用电负荷创新高 - 7月7日江苏13个设区市用电负荷峰值集体刷新历史纪录，全省最高用电负荷达1.52亿千瓦，年内第三次创历史新高[1] - 苏州3307.5万千瓦、无锡1651.5万千瓦、南京1643万千瓦、南通1304.5万千瓦等城市用电负荷均创新高[1] - 预计7月下旬入伏后可能出现40℃以上连续高温，用电负荷可能再创新高[1] 能源保障措施 - 煤电作为能源结构基石发挥关键托底作用，6月27日全省迎峰度夏支撑性煤电项目配套送出工程全部投运[2] - 常州、盐城、张家港等地600万千瓦清洁高效煤电机组相继投产，提升清洁煤电机组比重[2] - 借助跨省输电工程争取区外来电，7月3日区外受电规模达2248万千瓦，次日攀升至3198万千瓦[3] - 计划今夏区外来电最大达3700万千瓦，优化省间电力现货等短期购电机制[3] 新能源发展 - 截至5月29日江苏新能源装机规模突破1亿千瓦，占全省电源总装机的46%，比"十四五"初增长1.91倍[4] - 7月3日风光新能源发电达6047万千瓦创纪录[4] - 构建多元化储能矩阵，7月6日93座新型储能电站同时放电，最大放电功率714万千瓦，可满足4800万户居民一小时用电需求[4] - 储能矩阵包括64座电网侧和29座电源侧电站，能储存电量1450万千瓦时[4] 储能技术应用 - 江苏新型储能装机761.6万千瓦，涵盖电化学储能、盐穴压缩空气储能等多种形式，装机规模全国第四[6] - 华电仪征风光集中配建储能项目预计年消纳可再生能源电量超6800万千瓦时[5] - 国信苏盐淮安盐穴压缩空气储能项目单次储电量达120万千瓦时，可满足60万户家庭每日高峰用电需求[5] 需求侧管理 - 去年夏季居民空调负荷最高达2796万千瓦，占最高用电负荷近20%[7] - 国网江苏电力通过软件邀约居民调节空调温度，2024年夏季至今年初让出电量负荷超50万千瓦[7] - 江苏启动建设百万千瓦级居民虚拟电厂，整合居民大功率智能电器形成千万千瓦调配能力的"虚拟能量池"[8] - 空调每调高1℃可让出0.06千瓦负荷，全省4300万居民同步行动相当于一座大型电站调节能力[8]

电网建设与升级 - 电网企业需研究大功率充电负荷特性对区域配电系统的影响，分层分级评估电网接入能力 [1] - 推动大功率充电设施布局规划与配电网规划融合衔接，适度超前进行电网建设并及时升级改造 [1] 智能充电场站与新能源配套 - 鼓励打造智能有序大功率充电场站，建立场站与配电网高效互动机制 [1] - 因地制宜配建光伏发电和储能设施，优化电力接入容量核定方法 [1] - 合理利用配电设施低谷容量裕度，提升配电网对大功率充电场站的接入能力 [1] 电力市场与清洁能源消纳 - 支持充电运营企业接入新型负荷管理系统参与电力市场交易和需求响应 [1] - 通过价格信号促进电动汽车高水平消纳清洁能源 [1]

浙江电网迎峰度夏电力供需形势 - 6月15日浙江电网进入为期3个月的迎峰度夏阶段 预计最高用电负荷达1.33亿千瓦 同比增长7.8% 较去年增加1000万千瓦 电力供需趋紧 [1] - 国网浙江电力将虚拟电厂等新型主体纳入需求响应体系 通过精细化 规范化 市场化手段扩充电力保供"资源池" [1] 虚拟电厂运营模式创新 - 虚拟电厂是聚合分布式电源等分散资源参与电力系统优化和市场交易的运行模式 今夏浙江新增市场化响应模式 在供需紧平衡期间D-2日确定需求 D-1日衔接现货市场和负荷管理 [6] - 明确用户侧储能可独立参与需求响应 提升储能充放策略优化意愿 扩大灵活负荷调节资源规模 [6] - 已完成11家虚拟电厂运营商能力认证 [7] 虚拟电厂补贴政策升级 - 补贴方式由"单一制"电量补贴转变为"容量补贴+电量补贴"的"两部制" 标准明显提升 [6] - 容量补贴：通过能力认证且总调节能力≥5兆瓦的虚拟电厂可获1元/千瓦·月补贴 [6] - 电量补贴：传统模式下早峰腰峰2元/千瓦时 晚峰3元/千瓦时 新增A+至D级差异化补贴 A+级可达基准单价1.3倍 [6] - 衢州对注册地在本地的运营商或用户额外给予市级固定补贴3元/千瓦时 [7] - 宁波对纳入统一管理的运营商给予区域调峰补贴 慈溪为例响应激励为1元/千瓦时 [7] 需求侧管理措施 - 设立1300余个"政府+供电"微网格 走访5.8万余家企业 开展负荷特性摸排 [8] - 针对公共机构 商业综合体 工业企业等重点用户制定空调 产线等设备用电策略 [8] - 协同政府制定外贸企业"白名单" 实行"一企一策"和"点对点"服务 [8] - 已构建集中检修 虚拟电厂 移峰填谷 需求响应调节资源池分别超100 100 300 600万千瓦 [8] - 通过分时电价 节约用电活动 组织企业集中检修调整至用电高峰等措施引导错峰避峰 [8]

