泰国六水合硝酸铋进口量
泰国六水合硝酸铋进口量大概数据
| 时间 | 品名 | 进口量范围 | 单位 |
|---|---|---|---|
| 2018 | 六水合硝酸铋 | 100-200 | 公斤 |
| 2019 | 六水合硝酸铋 | 300-400 | 公斤 |
| 2020 | 六水合硝酸铋 | 500-600 | 公斤 |
泰国六水合硝酸铋进口量行情
泰国六水合硝酸铋进口量资讯
对等关税政策宣布，美国中西部升水与LME铝价双双承压【SMM分析】
4月2日，特朗普宣布新一轮对等关税政策，其中对铝的25%无豁免关税保持不变，并将范围扩大至进口啤酒和铝罐。废铝仍未被纳入关税范围。 4月3日，LME 3M价格日均价为2460美元/吨，25%关税本身带来的成本大约为615 美元/吨，叠加海运费和内陆运费，进口到美国的综合成本在800美元/吨以上。当前中西部升水已处于850美元/吨左右，基本对应进口成本，利润空间有限，难以形成价格虹吸效应, SMM认为当前价格走势和基本面情况显示，升水已接近阶段性稳定水平。 2月12日特朗普宣布将对钢铝普加25%的关税且不设豁免，该政策已于3月12日执行。在宣布该政策后美国中西部升水快速上涨，引起了关税落地前的抢运行为。当时套利空间较大，出口商集中发货。目前关税政策已经生效，利润被压缩，市场动力转弱。普加关税的前提下，供应端变动不大。同时，美国本地需求表现不及预期，2月制造业PMI指数环比下降2.5至50.2，且3月消费者信心指数下降7.2点至92.9（1985=100），需求前景低迷。在需求转弱、关税政策存在巨大不确定性的背景下，企业更倾向于按需采购而非备库，使得升水缺乏继续上行的基础，甚至存在回调压力。 在新的对等关税政策影响下，其他地区的需求预期也会受到较大影响，同时地区升水也难以获得美国中西部升水上涨带来的结构性支撑。若美国需求持续减弱，反而可能导致其他地区铝锭供应相对宽松，从而使欧洲和日本两地升水面临继续下行压力。 图1：美国3月消费者信心指数下跌 图2：美国3月制造业PMI指数环比下跌2.5（来源：S&P Global） LME 3M价格同样存在下行压力。LME三个月期铝价在关税政策发布后出现下行，反映出宏观市场对全球需求前景的担忧。市场普遍认为，高关税政策将扰乱东南亚等制成品出口国的对美销售，令原铝实际消费受到影响。此外，关税升级也增加了全球贸易不确定性，引发资金避险情绪，令部分多头平仓、价格回落。因此，短期内LME价格走势更多受到宏观情绪与全球需求预期主导。 图3：LME 3M铝价持续承压
2025-04-03 23:40:55金冠铜业海绵镉产品合格率提升至100%
近日，铜陵有色金属集团股份有限公司金冠铜业分公司（以下简称“金冠铜业”）通过优化工艺生产精准控制，强化现场操作管理，成功将海绵镉产品合格率由65%提升至100%，从而大幅度减少不合格产品返工生产工作量及生产辅材消耗，每年可减少辅材锌粉消耗20吨以上、可节约成本60余万元。 金冠铜业以炼铜烟灰为原料，生产硫酸锌和海绵镉等产品。2020年11月份，金冠铜业产出平均含镉品位为85%的海绵镉产品后，经过不断优化工艺参数，提升海绵镉主含量，同时购置压团机，解决压团问题。2022年7月，金冠铜业生产出符合YS/T1365-2020Cd-75标准要求的海绵镉产品，并全部实现市场化销售。近年来，金冠铜业生产车间积极处理奥炉一、二电场的烟灰，受其杂质元素种类数量增加及现场生产操作管理不够精细等影响，海绵镉产品合格率一直在65%左右。 