峰电谷电的时间段是什么时候？
居民生活用电峰段由原来的每日8:00时至22:00时调整为每日8:00时至20:00时，峰段时间缩短2小时，加价标准仍维持原水平每千瓦时0.05元；居民生活用电谷段由原来的每日22:00时至次日8:00时调整为每日20:00时至次日8:00时，谷段时间延长2小时，降价标准维持原水平每千瓦时0.2元。我省居民生活用电峰谷时段调整较好地适应群众生活用电习惯，引导鼓励居民用户参与电力移峰填谷，满足居民电采暖、电储能等个性化用电需求，充分利用谷段低电价政策支持“煤改电”工作深入推进。
电动汽车不等同新能源？氢燃料电池领域，又是否会重演骗补事件？
三个问题电动汽车等同于新能源，准确叫法应为：使用新方式获取电能并促进新能源发展的电动汽车，为什么这么称呼呢？电动汽车用电是毫无疑问的，消耗的电量还不足新能源发电的1/10，理论上完全不需要用火电。所谓新能源发电科普中国为其定位为风力、光伏、海洋能、生物质能等，使用这些方式获取的电能叫做新能源·电，同理使用这些电的车也可以新能源汽车。而新能源发电中核电要求24小时等量、风电夜间发电量更大，但事实情况是夜间用电量相比日间是少很多的，所以出现了大量的弃电。电动汽车充电往往在夜间，对于消耗这些电能平衡峰谷电耗是有相当作用的。除这一作用以外电动汽车的核心·动力电池也有很大价值，在汽车使用之后内阻变大充放电效率降低，作为动力电池已经不合格了，但这种大内阻的特点正适合作为储能电站使用。换个角度考虑问题，电力领域需要大量的储能电池来说补充储能的不足，但直接制造电池使用的成本会很高；那么首先把电池使用在汽车上，不仅能调整峰谷而且在创造了一次价值，且回收梯次利用电池的价格也能降低很多。实际是让储能电池首先扮演动力电池的角色，之后梯次利用才是回归正途，也就是说电动汽车只是发展新能源发电的其中一个环节，在新能源的整个循环中扮演重要的角色当然可以叫做新能源汽车，这点是没有争议的。至于骗补情况确实存在，部分量产车品牌只有依靠补贴才能勉强维持产销，甚至拿同一批电池重复装车，不过这种情况只是早期出现过目前已经没有了。现在的问题是这类品牌并不能促进行业技术发展，其作用目前仅是以共享汽车推广电动汽车的影响力、其次是补充公共出行交通的盲点。所以也不能说这类品牌毫无意义，只是随着行业技术发展最终都会被淘汰，优胜劣汰的竞争法则不会变，但在这一过程中已经不是骗补了。氢燃料电池增程式汽车本身就是骗局，这种车与电动汽车本质没有区别，只是多出了增程器，同样要有储能电池、使用电机驱动，原理和发动机增程器电动汽车完全一致。然而制氢的成本相当的高，以消耗石油和天然气以外的方式制氢只有电解水，制造一公斤氢需要消耗60kwh左右的电能，而一公斤氢只能供汽车行驶百余公里，但同样的电却能让电动汽车行驶超过400公里，还有什么必要制氢呢？其次氢燃料增程式电动汽车与燃油动力增程式电动汽车相比能耗也更大，氢车的能耗基本相当于百公里7~8L油耗的燃油动力汽车，然而燃油增程电动同级别汽车油耗不过2~3L/100km，差异是非常大的。最后是氢燃料在运输、贮存中的成本和风险极高，液态氢需要高压低温氢罐，能量密度是TNT炸药的几十倍，而公路上大部分还是燃油汽车。两种车辆一旦碰撞并且达到泄露氢的理想闪爆环境，普通的氢燃料小车也能炸出小型陨石坑。这样的氢燃料增程式汽车有一点普及的意义吗？某加氢站一公斤1100日元约合人民币66.5元，5公斤氢气约合47.6升92#汽油，貌似用车成本也不比燃油车低啊。所以不用说氢燃料汽车是否环保，用车人不会为环保车买单但一定会为节油车买单，氢燃料汽车普及的可能性微乎其微。日本推行氢燃料汽车只是因为在白金点火时代储备了大量的铂，铂在化油器上可以使用但化油器的时代已经过去了；没有能够垄断只能换个方向在能消耗铂的氢车上消耗，其初衷也不是为了环保而是很凶险的。上文为原创内容，代表个人观点、仅供参考。
储能逆变器主要元件？
