1、长时储能在提高电力系统灵活性方面可以发挥重要作用，这对于实现净零排放至关重要

  很多国家如今制定了到2040年电力系统实现脱碳的目标，而对于实现净零经济以及将全球气温上升限制在1.5℃至关重要。

  可再生能源高渗透率将对电力系统的可靠性和稳定性产生影响。而要使全球的电力部门完全脱碳，需要克服三个关键挑战：

  虽然目前有一些解决方案，但它们或者具有碳排放（例如天然气发电厂），或者是地理位置受限的（例如大型抽水蓄能设施），或者难以满足电力系统的未来需求（例如锂离子电池储能系统）。为了实现具有成本效益的能源转型，需要部署长时储能技术。

  2、到2040年电力系统的脱碳将是必不可少的措施，致力实现净零经济，并将全球气温上升限制在1.5℃

  占全球GDP约80%的123个国家已经承诺到2050年实现温室气体(GHG)净零排放或碳中和目标。然而目前的努力不足以实现这些目标。人类活动已经导致全球气温上升。

  但也有很多国家没有走上降低碳排放，碳排放量在短暂下跌后再次上涨。这是由于发生新冠疫情而导致的，预计未来几年将进一步上升。因此，未来几年到几十年发生严重气候变化的风险越来越大，并在环境和社会经济方面带来严重的后果。

  为了实现气候目标并限制气候变化的影响，需要政府和企业立即采取行动。需要采用解决方案组合来实现碳减排，包括更高的脱碳率和各部门能源供应的系统性变化。

  电力部门是温室气体的最大排放者之一，其脱碳对于建立到2050年实现净零经济的途径至关重要。2020年，发电部门排放了123亿吨二氧化碳当量(GtCO2eq)，约占全球总排放量的三分之一。受到多种终端用途电气化的推动，例如电动汽车(EV)和住宅供暖，用户对电力的需求正在增长。

  新的需求来源与新兴市场和发展中经济体的能源消耗和供应部门的整合（即所谓的“部门耦合”）、人口增长和生活水平提高有关。在深度脱碳情景中，广泛的电气化可能导致到2050年电力消耗增加两倍，为了实现限制升温1.5℃的脱碳目标，该研究报告假设全球电力部门到2040年可以实现净零排放（如图4所示）。为实现这一目标，假设发达国家(MEDC)到2035年实现净零排放，世界其他国家和地区到2040年实现净零排放。这一里程碑与最近的国际能源署(IEA)的净零报告提到的目标相一致。

  如今，已经有很多能够大规模部署的低碳发电技术。在许多情况下，它们能够以比化石燃料更低的发电成本部署，从而使电力部门（包括大型电网、孤立电网和小型电网）能够领先于其他部门进行脱碳。

  3.电力系统将不得不快速适应大量可再生能源(RE)，这将带来新的系统挑战

  为了限制碳排放，电力系统必须加快向可再生能源的过渡。随着现有化石燃料发电厂的退役和电力需求的增长（即使在没有政策支持的情况下），可再生能源的平准化电力成本（LCOE）的下降已经加速了风电和太阳能发电的采用。如果各国政府采取强有力的政策，并采用适当的市场设计，则可以加速能源转型。虽然碳排放解决方案对于实现经济体的全面脱碳至关重要，但在很大程度上受到支持其扩大规模趋势的影响，可能影响到2040年实现脱碳目标。

  可再生能源发电量在电力系统中需要快速整合。预计到2030年，仅电力部门每年部署的风力发电和太阳能发电设施将超过1TW，这给电力系统规划者和市场参与者等带来了一些挑战，需要采用新的解决方案容纳更多的可再生能源。

  根据定义，在电力结构中添加大量可再生能源发电将会造成供需失衡，因为风力发电和太阳能发电量的波动与电力需求不匹配。因此在发电组合中，在地理位置比较集中的风力发电和太阳能发电量增加，将导致电力过剩或电力短缺的情况更频繁。如果没有足够的阳光或风力，这些不平衡的时间可能会持续数天甚至数周。因此，随着可再生能源发电变得越来越普遍，电网运营需要变得更加灵活，以发展维持供需平衡的能力，同时激励可再生能源的部署。

  使挑战变得更加复杂的是，由气候变化引起的极端天气事件的频率更高，例如热浪和洪水，也将对以可再生能源发电为主的电网运营造成更大的压力。例如，根据联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)的最新评估报告，预计全球变暖水平超过1.5℃时，洪水和极端降水将会增加。同样，极端高温的发生频率、持续时间、强度也很可能会增加。

