模为 1400 MW，属于一等大（1）型工程，枢纽工程主要由上水库、下水库、地下输水发电系统和地面开关站等组成。上水库主坝采用混凝土面板堆石坝、最大坝高 72 m，下水库大坝采用碾压混凝土重力坝、最大坝高 101 m；输水发电系统线路平面长度约 3040 m，额定水头 621 m，距高比约 4.9。供电范围为广东电网，承担广东电力系统调峰、填谷、储能、调频、调相、紧急事故备用、黑启动等任务。项目可研概算工程静态总投资约 74 亿元。 广东肇庆浪江抽蓄电站 肇庆浪江抽水蓄能电站位于广东省肇庆市广宁县境内，电站总装机容量 1200 MW（4×300 MW），是国家抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）广东省“十四五”重点实施项目，项目总投资约 80 亿元。项目于 2022 年 8 月 8 日取得肇庆市发改委核准批复。电站已入选“ 300 MW 级变速抽水蓄能机组成套设备”国家能源局能源领域首台（套）重大技术装备项目名录清单。 广东惠州中洞抽蓄电站 惠州中洞抽水蓄能电站位于广东省惠州市惠东县境内，电站总装机容量 1200 MW（3×400 MW），是国家抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）广东省“十四五”重点实施项目，项目总投资约 80 亿元。项目于 2022 年 8 月 26 日取得惠州市能源和重点项目局核准批复。电站已入选“ 400 MW 级变速抽水蓄能机组成套设备”国家能源局能源领域首台（套）重大技术装备项目名录清单。

缓解澳洲“用电荒” 阳光电源签下储能大单！ 近日，澳洲传统电力供应短缺加剧致使电价暴涨、停电频发，遭遇“用电荒”，与此同时，澳洲新能源日间发电高峰供过于求更导致限发和负电价现象。加装大型储能设备在稳定电网和保障电力供应方面正发挥主体作用，并成为澳洲电力市场调频调峰服务的优选。 继上半年176MWh Ginan光储直流耦合项目后，阳光电源近日在澳洲又传来喜讯，与跨国能源企业Naturgy子公司Global Power Generation（GPG）签署220.16MWh的储能订单，助力GPG建成澳洲最大的光储直流耦合项目—Cunderdin Project。Cunderdin Project位于西澳洲坎德丁镇，由GPG投资建设，采用阳光电源大型地面电站液冷储能系统PowerTitan。该产品基于电力电子、电化学、电网支撑技术“三电融合”的理念，通过专业的系统集成，实现软硬件高度兼容，各环节数据互通、协同运行，从而让储电、用电更加安全高效，为业主整体收益保驾护航。该项目将于2022年第四季度开始建设，到2024年初投运，届时将深度参与澳洲容量服务市场交易（AEMO Capacity Credit Market）获取更高投资回报，并利用峰谷调节机制，灵活快速地响应电网调度，提升澳洲新能源消纳水平，为当地居民提供长效稳定、安全的清洁电力。GPG的CEO, Francisco Antonio先生表示：“Cunderdin Project目前是澳洲最大的光储直流耦合项目。作为业主和投资方，我们对Cunderdin Project的长期价值寄予厚望。阳光电源专业的光储产品方案和在澳优异的业绩表现深受认可，我们相信此次合作不仅能保障当地居民的用电安全，更有望为全澳新能源产业的升级发展注入新

河北将发放5000万元汽车消费补贴 日前，省商务厅印发《全省促进汽车消费活动方案》（以下简称《方案》），发放汽车惠民促消费资金5000万元，激活汽车流通，扩大汽车消费。 《方案》指出，9月1日，全省汽车促消费活动启动，10月31日结束，省级补贴资金用完为止。补贴对象为全省居民。参与补贴活动的汽车品种为7座（含）以下家用轿车（含非营运皮卡）。具体补贴标准：以新车成交价格计算，每购1辆10万元以下的新车，补贴1000元；每购1辆10（含）至20万元的新车，补贴3000元；每购1辆20（含）万元以上的新车，补贴5000元。汽车以旧换新，在新车补贴标准基础上分别增加500元。 此次活动，省商务厅统一安排汽车惠民促消费资金，按照“省统筹安排、市组织实施、企业积极参与”的原则，统一促消费政策、统一活动时间、统一补贴标准，在全省范围内组织限额以上汽车经销企业，开展新车促销、以旧换新、汽车下乡、新能源车推广等系列活动。鼓励有条件的市和雄安新区配合全省统一行动，统筹相关资金，支持汽车经销企业广泛宣传、烘托氛围、让利销售，推动全省汽车促消费活动取得实效。具体补贴方式，各市和雄安新区可结合当地实际，自主选择确定发放消费券、赠送加油卡或直接补贴等方式。