储能逆变器就是将市电交流电，变换成直流电向蓄电池(电瓶)充电储存，当市电停电时再将蓄电池储存的直流电变换成市电220伏交流电供家用电器使用。储能逆变器的主要功能和作用是实现交流电网电能与储能电池电能之间的能量双向传递，也是一种双向变流器，可以适配多种直流储能单元，如超级电容器组、蓄电池组、飞轮电池等，其不仅可以快速有效地实现平抑分布式发电系统随机电能或潮流的波动，提高电网对大规模可再生能源发电(风能、光伏)的接纳能力，且可以接受调度指令，吸纳或补充电网的峰谷电能，及提供无功功率，以提高电网的供电质量和经济效益。
我们现在大力发展电动汽车，可我们是否有处理几年后换下来大量电池的能力吗？公示流程和结果是什么？
电动汽车的动力电池困扰了很多人，但作为汽车消费者只需要关心电池是否提供终身质保即可，动力电池的价值之高和回收方式之完善，官方团队总会比普通人考虑的周全。中型重型客货车使用的电池类型多为磷酸铁锂，这种电池的特点是能量密度低但制造成本也不高，其次为循环重放次数更长（耐用性更强）；也正因这一特点所以商用车铁电池是梯次利用价值最高的类型，这里首先要解释什么是梯次利用。电池梯次利用第一环节为汽车使用，装车后作为动力电池供汽车使用8~10年左右，这一阶段创造的价值主要体现了购车环节，其次为终端的减排。第二环节为能源转型，假设平均用到10年后因电池内阻加大、充放电性能降低，这些电池则会被淘汰，自此这些电池开始真正的发挥价值；在电池分拣测试后，绝大部分电池从动力转型为储能，进入电力或通信行业补充储电站。第三环节为新能源发电，以铁电池为例在光伏、风电、地热、核电等方面，这类电池可以作为谷电储存、高峰期供电的方式实现调整峰谷，不仅解决了弃电问题而且只要储电站容量足够大则这类无污染发电方式可以快速增长。第四环节为最终回收利用，铁电池可以作为上述行业储电站使用最高接近50年，乘用车使用的镍钴锰酸锂等类型的三元锂电池可使用30年左右，这些电池在发挥了巨大的价值之后最终要被拆解回收二次制造；按照规定电芯内部材料要以超过95%的比例二次制造，其他部分通过降解等方式处理。自此电动汽车电池完成了一次循环，真正的使用寿命总会超过30年；汽车使用10年减少的排放非常可观，发电数十年创造的清洁电能是为所有人带来蓝天白云。最终的二次制造不能否认仍会有轻微的污染，但是相比创造的价值以及燃油车废气机油防冻液铅酸蓄电池的重排放而言，锂电池可以说是绝对足够小而且可控的。电动汽车电池不会被随意丢弃，因为这些电池的价值在汽车淘汰后仍然非常高；所以为了这些高价值的电池能得到合理利用，新能源汽车动力蓄电池的回收利用溯源综合管理平台已经投入使用。电动汽车的电芯从制造落地、汽车淘汰、二次利用、电池回收、二次制造，其中每一个环节都要各个机构信息随时上传，可以说每一个电池包都在严格的管控之下，最终二次制造以制造商和第三方服务企业综合处理，其严格程度是超出普通人想象的。在能源结构的变革中电动汽车的电池不仅为终端减排，循环利用推动新能源发电才是真正的战略方向；对于电动汽车只需要关心电池的质保时间，控制用车中后期的换电成本才是我们的课题。（上文由天和Auto撰写，仅代表个人观点；禁止站外转载，平台内欢迎转发。）
我国推行高峰电价机制，不同时间段电价不同，企业、居民的电费会增加吗？
7月29日发改委下发通知，发改价格〔2021〕1093号。其实有些地方已经实行峰谷电价了，不是所有人都适合。此次的通知里面有以下内容：结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制。科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。此外，要求各地在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，主要基于系统最高负荷情况合理确定尖峰时段，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。进一步完善分时电价，特别是合理拉大峰谷电价价差，有利于引导用户在电力系统低谷时段多用电，并为抽水蓄能、新型储能发展创造更大空间，这对促进风电、光伏发电等新能源加快发展、有效消纳，着眼中长期实现碳达峰、碳中和目标具有积极意义。对于居民用电影响不大，居民可以自行选择是否执行峰谷。主要是要根据自身用电情况，合理根据政策改变用电习惯才能达到效果。