  在这种情况下，电力系统需要能够应对长期的供应中断，并确保有足够的电力容量来保证极端天气事件中的供电安全。

  电力系统也将看到地理供应模式的转变，以及输电线路电力流动的变化。而这些变化是由于技术发展和成本改进（例如住宅太阳能设施和用户侧电池储能系统）推动的分散式可再生能源发电部署增加所致。它们还将反映可再生能源发电的地域依赖性，往往集中在阳光和风能供应充足的地区。

  消费者方面的变化将使传统的单向电力线路设计转变为双向流动的电力系统，更多的住宅用户将电力注入电网。这将对电压控制和稳定性等传统配电系统提出挑战。这种趋势的一个例子可以在美国加州看到，在过去十年，激励措施和政府支持导致部署了10GW以上的分布式太阳能发电设施（占其总发电量的10%）。

  同样，具有高可再生能源产量潜力的地区可能会成为影响电网运行方式的新一代发电中心。例如，一项研究表明，由于太阳能发电和海上风电的增加，纽约州的历史输电模式可能会发生逆转。随着可再生能源产量在一天和一年中波动，电力流向也会随着时间而变化。

  而较长的部署时间和对这些系统变化的缓慢适应可能导致更频繁的电网拥塞，降低电力系统的稳定性，并危及其实现脱碳目标的能力。

  随着大部分发电从同步技术过渡到异步技术，电力系统的稳定性也面临挑战。传统发电设施（例如化石燃料发电设施和核电设施）通过提供惯性在保障电力系统稳定性方面发挥了至关重要的作用：在系统扰动中，连接电网的化石燃料发电设施可以通过抵抗干扰来帮助所有发电机保持同步。而电网频率将会发生变化。如果不加以纠正，那么可能导致停电，并且造成经济和社会方面的损失。

  相比之下，太阳能发电设施和风力发电等新技术缺乏直接提供固有的系统惯性。因此，发电干扰、频率和电压偏差需要部署新的发电设施，可以使用电力电子设备设置正确频率（“人工惯性”）的并网逆变器和同步电容器是当前的技术解决方案。

  4.净零电力系统将需要不同持续时间级别的灵活性资源，其中长时储能可以发挥关键作用

  已经存在广泛的灵活性杠杆和促成因素来帮助平衡可再生能源发电量。现有的解决方案包括可调度的容量（例如，天然气峰值发电厂或可在电力峰值期间启动的发电厂和抽水蓄能设施）、输电网的扩展，包括内部和跨市场互连、馈电管理，以及部署电池储能系统。

  然而，这些传统方法不足以满足电力系统不断变化的需求。最普遍的解决方案（天然气峰值发电厂）需要部署碳捕获和储存(CCS)设施。这增加了其资本密集度。扩大规模可以降低电网拥塞的风险，但成本高昂，交货时间长，并且不适合部署在某些城市中心。此外，为满足峰值需求而建设电力基础设施，往往投资回报率较低。馈电管理和电力削减本质上是低效的，因为它们会导致供应损失。最后，短时储能系统具有技术和经济方面的限制，这意味着它无法满足所需的灵活性持续时间。

  因此，新的低碳灵活性资源开始出现，包括需求侧响应机制、氢气储能和长时储能技术。到2040年，可能会部署一套多样化的解决方案，以实现成本最优的电网脱碳，如图6所示。日内灵活性涵盖了持续时间低于12个小时持续放电的灵活性需求，一般来说， 涉及提供电网稳定服务和调峰服务。锂离子电池储能系统是目前最便宜的一种零排放选择，可提供少于4小时的电网平衡服务。在4到8小时持续放电时间范围内，其他储能技术也可以适应负载。这些技术包括长时储能、需求侧响应机制、限电和调峰发电设施。在此范围内，4小时储能的锂离子电池系统的成本目前低于400美元/kWh，预计未来10年将降到200美元/kWh左右。随着可再生能源发电在电力组合中的份额不断增加，预计对8到12小时持续放电时间的需求将会增长，并成为长时储能技术的重要市场。

  持续时间将从12小时延伸到持续数天或数周。需要解决长期不平衡的可再生能源输出或由输电限制引起的潜在中断。传统上，电力系统依赖于传统发电厂、电力供应缩减和输电网规模的扩张。长时储能技术是一种有前途的零碳解决方案，可以满足这些长期灵活性需求，尤其是那些持续数天的电力需求。

