中广核枣庄400兆瓦/800兆瓦时储能项目一期现场图

近日，省能源局印发《山东省新型储能工程发展行动方案》（以下简称“行动方案”），锚定“双碳”战略目标，围绕加快规划建设新型能源体系，充分发挥技术、市场、政策多轮驱动作用，着力构建“一带、两城、三区、N基地”发展格局，推动新型储能规模化、高质量发展，为加快构建新能源供给消纳体系、推进建设绿色低碳高质量发展先行区提供重要支撑。据悉，到2025年，山东新型储能规模将达到500万千瓦左右。

2023亚太国际储能技术装备展览会暨中国储能技术大会汇聚各类光伏、风能及储能技术、动力电池、储能电池、氢能与燃料电池技术等领域极具影响力的供应商，集中展示储能新技术的专业技术展会。展会同期将开展多场储能技术大会，为中国的储能技术及研发、设计、采购等部门专业人士，打造深度的技术交流平台。

近日，工业和信息化部印发《国家工业和信息化领域节能技术装备推荐目录（2022年版）》。目录显示，钛酸锂、飞轮、压缩空气储能等可再生能源高效利用节能提效技术列入《国家工业和信息化领域节能技术装备推荐目录》。具体如下：

2023亚太国际储能技术装备展览会暨中国储能技术大会汇聚各类光伏、风能及储能技术、动力电池、储能电池、氢能与燃料电池技术等领域极具影响力的供应商，集中展示储能新技术的专业技术展会。展会同期将开展多场储能技术大会，为中国的储能技术及研发、设计、采购等部门专业人士，打造深度的技术交流平台。

电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（ BMS）、能量管理系统（EMS）、储能逆变器（PCS）以及其他电气设备构成。

BMS是其中的核心组件之一，主要用于智能化管理及维护各电池单元，实时监测电池SOC、SOH 等运行状态，防止电池本体或系统出现安全风险，助力储能电池的安全、高效使用。

BMS种类众多，储能BMS原本在BMS众多分支中不甚显眼，近年随着储能行业高速发展，市场地位也得到了极大提升。

储能BMS行业为知识与技术密集型行业，涉及电池管理技术、自动控制技术、电力电子技术和通信技术等多个技术领域，需要大量专业知识和经验沉淀，具备较高的技术壁垒，其中软件算法以及软硬件结合系核心竞争要素。

正因如此，成熟的储能BMS产品的结构异常复杂。

以华为组串式储能系统配备的智能BMS为例，该BMS系统分级明显，采用四级结构，从下往上分别是模组级BMU、电池簇级BCU、系统级CMU和子阵级SACU，四级结构层层递进，实现对电池系统的监测、保护和智能化管理。

电池储能系统因为本身设计、结构影响，具有电池数量多、系统复杂、运行环境恶劣、对BMS的抗干扰性能要求高的特点。

从结构来看，储能系统由多个电池簇联合组成，每个电池簇由多个电池包集成，电池包则由多个电芯通过串并联集成。

储能BMS根据储能系统的结构，针对电芯、电池包、电池簇、整个电池系统四级结构，形成了专职分工不同，上下级统辖明显的功能系统。

最低层是功能最为精细的BMU（电池包监控单元）。BMU是BMS公司的底层打工人，负责实时监测、采集电池的运行信息，如温度、电压、电流、SOC、SOH等，在监测到异常信息时，通过电池包优化器控制电池包切出，实现储能系统的安全运行。

第三层是BCU（电池簇管理单元）。BCU是BMS公司的中层领导，自己做事也管事。管理电池包集成的单个电池簇，指挥BMU收集电池簇内所有电池包信息，自己采集电池簇的电压、电流，实现对充放电过程中的电池簇异常进行报警和保护。

因为BCU是BMU的上级，它还可以直接指挥BMU，下达控制指令，进行电池簇内电池包均衡SOC控制，独立切出电池包，实现精确控制，一包一优化。

第二层是CMU（储能系统管理单元）。CMU是BMS公司的高管，统筹管理是本职。它下辖BMU和BCU，管理多个电池簇组成的储能系统，对BMU和BCU上传的数据进行分析计算、报警处理及记录储存，同时还负责电池簇间的均衡管理，以及SOC、SOH(电池健康状态)管理等。

同时，CMU还负责采集储能系统环境监测系统信息，如消防系统、温控系统、温湿度传感器水浸传感器等，然后制定合理的温控策略，提升电池温度一致性，实现储能系统全方位的消防预警、保护与联动，提供高可靠的消防安全保证，做到对安全问题的有效防范、早发现、有效隔离和保护。

最顶层是SACU（智能子阵控制器）。SACU是BMS公司的董事长，负责协调整个BMS公司的三级保护，部分管理PCS公司，充分考虑储能系统内保护单元动作时序、动作延时及局部故障保护失效的可能性，设计保护的分级动作和联动机制。此外，SACU和EMS直接联系，接受电网调度指令后传达给PCS和CMU，满足电网调度需求。

未来，储能BMS可能会往以下几个方向发展。

第一，弱化甚至去除储能BMS均衡功能。集中式多并联的储能系统里，BMS的主动均衡技术能均衡的电流较小，有效利用率不高；被动均衡的能力太弱又耗能，对成本、和故障点的降低有弊无利。

第二，将BMS主动均衡电路变更为电池簇级别的直流升压电路，措施方面，需要增加DCDC 变换器，结果上成本会有所上升，但是储能系统的有效利用率和安全性都会得到提升。

第三，储能BMS架构改革，采用组串式或模块化的储能技术，将单个电池簇与组串式或单个模块的储能变流器连接使用，此种方案下，BMS只需要两层架构，一簇一管理，节省成本的同时还能提高工作效率。