为推动生产提质增效工作，2024年11月份，金冠铜业在完成“铜镉渣中镉回收工艺优化”攻关项目基础上，对海绵镉产品合格率偏低问题进行系统性梳理分析，并从工艺生产技术和现场操作管理两方面下功夫，查原因、定对策。2025年以来，金冠铜业通过加大生产操作人员现场培训，统一规范计量槽罐液位、铜镉渣浸出液镉含量以及一次置换后液镉含量等关键生产指标精准控制；加大生产过程跟踪监督，严格要求操作人员按照每日生产指令书要求，精准控制对应辅材加入数量并严格控制反应时间。金冠铜业结合生产实验数据，把一次置换反应温度由50℃~55℃调整到55℃~58℃的最佳区间，同时，严格按照先升温，再加入辅材，杜绝边升温边加辅材的操作方式，保障产品品质。 为进一步提升海绵镉产品生产合格率，金冠铜业生产车间对生产各环节进行全面诊断，优化操作步骤，对产出的海绵镉及时进行压团，避免因长时间暴露空气中氧化导致压团困难；针对硫酸锌易结晶，极易导致一次置换槽管道堵塞的问题，及时根据生产工况变化，安排班组操作人员对一次置换槽溶液升温补加一定量锌粉辅材，以避免管道堵塞导致镉返溶现象。目前，金冠铜业在总结固化成功经验的同时，持续推进海绵镉生产过程优化控制，以确保产品质量稳定。
2025-04-03 14:09:11中国稀土集团与清华大学签署战略合作框架协议
3月25日，中国稀土集团与清华大学在北京签署战略合作框架协议，双方围绕重大科技攻关、创新人才培养等进行深入交流。中国稀土集团党委书记、董事长刘雷云与清华大学校长李路明举行座谈并见证签约。清华大学党委副书记过勇主持签约仪式。中国稀土集团党委领导杨国安、谢志宏，清华大学教授、中国科学院院士张洪杰等出席上述活动。 刘雷云介绍了中国稀土集团成立背景以及产业布局、科技创新等方面情况。他表示，清华大学作为世界一流、国内顶尖的高等学府，多学科交叉融合特点突出、专业化高层次研究人才聚集、高精尖综合科学实验装置完备，为我国稀土产业输送和锻造了一大批院士专家、青年人才、行业精英。期待双方持续深化合作，进一步加强在基础研究、人才培养、科研攻关、平台共建、成果转化等方面的合作，聚焦稀土功能材料和精深加工应用领域，以校企高水平合作和高质量发展的新成果，共同为中国式现代化建设贡献力量。 李路明对中国稀土集团长期以来关心支持学校发展致以感谢。他表示，近年来，清华大学牢记习近平总书记嘱托，面向国家重大战略需求，深化改革创新，在人才培养、科学研究、学科建设等方面亮点频出。以张洪杰院士团队为代表的清华科研团队在稀土生物制造等领域取得突破性进展，为国家稀土科技高水平自立自强提供重要支撑。双方的合作恰逢其时、大有可为。期待以此次签约为契机，充分发挥中国稀土集团产业优势和清华大学学科优势，共同打造科技创新新高地、构建人才共育新模式、探索服务国家新路径，为以高质量发展全面推进中国式现代化作出更大贡献。 杨国安与过勇代表双方签署战略合作框架协议。根据协议，双方将在加强关键核心技术联合攻关、共建高水平科技创新平台、开展高层次人才交流培养等方面开展全方位合作。 签约仪式后，刘雷云一行先后参观了清华大学校史馆、稀土新材料教育部工程研究中心、物质科学中心。 中国稀土集团总部有关部门和直管企业负责人、清华大学材料学院等相关院系和机构负责人参加上述活动。
2025-04-03 13:30:58通威、晶科等12家企业预中标南水北调1GW组件集采订单
