下载文档原格式
用户侧储能系统投入产出分析高畅【摘要】储能既是未来推动新能源产业发展的前瞻性技术,也是企业,特别是较大规模企业与电网协作,削峰填谷,获取经济效益和环境效益的重要途径.而后者一直没有引起大多数企业的足够重视.文中通过分析较大企业建设储能系统的经济、环境等多重效益,阐明了投资的必要性、重要性、可行性,并提出了促进用户侧储能建设的几点对策.【期刊名称】《应用能源技术》【年(卷),期】2017(000)010【总页数】3页(P28-30)【关键词】用户侧;储能系统;投入产出【作者】高畅【作者单位】黑龙江省节能技术服务中心,哈尔滨150001【正文语种】中文【中图分类】TK261.5储能既是未来推动新能源产业发展的前瞻性技术，也是企业，特别是较大规模企业与电网协作，削峰填谷，获取经济效益和环境效益的重要途径。
而后者一直没有引起大多数企业的足够重视。
文中通过分析较大企业建设储能系统的经济、环境等多重效益，阐明了投资的必要性、重要性、可行性，并提出了促进用户侧储能建设的几点对策。
近几年，全球储能产业发展态势良好，储能产业作为未来推动新能源产业发展的前瞻性技术，在新能源并网、电动汽车、智能电网、微电网、分布式能源系统、家庭储能系统、无电地区供电工程以及未来能源安全方面都将发挥巨大作用，市场前景非常广阔。
特别值得关注的是，以德国、美国、澳大利亚、日本为代表的一些国家，分布式发电及微网和用户储能发展迅速。
其主要原因是当地政府制定的储能安装补贴、投资税收优惠和需求响应激励机制等政策，为储能应用拓展、商业模式构建、盘活社会资本、激发社会参与提供了强大支持。
国家《能源发展“十三五”规划》已将储能列为能源系统优化重点工程，一个有序发展储能产业的新阶段已经到来。
国内一些发达地区面对储能浪潮来袭，许多企业加紧布局。
然而，我省在这一领域却一直处于落后状态。
绝大多数企业宁肯长期使用柴油发电机作为备用电源，也不愿建储能系统，削峰填谷，利用峰谷电价差，获取经济效益；同时杜绝柴油废气排放，取得环境效益。
用户侧储能的应用场景
随着可再生能源的快速发展和智能电网的建设，用户侧储能作为新兴技术正在逐渐被广泛应用。
下面列举几个用户侧储能的应用场景： 1. 太阳能光伏系统的储能：太阳能光伏系统不仅可以将太阳能
转换为电能，还可以将电能储存在电池中，以备不时之需。
在天气好的时候，光伏系统可以为家庭供应充足的电力，同时将多余的电力储存在电池中。
在天气不好或用电量较大的时候，就可以使用储存在电池中的电力，减少对电网的依赖。
2. 风力发电系统的储能：风力发电系统也可以将电能储存在电
池中，以备不时之需。
在风力充足的时候，风力发电系统可以为家庭供应足够的电力，同时将多余的电力储存在电池中。
在风力不足或用电量较大的时候，就可以使用储存在电池中的电力，减少对电网的依赖。
3. 能量管理系统的储能：能量管理系统可以将电能储存在电池中，并根据家庭用电情况进行智能调度。
在用电峰值时，能量管理系统可以通过释放储存在电池中的电力来满足家庭用电需求。
4. 紧急备用电源：用户侧储能可以作为家庭的紧急备用电源，
当电网断电时，可以使用储存在电池中的电力来维持家庭的基本用电需求。
总之，用户侧储能作为一种高效、可靠、安全、环保的新兴技术，将在未来得到越来越广泛的应用。
- 1 -。
国内储能如何盈利
1.储能主要有四种盈利模式：
一个100MW/200MWh项目的收入=现货价差套利（约2000万）+容量补偿（约600万）+容量租赁（约3000万）、辅助服务（约500-1000万）。
1 ）现货价差套利：峰谷价差套利，充电的时候以市场价充电，放电的时候作为发电机组向市场卖电。
同时享受政策优惠，不承担一些费用，每度电可以省一毛五左右。
以广东省为例，每度电价差2毛5左右，再由于减少费用，可以有3毛左右价差。
一个100MW的储能项目，每天发电两小时，假设一年发电360天，一年发电约7200KWh ，一年套利价差=100MW*2*360*0.25=1800万收入。
