中国机械工业联合会

　　储能产业融资能力再提速!中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年1-9月，国内一级市场储能相关领域共发生257起融资事件，其中136起未披露融资金额，121起已披露金额，融资金额超260亿元。融资轮次明确的235起储能相关企业投融资事件中，有166起发生在早期阶段(天使轮、Pre-A轮、A轮、A+轮等)，占比70.64%，即超过七成的融资事件发生在企业早期阶段。其中，江浙粤这三个省储能相关公司融资事件总数占比超过全国的50%。北京储能相关企业融资19起，融资金额超124亿元，金额居全国首位。1-9月，国内共228家储能相关企业完成融资。其中，44家融资金额超过1亿元，融资金额最高的是中氢新能技术有限公司;共137家披露了最新轮次融资的估值。投后估值大于70亿的独角兽企业共5家，分别为阳光新能源、美克生能源、启源芯动力、蔚来能源、中氢新能，其融资金额在数亿元-数十亿元不等。“当下，重点是梳理新型储能产业的投资运作情况，进行产能优化布局，对低端产能和同质化产品要逐步淘汰或战略性重组。”在近日举办的2024世界储能大会上，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇接受包括中国工业报记者的采访时如是建议。新型储能成本迅速下降受益于新能源项目加速落地，叠加政策持续加码，我国储能装机规模持续增长。“截至2024年9月底，国内新型储能累计装机52GW。2024年1-9月新型储能新增装机达20.8GW/51.57GWh,功率规模同比增长65%，容量规模同比增长90%。总投资额达972.16亿元。”刘勇介绍。另据电力规划设计总院数据，截至2024年上半年，全国新型储能装机达到4444万千瓦，较2023年底增长超过40%。其中，西北、华北地区是装机顶级规模的地区，已投运新型储能装机分别占全国27.3%、27.2%，华中地区、南方地区、华东地区占比分别为15.3%、15.2%、14.6%。据电力规划设计总院首席专家刘庆分析，截至2024上半年，全国抽水蓄能装机5439万千瓦，新型储能装机已超过抽蓄装机的80%。新型储能中，磷酸铁锂电池储能占比97%，压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等技术加快速度进行发展。2024年，多个300兆瓦等级压缩空气储能项目、100兆瓦等级液流电池储能项目、兆瓦级飞轮储能项目开工建设，重力储能、液态空气储能、二氧化碳储能等新技术落地实施。相比抽水蓄能，新型储能建设周期短、布局灵活、响应速度快。从效率上看，电化学储能均接近或高于抽水蓄能;从经济性看，锂离子电池储能、压缩空气储能等成本正在迅速下降，逐步向抽水蓄能接近。刘庆提醒，新型储能行业形势依然严峻，部分影响新型储能充分的利用的机制有待改善与提升。首先，调度机制需要改善。新能源配储的调度方式以电网一体化调度为主，只能在新能源场站发电，考虑充放电效率带来的电量损耗，新能源消纳较好的电站调用储能意愿不足，电站调用和运维的积极性不高，存在超期检修等现象，逐步降低了新能源配储的调用情况。其次，价格机制有待完善。独立储能电站接受电网调度，部分地区日内新能源大发时执行平段电价，导致储能充放电价格偏高，存在充放电价格倒挂的现象，导致经营主体亏损。在容量租赁方面，存在租赁周期短、价格波动大的情况，实际租赁价格年年在下降。在现货市场方面，部分省份凌晨低谷与早间高峰的价差较小，储能电站智能利用午间低谷和晚间高峰实现一次充放。最后，电站质量和管理要提升。新能源强制配储而储能收益不明确，建筑设计企业投资意愿较弱，导致储能电站质量参差不齐，运维管理上的水准有待提升，非计划停运次数多，占停运次数的80%以上。