4月2日，南水北调中线新能源（北京）有限公司2025-2026年度光伏组件集中采购中标候选人公布，入围企业来自于通威股份有限公司、晶科能源股份有限公司、隆基乐叶光伏科技有限公司、晶澳太阳能科技股份有限公司、一道新能源科技股份有限公司、正泰新能科技股份有限公司、天合光能股份有限公司、东方日升新能源股份有限公司、浙江爱旭太阳能科技有限公司、安徽华晟新能源科技股份有限公司、安徽国晟新能源科技有限公司、高景太阳能股份有限公司。 标段1中标均价0.6998元/W，标段2中标均价0.76元/W。 招标公告显示，本次集中采购分为二个标段，标段一为N型单晶双面双玻(TOPCon)光伏组件，标段二为单晶双面双玻(BC/HJT)光伏组件。计划总容量1000MW。 标段一:N型单晶双面双玻(TOPCon)光伏组件，计划采购容量为700MW，型号包括转换效率22.5%及以上单晶双面双玻组件: 标段二:单晶双面双坡(BC/HJT)光伏组件，计划采购容量为300MW，型号包括转换效率22.85%及以上单晶双面双玻组件。
2025-04-03 11:15:54阵痛？利好？六位专家深刻解读136号文引领储能行业新变革
北极星储能网讯：今年2月，国家发展改革委和国家能源局联合发布了《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）。136号文的出台，如同在新能源与储能行业投下了一颗重磅炸弹，引发了行业广泛讨论。 为了继续深入探讨136号文对储能行业的深远影响，3月27日，第三届中国储能大会特别组织了一场高端对话，邀请了来自南方电网、内蒙古电力集团、中国华能集团、大唐电力、协鑫新能以及海博思创等企业的顶尖专家，共同分享他们的见解与思考。 主持人：中国电力企业联合会副秘书长 刘永东 对话嘉宾： 南方电网原专家委员会专职委员、特邀战略专家郑耀东 内蒙古电力集团蒙电能源研究院董事长 赵晨旭 中国华能集团清洁能源技术研究院储能技术部主任 刘明义 大唐中南电力试验研究院首席专家 韩金华 江苏协鑫新能综合能源服务有限公司副总经理 崔茂海 北京海博思创科技股份有限公司人工智能科学家 王劲松 以下为对话实录： 刘永东： 136号文的出台对于行业产生了很大影响，目前正处于政策的过渡期。上半年，很多地方政府需要围绕136号文件做一些配套完善的工作。在这个过程中，如何更好地把握方向、找准关键点，是我们储能行业必须面对的一个重要话题。 在今天的环节中，我们设计了对话环节，邀请行业相关企业的代表进行交流，共同研讨、探索136号文件对我们带来的影响。 我想首先提出第一个问题：新政发布以后，对我们储能行业带来的最关键的、最重要的影响到底是什么？我们最希望相关政策出台什么？刚才南网的郑耀东主任其实已经谈到了一些相关内容，但对于这一点他还没有完全展开。所以，我想特别请郑主任就这个话题再进一步阐述一下您的观点。 郑耀东：这个话题很敏感，大家也很关注。文件的立意特别好，旨在促进新能源的高质量发展，其实也希望能顺便促进储能的高质量发展。我是这么理解的，那为什么要促进高质量发展呢？是因为过去的发展不够高质量、不够科学，只能这么理解，也应该这么去理解。 一个产品最终是由消费者买单的，无论是新能源发电还是配套储能，这个成本如果最后不转嫁到消费者身上，是不符合经济规律的。那么现在我们所有的用户，我们为储能买单了吗？储能运行得好吗？储能的投资人有合理的收益吗？这里面的每一个节点都存在问题。 另外我们还存在过去新能源的消纳。《可再生能源法》曾要求全额消纳，后来有些管理指标要求达到95%。2024年的几个文件说明，在新能源富集地区，消纳利用率可以达到90%，甚至可以动态调整。为什么这样？新能源发展到目前这个阶段，要高质量发展，必须要求经济性，不能给新能源“带枷锁”，形成高成本的新能源。