  对季节性灵活性的需求源于太阳辐射、风速、温度和降雨在数周和数月内的自然变化，以及潜在的极端天气事件。电网强化、可再生能源超大规模和弃电、可调度资产，包括氢气、沼气以及天然气可以满足这些需求。长时储能系统也可以这些需求，同时还能在面对极端天气条件时提供弹性。

  随着电力结构的转变，一系列灵活性需求可能会发生变化。从现在到2030年的期间内，由于可再生能源的份额仍然有限，电力系统将主要需要日内灵活性。尽管如此，还是会有一些具有高可再生能源份额的特定应用程序，因此需要更长的持续时间，即使在短期内也是如此。建模表明，较长灵活性持续时间的采用曲线在可再生能源渗透率达到60%到70%的水平上加速，这可能会在未来十年内在许多国家和地区实现。为了到2040年实现全球净零电力，需要部署季节性灵活性解决方案，以确保在平衡可再生能源组合潜力有限和区域输电线路有限的地区实现脱碳。

  1、长时储能技术可以发挥关键而独特的作用，在数小时到数周的时间范围内提供灵活性

  长时储能技术与其他形式的储能系统一样，允许在能源供应超过需求时储存能量，并在需求超过供应时释放能量。

  •它们具有广泛的可部署性和可扩展性，因为它们几乎没有地理位置要求，并且不依赖于稀有元素。

  •对主要长时储能开发商的总投资已超过25亿美元，并且在过去几年中加速增长。

  •不包括抽水蓄能设施，如今部署的长时储能系统的装机容量超过5GW或65GWh。然而，这些部署中的大多数都与用于聚光太阳能(CSP)和压缩空气储能(CAES)技术有关。

  如今有多种长时储能术，每种技术都基于不同的储能原理，并具有不同的架构。因此，提供长时储能性能特征的统一观点具有挑战性。然而，一些特性是长时储能技术所固有的，这对于过渡到清洁电网至关重要。

  长时储能在优化系统规模和扩大成本方面具有显著优势，包括较低的储能容量资本支出和解耦能力。在不影响充放电循环设计的情况下，能够以较低的增量成本扩展储能容量。因此，这些长时储能系统可以长时间提供电力，并且通常不需要叠加多个服务来收回投资。长时储能的使用寿命可能非常长，大约为30年才需要进行重大升级。而一些长时储能系统即使在高水平运行的情况下的储能容量退化率也非常低。

  作为模块化储能解决方案，锂离子电池储能系统的装机容量和储能容量是密切关联的，这种特性限制了它们经济可行地提供长期服务的能力。因此，电池储能系统可以通过降低放电率或降低放电容量（即提供低于额定功率）来长时间保持输出，这是实现更长持续放电时间的次优解决方案。

  重要的是，一些长时储能技术的装机容量可以独立于储能容量进行设计，这突出了它们的多功能性和对具有不同供应和负载曲线的生态系统的适应性。例如，一些机械储能系统的充放电过程采用独立设计并具有不同的效率。此外，其不对称性为收入优化开辟了更多可能性。例如，长时储能系统可以通过在电价较低时在夜间充电，并在电价高时在更短的时间内释放能量来优化能源套利。

  长时储能系统可以提供额外的运营和部署优势，例如与电网升级和扩展具有更短的交付周期，以及更少的大规模部署限制。这些优势由于储能技术的不同而有所不同，有些储能系统仍必须在试点和商业工厂中得到证明。

  从历史上看，通过升级现有电力线路来解决发电厂与受限电网的连接问题。但电网的扩容降低拥塞风险，然而这是一个需要长期规划的资本密集型过程。此外，随着分布式发电计划的激增以及项目连接变得不太确定，电网稳定运营变得越来越困难。此外，输电网项目的复杂性和许可要求导致近20%的输电项目被推迟或取消。

  长时储能需要一种经济高效的输电优化解决方案，提高电网利用率和虚拟电网容量，同时推迟电网升级。长时储能技术的平均建设时间为一年，与电网升级相比，其许可要求更宽松。同样，它们可以应用于具有多个站点的大型电网，并允许建设新的可再生能源发电设施。