2 ）容量补偿：电网侧独立储能电站容量电价机制，由政府或特定机构根据公允评估结果，直接制定容量补偿价格，据此向相关发电企业提供容量补偿费用以帮助其回收固定成本，补偿费用一般由电力用户分摊。
当前山东省执行的容量补偿，对于一个100MW/200MWh的储能电站，补偿的金额大概在600-700万左右，其他几个省可能参照这个标准。
3 ）容量租赁：新能源发电要求强配储能，独立储能电站通过容量租赁给新能源项目获取租赁费用，山东目前储能项目建成和备案较多，按照25元/KW/月比较合适，一个100MW的项目，一年收入25*12*100000=3000万元。
4 ）辅助服务：电网侧独立储能被电网直接调用，这些项目主要靠调峰调频获取辅助服务费，各地不一样，没有明确计费方法。
如果有大型储能电站参与到一次调频和二次调频，一年收益能达到500万到1000万之间。
用户侧分布式储能系统接入方式及控制策略分析李建林;靳文涛;徐少华;魏达【摘要】分布式储能系统在电力用户侧中的应用日益广泛,且应用场景多样化,对于电网来说是潜在的优良资源.然而其容量小、数量多、分布不均衡、单机接入成本高、系统操作及管理困难,给电网的规划运营带来了日益严峻的挑战和技术难题.本文就用户侧中的分布式储能典型应用模式及接入方式进行介绍,阐述各应用场景下分布式储能的应用模式和方案,并分析了典型应用场景下的分布式储能运行效果.通过对分布式储能系统技术形态和载体的分析,可为进一步研究分布式储能汇聚协调控制技术提供理论指导.【期刊名称】《储能科学与技术》【年(卷),期】2018(007)001【总页数】10页(P80-89)【关键词】分布式储能;电力用户侧;应用模式;储能汇聚;协调控制【作者】李建林;靳文涛;徐少华;魏达【作者单位】中国电力科学研究院有限公司,新能源与储能运行控制国家重点实验室,北京100192;中国电力科学研究院有限公司,新能源与储能运行控制国家重点实验室,北京100192;中国电力科学研究院有限公司,新能源与储能运行控制国家重点实验室,北京100192;湖南省德沃普储能有限公司,湖南邵阳422800【正文语种】中文【中图分类】TM912国内基于大规模电池储能技术开展了大量研究工作[1-2]，在大规模可再生能源发电基地、输配电、用户侧以及分布式发电与微电网等领域已建成了多项示范工程，并开展了储能系统容量配置、控制策略等多项研究工作，取得了许多研究成果[3-4]。
在国家政策大力支持下，近年来我国分布式光伏保持快速发展势头[5]，分布式光伏在区域电网中的渗透率越来越高，对电网的安全稳定运行提出了严峻挑战[6]。
储能作为分布式可再生能源和智能微电网的关键技术[7-8]，可提高其系统稳定性和供电可靠性、改善电能质量、削峰填谷、提高调节灵活性、参与需求响应等[9-10]，从而增强可再生能源功率输出的可控性和稳定性，使其满足并网的要求。
储能技术经济性评估方法综述SU Wei;ZHONG Guobin;XU Kaiqi;WANG Chao;WU Shijia【摘要】对储能技术经济性的评估方法进行了较全面的综述.阐述储能技术经济性评估的必要意义,分析经济性对于储能发展的影响,较全面地介绍储能效益评估软件(energy storage valuation tool,ESVT)、储能经济测算指数λ、基于储能平准化成本的经济测算模型,并在此基础上分析了当前储能在国内外应用的成本效益.最后根据国内外储能经济性分析的情况,指出了储能技术在经济性方面目前存在的问题和未来的发展趋势.【期刊名称】《广东电力》【年(卷),期】2019(032)001【总页数】7页(P29-35)【关键词】储能技术;经济性评估;成本效益【作者】SU Wei;ZHONG Guobin;XU Kaiqi;WANG Chao;WU Shijia【作者单位】;;;;【正文语种】中文【中图分类】TM912通过对电能量的时空搬运，电力储能技术可以应用于电力系统发、输、配、变、用各个环节中[1-7]。