电池和变流器等关键设备、系统集成安装等质量上的问题成为导致电站非计划停运的根本原因。磷酸铁锂电站投资是主流2024年，储能企业融资活跃。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会多个方面数据显示：1-9月，中国新型储能电站新增投资1241.42亿元，涉及645个储能电站，规模达37.79GW/94.88GWh。其中，电源侧占比23.13%;电网侧独立/共享储能电站新增投资金额最大，达873.63亿元，占比70.37%;用户侧储能电站中，新增投资金额超31.67亿元，占比3.5%。新增投资储能电站中，磷酸铁锂电池储能电站投资955.47亿元，占比76.97%，依旧是主流技术路线。随着长时储能技术的发展，长时储能电站投建比例也在不断的提高。1-9月，已披露储能时长的项目新增投资共计1079.78亿元，其中4h及以上长时储能电站投资达376.2亿元，占比34.84%，超过了三分之一。1-9月，储能融资领域最热门的赛道是储能系统集成(含PCS)，共发生34起融资事件。融资企业共34家，主体业务包括大规模储能系统、工商业储能、户用储能、移动储能、便携式储能、二氧化碳储能系统、微电网、PCS、储能系统解决方案、光储充解决方案等。融资金额多为千万元级，融资轮次多为早期阶段。其次是氢储能赛道，共发生30起融资事件，已披露金额超84亿元。下一代电池技术也颇受资本青睐，液流电池领域融资5起，钠离子电池、固态电池领域融资事件均超15起。1-9月，储能相关领域共17家从事固态电池业务的企业完成融资，有8起披露了融资金额，其中5起为亿元级。热管理领域新增融资超9起，主要企业有埃泰斯新能源、清安能源、文轩新能源、联颖新能源、正和铝业、易新能、天目智能、埃森特科技、清研皓隆等，其中7起已披露金额，多数为数千万元，大多分布在在天使轮和A轮。此外，储充换领域融资超过11起，金额超34亿元。电池回收融资超8起，能源运营领域融资超7起，飞轮储能企业融资超过4起，压缩空气储能企业融资完成1起。前7月，共407家投资机构参与了储能相关领域投资，主要是市场化机构、国资机构、产业内基金或公司。同创伟业、中科创星、顺为资本、投控东海、麟阁创投、建信投资、高瓴创投等52家投资机构多次出手。不同技术路线的储能技术，投资情况亦不相同。磷酸铁锂作为目前商业化应用比例最高的新型储能技术，近两年初始投资所需成本持续下降。合计成本大约在0.80元/Wh-1.22元/Wh。其他新型储能技术由于市场占比相比来说较低，仍处于示范应用或商业化发展的初期阶段，初始投资所需成本普遍较高。例如，全钒液流电池储能系统，初始投资所需成本大约在2.5元/Wh-2.8元/Wh。压缩空气储能电站的成本，会伴随电站规模的扩大而降低，百兆瓦级储能电站单位造价成本大约在6000元/kW左右，按照容量规模分析，4小时储能系统的单位成本为1.5元/Wh-2.0元/Wh，其中电能存储设备成本占比约60%-70%。储能度电成本也称平准化成本，是对储能电站全生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的储能成本。“在储能系统循环寿命逐步的提升的基础上，锂离子电池储能度电成本将逐步向0.3元/kWh迈进。预计到2030年，锂离子电池储能系统全生命周期成本有望降低至0.6元/Wh-0.8元/Wh，度电成本降低至0.2元/kWh。”刘勇分析。（中国工业报记者余娜）