据中储国能官微消息，近日，中国科学院工程热物理研究所在先进压缩空气储能技术研发方面取得重要进展，河北省张家口国际首套百兆瓦级先进压缩空气储能示范项目压缩机通过具有CNAS资质的第三方测试，测试结果为最高排气压力达100.333bar，变工况范围为18%-118%，最高效率达87.5%，达到国际领先水平。

又一新型储能技术实现新突破！

压缩空气储能具有大规模、长时间、低成本、高效率、安全和环境友好等优点，是最具发展潜力的大规模储能技术之一。《“十四五”新型储能发展实施方案》将百兆瓦级压缩空气储能技术作为新型储能核心技术装备攻关重点方向之一。

压缩机是压缩空气储能系统的最重要的核心部件之一，其作用主要是在储能时，将常压空气压缩至高压状态，并储存至储气装置中，完成将电能转化为空气的压力能和热能的过程。

中国科学院工程热物理研究所通过自主创新，解决了一系列设计和制造难题，突破了总体设计及优化、全三维流动优化、复杂紧凑结构设计、高效变工况控制等关键技术，研制成功了具有完全自主知识产权的百兆瓦级压缩空气储能系统多级宽负荷压缩机，使该压缩机具有效率高、压力大、运行范围宽等优点。

大型长寿命的新型储能技术

据国家能源局数据，截至2022年底，我国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，其中，压缩空气储能项目装机规模占比2%，为17.4万千瓦。

压缩空气储能是基于燃气轮机技术衍生出来的一种新型储能技术，工作原理为，在夜间等用电低谷时段，启动压缩机，将空气压缩存储进储气装置；在白天等用电高峰时段，将储气装置内存储的压缩空气引入燃烧室，经加热升温后转化为高温高压气体，气体膨胀后驱动涡轮机发电。

组成方面，压缩空气储能系统一般由压缩机、膨胀机、换热器、储气装置、发电机/电动机、控制系统六大部分组成。

优点方面，压缩空气储能第一个优点是功率大，仅次于抽水蓄能电站，可应用于100MW+的大型储能电站上；第二个优点是寿命长，系统寿命可达40-50年，可进行上万次的充放电；第三个优点是储能时间长，可达4小时以上。

不过，瑜不掩瑕，压缩空气储能也有很多不足。

1、布局不够灵活，大型压缩空气储能系统往往需要选址在盐穴、矿井，以及结构可靠的岩石洞穴等环境内，不能根据实际需要进行选址布局。

2、储能效率不高，在60%-75%范围内，相对锂离子电池等技术较低。

3、启动时间较长，一般需要10分钟左右的启动时间。

4、高污染，将空气加热升温为高温高压气体的过程，需要借助煤炭等化石燃料。

中科院工程热物理所的压缩空气储能研究之路

中国科学院工程热物理研究所从2004年起在国内最早开展压缩空气储能技术的研究，经过19年的努力，在研发成功国际首座1.5MW级、10MW级先进压缩空气储能国家示范项目的基础上，突破了100MW级先进压缩空气储能关键技术，建成了世界首座100MW先进压缩空气储能国家示范系统，并于2022年9月30日成功并网发电，树立了行业新的里程碑。

上述相关工作得到了中国科学院战略性先导专项(A类)、国家发改委国家可再生能源示范区重大项目、国家杰出青年科学基金等项目的支持。

氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，正逐步成为能源体系的重要组成部分。

近年政策利好不断。2019年，氢能及燃料电池首次写入政府工作报告；2021年，氢能被正式写入“十四五”规划；2023年，氢能依然是能源界代表委员的关注热点。近期，多地陆续召开2023年地方两会，氢能成为各地代表委员们的关注焦点。

上海市人大代表陈俊杰认为，上海加氢站建设速度过慢，以嘉定为例，目前规划15+3座加氢站，投入使用的仅有5座，而国际汽车城加氢站则刚于2022年11月10日启动建设。与此相对应的是，示范运营的氢能源车辆需要长时间排队等待，有的车辆甚至需要排队3小时以上。

浙江省政协委员宋怡玲提出“中国氢湾”建设目标，以需求侧引导供给端，统筹布局产业链、新基建、应用场景、未来社区、政策设计等，致力于形成应用与生产、经济与社会协同推进的生态圈。

氢燃料电池汽车正迎来高速发展，有望成为2023年新能源汽车市场的“黑马”。中汽协数据显示，2022年1-12月，我国氢燃料电池汽车产销累计分别完成3626辆和3367辆，同比分别增长105.4%和112.8%。

企业也在加快布局氢能源。时代周报记者统计，近两年，约20家A股上市公司跨界进入氢能赛道，不乏隆基绿能、天合光能、金风科技等行业龙头。中国氢能产业市场空间广阔。中国氢能联盟预测，2026年-2035年，我国氢能产业产值将达5万亿元。

政策密集发布

氢燃料汽车的快速发展与政策支持密切相关。

2022年3月24日，国家发改委公布《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》（以下简称《规划》），明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分、用能终端实现绿色低碳转型的重要载体、战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。

《规划》为氢能产业拟定了三个五年发展计划：到2025年，初步建成较完整供应链、产业体系，燃料电池车保有量达到约5万辆；到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系；到2035年，形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、发电、工业等领域的多元氢能应用生态。

为贯彻落实发改委规划目标，全国各地也竞相加大对燃料电池汽车产业的布局推动力度，政策明显加码，重点项目接连落地，产业发展日渐活跃的信号清晰释放。北京、上海、天津、内蒙古等都在近期发布氢能产业规划文件。