在发电侧，储能系统与可再生能源发电配套能灵活调控风电、光伏等的出力，响应速度快，可起到调峰调频和无功支撑的作用，有效解决高比例可再生能源发电的随机性、波动性和间歇性给电网带来安全和可靠方面的问题[8-11]。
储能还可以与火电自动发电控制(automatic gain control, AGC)联合调频，通过提高调节速率、精度来降低调节时间，提高调节性能Kp值而获得收益。
在输配电侧，储能可以用于延缓线路或配电变压器改造投资，延长线路或设备的寿命，缓解输电阻塞，提高电力设备的利用率，在降低供电成本的同时还能提高供电可靠性和电能质量[6-7]。
在用电侧，用户可以利用储能在低谷电价时间段充电，在高峰电价时间段放电，通过峰谷电价差套利。
近年来，储能技术，尤其是电化学储能技术受到了广泛的研究，在大规模可再生能源并网、用户侧、联合火电调频等领域得到了商业示范应用[12]，但尚未实现规模化应用。
项目库｜详解15个辅助服务、用户侧、新能源并网等储能项目据中关村储能产业技术联盟(CNESA)项目库的不完全统计，截至2017年底，全球已投运储能项目累计装机规模为175.4GW，中国已投运储能项目累计装机规模为28.9GW，储能从2016年进入产业化初期以来，装机量爆增，储能应用发展增速，储能主要应用在可再生能源并网、用户侧、辅助服务等领域，据有关研究显示，中国用户侧储能应用占比最多。
为此，小编特意整理了2017年来，储能在参与电力辅助服务、新能源消纳、用户侧等领域的开工、投运、并网的项目。
2017年至今，可再生能源并网、用户侧、辅助服务等领域的储能项目均有进展，其中不乏有“国内首个”、“全国最大”等具有重要意义的项目，包括全球规模最大的全钒液流电池储能电站、国内规模最大的储能电力调频项目、全国首个应用于用户侧大型商业综合体的商业化储能电站、国内最大容量投入商业运行的客户侧储能系统项目、国内首个集风、光、热、储于一体的多能互补、智能调度的纯清洁能源综合利用科技创新项目等，其中中天科技、南都电源、中航锂电、科陆电子、大连融科等知名企业都有参与这些项目中，具体情况及项目详解如下：大连液流电池储能调峰电站项目名称：大连液流电池储能调峰电站项目意义：该项目是国家能源局批准的首个大型化学储能国家示范项目，建成后将成为全球规模最大的全钒液流电池储能电站，本项目采用余热回收系统，将电站效率从70%提高到90%以上，提高电站调峰能力10MW，可提高辽宁尤其是大连电网的调峰能力，改善电源结构，提高电网经济性，促进节能减排。
项目详情：大连100MW/400MWh液流电池储能调峰电站是大连液流电池储能调峰电站国家示范项目的一期工程，按照统一规划、分期建设、逐步接入、整体调度的原则组织实施，一期建设100兆瓦/400兆瓦时，待建成稳定运行后，再建设二期工程。
该项目位于辽宁省大连市，总投资约36亿元，建筑面积5万平方米，本工程建设200MW/800MWh钒电池组，包括储能车间和综合楼两个功能分区，分8个储能单元，布置在两个储能车间内，每个储能车间的电池容量为100MW。
详解储能3大应用领域13个细分场景从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可以分为发电侧储能、输配电侧储能和用户侧储能三大场景。
实际应用中，需要根据各种场景中的需求对储能技术进行分析，以找到最适合的储能技术。
本文着重分析储能的三大应用场景。
从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可以分为发电侧储能、输配电侧储能和用户侧储能三大场景。
这三大场景又都可以从电网的角度分成能量型需求和功率型需求。
能量型需求一般需要较长的放电时间（如能量时移），而对响应时间要求不高。
与之相比，功率型需求一般要求有快速响应能力，但是一般放电时间不长（如系统调频）。
实际应用中，需要根据各种场景中的需求对储能技术进行分析，以找到最适合的储能技术。
本文着重分析储能的三大应用场景。