　　2024年1-10月，我国锂离子电池(下称“锂电池”)产业延续增长态势。根据锂电池行业规范公告企业信息和行业协会测算，1-10月全国锂电池总产量890GWh，同比增长16%。根据国家统计局数据显示，1-10月我国锂电池制造业利润同比增长39.4%。电池环节，1-10月储能型锂电池产量超过200GWh。新能源汽车用动力型锂电池装车量约405GWh。1-10月全国锂电池出口总额达到3502亿元，同比下降9.2%，降幅较1-6月收窄3.3个百分点。一阶材料环节，1-10月正极材料、负极材料、隔膜、电解液产量分别约为240万吨、155万吨、165亿平方米、100万吨，同比增长均超过21%。二阶材料环节，1-10月电池级碳酸锂产量54万吨，同比增长43%，电池级氢氧化锂产量30万吨，同比增长27%。1-10月电池级碳酸锂和氢氧化锂(微粉级)均价分别为8.8万元/吨和8.4万元/吨。

　　2024年1-10月，我国光伏产业运行整体平稳。根据光伏行业规范公告企业信息和行业协会测算，全国光伏多晶硅、硅片、电池、组件产量同比增长均超过20%，光伏电池出口量增长超过40%。多晶硅环节，1-10月全国产量约158万吨，同比增长39.0%。硅片环节，1-10月全国产量约608GW，出口量约53.2GW。电池环节，1-10月全国晶硅电池产量约510GW，出口量约45.9GW。组件环节，1-10月全国晶硅组件产量约453GW,出口量约205.9GW。

　　近日，国家及云南省有关部门联合发布《云南省绿色电力交易实施细则》，首次明确将存量常规水电绿证实施无偿划转，标志着云南在全国率先开启这一新政，对活跃云南绿证交易市场，支撑绿电消费需求，助推全省绿色发展具备极其重大意义。此前电力用户获得的绿证大多数来源于风电、光伏等新能源以及2023年1月1日后投产的完全市场化的常规水电电源，通过绿电交易、绿证交易获得，1个绿证单位对应1000千瓦时可再次生产的能源电量，但2023年之前投产的存量常规水电暂不核发可交易绿证。《细则》出台后，这部分水电相应的绿证将随电量直接无偿划转，与存量常规水电进行交易将成为获得绿证的新选择。目前全省参与电力市场交易的水电大多在2023年以前投产且年发电量十分可观。当前仅在昆明电力交易中心参加的省内存量常规水电交易电量年度规模超过1000亿千瓦时，对应绿证数量超越1亿张，全省超过9万家市场化电力用户将享受到改革红利。在云南电力市场中，水电承担着省内优先用电和“西电东送”的重要职责，绝大部分电量还需与省内众多市场化用户、电网代购用户等主体进行多对多的自主交易，交易对象多元、过程复杂、合同多样。同时，水电电源大多呈现随机性、波动性等特点，与交易合同电量往往存在偏差，水电发电量如何溯源至不一样用电主体，进而保证存量常规水电绿证精准划转到用户变得复杂困难。对此，昆明电力交易中心创新提出基于电力交易合同的溯源体系，通过溯源算法实现发用电双方精准匹配，为存量常规水电绿证划转提供确权依据，并创新应用区块链技术，牵头编制的《电力交易用户绿色用电溯源方法》区域标准，为电力交易溯源提供标准技术支撑，助力绿证划转更高效、更可信、更透明。

　　入冬以来，随气温持续走低，供电供暖需求持续攀升。为做好冬季能源供应保障，安徽相关省属企业纷纷积极备战，全力以赴迎峰度冬。合肥皖能燃气发电有限责任公司格外的重视投产后的首次迎峰度冬工作，积极做好气源协调，加大隐患排查力度，完善防寒防冻措施，制定冬季专项应急预案并开展应急演练，强化人员和设备保障，将积极发挥天然气调峰机组启停升降负荷速率快、能源利用效率高、环保指标优等特点，全力以赴保安全、保气源、保供电。淮北矿业集团千方百计稳产量增资源、拓渠道增储备，进入12月份，全面完成迎峰度冬及可调度煤炭储备任务。同时，优化调整电煤供应结构，提升应急保供能力，确保迎峰度冬期间电煤合同兑现率达100%。淮北矿业集团彰显国企担当，积极发挥能源保供“稳定器”“压舱石”作用，将迎峰度冬能源保供作为重要任务来抓，在确保矿井安全生产的前提下，合理调整生产结构，统筹煤炭资源调配，通过“一矿一策”“一面一策”，对矿井采场逐一分析，提前预判、超前谋划，保证产量供应。