  大多数新兴的长时储能技术几乎没有部署限制。例如，这些长时储能系统没有特定的地理位置要求，并且每个装机容量的占地面积较小。根据长时储能技术的不同特点，有些长时储能系统可以建在地下或非常靠近人口稠密的地区，因为它们的安全风险低。

  此外，许多储能系统具有模块化架构，允许以更短的持续时间或更小的装机容量实施长时储能系统的初始部署，并且可以根据需求扩大规模。

  长时储能还可以为现有发电设施重新供电或扩大规模，这将随着可再生能源发电量的增加而变得越来越重要。这将优化土地使用，并允许可再生能源设施利用并网许可。此外，一些长时储能技术为重新利用可能搁浅的化石燃料发电设施提供了机会。例如，废弃矿场可以用于压缩空气储能（CAES）系统，或者可以将煤炭和天然气发电厂转换为储热设施。热储能解决方案可以通过耦合热力和电力部门，并支持依赖于依赖的最终用途的脱碳来提供额外的灵活性。

  在实用性方面，一些长时储能技术依赖于现有的供应链，其中大部分使用大量可用的储量丰富的材料，无论是在核心技术还是工厂平衡(BoP)系统中。这可以防止锂离子电池（例如采用镍、锰和钴的三元锂电池）未来潜在的供应链短缺：全球65%以上的钴来自刚果民主共和国。然而，这并不是所有长时储能系统都是如此，因为有些储能产品使用某些稀有金属（例如钒）和带有稀土磁性材料的电动机或发电机。虽然这些产品现在没有面临供应限制，但未来可能会出现短缺的情况。

  （1）近年来，投资者对长时储能的兴趣有所增加，对长时储能开发商的投资超过25亿美元

  长时储能技术可以整合风力发电和太阳能发电设施，并降低脱碳电力系统成本，其潜力促使新的商业举措和研发(R&D措施激增。2021年，全球对主要长时储能开发商的累计投资超过25亿美元，在过去四年中增长了近两倍

  已经投入运营或已宣布部署的长时储能系统超过5GW和65GWh ，全球范围内已宣布超过260个处于不同商业阶段的长时储能项目。

  根据美国能源部发布的调查数据，迄今为止，不包括抽水蓄电设施的长时储能项目总装机容量为5GW（65GWh），大约有230个长时储能项目。

  然而，大部分储能容量与传统的熔盐和压缩空气储能系统（CAES）技术相关，与新型长时储能技术相比，它们具有一些部署限制（例如规模巨大和模块化有限）。热储能系统占已公布的长时储能系统装机容量的最大份额（60%），这主要归功部署的许多电网规模的聚光太阳能(CSP)熔盐储能设施。压缩空气储能系统（CAES）名列第二（约30%），但平均部署规模最大（80MW）。液流电池储能项目的数量最多（100多个），但平均装机容量要低得多，每个约为4MW。这意味着，虽然其他长时储能技术的潜力很大，但它们的广泛采用取决于商业演示和成本开发。

  就地区而言，美国、西班牙和德国报告的装机容量和项目数量最多。美国部署的长时储能系统大多是机械储能、热储能和电化学储能项目，约占全球长时储能总装机容量的30%。西班牙的大多数长时储能项目（占全球长时储能总装机容量的的20%）都是热储能系统。德国还有两个超过200MW以上的压缩空气储能系统（CAES），占全球长时储能总装机容量的10%。而在亚洲，日本和中国已经宣布了至少30个电化学储能项目，主要采用液流电池和金属阳极电池的组合。

  抽水蓄能发电设施通常由两个不同高度的水库组成，当水从上游水库流经水力涡轮机流向下游水库时可以发电。

  大型抽水蓄能发电设施由于其技术成熟、效率高、单位投资成本低，成为全球储能容量最大的解决方案。全球各地目前已经安装约160G抽水蓄能发电设施，另有130GW计划建设或正在建设中。未来的部署主要集中在亚洲，中国占全球已经宣布、计划或在建产能的60%左右。现有和已宣布的水蓄能发电设施的持续放电时间通常为10到24小时（但在某些情况下会达到数天），项目规模平均为3GW。

  全球在过去10年对抽水蓄能发电设施的总投资约为1000～1500亿美元，到2030年还将增加2300～3200亿美元。其成本因地点而异，这由于EPC成本和系统设计（包括系统的持续时间和技术）各不相同。抽水蓄能发电设施的平均支出成本高于2,000美元/kW。然而，在EPC成本非常低的地区（如印度），短期独立设计的价值可以达到1,000美元/kW。