2022年6月20日，上海印发《上海市氢能产业发展中长期规划（2022-2035）》提出：到2025年，上海将培育5-10家具有国际影响力的独角兽企业，建成3-5家国际一流的创新研发平台，燃料电池汽车保有量突破1万辆。

2022年8月11日，北京印发了《北京市关于支持氢能产业发展的若干政策措施》《北京市氢燃料电池汽车车用加氢站发展规划（2021-2025年）》等多项政策文件。加上此前印发的《北京市氢燃料电池汽车产业发展规划（2020-2025年）》《北京市氢能产业发展实施方案（2021-2025年）》等文件，北京市对氢能产业的支持政策愈加完善。

政策密集出台，新能源汽车的下一个风口或已在眼前。

“氢能有绿色属性、使用便利等方面优势，国家层面将发展氢能技术作为碳中和目标的重要路径之一，明确支持氢能源发展。”招银国际证券研究部副总裁白毅阳告诉时代周报记者，各省市在此大背景下也根据自身产业发展需求，推出相关配套政策，培育本地产业。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向时代周报记者强调，氢能是碳中和的重要组成部分。近年，风电、光伏需求量增大，沙漠、戈壁、荒漠等光照资源较好的地区便逐渐受到风电、光伏基地“青睐”，但另一面由于该地区地理位置不具备优势，运输问题亟待解决。

与此同时，无论是光伏发电还是风力发电，都难以避免“靠天吃饭”。以光伏发电来说，若遇到阴雨天，发电效果就会相对减弱。解决方式是光伏制氢，其可以用来消化光伏发电的多余电力，将电力转化成氢能源。因此光伏制氢可在很大程度上解决“弃光”题。

“所以，当风电、光伏做得体量很大的时候，氢能就变成一个非常重要的能源载体。”林伯强说。

车企争相布局

氢能产业迎来发展良机，各车企频频发力氢燃料电池汽车。

白毅阳指出，头部车企为避免产业变革期出现掉队情况，纷纷将强布局氢燃料电池。目前来看，氢燃料汽车的发展不仅需要车企，更需要相关产业链上下游协同发展。

从2022年开始，比亚迪、特斯拉等汽车巨头相继切入氢能领域。

2022年4月，特斯拉CEO马斯克在社交媒体发文称，2024年特斯拉将从纯电动切换至氢能领域。4月12日，天眼查App显示，比亚迪申请并获得了一项“储气罐安装座、储氢装置及汽车”专利授权，专利摘要显示，本实用新型专利属于燃料电池汽车技术领域。

不过，与三大汽车巨头相比，部分国内车企对待氢燃料电池汽车更加积极，已有相关产品和技术落地。

工信部366批新车目录显示，吉利商用车集团旗下的远程氢燃料电池牵引卡车上榜。这款远程牌氢燃料电池牵引卡车搭载深圳市氢牛动力系统有限公司的燃料电池发动机；上汽大通MAXUS研发制造的MIFA 氢已实现100余台的用户交付，成为全球首批实现商业化运营的氢能源MPV。

在技术方面，2019年，长城氢能板块以“未势能源”身份开启独立运营。2021年3月，长城汽车举行氢能战略全球发布会，称其拥有了国内唯一氢能全产业链核心技术布局，并推出“氢动力系统”全场景解决方案氢柠技术。

然而，制氢等行业痛点仍需解决。林伯强认为，“氢燃料电池汽车目前要在技术、商业模式等方面下足功夫。而氢燃料电池汽车的体量想要大幅增加，不能将主要精力集中在产业链下游，还要解决氢从何处来的问题”。

锂离子电池由以下部件组成：正极、负极、电解质、电解质盐、胶粘剂、隔膜、正极引线、负极引线、中心端子、绝缘材料、安全阀、正温度系数端子(PTC端子)、负极集流体、正极集流体、导电剂、电池壳。

1、正极材料

正极材料是含锂的过渡金属氧化物、磷化物如LiCoO2、LiFePO4等，导电聚合物如聚乙炔、聚苯、聚吡咯、聚噻吩、活性聚硫化合物等；嵌锂化合物正极材料是锂离子电池的重要组成部分。

正极材料在锂离子电池中占有较大比例(正负极材料的质量比例为3:1～4:1)，因此正极材料的性能将很大程度地影响电池的性能，其成本也直接决定电池成本高低。

2、负极材料

负极材料是可大量储锂的碳素材料，氮化物，硅基材料，锡基材料，新型合金等；锂离子电池与二次锂电池的最大不同在于前者用嵌锂化合物代替金属锂作为电池负极，因此锂离子电池的研究开发，很大程度上就是负极嵌锂化合物的研究开发。

3、电解质

电解质是锂盐的有机溶液，聚合物，无机固体；电解质作为电池的重要组成部分，在正、负极之间起到输送离子和传导电流的作用，选择合适的电解质是获得高能量密度和功率密度、长循环寿命和安全性能良好的锂离子电池的关键。

4、胶粘剂

胶粘剂是含氟聚合物，乙丙橡胶，碳基材料，硅胶基凝胶，放射性交联聚合物等；胶粘剂主要作用是：粘附活性物质；使活性物质与集流体发生粘附；在充放电过程中起保存粘附活性物质及使活性物质与集流体发生粘附；在生产过程中形成浆状以利于涂布；对碳负极在插入锂时体积发生膨胀进行缓解。