储能如果能助力新能源发展，那肯定是一种好的发展方式；但如果拖累了新能源的发展，那它就是一个阻碍。所以我觉得在这个时候出台这个文件，其实是一种经济性各方面的平衡，我认为是一个很好的文件。 但是，我们现在新能源的消纳率连续六年都保持在96%以上，现在很多省份保持90%都有些困难了。国家也给了文件，允许90%甚至以下。所以新能源消纳率应该由新能源的投资主体根据消纳情况主动配置储能，以提高新能源的消纳率，我认为这是一个很正确、很科学的选择。 当新能源消纳率低于90%，甚至低于80%，甚至可能有的地方低于70%的时候，投资主体就会更愿意主动配置储能，并且一定要让储能运行得更好，以增加它的效益。所以我很赞赏这个文件，也支持这个文件。 刘永东： 刚才郑主任的发言，实际上还是谈到我们的储能初心，是要与新能源协同起来。新能源的发展，今后不再是百分之百并网，而是要按照要求进入电力市场进行交易。这实际上改变了底层逻辑。刚才也谈到这个话题，过去可能是必须要配储能，现在则是根据市场需求来配置。 接下来，我想请内蒙古电力集团蒙电能源研究院董事长赵晨旭来回答第二个问题：政策发布以后，我们的定位会不会调整和变化？或者说，我们会重点关注哪些领域？在这个基础上，我们的规划如何进行，以指引储能行业的布局？ 赵晨旭： 大家好，我来自内蒙古电力公司。136号文发布之后，对于内蒙古来说，我认为这是一个利好消息。大家都知道，内蒙古有一些大型能源基地，在强配储能政策下，实际上大家的积极性并不高，甚至出现了一些“晒太阳”的现象，也就是为了拿到指标而被动配置储能的情况。但自从136号文件发布之后，我觉得这是国家的一个突破性进展。 这里面要提到内蒙古一个政策，就是未来就没有源侧和网侧这么一说了，内蒙古的电站全部成为独立 储能电站 ，无论是源侧还是网侧，政府都要给容量电价，也就是有个0.35元的补贴。各个厂家、投资方都趋之若鹜，到了内蒙古，找我们的人很多，纷纷表示要投资。过去是被动强配，大家积极性不高，现在有了0.35元的补贴，再加上这里的电价差优势，他们主动来要投入这个市场。这就像郑总讲的，储能要到市场去赚钱，而不是依赖国家的政策。国家政策只是给了市场一个机会，市场是有赚有赔的。这就考验你的交易能力和运维能力。我觉得这是一个很好的转变。 再谈谈内蒙古的一些底层逻辑：为什么要配置储能呢？内蒙古的新能源装机每年平均是4000万千瓦。过去在强配政策下，要求配套20%的储能。那么今年还是4000万千瓦，按照这个比例，就需要配套一些储能。过去是强配，现在虽然不再强配了，但储能还是要上的，因为电网需要。电网需要，政府就会给予一些补贴。 补贴从哪里来呢？过去讲的是由政府出，但现在是由能源企业、发电企业来分摊，因为大家都受益了——你不弃风、不弃光，你受益了，所以你要来投资。还有一个底层逻辑：根据中国今年公开的数据，全国新型储能装机是7600万千瓦，内蒙古占了1000万千瓦，基本上占了七分之一，占比很大，这说明我们是真需要新型储能来帮助解决电网中的困难。 内蒙古的大致情况是，今年内蒙古计划新增1000万千瓦的储能指标。近期，大家都在积极申报，项目也在陆续落地。如果能在今年6月30日之前申报成功并开工建设，就能享受到每千瓦时0.35元的补贴。如果错过了这个节点，那就只能等到2026年。2026年9月份会补充一批指标，后面还有很多好的政策等着大家。 今年内蒙古投资新能源的金额是3600亿元，也在那里等着大家。我们欢迎来自各行各业的朋友到内蒙古来投资，内蒙古的储能市场等着大家。 