  大型抽水蓄能发电设施可以提供低成本、可调度的电力，并且由于其快速响应时间而作为电网稳定性的主要解决方案。它的主要限制是缺乏可用场地、交货时间长、建设成本高以及环境问题。尽管如此，它仍有潜力满足日益增长的电气化需求和对零碳能源的需求，并促进难以减排的行业脱碳，特别是在拥有大部分未开发自然潜力且电力需求可能成倍增加的新兴经济体中。

  特别声明：北极星转载其他网站内容，出于传递更多信息而非盈利之目的，同时并不代表赞成其观点或证实其描述，内容仅供参考。版权归原作者所有，若有侵权，请联系我们删除。

  12月23日，由研究所储能研发中心团队自主研发的“大规模先进压缩空气储能系统关键技术”顺利通过技术成果鉴定。鉴定会由中国工程热物理学会组织，鉴定委员会由杨勇平院士、宣益民院士、何雅玲院士、王秋良院士、姜培学院士和朱俊强院士及来自高校、企业、科研院所等15位专家组成，杨勇平院士担任主任。

  北极星储能网获悉，2024年1月4日，苏盐井神发布公告，拟与江苏省国信集团有限公司、淮安市产业投资有限公司共同投资成立合资公司，合作建设压缩空气储能项目。项目计划建设2套250MW压缩空气储能机组设备，总储能容量为2250MWh，计划总投资约35.7亿元。近日，压缩空气储能又迎来新突破，全球最大规模的3

  北极星储能网获悉，2024年1月2日，山东省人民政府印发2024年“促进经济巩固向好、加快绿色低碳高质量发展”政策清单（第一批），其中提到，对独立储能示范项目和列为试点的长时储能项目，参与电力市场的容量补偿费用暂按电力市场规则中月度可用容量补偿标准的2倍执行；其中，长时储能项目容量补偿不与

  12月29日，由国家电投集团云南国际电力投资有限公司（以下简称“云南国际”）与国家电投集团科学技术研究院有限公司（以下简称“中央研究院”）联合自主研发的全球首套兆瓦级空气热力循环储能（以下简称“CASE”）中试项目在云南曲靖陆良县工业园区举行开工仪式。中国工程院院士、华北电力大学校长杨勇

  一份由能源经济与金融分析研究所（IEEFA）和JMKResearch发布的新报告指出，储能系统将在本十年成为印度最受投资青睐的清洁能源资产类别，但最大规模的部署可能会出现在抽水蓄能，而不是锂离子电池。（本文来源：微信公众号EnergyKnowledgeID：EnergyKnowledge）报告称，储能系统将成为印度电力市场在20

  北极星储能网获悉，近日，比尔·盖茨的突破能源基金（BreakthroughEnergyVentures）对FourthPower热能储能初创公司提供支援，这意味着基金在长时储能方面加大投资力度。据悉，FourthPower公司的液态锡储能技术将可再生电力转化为热能，储存起来供之后使用。透过使用液态锡，该公司的热电池可在极高温度

  据外媒报道，美国太平洋西北国家实验室(PNNL)和技术供应商InvinityEnergySystems公司计划部署并测试一个持续时间为24小时的全钒液流电池储能系统。这个钒氧化还原液流电池(VRFB)将部署在美国太平洋西北国家实验室(PNNL)位于德克萨斯州的里奇兰园区。该储能系统的装机容量为525kW，可以连续放电24小时，

  经过几个月的联合调查，风力发电巨头rsted公司和液态空气储能系统提供商HighviewPower公司得出结论，将海上风电与液态空气储能系统技术相结合更具价值。2023年4月。双方开始进行技术分析和经济评估，将rsted公司的海上风电设施与HighviewPower公司的液态空气储能技术结合起来。一份媒体声明宣布了这项

  近日，Hydrostor公司与澳大利亚输电系统运营商(TSO)Transgrid公司签署了一份备用电力合同，用于其200MW/1600MWh的“SilverCity”先进压缩空气储能项目(A-CAES)。Transgrid公司已经在2022年5月选择了Hydrostor公司拟议的长时储能项目作为最合适的选择，该协议标志着这一过程的正规化。该公司将从2027年

  研究表明，如果实现美国政府提出的到2035年使电力行业脱碳的目标，需要部署大量的多样化储能技术，而不仅仅是锂离子电池储能系统，而多家储能厂商正在为储能市场带来新的技术解决方案，以填补这一空白。行业专家表示，锂离子电池储能系统的持续时间通常为4到8小时，但随着电网中可再生能源发电份额越来