入冬以来，随着长三角区域供暖供电需求攀升，能源保供进入迎峰度冬关键期。淮河能源控股集团自觉担当保障区域能源安全供给“主力军”，10月份以来，本土动力煤产量约400余万吨,电煤外运150多万吨，日均发运火车近10列。切实发挥北方港口“北煤南运”中转枢纽和资源“蓄水池”作用，一直在优化发运组织，加大外来煤引入力度，四季度总量235万吨，截至11月底，已落实资源192万吨，到厂127万吨，超额完成月度计划，坑口电厂库存55万吨，基本满库，以实际行动彰显国企责任担当。近日，皖北煤电集团钱营孜煤矿煤炭运输线一派繁忙景象。入冬以来，皖北煤电集团钱营孜煤矿开通煤炭保供“绿色通道”，畅通煤炭铁路、汽运等多式运输链，昼夜作业加快煤炭开采速度，加大洗选转运量，全力保障各电厂发电用煤及公司制作用煤需求。

　　今年11月，云南电力现货市场首次开展整月连续结算试运行，交易电量超过200亿千瓦时，其中清洁能源占比近80%，平均每天近250家市场主体参与电力现货交易申报。这在某种程度上预示着云南充分融入南方区域电力现货市场试运行，更高效地实现省际间电力盈缺互补，有力促进清洁能源消纳，为加快推进全国统一电力市场建设注入新活力。预售变日结电力现货市场加速构建作为能源领域的一项重要改革，建立健全电力市场，能够有效推动电力资源优化配置，实现能源高效利用。市场经济中，电力作为一种商品，只有参与到买卖当中才能体现价值。市场上存在电力中长期交易和电力现货交易两种交易方式，与中长期交易相比，电力现货交易更为机动灵活，能够保障电力安全可靠供应，支撑新能源大规模发展，推动市场公平高效竞争。云南是我国重要的清洁能源基地，目前以水电为主的绿色电源装机超过1亿千瓦，清洁能源发电量占比连续8年保持在90%左右。截至9月新能源装机规模突破4700万千瓦，带动全省发电量增长13%。新能源高比例接入对电力调节能力提出了更加高的要求，参与南方区域电力现货市场交易，能推动更大范围电力资源优化配置，加快能源转型，无疑是改革“棋局”中的关键一步。云南省此前已开展近1年的电力现货市场试运行，在完成多日、周、旬结算运行的基础上，今年11月，把现货结算延长到全月，24小时不间断开市，将电力现货及时出清。昆明电力交易中心多个方面数据显示，云南电力现货市场试运行结算周期的25天时间，发电侧出清电量达到227亿千瓦时，跨省送电出清电量达到145亿千瓦时。现货市场以社会福利最大化为目标，能够最终靠价格信号更加灵敏地反映电力供需形势变化，能体现电力资源的稀缺程度，南方区域电力市场能够在更大范围发挥资源优化配置作用，促进西电东送和清洁能源消纳的可持续发展。观望变参与电力交易推动降本增效在云南铝业股份有限公司，上游产出的铝水、铝锭供给下游企业生产使用，每一个环节不能离开电，每年以超过400亿度用电量成为云南第一用电大户。当天发电情况怎么样?如何错峰用电，用更少的电生产更多产品?是该公司慧能售电市场部经理杨艳威每天都在思考的事。在昆明电力交易中心大屏上能够正常的看到，现货交易体系涵盖发电、用电、售电公司等用户主体，云南电力现货市场已初具规模。随着电力现货市场的不断推进，越来越多用电大户的态度正从观望变为参与。“从申报主体上看，发电侧方面共有49家电厂通过报量报价的方式参与现货出清，其中既有水电厂、火电厂，也有新能源电厂，有36家水电厂以报量不报价的方式参与出清，123家售电公司和两家电网公司参与现货申报。”昆明电力交易中心相关负责的人介绍。对于发电企业来说，电力现货交易意味着更多的交易机会和竞争压力，要进一步提高发电效率和减少相关成本。对于用电企业来说，将有更多的选择权和议价能力，将为储能等新型市场主体带来商业机遇。在电力现货模式下，价格成了最好的用电“指挥棒”，电力交易既能灵敏地反映短时供需变化，也能通过价格信号来进行资源的优化配置。在云南，通过一条条“电力高速公路”，当天交易的电力实现跨区域流动，“闪送”千里当天“收货”，能涨能跌、跨省自由交易的电力现货市场加速构建，独立储能等入市实现零的突破，逐渐打破传统电力市场格局，成为电力改革的新锐力量。一个更加绿色、智能、高效的新型电力系统，正在为云南省经济社会高水平质量的发展注入澎湃动能。