一、发电侧从发电侧的角度看，储能的需求终端是发电厂。
由于不同的电力来源对电网的不同影响，以及负载端难预测导致的发电和用电的动态不匹配，发电侧对储能的需求场景类型较多，包括能量时移、容量机组、负荷跟踪、系统调频、备用容量、可再生能源并网等六类场景。
能量时移能量时移是通过储能的方式实现用电负荷的削峰填谷，即发电厂在用电负荷低谷时段对电池充电，在用电负荷高峰时段将存储的电量释放。
此外，将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移至其他时段进行并网也是能量时移。
能量时移属于典型的能量型应用，其对充放电的时间没有严格要求，对于充放电的功率要求也比较宽，但是因为用户的用电负荷及可再生能源的发电特征导致能力时移的应用频率相对较高，每年在300 次以上。
容量机组由于用电负荷在不同时间段有差异，煤电机组需要承担调峰能力，因此需要留出一定的发电容量作为相应尖峰负荷的能力，这使得火电机组无法达到满发状态，影响机组运行的经济性。
采用储能可以在用电负荷低谷时充电，在用电尖峰时放电以降低负荷尖峰。
利用储能系统的替代效应将煤电的容量机组释放出来，从而提高火电机组的利用率，增加其经济性。
容量机组属于典型的能量型应用，其对充放电的时间没有严格要求，对于充放电的功率要求也比较宽，但是因为用户的用电负荷及可再生能源的发电特征导致能力时移的应用频率相对较高，每年在200 次左右。
项目库｜详解15个辅助服务、用户侧、新能源并网等储能项目据中关村储能产业技术联盟(CNESA)项目库的不完全统计，截至2017年底，全球已投运储能项目累计装机规模为175.4GW，中国已投运储能项目累计装机规模为28.9GW，储能从2016年进入产业化初期以来，装机量爆增，储能应用发展增速，储能主要应用在可再生能源并网、用户侧、辅助服务等领域，据有关研究显示，中国用户侧储能应用占比最多。
为此，小编特意整理了2017年来，储能在参与电力辅助服务、新能源消纳、用户侧等领域的开工、投运、并网的项目。
2017年至今，可再生能源并网、用户侧、辅助服务等领域的储能项目均有进展，其中不乏有“国内首个”、“全国最大”等具有重要意义的项目，包括全球规模最大的全钒液流电池储能电站、国内规模最大的储能电力调频项目、全国首个应用于用户侧大型商业综合体的商业化储能电站、国内最大容量投入商业运行的客户侧储能系统项目、国内首个集风、光、热、储于一体的多能互补、智能调度的纯清洁能源综合利用科技创新项目等，其中中天科技、南都电源、中航锂电、科陆电子、大连融科等知名企业都有参与这些项目中，具体情况及项目详解如下：大连液流电池储能调峰电站项目名称：大连液流电池储能调峰电站项目意义：该项目是国家能源局批准的首个大型化学储能国家示范项目，建成后将成为全球规模最大的全钒液流电池储能电站，本项目采用余热回收系统，将电站效率从70%提高到90%以上，提高电站调峰能力10MW，可提高辽宁尤其是大连电网的调峰能力，改善电源结构，提高电网经济性，促进节能减排。
项目详情：大连100MW/400MWh液流电池储能调峰电站是大连液流电池储能调峰电站国家示范项目的一期工程，按照统一规划、分期建设、逐步接入、整体调度的原则组织实施，一期建设100兆瓦/400兆瓦时，待建成稳定运行后，再建设二期工程。
该项目位于辽宁省大连市，总投资约36亿元，建筑面积5万平方米，本工程建设200MW/800MWh钒电池组，包括储能车间和综合楼两个功能分区，分8个储能单元，布置在两个储能车间内，每个储能车间的电池容量为100MW。
综合楼紧贴储能车间南侧建设，除变压器事故油坑，所有厂区相关建构筑物都整合到综合楼内，建设一台240MVA 主变压器，220kV配电装置采用屋内GIS方案，变压器及GIS位于综合办公楼一层南侧。
本项目经PCS，35KV变压器接入站内35KV母线，通过220KV电压等级接入系统。
项目进程：2017年3月2日，中电工程东北院与大连恒流储能电站公司正式签订大连液流电池储能调峰电站国家示范项目勘察设计合同。