刘永东： 谢谢赵董事长给大家带来这样一个令人激动且鼓舞人心的信号。确实有真需求，而且还有实实在在的政策激励机制，让我们的储能在内蒙古的能源电力转型中发挥更大的作用。其实，我们在上午的介绍中已经谈到了各种储能技术。136号文发布后，大家都判断，储能技术的发展必须和电力系统的实际需求紧密结合，毕竟电力系统在不同的场景下，需要的技术类型也各不相同。不管是构网型储能、长时储能，还是储能安全，这些都是我们关注的重点。那么，在136号文出台后，接下来这段时间，哪些技术会成为行业关注的焦点呢？接下来，有请中国华能集团清洁能源技术研究院储能技术部主任刘明义。 刘明义： 我还是先从136号文说起，136号文出台后，大家都谈到底层逻辑。其实现在新能源，从发电的角度来看，装机可能始终在快速增长，但发电量的增加远小于装机容量的增加。一方面可能是有弃电的问题，官方有公布数据，但实际数据可能比官方的还有一定偏差。另一方面，从我们集团来看也有一定代表性。比如，新能源的投资增速小于收益增速，也就是说新能源现在在投，但它产生的电量是有限的。 再说具体一点，比如东北区域的公司，它的利用小时数已经不是像过去可研报告里写的那样，比如每年的风场利用小时数是逐年减少的，也就是说装得太多以后，实际上之前装的都受影响了。这就是为什么现在要有136号文，就是说不能再强行靠政策要求电网必须缴纳多少，消纳多少，因为电网没有这个能力，要尊重客观规律。拼命往上装都能消纳吗？那一定不能。所以我觉得这个文件最大的优势在于它回归了市场本身的调节，所有的东西一定要靠市场来调节才是最健康的。 当然在发展的初期，可以用政策性引导。但至少新能源到这个阶段其实已经不需要补贴了，这个时候需要它健康发展，就要市场来引导。这就是136号文最根本的，实际上是针对新能源提出的。但为什么会提到储能？因为已经让它自身去发展了，强配储已经完全是没有必要的事情了。 这就是为什么一定会取消，而且从逻辑上也是这样：建不建是我的事，那我配不配还用你管吗？但是怎么看待这个取消？实际上一直有观点认为，短期内不配储了，可能会对储能市场有一定冲击。但长期来看，对储能是非常利好的。我觉得有两点： 第一，为什么对储能影响很大？以前是“配而不用”，谁做得成本更低，就可以简单地将其放置在那里。就像大家买车占个号，你会在意那辆车吗？你一定用便宜的车去占号。但如果你天天开这辆车，你还会这么考虑吗？所以这就回归到刚才秘书长问我的问题——安全性你会考虑了，对吧？你要配多少时长，这才会第一个逻辑回到这儿：你真正上储能，一定是自己要用。 第二，新能源现在也要走向现货。走向现货的时候，价格完全由市场调节。谁配了储能，谁就有能力调节出清价高的时段的电。比如最简单的例子，光伏大发的时候，中午，山东省甚至火电都有负电价的时候。实际上光伏大发的时候，出清价是很低的，甚至到负电价，甚至零分，几分钱是一定赔钱的。但如果有配储的，我可以把这阶段的电储存起来，移到两头去送。那个时候电可能就是几毛钱，五六毛钱、七八毛钱都可能，这就是市场调节。 所以真正的储能配置要根据实际的经济测算。早期的电站谁先配了储能，谁的收益就会多。这会促进什么？新能源场站可能会去配储，而且这种配储是非常健康的。配几小时不是你定几小时，而是根据需要测算几小时，经济性最好。 再说第三点逻辑，凭什么新能源发出来的电就得让别人替你去分担调节任务呢？现在靠火电、水电调节，这在电力市场上是不公平的。凭什么新能源一直像个长不大的孩子，或者是个巨婴？到现阶段，新能源体量已经这么大了，配储的逻辑是什么？