5、隔膜材料

隔膜材料是多孔性聚烯烃，聚酰胺无纺布等；锂离子电池隔膜纸在锂离子电池中的作用是把正负极材料隔离。隔膜纸的质量直接地影响了电池的安全性能及容量等。

6、正温度系数端子

正温度系数端子(PTC端子)是导电性填料与聚合物的复合材料；正温度系数端子可防止电池电流过大。正常温度下，正温度系数端子的电阻很小，但是当温度达到120℃左右时，电阻突然增大，导致电流迅速下降。当温度下降以后，正温度系数端子的电阻又变小，又可以正常充放电。

7、负极集流体材料

负极集流体材料是铜箔，铜网，不锈钢网，其他金属网；负极集流体材料一般用铜箔(10μm～20μm厚)。铜箔作为一种有色金属箔体材料，用于锂电池负极集流体，主要要求其以下三项技术指标：(1)厚度(8μm～12μm)；(2)拉伸强度( >30kg/mm2)；(3)延伸率( >5%)

8、正极集流体材料：正极集流体材料是铝箔等；正极集流体材料一般用铝箔(20μm厚)。

9、导电剂：由于活性材料的电导率低，一般加入导电剂以加速电子的传递，同时也能有效提高锂离子在电极材料中的迁移速率。常用的导电剂为石墨，炭黑，乙炔黑，胶体碳。

10、电池壳：电池壳是钢，铝等材料。

导读：完善补能体系建设，要因地制宜，通过优化充换电站配置，有效提升充电效率，这样才能改善新能源汽车消费者的出行体验，促进新能源汽车相关产业的良性循环发展。

　　随着汽车电气化进程的不断推进，新能源汽车开始走向千家万户。在方便人们的出行生活的同时，补能成为了摆在新能源汽车发展面前的重要问题。

　　2023年2月28日，国家统计局发布《中华人民共和国2022年国民经济和社会发展统计公报》，初步核算，2022年充电桩产量191.5万个，比上年增长80.3%。充电桩数量的增长，意味着新能源汽车补能网络的不断完善，但要注意的是充电桩建设应当考虑到当地的电网承受能力，为此，部分地区提前开展了车网互动商业模式的探索。基于此商业模式诞生了双向充电桩，车主既可以把自己车里的电卖给电网，也可以像使用传统充电桩一样给车充电。

　　此外，为加快充电效率，车企们纷纷投入充电技术的研究中。目前主要有两种技术路线，一种是大电流快充技术，另一种则是高压快充技术。前者以特斯拉为代表，后者以小鹏汽车为代表。

　　除了快充模式，换电模式背后的技术也在迭代。以蔚来刚发布的三代换电站为例，其换电时间较二代换电站缩短20，日服务能力提升30%，电池数量也从13块增加到21块。

　　目前，蔚来已经启动了2023年千站计划，今年计划新增1,000座换电站和10,000根充电桩，未来会加大产品研发投入，持续进行充换电设施的建设布局。根据业内人士估算，蔚来汽车每个换电站的建设成本大约为150万元，每个换电站每年的运营成本大约为50万元，对于蔚来而言也是一笔不小的投资。

　　除了大力推进充电网络的建设外，气候条件差异也是需要注意的一个重要因素。我国幅员辽阔，南北方气候相差较大，冬季北方室外温度较低，给电动汽车的补能带来了严峻挑战。由于室外温度较低，锂离子活性降低，快充技术丧失优势，北方地区的电动车多采用换电模式进行补能，但寒潮等天气造成的底盘结冰问题，成了部分北方车主换电的拦路虎。底盘结冰致使机械臂难以取下电池，只能通过人工方式解冻，换电时间被迫延长。

　　此外，一些新技术的发展也对换电模式造成了一定的冲击。车身一体化技术是将电池融合进车身底盘从而让车身轻量化、减少电池模组件，进而提升续航里程的技术，这项技术的应用除了带来车身重量的变化外，整车零部件的减少也使得车辆的单位成本有所下降。但这项技术给换电模式带来了一定的挑战，由于采用了一体化设计，电池与车身难以分离，基本告别了换电模式。

　　近年来，为支持、引导新能源汽车产业快速发展，相关配套政策陆续出台，充换电设施网络正在逐步形成。完善补能体系建设，要因地制宜，通过优化充换电站配置，有效提升充电效率，这样才能改善新能源汽车消费者的出行体验，促进新能源汽车相关产业的良性循环发展。

户用储能系统指的是一种安装在家庭中，用于储存太阳能、风能等可再生能源的设备。它可以将通过光伏发电和风力发电等方式获得的电能存储起来，在需要时释放出来供家庭使用。

户用储能系统的主要作用包括：

 1. 提高自给自足能力：户用储能系统可以通过有效地储存太阳能、风能等可再生能源，提高家庭的自给自足能力，减少对传统能源的依赖度。

2. 降低能源成本：户用储能系统可以将白天生成的太阳能存储下来，晚上或黑天使用，减少对电网的依赖，降低家庭的能源成本。

3. 改善环境质量：户用储能系统可以促进可再生能源的利用，减少化石能源的消耗，从而改善环境质量。

户用储能系统的特点包括：

1. 安全可靠：户用储能系统采用高品质的锂离子电池等组件，具有优秀的安全性和可靠性。

2. 可扩展性强：户用储能系统可以根据家庭的实际用电需求进行扩展或升级，实现灵活的系统调整。

3. 操作方便：户用储能系统具有友好的人机界面和智能化控制功能，可以实现远程监控和控制，操作简单方便。

户用储能系统的应用主要集中在以下几个领域：

1. 家庭光伏发电系统：户用储能系统可以与家庭光伏发电系统配合使用，将白天太阳能产生的电能储存下来，晚上或黑天使用。

2. 风力发电系统：户用储能系统可以与风力发电系统配合使用，将通过风轮发电获得的电能储存起来，供家庭使用。

3. 紧急备用电源：户用储能系统可以作为家庭的紧急备用电源，在电网故障或停电时提供必要的电力支持。

2023年全球氢能发展继续加速，清洁氢能作为实现“碳达峰、碳中和”重要抓手的定位更加明确。随着技术研发和产业资本的持续投入，未来十年将是全球氢能产业快速发展的重大机遇期。