2017年4月14日，国家能源局于印发《关于同意大连液流电池储能调峰电站国家示范项目建设的复函》(国能电力(2016)110号)，批复同意大连市组织开展国家化学储能调峰电站示范项目建设，确定项目建设规模为20万千瓦/80万千瓦时。
2017年10月8日下午，大连市热电集团有限公司与大连融科储能技术发展有限公司战略合作签约仪式在仲夏花园酒店隆重举行，本次签约仪式的举办，标志着热电集团和融科储能双方合作的正式开始，及200MW/800MWh大连液流电池储能调峰电站国家示范工程的正式启动。
同时，恒流储能电站梁立中总经理与融科储能公司张宇总监签订了《大连液流电池储能调峰电站示范项目全钒液流电池储能系统设备采购合同》。
2017年11月8日，据国资委，中国建筑工程总公司所属中建三局中标全球规模最大的全钒液流电池储能电站——大连液流电池储能调峰电站国家示范项目一期工程，合同额18亿元。
江苏金坛压缩空气储能项目名称：江苏金坛压缩空气储能项目意义：该项目是利用地下盐穴建设世界上首座50MW/200MWh非补燃型压缩空气储能电站，具有三方面重要优势：首先，盐穴压缩空气储能电站的寿命长、造价适宜、经济性好，系统储能效率达到58.2%，为国际先进水平，系统关键设备均为国产，可实施性强。
其次，我国盐穴资源丰富，分布广泛，因此盐穴压缩空气储能电站可以很好地满足三北、西部地区可再生能源消纳及东部负荷地区的调峰需求。
最后，盐穴压缩空气储能对促进我国大规模物理储能技术及设备的研发具有重要意义，支撑我国智能电网的快速发展。
项目详情：金坛盐盆占地60.5平方公里，地下储盐量达162.42亿吨，是我国东部地区综合指标最佳的大型盐矿。
本项目一期建设规模为50MW，电换电试验效率可达58%以上，二期规划建设150MW盐穴空气储能发电系统，同时可结合项目所在区域负荷发展及可再生能源开发情况，构建基于盐穴空气储能发电系统的微电网工程。
工程共分4期完成200兆瓦盐穴储能中心建设，最终规模将达1000兆瓦以上。
该项目在用电低谷时段将空气压缩后储存于盐穴内，并将压缩过程中产生的压缩热收集并存储;在用电高峰阶段，压缩空气经存储的热能加热后进入透平膨胀机做功发电，储能发电全过程无燃料消耗。
项目进程：2017年2月28日，项目论证通过。
受国家能源局委托，中国电力规划设计总院在北京组织召开了“中盐金坛盐穴压缩空气智能电网储能系统国家示范项目技术方案”论证会。
鉴于该项目所具有的良好示范意义和推广前景，专家组建议国家能源局尽快批准立项，国家能源局领导对该项目的技术方案给予充分肯定，表示将继续支持压缩空气储能技术的研发，加快推进盐穴压缩空气储能电站的示范工作。
2017年3月21日，华能江苏分公司与中盐金坛盐化有限责任公司签订战略合作协议，双方将发挥各自人才、管理以及资源等方面的优势，合作投资建设1000兆瓦基于盐穴压缩空气智能电网储能系统项目，并开展购售电相关业务。
项目首期建设规模50兆瓦。
2017年5月27日，国家能源局复函江苏省发改委(国能函电力〔2017〕17号)，为落实电力发展“十三五”规划，试验示范电力系统储能新技术，同意中盐金坛公司开展基于盐穴压缩空气智能电网储能系统相关工作，作为国家压缩空气储能试验示范。
2017年7月，江苏院发电工程公司中标“中盐金坛盐化有限责任公司基于盐穴压缩空气智能电网储能系统项目”。
中天集团6兆瓦时分布式储能示范项目项目名称：中天集团6兆瓦时分布式储能示范项目项目意义：江苏省经信委批复的分布式储能应用示范工程之一项目详情：本工程位于南通市如东县河口镇中天江东金具设备公司(中天科技集团子公司)厂区，设计锂电池储能规模1.5兆瓦，可存储容量6兆瓦时，主要由94080只20安时磷酸铁锂电池串并联组成,在拟生命周期内充放电4000次,分为6个1兆瓦时储能集装箱系统单元，每2个储能集装箱系统单元共用一台500千瓦的PCS，通过500千瓦PCS接入升压变最后并入10千伏交流母线，在远程监控系统的控制下，实现储能系统与电网及园区负荷的能量交换。