　　在全球绿色发展的宏观格局下，中国凭借其制造业和贸易领域的独特优势，积极投身于绿色转型的战略进程。深度聚焦绿色供应链的构建与优化，大力推动绿电消费市场的培育与拓展，实现两者之间的协同增效与可持续发展。日前，国家能源局电力业务资质管理中心主任陈涛在第二届链博会清洁能源链专题会上的报告，精准剖析了中国在绿电领域深入探索、稳健前行的专业实践路径，充分体现了中国在绿色发展进程中的专业策略、技术创新以及政策引导等多维度的总实力，为全球绿色发展提供了极具价值的专业范例与经验借鉴。绿链共识凝聚：全球视野下的中国担当中国作为制造业和贸易强国，将推动自身供应链绿色低碳转型视为核心使命。深度融入国际贸易和产业分工体系，工业产品出口全球，制造业中间品贸易地位关键。积极顺应全球绿色转型大势，践行碳达峰、碳中和承诺，以供应链绿色低碳发展为重要方向，为全球绿色供应链构建贡献智慧与力量。绿证事业崛起：可再次生产的能源发展的坚实后盾党的十八大以来，中国可再次生产的能源迅猛发展。截至2024年10月底，全国可再次生产的能源装机容量达17.6亿千瓦，占总装机容量约55%，为绿色转型提供清洁能源保障并成全球典范。伴随而来的绿证制度逐渐完备，成为官方认可的可再次生产的能源电量环境属性证明，量化环境价值，促进消纳与市场推广。自2023年起，绿证核发数量井喷，截至2024年10月，累计核发量超35亿个，可交易绿证近23亿个。2024年前三季度，4.4万余家用能公司参与绿证交易，同比增长3倍，交易量超2.53亿个，制造业企业为主力，交易主体多元，行业覆盖广。2024年6月底，国家能源局上线国家绿证核发交易系统核心功能，借助信息化实现高效运行、无缝协同与数据可溯，同时印发规章制度，完善核销机制，与生态环境部建立信息互通，保障公平公正与市场秩序。深化能源转型：全方位构建绿色发展新格局在绿证应用场景拓展方面，发挥市场与政府作用培育市场。完善认证标准体系，建立严格规范认证机制，设计创新消费标志，助力企业打造绿色产品形象，推动绿色消费理念普及。于机制衔接协同上，强化绿证在消纳责任权重核算作用，推动能源结构优化与绿色低碳发展，为双碳目标助力。秉持开放合作理念，中国积极与国际相关方合作，推动绿证与国际标准接轨，加强制度、技术、市场机制交流互鉴，助力企业适应国际绿色贸易规则，提升国际竞争力，让中国绿色产品和服务走向世界，为全球绿色供应链发展贡献方案。通过持续深化能源转型，逐渐完备绿证制度和市场机制，加强国际合作与交流，中国有望在全球绿色发展进程中发挥更重要的引领作用，携手全球各国共同构建一个更加清洁、低碳、可持续的未来能源体系和经济发展模式。

　　日前，在第二届链博会清洁能源链专题会上，电力规划设计总院党委常委、副院长刘世宇表示：在当前复杂且关键的能源发展格局下，绿电消费与电碳耦合已成为推动我们国家能源领域深度变革与可持续发展的核心议题，将起到“破局”能源转型的作用。刘世宇说，过去十年间，在一个合作”战略的引领下，能源电力行业为我们国家的经济社会的稳定发展奠定了坚实基础。同时我国积极探索并开启了构建新型能源体系、新型电力系统和全力发展新能源的伟大征程，力求为社会经济发展开辟崭新的时代篇章。绿电消费与电碳耦合在这一能源转型进程中扮演着破局的关键角色，其为供应链的绿色转型提供了极为强劲的动力。在数字化与智能化技术浪潮的席卷下，电力的发输配用环节正经历着深刻的重塑。