核心观点 - 海南省发布《电力需求响应实施细则》征求意见稿，明确虚拟电厂、储能设施等可参与需求响应，并制定详细补偿标准[1] - 文件构建"需求响应优先、有序用电保底"的电力平衡保障模式，通过经济激励引导用户调整用电行为[11] - 建立包含电网企业、市场运营机构、经营主体三类成员的市场体系，规范准入条件与交易流程[12][13] 市场成员 - **电网企业**：海南电网及地方供电企业，负责技术支持系统建设、响应建议提出及资金结算[6] - **市场运营机构**：包括电力负荷管理中心（资源池建设、能力核验）、电力交易中心（注册审核、信息披露）、电力调度中心（缺口评估、安全校核）[7][8][9] - **经营主体**：电力用户（最小响应能力50千瓦）、负荷聚合商（最小1000千瓦）、虚拟电厂（聚合储能/分布式电源等，总调节能力≥1000千瓦）[14][18] 需求响应资源 - 涵盖工业生产用电负荷、建筑空调制冷负荷、冰蓄冷、储能设施、电动汽车充电桩及V2G等[2][17] - 鼓励"两高"项目资源优先参与[17] 交易品种与补偿标准 - **约定型削峰**：固定补偿1元/千瓦时（调用电量）+0.3元/千瓦·月（备用容量）[5] - **日前邀约削峰**：补偿单价上限1.5元/千瓦时[6] - **日内紧急削峰**：补偿单价上限2元/千瓦时[6] - **填谷类响应**：日前邀约上限0.3元/千瓦时，日内紧急上限0.4元/千瓦时[6] 准入条件 - **电力用户**：10千伏及以上用户可直接参与或通过代理参与，10千伏以下需代理参与[14] - **虚拟电厂**：需法人资格、独立核算，聚合资源通过省级认定[18] 实施流程 - **约定型响应**：年度/月度缺口预测→4月前发布邀约→"一次申报、周期滚动"→日前调用[25][26] - **日前邀约响应**：D-2日12:00前发布缺口→D-1日竞价出清→D日执行[27][28] - **日内紧急响应**：执行前5小时发布缺口→前3小时申报→前2小时出清[30][31] 结算机制 - **资金来源**：削峰资金来自尖峰电价增收及偏差考核费用，填谷费用由新能源/核电按上网电量分摊[41][42] - **发放方式**：日清月结，电网企业次月通过电费退补发放，虚拟电厂单独结算[43] 技术支持 - 新型电力负荷管理系统实时监测用户用电，评估响应效果[45] - 基线负荷计算采用5个样本日数据，剔除异常值后取平均值[34][35]