1、氢能发展的背景

氢是重要工业原料，在合成氨、合成甲醇、石油炼化中广泛使用，也是金属冶炼的重要原料，广泛用于钨、钼、钴、铁等金属和锗、硅的生产。根据国际能源署（IEA）统计数据，中国2020年氢气生产和消费量约3300万吨，生产方面绝大多数来自于煤、天然气等化石能源，消费方面主要是合成氨、合成甲醇、石油炼化等。

图1 中国氢气生产与消费结构

传统的氢工业，以集中的工业园区建设为主，制氢和用氢统一在园区内，在有限地理空间内实现系统集成，即完成了氢的制、储、用的产业链条闭环。而随着以燃料电池汽车产业为代表的移动氢用户的兴起，打破了传统氢工业有限地理空间的限制，氢从工业原料属性逐渐兼具能源属性，同时对储运的需求也应运而生。在双碳战略背景下，一方面，以风光等绿电制氢替代传统化石能源制氢，是实现传统氢工业减碳的关键技术路径；另一方面，氢的高质量能量密度，为风光等高波动性电源的消纳和储存提供了可选方案；氢与电的深度耦合，使得氢的能源属性进一步明确，“氢能”的内涵和场景由此定性和确立。

在氢能场景下，氢制取方面，风光等绿电制氢区别于传统的化石能源制氢，技术上面临电源高波动性的问题，成本上面临传统制氢方式比价问题。氢储运方面，燃料电池汽车移动氢用户的兴起和风光资源时空分布的广泛性，对氢的储运技术提出了新的要求，大规模、低成本、高效安全的储运技术显得尤为迫切。氢利用方面，对于合成氨、合成甲醇和石油炼化等面临工艺生产流程的重塑，重新达到系统能量和物料的平衡；对于电力方面，氢储能和氢发电等面临技术路线和商业模式的探索；对于交通方面，面临燃料电池技术迭代进步和降成本等问题。在氢能场景下，如何解决和发展氢制、储、用的技术问题，实现产业链条高效、安全和低成本的产业闭环，是行业发展的焦点所在。

2、氢能的制取

根据氢气制取方式和碳排放情况不同，氢气分为灰氢、蓝氢和绿氢，其中灰氢是利用煤、天然气等化石燃料制取，碳排放高；蓝氢则利用化石燃料制取，配合CCUS技术，碳排放相对较低；绿氢是通过可再生能源电解制氢，基本实现零碳排放。目前，国内以灰氢为主，而绿氢发展速度最快。根据国家《氢能产业发展中长期规划（2021-2025）》的要求，氢的制取方面“构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，重点发展可再生能源制氢，严控化石能源制氢。”

目前，绿氢的主要生产方式为电解水制氢，三种常见的电解水方式如下：

碱性电解水制氢是目前使用最广泛的电解水制氢方式；质子交换膜电解水制氢是被认为应对波动性电源极具发展潜力的制氢方式；固体氧化物电解水制氢是效率最高的制氢方式。

此外，热化学反应制氢、光解水制氢、生物发酵制氢等新型制氢方式处于理论研究和实验室阶段。

对比传统化石燃料制氢，可再生能源制氢技术现阶段并不具备经济性竞争优势，但是考虑减排效益，结合可再生能源的电解水制氢是绿色氢能发展的必然选择。随着可再生能源规模不断扩大，可再生能源电力成本仍会进一步下降，相应的电解水制氢成本也将持续下降。

图2 氢气生产成本及碳排放情况对比

3、氢能的储运

氢能产业兴起，是以燃料电池汽车产业发展为先导，因此常见的氢气储存方式为移动的气态储氢、液态储氢、固态合金储氢三种方式，重点是安全、低成本地提高质量储氢率问题。

随着作为大规模可再生能源消纳与化工生产耦合媒介，对大规模、低成本的储运方式日益迫切，有管道输送、大型储氢罐、地下岩穴储氢等。重点是稳持久的需求，分摊投资成本过高的问题；同时，通过工程示范和科学研究，逐渐完善相关标准体系。

鉴于氢气可以和氨、甲醇灵活转化，业内也在探索，利用氨和甲醇成熟的储运体系，完成氢能的储运。关键点在于提升相互转化的效率。

图3 各类储氢技术成本及应用场景对比

现阶段，我国主要采用20MPa气态高压储氢与集束管车运输的方式。当用氢规模扩大、运输距离增长后，提高气氢运输压力或采用液氢槽车、输氢管道等运输方案才可以满足高效经济的要求。总体而言，氢的储运体系建设，可以借鉴天然气储运体系，结合实际的应用场景，选择合适的储运方式。

4、氢能的利用

根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》划分标准，氢能应用场景主要包括交通、储能、发电和工业四大类。

氢能在交通领域应用包括乘用车、商用车、火车、船舶、航空器等，主要技术涉及质子交换膜燃料电池（PEMFC）。目前，PEMFC双极板和催化剂材料的成本占据主导地位，未来技术进步、材料升级以及规模化生产是降成本的重要方式。

氢储能是化学储能的一种形式，氢储能可与新型电力系统高度耦合，克服新能源电力储存的难题，实现大规模、长周期、跨季节储能，是少有的能够储存百GWh规模能量以上的储能方式，支撑新能源成为新型电力系统的低碳能源。目前处于起步研究阶段。