最终市场调节的话，你的电都得变成可控的，我不管你是不是新能源，新能源天生有波动性、间歇性，这是它的天生问题，但你可以通过储能来调节。通过市场导向后，新能源在极端情况下配的储能足够多，完全可能实现24小时发电，就像火电、水电一样可控，这就是它真正的底层逻辑。 到这个时候，电力市场再选择哪个电，调谁的电。毕竟新能源发电没有燃料成本，储能成本降下来后，它的价格还是低的。这个时候才叫真正回归到“3060”目标，而不是像现在这样，只是增加量，但没有起到稳定支撑作用。 所以我觉得最终导向应该是这样：通过储能把新能源天生的缺陷自己补齐，补齐到什么程度就看市场需求和导向。这个过程并不需要出台什么政策。我一直的观点，这仅是个人观点，不需要政策。你看储能出了多少政策，几百个都是少的，上千个政策都有统计，但有多少能真正落地实行？ 其实不要政策，就像我说做储能电站真正要做减法一样，真正有效的东西来调节它就好。是什么？市场。用市场一条主线把它调节好就行，不需要出台这个政策、那个政策让电网怎么消纳。把规则制定好，剩下的让大家去做。最终新能源一定能调节，变成可控的，就像火电、水电一样。这样我们电力市场将来一定会健康发展，火电也有可能真的能退出，因为新能源完全能调节了，我觉得是这样。 刘永东： 好，谢谢明义总的介绍，专业又精彩。大家也都知道取消强制配储以后大家都在盯着发电集团怎么想，发电集团会不会暂停 储能项目 ，还是会继续推进？这其实是一个大家都非常关心的话题。所以，我想请下一个发言嘉宾，大唐中南电力试验研究院首席专家韩金华主任，分享一下发电集团在取消新能源强制配储政策出台后，对这个问题的思考逻辑，或者底层逻辑是什么。是暂时的调整，还是长远的规划？未来前景是否光明？特别想请韩主任就这个话题，分享一下他个人的专业见解。 韩金华： 这个问题我先向大家汇报一下我个人的一些看法和观点，仅代表个人意见。我认为储能作为新能源协调和调控的必要手段，无论如何都需要配置，只是配置方式可能会与过去有所不同。这种变化的核心在于，储能将从过去政策要求的被动配置，转变为以价值收益为导向的主动配置。 短期内，可以看到一些报道确实出现了新能源配储项目延期或取消的情况。但我的观点与刘总一致，短期可能会经历阵痛，或投资需求减少的阶段。然而从长期来看，这对储能行业仍是利好，将促进行业的健康良性发展。 对于发电企业或投资新能源配储的主体来说，短期内可能会持观望态度，待各地政策明确后再调整投资决策。具体可以从三个方面来看： 第一，136号文是一个粗线条的政策总纲，要求各地在年底前出台配套实施细则或实施方案。这些细则在不同地区会有较大差异。今天上午中电联发布的报告中提到，新疆、西藏等地的新能源配储利用小时数已超过1000小时。因此，后续投资可能会根据地方政策、市场特点和电力系统需求进行适当调整。 第二，过去的配储比例通常在10%-20%之间，而今天分享的三峡案例中，比例已达到27.5%。未来投资者在配置时可能会拥有更大的自主选择权，包括配储比例、技术路线等，并与新能源项目进行更灵活、科学的搭配。 第三，转向价值导向后，必须关注全寿命周期成本或价值回报。未来的新能源项目可能不再单纯追求低成本，而是更看重全寿命周期的综合价值。因此，投资者可能会选择技术更成熟、安全性更高、能效更优、循环寿命更长、智能运维更完善的产品，从而推动行业向更优质的方向发展。 总体来看，发电企业仍会选择配置储能，但短期内会经历观望和调整投资策略的过程。以上为个人观点，如有不妥之处，欢迎批评指正。 刘永东： 好，谢谢韩主任这样一个精彩的个人的分享。