  北极星储能网获悉，12月13日，安徽芜湖荻港海螺3MW/18MWh储能系统设备中标公示，安徽海螺融华储能科技有限公司联合体成员安徽海螺建材设计研究院有限责任公司、大连融科储能技术发展有限公司中得此标，中标价格26989550元。据了解，安徽海螺融华储能科技有限公司由三家公司持股，安徽海螺洁能科技有限

  北极星储能网获悉，2月8日，国家发展改革委、河北省人民政府发布关于推动雄安新区建设绿色发展城市典范的意见。文件提出，构建新型电力系统。建设城市级综合能源调度中心，搭建集调度配置、运行管理、优化服务于一体的智慧能源运行管理系统，实现能源的多源供应、协调运行。打造全时段全部由清洁电能供

  2月6日，中国大唐集团有限公司2024年度磷酸铁锂电池储能系统框架采购公示中标候选人。其中，中车株洲电力机车研究所有限公司为第一中标候选人，其报价为137427.132万元，折合单价0.687元/Wh；北京海博思创科技股份有限公司为第二中标候选人，其报价133120万元，折合单价0.666元/Wh；比亚迪汽车工业有限

  近日，由北京京能清洁能源电力股份有限公司（下称“京能清洁能源公司”）投资建设的桂林北部（兴安县）共享储能电站项目成功并网。该项目建设规模为184MW/368MWh，全部采用阳光电源PowerTitan液冷储能系统。近年来，广西加快构建新型能源体系和新型电力系统，新能源保持快速发展态势。广西电网公司用电

  北极星储能网获悉，近日，由西安城投新能源公司自主研发设计的梯次动力电池储能系统正式装机并在元鼎路充电站试运行，标志着城投集团积极探索布局光储充放一体化充电站实现新的突破。

  近日，融和元储完成1.6亿元A轮融资，此轮融资由招商局创投及招商租赁、格力金投、铁发基金、源桦资本共同投资。本轮融资的顺利完成，不仅仅是对融和元储自2019年成立以来始终坚持以专业的核心团队，立足独特的运营视角，不断打磨扎实的制造能力，创造业内领先的行业地位的认可，更是对公司坚持长期主义

  2月6日，华润集团发布华润电力桦南一期风电项目配套30MW/60MWh储能系统EPC总承包工程招标公告。公告显示，本工程采用EPC总承包方式进行招标，工作范围包含所有涉及工程勘察设计、设备及材料采购、工程施工、安装调试、试运行、试验及检查测试、质量监检、质保期消缺、档案验收和竣工验收等全过程，并参

  北极星储能网获悉，中贝通信2月6日公告，公司拟投资动力电池与储能系统项目，项目计划新建厂房、仓库及配套设施，购置先进生产、检测等设备，项目建成后，形成年产5GWh锂离子动力电池与储能系统的能力。该项目投资总金额不超过8亿元，主要包括建筑工程、设备购置及安装、工程建设及其他、预备费用和铺

  北极星储能网获悉，2月6日，华润集团发布华润彭水100MW风电项目10MW/10MWh储能系统设备中标候选人公示。中标候选人情况如下：第一中标候选人：中车株洲电力机车研究所有限公司，投标价格：11502000.00元，单价：1.150元/Wh；第二中标候选人：许继电气股份有限公司，投标价格：11831920.24元，单价：1.1

  北极星储能网获悉，2月5日，南方电网广西电动汽车服务有限公司北海市流下村智慧能源项目储能系统采购项目（第二次采购）成交结果公告发布，项目中标人为深圳市鸿嘉利新能源有限公司，中标价格22.95万元，折合单价1.067元/Wh。根据招标文件，项目位于广西南宁，招标人为南方电网广西电动汽车服务有限公

  北极星储能网获悉，2月4日，国家电投发布了青海省海南州铁盖、贡玛两个电化学储能电站储能系统采购中标候选人。两个项目招标总规模305MW/1220MWh，共有6家企业入围。铁盖电化学储能电站最终配置储能系统容量为150MW/600MWh，本次采购125MW/500MWh，其中A包集中式储能系统招标容量为50MW/200MWh，B包集