抽水蓄能优缺点？
抽⽔蓄能：将电⽹低⾕时利⽤过剩电⼒作为液态能量媒体的⽔从地势低的⽔库抽到地势⾼的⽔库，电⽹峰荷时⾼地势⽔库中的⽔回流到下⽔库推动⽔轮机发电机发电，效率⼀般为75%左右，俗称进4出3，具有⽇调节能⼒，⽤于调峰和备⽤。缺点：选址困难，依赖地势；投资周期较⼤，损耗较⾼，包括抽蓄损耗+线路损耗；现阶段也受中国电价政策的制约，去年中国80%以上的抽蓄都晒太阳，去年⼋⽉发改委出了个关于抽蓄电价的政策，以后可能会好些，但肯定不是储能的发展趋势。
储能行业发展前景如何？
储能行业发展迅猛储能是指在能量富余的时候，利用特殊技术与装置把能量储存起来，并在能量不足时释放出来，从而调节能量供求在时间和强度上的不匹配问题。储能技术包括物理储能、电化学储能、电池储能三大类，以及发电及辅助服务、可再生能源并网、用户侧、电力输配、电动汽车五大类应用领域。由于储能技术的重要性，我国对储能技术研发和应用重视程度逐渐提高，相关核心配套技术取得长足进展。不过，相比发达国家，我国的储能行业起步时间较晚，仍然处于探索和示范的初级阶段，但发展势头迅猛。根据CNESA数据统计，截至2018年12月底，中国已投运储能项目的累计装机规模为31.2GW，同比增长8%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，约为30.0GW，同比增长5%，电化学储能和熔融盐储热的累计装机规模紧随其后，分别为1.01GW和0.22GW，同比分别增长159%和1000%。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累积装机占比最大，截至2018年底占比达86%；其次是铅蓄电池和纳流电池。目前，国内的磷酸铁锂电池、全钒液流电池、阀控铅酸及铅炭电池具有较强的国际竞争力，进一步提升电池转化效率、能量密度和循环寿命并保持国际领先性是各类主流技术的努力目标。新增项目方面，2018年新增投运（不包含规划、在建和正在调试的储能项目）的电网侧电化学储能规模206.8MW，占2018年全国新增投运电化学储能规模的36%，占各类储能应用之首。电网侧储能规模的爆发，得益于江苏、河南、湖南、甘肃以及浙江等省网公司都相继发布了百MW级储能项目的采购需求。随着电网侧储能的发展有进一步的方向性指导，预计未来1-2年电网侧储能还将迎来跨越式的发展。向规模化发展转变2017年以来，我国关于储能的政策相继出台，储能行业焕发出勃勃生机，在用户侧、辅助服务、电网侧、可再生能源并网、智能微电网等领域快速发力，项目规模也屡创新高。其中，《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》指出，未来10年内分两个阶段推进相关工作，第一阶段（主要为“十三五”期间）实现储能由研发示范向商业化初期过渡；第二阶段（主要为“十四五”期间）实现商业化初期向规模化发展转变。在政策推动下，作为实现大规模可再生能源并网，提高用电侧能效的有利手段，未来储能行业的快速应用发展已成定局。“十三五”期间，将是储能实现价值突破、建立可持续发展模式、实现商业化运营的新纪元。与此同时，技术成本快速下降、性能大幅提升，以及更多地参与到能量、辅助服务、容量等电力市场，储能行业有望实现多重应用价值和收益叠加，缩短投资回报周期，积极推动储能的商业化应用。按照这个趋势预测，到2020年中国储能市场规模将达到41.996GW，其中抽水蓄能的规模为40GW，包含参与车电互联的电动汽车动力电池在内的其它储能技术的市场规模将超过33GW。抽水蓄能100%用于电网侧，近14%的储能用于集中式可再生能源并网（集中式光伏电站、CSP电站及风电场），储能在用户侧的应用比例为20%，预计将有12%的储能装机来自于应用到车电互联领域的动力电池。而且未来中国储能行业有望保持较长一段时间快速增长的速度，到2024年，中国储能项目累计装机规模将达近60GW。以上数据及分析均来自于前瞻产业研究院《中国储能行业市场前瞻与投资预测分析报告》。