储能电站能量管理系统可使用手机APP、网页、就地等多种手段进行运维或所在地监控，储能电站的运行状态、运行数据能够实时传输，实现无人值守。
项目进程：2017年7月6日，中国能建江苏院与中天光伏技术有限公司签订了EPC总承包合同。
2018年2月，顺利通过验收。
山西省《10MW级锂电池储能系统关键技术及工程示范》项目名称：山西省重点研发计划重点项目《10MW级锂电池储能系统关键技术及工程示范》项目意义：该项目是全国首个由政府立项的“10MW级锂电池储能系统关键技术及工程示范”项目，侧重开发大倍率充放电锂电池储能系统，研究降低锂电池储能系统成本的方法，为提高电网的调峰调频能力，为新能源发电的消纳问题提供应对策略。
项目详情：该项目承担了储能系统提高大规模间歇式能源接入电网的应用理论研究；风电-火电机组-电池储能系统联合优化调度系统研究；10MW级集装箱式锂电池储能系统工程示范和大规模储能电站应用商业模式研究四大子课题项目任务。
该项目的系统容量不低于10MW/9MWh，其中集装箱式磷酸铁锂电池储能系统容量不低于8MW/8MWh，集装箱式钛酸锂电池储能系统容量不低于2MW/1MWh，系统最大效率>94%，80%放电深度，钛酸锂电池循环寿命>13000次，系统信号响应时间项目参与方包括科研院所和多家企业，它们在项目中的角色为：中国电力科学研究院负责“掌握储能系统参与电网频率响应、调频、调峰等多目标应用的综合能量管理技术，掌握储能系统辅助火电机组参与电网调频的能量管理技术”；太原理工大学重点研究“掌握大规模风力发电场和光伏电站并网对局域电网的影响机理，揭示大规模间歇式能源发电与储能系统出力互补特性及与电网接纳能力间的关联关系，并根据某省的电网特性，提出储能系统应用配置方案与布点原则”；其它企业要配合山西欣旺达能源互联网研究院开展10MW级集装箱式锂电池储能系统的工程示范。
项目进程：2017年1月5日，山西晋能精瑞智能电网有限公司和山西欣旺达能源互联网研究院联合启动了山西省重点研发计划重点项目《10MW级锂电池储能系统关键技术及工程示范》。
2017年9月8日，山西省重大科技项目“10MW级锂电池储能系统关键技术及工程示范”项目第二次季度会议在山西太原迎泽宾馆顺利召开。
自项目启动以来，确定了储能系统接入和放置场地，对10MW储能系统的集中设计进行了项目评估，并完成了1MW/1MWH集装箱储能系统设计工作。
接下来将开展第一期2MW/2MWH集装箱储能系统研发和生产工作，预计11月完成交付。
技术团队同步开展了10MW/9MWH储能系统接入工作。
项目进展顺利，目前已完成软课题论文5篇、申请专利和软件著作权各一项。
2017年11月13日，山西省重点研发技术重点项目“10MW 级锂电池储能系统关键技术及工程示范” 2017年年度审查会议在山西太原顺利召开。
目前完成了第一期两个1MW/1MWh集装箱储能系统设计生产工作，集装箱已运抵示范现场山西交付并完成安装，接下来将开展8MW/7MWh 集装箱储能系统研发和生产工作，技术团队将同步开展系统接入风电场的电气设计工作。
2018年1月30日，山西省科技厅重大专项“10MW级锂电池储能系统关键技术及工程示范”项目第三季度会议在山西太原理工大学召开，总结了该项目2017年度的工作进展以及2018年度的工作计划，梳理了各项目组在项目研究过程中遇到的问题点，要求重点关注项目的落地以及储能系统的接入情况，加强各子课题之前的沟通与交流，加速项目进度。
山西同达电厂储能AGC调频项目项目名称：山西同达电厂储能AGC调频项目项目意义：本项目目前是国内规模最大的储能电力调频项目，将原有电厂的调频考核指标KP值从原有的2.5左右提升至现有的4.6，极大的改善了电厂机组的原有AGC调频能力，同时在设备正常运行期间每天可带来直接经济效益约7.5万元。
项目详情：建设规模为9MW/4.478MWh，该项目是由中安创盈能源科技产业有限公司投资、深圳市科陆电子科技股份有限公司建设。