文章核心观点 光电行业用电量大、对新技术接受度高且储能渗透率低，市场潜力大，工商业储能系统集成设备企业可重点攻入该行业；同时介绍了艾比森子公司睿电绿能为苏州晶台光电打造的工商业储能示范项目情况及多家光电企业储能项目配置情况 [1][7] 苏州晶台光电工商业储能示范项目情况 - 4月1日，睿电绿能为苏州晶台光电打造的工商业储能示范项目正式投运，规模为5.456MW/16.368MWh [1] - 该项目为苏州十大工商业储能标杆项目之一，睿电绿能为项目统筹方和设备提供商，匹配优质资本资源，参与储能系统设计与设备集成 [2] - 项目有4个方阵，含372kWh液冷一体储能柜44台等，通过10kV接入并网，用储能EMS系统集中调度，提供节能服务 [4] - 采用智慧能量块解决方案，可实现PACK级消防，降低安全事故风险，系统交流侧转换效率>90% [4] - 项目投资超2000万元，预计每年节约电费约650万元，减少碳排放5700吨，全项目周期收益7500万 [4] 睿电绿能情况 - 拥有占地面积108472㎡的智能制造基地，储能产品生产面积26000㎡，年产能预计达2GWh，已在国内交付多个储能项目 [5] 光电行业储能配置情况 - 超30家光电厂已开始配置储能系统，单体规模最大项目为扬州中环半导体储能项目31.05MW/90.29MWh [6] - 年用电量500万度以上行业具备高经济性配置储能条件，光电行业符合，且对新技术接受度高，储能渗透率不足5% [7] 部分光电企业储能项目详情 |项目|状态|储能装机规模|总投资额 (万元)|参与单位| | --- | --- | --- | --- | --- | |苏州晶台光电工商业储能示范项目|并网|5.456MW/16.368MWh|2000|睿电绿能| |晶海洋半导体材料储能项目|备案|2400kW/5568kWh||| |江苏海古德半导体用户侧储能电站|备案|1MW/2MWh||| |汕尾信利半导体用户侧储能项目|备案|5MW/10MWh|1600|广东粤电电力| |江苏环鑫半导体储能项目|备案|400kW/860kWh||常熟能储一号新能源| |扬州中环半导体储能项目|备案|31.05MW/90.29MWh|1|/| |中山中晶半导体用户侧储能项目|备案|13.76MW/27.52MWh|1960.8|鹏辉能源| |中环领先半导体储能电站项目|备案|8.37MW/16.75MWh|1|/| |湖南越摩先进半导体储能项目|并网|1MW/3MWh|FF 9 9 6|三一锂能| |昆山日月新半导体储能项目|并网|8MW/20MWh|1|沃太能源| |芯粤能用户侧储能项目|并网|1.8MW/3.87MWh|/|晟欣能源开发、恒运储能投建| |无锡半导体硅片材料供应商储能项目|并网|17.88MWh|/|美克生能源| |佛山阑珊照明电器用户侧储能项目|备案|200KW/430KWh|82|杭州鹏成储能| |京东方华灿光电(浙江)用户侧储能项目|备案|20MW/40MWh|4673|京东方能源科技| |宏鑫晟(雷曼光电)储能电站建设项目|备案|600KW/1398KWh ==|190|广东宏鑫晟新能源| |苏州华星光电储能项目|并网||/|中鑫新能源| |惠州华星储能电站项目|备案|4.3MW/9.245MWh|1300|惠州华星光电显示| |嘉善三思光电用户侧新型储能项目|备案|0.2MW/0.4MWh|72|嘉兴市红船电气工程| |佛山国星光电用户侧储能服务项目|备案|1MW/2MWh|290|广州储能集团有限公司| |聚灿光电科技（宿迁）储能项目|备案|4.47MW/13.42MWh|1|1| |深南电 - 兆驰创新产业园工商储|并网|3.75MW/7.99MWh ----- ANVU||深南电、永泰数能| |惠州元晖光电储能电站|备案|2.5MW/10.44MWh|1680|海得利兹新能源| |佛山星宇车灯厂储能项目|备案|7MW|1400|佛山祥源电力| [10][12]

文章核心观点 2024年多地分时电价政策调整致峰谷电价差收窄，近80%项目投资收益不及预期，需优化工商业储能项目收益，皇鼎储能董事总经理李朋介绍工商业储能方案设计及收益优化相关内容[1]。 2025年工商储装机量增速 - 预计2025年工商业储能装机量比2024年多50%以上，因储能大电芯成本快速下降，新型储能大规模应用周期短于光伏，且储能商业模式多样化，盈利模式逐渐清晰，应用场景和投资价值地域范围扩大[2]。 - 工商业储能项目接入配电网主要有低压400V接入和中压10kV接入两种方式，400V接入不需要电网批复，落地相对更容易[2]。 - 工商业储能项目收益模式主要是峰谷套利，但不能单纯依赖，需求响应、需量管理、后备电源以及提高光伏自用率等也需重点研究[2]。 不同模式下的收益分析 全自投模式 - 以年有效充放电330天，EPC成本0.9元/Wh，系统效率88%，系统充放电深度95%为边界条件，浙江、上海、广东、江苏、湖南、海南、吉林系统回收年限小于4年，广东珠三角五市、深圳市、东西两翼地区较值得投资[4]。 自投&EMC模式 - 以广东珠三角五市为例，EPC价格1元/Wh，按8：2分成比例4.65年可回本，7：3分成比例5.54年回收成本，并给出不同地区不同EPC成本和分成比例下的回收年限数据[5]。 融资租赁模式 - 以贷款比例70%、贷款利率4.65%、还款期限5年为边界条件测算，广东珠三角五市回本周期2年多，深圳市、广东东西两翼回本周期3年多[5]。 - 皇鼎储能一季度推出融资租赁➕客户自投模式，工厂负责兜底用电量，皇鼎储能兜底储能产品可靠性和收益，对储能设备异常停机导致的收益损失100%赔偿[6]。 皇鼎储能进展及目标 - 皇鼎储能由皇鼎集团创办，提供从储能电站设备销售到投资、安装、运维、回购等全方位服务及一站式解决方案，旨在打造工商业储能多方共赢生态[6]。 - 皇鼎储能2024年储能项目备案位居广东省累计储能项目总数前列，优势是有强大现金流支撑，能保证项目签约后100%落地，所有储能项目落地时间不超过15天，最快7天落地，且拥有超5000家电器大工业用户客户资源[7]。 - 皇鼎储能2025年目标计划投资和建设工商业储能电站装机容量达300MW/600MWh，为客户打造盈利模式清晰、运营稳定、项目进退有承诺的储能新体验[7]。