储能爆发增长遭遇“强配”瓶颈 共享储能或是破解之道 随着风光等新能源的大幅增长，近年来，储能也跟着呈现爆发式增长态势。国际国内市场需求都持续旺盛。 中泰证券数据显示，9月36个国内新型储能项目开标，总容量6.05GWh，总功率2.63GW。欧洲市场方面，东吴证券10月16日报告指出，欧洲户储仍具备超强经济性，且欧洲2023年居民端电价预计将有显著提升，欧洲户储订单普遍已排至明年4月。 据高工锂电预测，到2025年，全球储能电池出货量将逼近500GWh，到2030年，储能电池出货量有望达到2300GWh，市场规模将超3万亿元。各大电池企业加速扩张储能电池产能，连黑芝麻、龙净环保等公司也“豪掷千金”跨界储能赛道。 在政策的助推下，构建“新能源+储能”的应用模式，已经成为解决新能源消纳问题的重要手段之一，从国家到地方，陆续出台多个鼓励政策，储能行业今年加速发展，储能项目数量激增。据《中国能源报》报道，受电池供不应求的影响，目前部分储能企业已经暂停接单，出现“电池荒”。 储能“停单”的焦虑更多源于锂离子电池供应。由于率先实现产业化，锂离子电池在储能赛道中占据了主流地位。 在实际运行中，新能源场站内配置储能的模式，弊端逐步凸显， “共享储能”凭借其创新的商业模式，对电源侧、电网侧、用户侧储能资源进行整合，推动行业和产业的相互促进与发展。多省推出共享储能政策，共享储能租赁也实现了“零”的突破。 01 共享储能电站-用户-运营商 国家发展改革委、国家能源局等五部门早在2017年印发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》中，就明确提出，储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源的重要组成部分和关键支撑技术。 所以，储能的装机体量和装机节奏与新能源装机密切相关。 2019年以来，各地方政府陆续采用行政命令方式要求新能源强配储能，2020年，全国先后有17个省市区出台了相关政策，而进入2021年以来，至今已有20个省市区提出了“风光储一体化”。 各地统一要求“强配”储能，主要是为了解决风光难以消纳的问题。 但新能源强配储能造成社会投资浪费。根据国家发改委数据显示，2021年投运的储能电站整体运营时段平均利用小时数只有483小时，配置储能的新能源电站仍按常规新能源电站方式调度。 某光伏开发企业董事长为自己算了一笔账：建一个光伏电站，比较理想的情况下，“收益率能达到10％就已经不错了”，大约需要10年来收回成本；如果再配上20％的储能，投资成本会再增加10％~20％，收益率降到了6％~7％。 为了解决强配储能使用率不高、投资回报率下降问题，市场推出了“共享储能”的概念和商业模式。 “共享储能”概念最早由青海省于2018年提出，青海省将共享储能的充放电模式由每日“一充一放”调整为“多充多放”，通过提高储能电站利用率来实现经济收益。 “共享储能”是指由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身电站需求外，也为其它新能源电站提供服务。它将原本仅服务于单一个体的储能服务于多个个体，通过科学地协调控制，为用户提供有效服务。 总的来说，共享储能就是一个大型储能站，将原本新能源发电侧需要强配的储能，以向共享储能电站购买一定比例储能容量的形式，按年支付租金来实现。 2021年以来，山东、湖南、浙江、内蒙等多个省份陆续出台了储能建设指导意见，鼓励投资建设共享（独立）储能电站，研究建立电网替代性储能设施的成本疏导机制，采用政策倾斜的方式激励配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，共享储能概念得到进一步推广和外延。 共享储能电站服务主要是为经运营商向用户出售电能。共享储能电站收入主要来源于经运营商向新能源电站收取的租赁费，这也是目前大部分独立共享储能电站最主要的收益来源。 共享储能还能通过与新能源电站进行双边竞价或协商交易，购买新能源电站可能被弃掉的风或弃光电能充电，降低新能源电站弃电率，实现双方利益共享和分摊。这主要在青海等新能源消纳形势严峻的省份应用为主。 在电力现货试点省份，共享储能电站通过参与电力现货电能量市场，实现峰谷价差盈利。山东已经开始试行。 通过单边调用，参与电力辅助服务，储能电站获取调峰、调频辅助服务费等，这主要以山东、青海、甘肃等省份为主。 02 共享储能或将迎来快速发展 据东吴证券研报，2022年储能电池和储能逆变器涨价，带来储能价格上涨。涨价后光储电站收益率将下降2-3%，所以强制配储要求下刺激储能租赁模式—共享储能的出现。 独立/共享储能具备规模化降本优势，可通过租赁调峰能力和参与辅助服务或电力市场交易获得收益，其是当前市场下储能盈利的很好的模式，或在国内成为主流。 