如，借助大数据分析可优化发电端的能源分配与生产效率，智能电网技术能有效提升输电配电的稳定性与精准性，而在用电端则可通过智能设备实现更为合理的能源消费规划。刘世宇认为，区块链等前沿科技的应用为碳市场管理带来了全新的模式与机遇。因其技术的不可篡改、可追溯等特性，能够精准地记录碳交易信息、企业碳排放数据等，极大地提高了碳市场的透明度与管理效率。二者相互协同、彼此促进，一同推动着供应链向绿色、低碳方向加速变革。“未来，随着各类新业态、新技术、新模式如繁星般不断涌现并迅速深入人心，绿色电力必将成为引领能源消费未来发展的新趋势的主导力量。而电碳耦合机制也将持续稳固其作为能源转型与绿色发展核心引擎的关键地位。它将深层次地融合电力系统与碳减排目标，在促进清洁能源消纳、优化能源结构、推动工业减排等多方面发挥无法替代的枢纽作用”，刘世宇展望绿色电力前景。

　　为大力发展新能源，持续提升电力供给能力，云南省有关部门近日印发《云南省2024年第三批新能源项目开发建设方案》，将实施51个新能源项目，装机共计405.295万千瓦。至此，今年全省已公布三批共300个新能源项目，总装机2358.37万千瓦。第三批新能源项目建设清单包括半箐光伏发电场等41个光伏项目、装机容量321.17万千瓦，文笔山风电场(二期)等10个风电项目、装机容量84.125万千瓦，项目主要分布在昆明、楚雄、红河等10个州(市)。《方案》明确，要规范资源配置，加强要素保障，提高审批备案效率，强化调度监测，推动项目加快建设、按期投产;要强化日常调度监管，严格落实工程建设项目建设公开公示相关制度，严禁以非正当手段干预和插手工程建设项目建设;要压实环保、安全生产等责任，守住安全生产底线

　　11月份，内蒙古电网单月新能源发电量首次突破100亿千瓦时，达到104.7亿千瓦时，单月新能源发电量占比首次突破30%，达到30.9%，同时发电电力、日发电量及占比也在11月双创新高，最大电力2882万千瓦，最大日发电量5.54亿千瓦时，占当日发电量的48%，相当于每2度电中就有1度新能源。得天独厚“风光无限”内蒙古风光资源富集，拥有全国一半以上的风能资源，全国超五分之一的太阳能资源，风能资源技术可开发量14.6亿千瓦，约占全国的57%。太阳能资源技术可开发量94亿千瓦，约占全国的21%。“风光无限”为新能源发展提供了广阔空间。新能源发电增势强劲近年来，内蒙古积极做出响应国家绿色发展的策略，大力推进新能源建设、风电、光伏等，可再次生产的能源项目遍地开花，新能源装机规模持续攀升。截至今年5月底，内蒙古新能源总装机规模已达到10158万千瓦，占电力总装机的比重高达45%，同比提高了7.3个百分点，成为全国首个新能源总装机，突破1亿千瓦的省份。内蒙古“绿电”送全国今年9月，锡林郭勒盟行署与北京城市副中心管委会签订《绿电合作框架协议》，在国内首次实现跨省区特高压绿电交易。11月，锡林郭勒盟行署又与天津市滨海新区人民政府签订战略合作框架协议，签约电量42.17亿千瓦时。内蒙古绿电还输送到山东、山西、江苏等省市，点亮多个城市的绿色未来。2024年以来，内蒙古在传统电力保供基础上推动新型储能装备充分的发挥“超级充电宝”功效，截至今年10月底，蒙西电网新能源配建储能项目装机340.1万千瓦/676万千瓦时。今年110月，蒙西电网配建储能装置充放电量约10.3亿千瓦时，等效充电204小时，放电168小时，储能调度运行水平优于其他国内省级电网。内蒙古围绕紧抓快干，新能源深化改革，制定出台加快新能源和电网工程审批建设13项措施，缩短新能源项目审批时间。同时，支持央企、国企和民营头部企业合作投资开发新能源，目前国内有实力的能源企业在内蒙古自治区均有新能源投资。如今的内蒙古，新能源“版图”越扩越大，传统电力转型升级，快速推进新能源项目建设，让美丽草原“风光”正好。