  北极星储能网获悉，近日雄韬股份宣布，公司新一代5MWh液冷储能系统已量产下线MWh储能系统具有更低LCOS、高效智能、多维度安全保障等特点，将满足行业客户对储能应用安全和降本的需求，助力储能产业高质量发展。

  2月1日，果下科技—上海交通大学校企合作签约仪式在江苏无锡市惠山区果下科技研发大楼圆满举行，本次合作旨在加强产学研合作，共同开展储能热管理技术的研发和应用，推动我国储能技术创新和产业发展。会议由果下科技董事长冯立正主持，首先由合作伙伴上海交通大学材料学院科技发展中心主任张兵介绍上海

  北极星储能网获悉，1月31日，重庆市巴南区人民政府发布关于印发2024年政府工作报告的通知。文件提出，促进绿色低碳转型。单位地区生产总值能耗下降3%，二氧化碳排放持续下降。启动实施园区、公共建筑等屋顶分布式光伏项目，鼓励新型储能技术开发利用，推动多能互补发展，创建国家级绿色工厂1个、市级2

  北极星储能网获悉，1月26日，华润碳能新能源（伊川）有限公司成立，法定代表人为申焕民，注册资本约3.2亿人民币，经营范围含碳减排、碳转化、碳捕捉、碳封存技术研发，风力发电技术服务，储能技术服务，充电桩销售，集中式快速充电站，新能源汽车换电设施销售等。股东信息显示，该公司由华润电力新能源

  北极星储能网获悉，南网储能1月30日在回应投资者提问时表示，公司目前采购的磷酸铁锂电池单体均要求使用寿命循环次数不小于6000次。除了锂离子电化学储能，公司一直在积极关注和跟踪其他新型储能技术发展，开展了钠离子、液流、压缩空气、重力等储能技术研究工作，并将在相关技术路线较为成熟时，选择

  北极星储能网获悉，1月25日，成都市新筑路桥机械股份有限公司与西南石油大学签署战略合作框架协议，双方围绕充分发挥各自优势，搭建开放合作平台，共同探索建立校企融合、聚焦新能源产业协同发展的长效机制和战略合作关系进行深入交流。新筑股份党委书记、董事长肖光辉表示，西南石油大学历史悠久，在

  北极星储能网获悉，1月26日，《学习时报》刊发国务院国资委党委《以新担当新作为开创国资央企高质量发展新局面》一文。文章提出，全力做好基础产品的保供稳价，加快已核准发电项目开工，加强煤电油气等运输通道网建设，增强风光水核等清洁能源供给，促进氢能、新型储能技术迭代和产业转化，加快构建新

  北极星储能网获悉，1月25日消息，天眼查显示，梅州绿动嘉和新能源有限公司成立，注册资本1000万元，经营范围包含：太阳能发电技术服务；储能技术服务；风力发电技术服务；充电桩销售等。该公司由嘉元科技旗下深圳嘉元新能源科技有限公司、国家电力投资集团有限公司旗下国家电投集团江西电力有限公司共

  北极星储能网获悉，近日，企查查显示，厦门实证储能科技研究院有限公司成立，法定代表人为陈小波，注册资本5亿元，系宁德时代全资子公司。厦门实证储能科技研究院有限公司的经营范围，包含新兴能源技术研发、储能技术服务、工程和技术研究和试验发展、工业工程设计服务、专用设备制造等。

  北极星储能网获悉，2024年1月25日，国家能源局举行新闻发布会，介绍2023年我国新型储能发展情况、全国统一电力市场体系建设情况、国际清洁能源日设立背景及我国对全球清洁能源发展贡献，并回答记者提问。能源节约和科技装备司副司长边广琦对国家能源局下一步还将采取哪些措施，持续推动新型储能高质量

  北极星储能网从爱企查获悉，正平（青海）新源储能科技有限公司于日前注册成立，公司注册地位于青海省西宁市东川工业园，法定代表人为李明，注册资本2000万元人民币，经营范围包含：储能技术服务；站用加氢及储氢设施销售；集成电路设计；集成电路芯片及产品制造等。据股权穿透显示，该公司由正平股份间

  北极星储能网从爱企查获悉，平凉易特瑞欣电力服务有限公司于1月23日注册成立。公司注册资本100万元人民币，注册地位于甘肃省平凉市崆峒区，法定代表人为王可岗，经营范围包含：储能技术服务；发电业务、输电业务、供（配）电业务等。据股权穿透显示，该公司由易事特旗下易事特智能化系统集成有限公司全