目前国内市场山东、湖南、青海等地在共享储能政策和实施方面先行先试。以山东为例，根据其《关于开展储能示范应用的实施意见》，山东共享储能电站可以享有容量租赁、辅助服务、优先发电权交易，这三种收益叠加，根据国网山东省电力公司经济技术研究院测算，叠加三重收益后，共享储能电站年收入约为7600万元，具备了初步商业价值。 此外，独立储能9月开标规模超过新能源配储。据中泰证券研报数据，9月国内36个国内新型储能项目开标，总容量6.05GWh，总功率2.63GW，平均中标单价2.11元/Wh。按项目类别划分，其中独立储能项目11个，容量占比57.03%；新能源配储项目24个，容量占比42.48%，独立储能9月开标规模已经超过新能源配储。 相关业内专家表示，用户侧共享储能的实践体现了三个层面的价值，一是实现了不同用户之间的电力容量共享；二是通过为电网侧提供辅助服务获得稳定收益，验证了储能商业化模式的可行性。第三共享储能在实现绿电消纳的同时助力降低风光电站业主的开发成本。 海外储能方面，华鑫证券表示，在2023年IRA新政生效、东南亚光伏关税取消两年等政策背景下，今年下半年到明年美国储能市场有望持续突破装机记录。 当前，共享储能电站已经成为我国储能应用的主要形式，未来结合退役火电机组现有站址、变电站空闲土地、新能源汇集站、电站关键节点等建设的共享储能电站将为电力系统安全稳定运行发挥重要作用。

抽水蓄能，是指在用电低谷时，利用风电、光电等清洁能源将水抽到山上，在用电高峰时再放水发电。这个转化过程解决了一直以来电能难以储存的难题，因此，抽水蓄能电站也可以称得上是超级“充电宝”。当前我国的单个抽水蓄能电站装机容量以及全国装机总量均位居全球首位。 我国建设全球最大规模抽水蓄能电站 成超级新能源“充电宝” 河北丰宁抽水蓄能电站是全球最大装机的抽水蓄能电站，总装机容量360万千瓦，总投资超过了192亿元，共安装12台抽水蓄能发电机组。 丰宁抽水蓄能电站就是在山上、山下分别建设水库，通过电网调度，在用电低谷时，利用富余的风电、光伏电能把水抽到山上，在用电高峰时，放水发电，不仅把富余的清洁能源存了起来，还是电力系统的稳定器、调节器和平衡器。 在安徽金寨抽水蓄能电站，截至10月26日，累计发电量近1.6亿度。 截至目前，国家电网经营区，在建在运抽水蓄能电站70座、装机8524万千瓦，分别是2012年的3.2倍、4.1倍。预计到2030年装机容量将达到1亿千瓦。 抽水蓄能行业爆发式增长 关键核心装备升级加速 国内抽水蓄能电站项目在加快建设，这也带动了相关设备制造产业的发展。积极扩充产能的同时，抽水蓄能设备的制造技术也在向智能、高效的方向加速升级。 在国内的一家大型抽水蓄能装备制造企业，工作人员正在进行抽水蓄能机组核心部件座环的生产，它的总重超过194吨，最大回转半径达15.8米。今年，像这种大型设备的订单量快速增加。 抽水蓄能装备订单的快速增加，也在加速关键技术的创新，在国内首个抽水蓄能装备的数字装配中心，工作人员正在对抽水蓄能重要设备进行数字化装配，就是用虚拟制造技术，来判定产品装配质量，用数字装配代替实物装配。 为了更好地适应新能源的波动性和间歇性，相关企业正在研发变速抽蓄机组，关键核心技术研究已基本完成，这也将形成一个总规模在150亿元左右的市场。 国内抽水蓄能电站建设提速 每年带动投资600亿元 为了推进抽水蓄能电站的建设，目前国家已经出台了抽水蓄能电站的电价政策，保障了合理收益，而抽水蓄能电站的加速建设，也将为上下游产业链带来更加显著的拉动效应。 广东梅州抽水蓄能电站一期工程在今年5月全面投产发电，目前执行的是两部制电价，包括容量电价和电量电价，也就是按电站容量核算固定收入和按抽发电量核算变动收入，这两部分的收益加起来构成了抽水蓄能电站的主要收入。 有了稳定的电费收入来源，各个地方正在加快储备抽水蓄能项目站址，为下一步大规模建设做准备。 南网储能公司战略规划部总经理 彭潜：在南方地区的储备站址接近30个，装机总容量超过3500万千瓦，预计到2030年投资将超过2000亿元。站址主要分布在珠三角、粤西沿海、广西南宁等用电负荷集中、新能源接入旺盛的地方。 国家能源局发布的《抽水蓄能中长期规划》任务目标明确提出：到2030年，要投产抽水蓄能总规模1.2亿千瓦左右，到2035年我国抽水蓄能总装机规模将达到3亿千瓦。据测算，一个装机容量为120万千瓦的抽水蓄能电站总投资约80亿元。 这样可以带动全社会每年平均超过600亿元以上的直接投资，从抽水蓄能中长期规划来看，我们有装机规模4.2亿千瓦的重点项目，还有超过3亿千瓦的储备项目，同时仍有不少地区在积极推动后续的项目。

“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。