氢能发电可以用来解决电网削峰填谷、可再生能源电力并网稳定性问题，有利于提高电网安全性和灵活性，并大幅度降低碳排放。目前，以SOFC燃料电池为主的分布式发电已在欧美日韩等发达国家和地区开始初步商业化。我国分布式电源技术正在加紧应用示范推广，随着技术进步和成本下降，不断向商业化进程推进。掺氢燃气轮机发电，则是另外一个技术方向，目前相比于燃料电池发电，具有较好的成本优势。

工业应用方面，目前，95%以上的氢气仍作为原料用于炼化行业加氢精炼以及化工行业合成氨、合成甲醇等。未来，氢气作为化工原料仍将是其主要用途，但是氢的来源将从目前以化石能源制氢为主即“灰氢”向可再生能源电解水生产的“绿氢”转变。绿氢化工（绿氢替代灰氢）是实现这些行业深度脱碳的重要途径。

5、前景展望

2023年全球氢能发展继续加速，清洁氢能作为实现“碳达峰、碳中和”重要抓手的定位更加明确。随着技术研发和产业资本的持续投入，未来十年将是全球氢能产业快速发展的重大机遇期。我国是世界第一大能源生产和消费国，“多煤贫油少气”的能源结构特点，使我国在应对气候变化、环境保护、能源安全等方面存在严峻挑战，而氢能的巨大发展潜力则为我国的能源清洁转型提供了新的解决方案。氢能产业链涉及制备-储运-加注-利用等多个环节，目前各环节技术成熟度各不相同，亟需政府、企业、行业组织等多方协同发力，从政策引导、技术攻关、标准建设、产业链整合等多维度探索可行的发展模式，培育和壮大氢能产业。

4月4日14时28分，央视《新闻直播间》栏目以《我国首个飞轮储能复合调频项目投运》为题，报道了中国华电朔州热电飞轮储能复合调频项目投运。

中国首个飞轮储能复合调频项目

据悉，中国华电朔州热电飞轮储能复合调频项目是我国首个飞轮+锂电池复合储能火力发电联合调频项目，位于山西省朔州市，总容量8MW，是一个由4台全球单体容量最大、拥有自主知识产权的飞轮装置和10组锂电池组成的复合储能系统，与现有的2台火电机组配合，可为新型电网有效提供大容量、高频次的调频服务。

项目飞轮装置如图，单个容量为500千瓦，主要利用真空磁悬浮条件下飞轮转子的高速旋转来实现电能与动能之间的转换。

报道中，针对该项目，中国华电朔州热电项目负责人谢德清表示：“我们首次集合了飞轮电池充放电“快”和锂电池“耐用”的优势，既扩大了系统总容量，又提高了电池的持久性，它的设计可充放电次数比纯锂电池系统高出2000倍，同生命周期内可节省3批锂电池组的更换费用约2400万元。”

项目成功投运的三大意义

飞轮储能复合调频系统作为一种新兴的机电储存技术，相比传统电池储能技术，具有零衰减、零燃爆、零维护和高效率、高倍率、高精准的“三零三高”等特性优点，可以平衡火电机组发电和电网需求用电之间的电量差，有效缓解机组损耗和能源消耗。

中国华电朔州热电飞轮储能复合调频项目的成功投运，有三大重要意义：

第一，填补了我国飞轮与电化学复合储能领域空白；

第二，飞轮储能复合调频系统可以有效平衡火电机组发电和电网调度需求用电之间的电量差，项目投运后，可以缓解机组损耗和能源消耗，每年预计可减少排放二氧化硫11吨、氮氧化物25.4吨、二氧化碳22万吨；

第三，该项目应用属于电力系统储能调频领域的重大科技创新，进一步拓宽了火电储能技术升级和灵活性改造渠道，对助力“双碳”目标和新型电力系统建设具有重要的示范意义。

什么是复合储能？

复合储能指各类储能技术（如超级电容器储能、飞轮及超导储能、各类先进电池储能等）相互协作、优势互补，整合为统一的储能系统，从而满足电网系统的现实运行需求的储能技术。

目前，不同储能技术优势互补的方式主要有两种，其一是电容叠加电池，比如超级电容器储能+锂离子电池储能；其二是功率型储能配合能量型储能，这类组合的代表是中国华电朔州热电飞轮储能复合调频项目采用的飞轮储能+锂离子电池储能。

锂离子电池储能，属于能量型储能，优点是储能时间较长、自损耗较低，缺点是循环使用寿命较短、响应速率较慢，主要应用于削峰填谷、负荷调控领域以及作为备用电源。

飞轮储能，属于功率型储能，优点是功率密度高、循环寿命长、响应速率快等，具备短时大功率充放电的能力，且对充放电过程具备一定承受能力，主要应用于配电网项目中发挥短时功率支持、能量缓冲及提升电网等作用。

复合储能的三大技术发展方向

储能技术应用时若能形成规模效应，则能辅助提升发电、输配电设备的利用效率，降低相关电源及电网建设投入，引领电力系统由传统外延扩张型转变成内涵增效型。

基于此此，复合储能任重而道远，未来技术发展方向有三个：

第一，储能单元技术方向，单项储能技术越完善，相关的复合储能技术功能越强大。

目前，市面上的各种储能技术，或多或少都有制约其发展的问题，比如超级电容器储能、飞轮及超导储能等，容量不够大，很难用在大型电力系统内；储能锂离子电池面对兆瓦级储能电站多运用场所的规划与管控还有很大的完善空间。