作为一个储能的开发商或者储能电站的项目方来讲，可能就必然面临一个问题。在这种情况下我如何来去推动？大家也都知道咱们这个协鑫在整个的人员管理，整个的项目开发上，应该说具有非常好的这样一个经验。所以我想下个话题下抛给咱们江苏协鑫新能综合能源服务有限公司副总经理崔茂海，关于这个新政发布以后，我们的新能源的项目，在实际需求的角度上来讲，如何来进行配置？包括我们电力在建成以后运营怎么来去考虑？如何能够更实现我们的利益的最大化？有请崔总。 崔茂海： 我觉得136号文的核心，就是要通过市场化的机制来倒逼新能源主动地提升自己的竞争力。储能应该是一个优化收益的一个工具，而不是一个满足政策合规的成本。所以说在新政下，我们对于储能电站的配置和它的运营策略是提出了新的要求。 首先在储能电站的配置方面，原来是强制配储，现在要转向主动优化配置。其实就是从“要我配储”到“我要配置”的阶段转变。大家都知道新能源发电具有波动性的特点。光伏在大发时段，电价有可能是低的。这个时候就需要储能来调节我们的发电时段，来提高我们新能源项目的收益。 其次，在储能配置方面，要考虑市场化的交易电价，还有投资回收周期，进行一个动态评估。在电力现货市场，要根据电力现货价格实时调整储能的充放电策略，提高峰谷价差收益。 还有，技术路线的选择和经济性测算也很关键。新政鼓励灵活配置新型储能，业主企业要根据项目特性选择技术路线，包括配置短时储能还是长时储能。比如，一些分布式项目主要是为了提高消纳率，可以配置短时、小型储能；而集中式新能源项目则主要考虑配置规模化储能，通过储能参与电能量市场和辅助服务。 第三，储能要与市场机制协同。新能源现在有机制电价，储能应发挥调节电量申报比例的作用，实现新能源电站收益最大化。 在运营策略方面，原来实行的是报量报价政策。现在要从报量报价转向全面市场化交易。新政要求所有新能源场站都要全面入市。这对运营企业来说，意味着要建立专业化的运营团队，精细化预测电量和电价，从而制定精准的报量和报价策略。 此外，我们还可以通过引入金融工具锁定部分收益，降低价格波动风险。同时，储能可以参与辅助服务市场，比如调频市场、爬坡市场，甚至是黑启动，来提高电站收益。 对于分布式运营策略，未来分布式上网部分要承担系统调节费用。分布式收益的高低取决于上网电量和自发自用比例。这时，储能可以结合用户负荷曲线优化充放电策略，提高白天光伏发电时段的消纳率，从而提高新能源电站的整体收益。 最后，关于存量项目和增量项目的问题。存量项目可能没有配置储能，但根据136号文的核心要求，后续需要增配储能或租赁储能参与辅助服务或电能量市场交易。增量项目则很简单，在规划阶段就要同步规划配置储能，将来与新能源场站共同参与电能量市场和辅助服务市场。 刘永东： 我们这次还专门邀请到一家制造企业—海博思创。我们也特别想知道，作为制造企业，新政出台后对企业的影响，以及企业对这个问题的对策和下一步的布局。所以，下面有请北京海博思创科技股份有限公司人工智能科学家王劲松博士，就这个问题分享一下他个人的观点。 王劲松： 感谢主持人，非常激动有这么一个机会向各位专家前辈学习。 今天主要是因为问到了人工智能或者后续的运营方式。海博思创作为集成商，可能最大的挑战在于取消强配之后，对储能的要求会更高。主要从技术角度来看，我认为有三个主要挑战。 一个是在电价波动下，如何实现全生命周期的收益优化，以及电价预测和交易能力的提升，通过储能来体现价值。另一方面，主要是应对电网波动和电价波动，储能本体技术如何达到相应的支持和响应能力。第三点挑战，就是在实际运行过程中，如何实现实时调控和综合优化。 