第二，储能调控技术，不同储能技术在应用过程中的调控技术，是能否实现1+1＞2的重要前提。

飞轮储能和锂离子电池储能等不同储能单元调控技术不同，需要完善复合储能调控技术，促进不同储能单元之间实时通信，统筹掌控不同储能单元电能信息情况，协调控制智能化调整过程，在配电网内顺利切换不同工作模式，提升配电网对能源的消纳效果。

第三，优化复合储能经济特性，成本越低越好。

不同储能技术市场化进度不同，成本高低不一，如何选择复合储能系统中的储能技术，在保证最大效率的同时，尽可能降低成本是一个大问题。

导读：基于全球领先的热管理技术和一流的系统研发能力，经过长期的研发及技术储备，目前美的热管理产品已完成试产，并先后与多家企业签约，为零碳园区等工商业客户提供一体化储能热管理系统解决方案。

2023年4月7日，美的集团旗下美的楼宇科技和美的工业技术分别携储能热管理新品、GMCC&Welling冷暖系统级解决方案亮相2023中国制冷展。其中，多款储能热管理产品包括8kW插框平台、20/40kW侧出风平台、40kW顶出风平台等液冷新品。

事实上，这并非简单的一次新品发布，更是一次全新的战略部署。至此，美的集团储能产品线已涵盖了储能电池、储能热管理、光储热柔一体化解决方案，并全面覆盖了发电侧储能、输配电侧储能和用户侧储能三大场景。在新能源领域，美的未来将以更加丰富的产品迎接更加多样化的需求。

热管理产品挑战复杂场景稳定性难题

《“十四五”新型储能发展实施方案》印发后，我国新型储能进入快速发展期。通过对国内外储能安全事故的分析，美的认为，在储能系统里面，虽然电池部分占比最大，但大多数的安全性问题根本是场景条件导致的器件脏堵、电气拉弧、压缩机宕机、控制板失效，最终导致热管理失效。

近些年来，美的集团一直以“研发投入”著称，近五年，其累计投入研发资金超过500亿元。仅拿储能热管理一项产品而言，就已经过5轮测试，每轮持续一个月。所有器件在应用之前都经过了严格测试，累计测试时长超过24000小时，长周期运行累计时长超10000小时，先后获得了CE认证、UL认证。

基于全球领先的热管理技术和一流的系统研发能力，经过长期的研发及技术储备，目前美的热管理产品已完成试产，并先后与多家企业签约，为零碳园区等工商业客户提供一体化储能热管理系统解决方案。

发布储能热管理新品！美的新能源业务再落一子

目前，储能市场有各种各样的需求，但面对复杂的场景，安全性、适应性无疑首当其冲。这款液冷机组新品采用回风过滤设计、多层超大面积冷凝器、专用室外防锈涂层设计，有效适应风沙、潮湿、高温场景。此外，采用断路器、接触器灭弧技术，保障储能在高海拔下的电气拉弧带来的宕机，其安全保障技术亮点颇多。

在可靠性保障上，美的楼宇科技更将不可抗力虑到极致。器件级备份、通讯备份、数字备份、系统级备份等四重备份，单个水温传感器故障后不影响运行，在机组遇到突发状况之时可在第一时间自动评估，自动调频，并协调其它风机互为备份，确保冷量的持续输出。

此外，随着电力系统整体能效被纳入碳排放考核，越来越多的用户将储能能效纳入电梯系统整体考量。一方面，美的提供第二代自然冷技术，实现15°C以下自然冷切换。此外，该款产品采用全变频模控制，运用Hiflex阀片提升抗弯强度，满足低压比排气阀大角度开启运行特性，让运营效率较行业均值高出8%。在设计方面，应用高效低压比压缩机与分配系统优化设计，采用了非对称流道设计，让设备回油更均匀，进一步提高了整机能效。

应用场景的多元推动储能电池的升级，其热管理系统的适应性和设计能力也在不断迭代。美的楼宇科技通过不同项目经验的积累，在行业内首次将优势产品热泵与储能相互结合，取代传统PTC加热系统，让低温电池启动速率提升400%，恒温静置±0.3℃，制冷能效提升23%，加热功耗降低75%，即使在高寒地区，也可为锂电池机组创造恒温条件。此外，美的通过双向截止插头，多重配平，集装箱保压技术，实现设备一体化安装。不断地优化改进自身现在和未来的产品设计的同时，提升了系统的运营效率。

GMCC&Welling冷暖系统级解决方案 拓展更多场景与应用

GMCC&Welling将转子压缩机、涡旋压缩机、电机、电子膨胀阀、美仁芯片在内的核心零部件按照应用场景进行系统化整合，以冷暖应用为切入点、整机产品为索引，搭配新颖生动的数字化交互技术，让现场观众切身感受GMCC&Welling引领行业发展的核“芯”技术，体会GMCC&Welling对空调、冰箱等整机在能效、可靠、低噪与节能环保上带来的大幅提升。

除传统家用、商用系统级解决方案，GMCC&Welling也展示了在开拓新冷暖应用场景上的丰富成果。以移动便携、车用场景为例，包括移动空调、驻车空调、房车空调、车载冰箱以及车用电池热管理在内的成套解决方案能够满足更多用户需求。

在新能源车电池热管理场景方面，车用电池热管理是GMCC&Welling拓展新兴市场的重要布局之一。此次展出的电池热管理转子压缩机，具有矮高度、大能力、易安装、高可靠性的技术特点，最高冷凝温度75℃，适用于高温环境，并满足IP67防水要求；小体积，大排量，安装更便捷；螺纹接头，车载安装性更好。