针对这些技术挑战，应对措施首先是进行全生命周期的综合评估，从价格角度出发，在售前阶段就进行全面考量。在运行运营过程中，我们会对电价波动进行精细化预测，比如去年甘肃的电价预测误差可能高达26%，所以我们通过26个维度进行精细化建模，确保从电网到设备运行的约束条件都经过精细化建模，以保证预测的精确度和收益效益。 最重要的是储能本体技术的挑战。首先，场站的数据一定要采集上来，我们的解决方案是将AI进行轻量化和本地化部署，关键是要实时把控整个场站的状态和数据质量，否则我们就没有样本进行分析。另一方面，在整个生命周期中进行监控和预测，定位相应的故障。 在监控过程中，我们会将整个神经网络进行轻量化处理，并部署在场站上。一方面是采集稀疏化的样本，通过卷积神经网络进行分析，以保证场站的各项安全指标都能得到有效监控和预测。另一方面是降低采集和计算成本，从而带来更高的收益，这也是储能做减法的一个体现。 对于第三个挑战，应对措施是进行动态仿真和建模，通过微分神经网络对电网直流侧、交流侧以及储能进行综合动态建模。基于这种建模，所有的人工智能决策都有精准的保障。在交易或储能执行充放电策略时，实现综合优化和动态响应，例如电芯热管理也会在这种建模中进行多参数优化。 通过以上内容可以看出，储能的发展是基于市场化驱动和人工智能赋能的趋势。我们希望未来的新型储能能够像大模型一样，不仅能够响应，还能进行博弈，结合风光电网的各种状态，同时能接收外部决策信息，进行综合决策。在市场驱动和AI赋能之下，储能应该是未来新型电力系统中的核心要素，这种感觉就像“万物并作，吾以观复”，更多是一个智能体在电网或市场中的运行驱动。以上是我的一些分享。 刘永东： 谢谢刚才王博士精彩的分享，让我们以热烈的掌声对刚才六位专家的个人分享表示衷心的感谢。刚才大家谈了很多内容。我想有一点需要特别注意：如果大家在对外宣讲或在微信公众平台分享相关信息时，希望大家明确，今天这个对话环节仅代表个人专家的观点。因为政策刚刚出台，整个行业还在消化期，各个地方政府也在相继出台地方政策的过程中。我听完后，大概有以下几点想法，我觉得这些也很重要。 第一，我相信大家对新型储能未来发展前景和愿景依然坚定。新型储能的作用是在电力系统中扮演灵活性调节资源的角色。随着双碳目标的推进，我们对灵活性调节资源的需求会越来越旺盛，市场规模也会越来越大。作为灵活性调节资源的一部分，新型储能的作用和地位也会越来越重要。因此，我们应该坚定新型储能的发展前景。 第二，新政发布后，我们要更多地关注新型储能与新能源的协同发展问题，特别是风电、光伏等新能源的运行和变化情况。这些情况与场站所在的电网结构和运行需求有着很强的关联性。 第三，新型储能要与电力市场建设的需求有更密切的关系。当然，还有一点也很重要，就是科技创新对新型储能带来的变革性影响。我们希望出现更安全、更经济、更高效的储能技术，以适应发展的需要。当然，我们也会关注136号文件出台后，大家更加关注的新型储能布局和形态可能带来的变化。其中有一点比较重要，那就是独立储能今后如何发展，建议大家高度关注。当然，我们也会高度关注地方政府出台政策后，对136号文件执行情况的评估工作。这些都有待于行业共同关注，并且需要我们共同努力来促进新能源的发展。特别是在全面市场化后，新型储能如何在电力市场和市场竞争中扮演好角色，如何实现经济可持续和市场化盈利的高质量发展，也是值得关注的话题。当然，我们也会和大家一道保持关注，并在政策建言献策方面共同努力。 再次感谢各位专家的精彩分享。谢谢大家。
2025-04-03 11:00:35