发布储能热管理新品！美的新能源业务再落一子

此外，GMCC&Welling还现场展示了覆盖家用、商用及冷暖新应用场景的9个系列的R290环保冷媒产品，彰显了在引领全球环保冷媒替代进程上的“领导者”实力。

GMCC&Welling本次展出的9大系列R290产品涵盖空调、干衣机、热泵采暖等众多场景，包括R290冷媒旋转式空调压缩机、涡旋式热泵采暖变频压缩机、旋转式热泵干衣机压缩机、旋转式微型压缩机、往复式轻商压缩机等。对于R290产品的应用，还有中国家电未来的发展，美芝空压产品公司总经理邱向伟表示：“在‘双碳’背景下，无论从消费端还是整机制造端，都对绿色低碳提出了更高的要求。GMCC&Welling将进一步发挥压缩机、电机、阀、芯片等核心部件的协同优势，以系统级解决方案满足零部件模块化、成套解决方案输出等市场需求，推动中国乃至全球家电行业向高效节能、安全可靠、低碳环保迈进。”

近日，德国弗劳恩霍夫激光技术研究所（Fraunhofer ILT）的研究人员宣布，他们已开发出两种创新的基于激光的锂离子电池生产技术。据介绍，这两种制造技术不仅在生产中节省了能源，而且有可能制造出具有更高功率密度、更长使用寿命的电池。 

研究人员指出，石墨电极的制造是生产锂离子电池的关键步骤之一。在以往的电极制备过程中，通常的操作是使用卷对卷的工艺在铜箔上均匀地涂上石墨膏，将电极传送进160℃－180℃的燃气炉中（主要通过传送带输送铜箔）进行干燥。在消耗大量能源的同时，燃气驱动的连续炉也占用了大量空间，传输带通常长达60－100米，在工业规模上运行时每分钟可干燥100米的铜箔。

弗劳恩霍夫激光技术研究所（Fraunhofer ILT）研究人员开发了一种系统，其中二极管激光能够用于进行干燥过程。激光束的波长为1微米（1μm），经由特殊的光学器件将其放大后，就能够在大范围（大面积）内照亮电极。该光学系统是由Fraunhofer的行业合作伙伴Laserline专门为干燥系统设计的。

Fraunhofer ILT薄膜加工小组负责人Samuel Fink解释了该工艺背后的原理：“与热风干燥工艺相比，我们的二极管激光器是将高强度光束投射到涂有石墨膏的铜箔上，从而完成干燥过程。黑色的石墨吸收了能量，由此产生的相互作用导致石墨颗粒升温，而溶液则在这一过程中蒸发。”

这一技术带来了许多好处：与以往耗电的熔炉相比，二极管激光器非常节能，并且它向环境释放的热量很少。此外，激光干燥系统比传统的熔炉占用的空间大幅减少——据介绍，使用二极管激光干燥将减少高达50％的能量，并将工业规模干燥系统所需的空间至少减少60％。

它还能够提高锂离子电池的功率密度和寿命。具有1毫焦（mJ）脉冲能量的高功率超短脉冲激光器（USP）在电池电极中引入了一种类似于通道的空穴结构。这些通道充当了离子的“高速公路”——它们大大缩短了离子的行进距离，从而缩短了充电过程。同时，这防止了缺陷的发生，从而增加了充电循环次数，最终延长了电池的使用寿命。

Fraunhofer ILT研究人员遇到的挑战之一是如何处理更大的区域，以实现工业生产所需的高通量。不过，团队已经通过使用带有并行过程控制的多波束布置解决了这个问题：他们利用四个扫描器（每个扫描器有六个波束），并行地处理箔纸。它们发出的波束覆盖了250毫米宽的石墨层，并能够对这些石墨层进行连续处理。这种多光束光学系统是与Fraunhofer ILT子公司Pulsar Photonics密切合作开发和实现的，它能够延长石墨负电极的使用寿命，提升化学储能电池的循环寿命，以及降低锂电池的成本。

挪威能源咨询公司Rystad预计，2023年全球清洁氢产能将增加27万吨，其中大部分来自绿氢项目，绿氢产能与2022年相比将增加5倍；世界各国将更重视基础设施建设，以保证氢能贸易平稳进行。目前，全球计划建设输氢管道约5.8万千米，在运输氢管道约5500千米，所有拟建的输氢管道需投资850亿美元。2023年，清洁氢的需求以工业、炼厂和化肥厂为首选方向，道路交通运输和移动出行也将成为清洁氢的应用领域。

此外，拥有丰富能源经验的中东地区被视为发展绿色能源业务的理想地点，正寻求主导全球绿氢市场，2021年以来，该地区的绿氢市场规模大幅增长。

Rystad称2023年全球绿氢产能将增加5倍。挪威能源咨询公司Rystad近期发布报告称，2023年全球清洁氢产能将增加27万吨，2024年全球清洁氢产能年增长将达22%，2025年甚至更高。

挪威能源咨询公司Rystad近期发布了题为《氢能产业2023年展望：新经济的诞生》报告，认为2023年全球清洁氢产能将增加27万吨，其中大部分来自绿氢项目，绿氢产能与2022年相比将增加5倍；预计2024年全球清洁氢产能将增长22%，2025年甚至会更高。

与此同时，快速发展的氢能市场促使各国政府出台更积极的激励措施。2023年，世界各国将更重视基础设施建设，保证氢能贸易平稳进行。在欧盟REPowerEU能源计划中，2030年将在欧盟生产1000万吨绿氢，进口1000万吨绿氢，其中大部分将通过管道运输，因此需要建设完备的输氢管线。埃及、肯尼亚和摩洛哥等计划出口氢气的国家也宣布了多个氢能项目，这些项目需要建设配套的基础设施，包括氢气接收站、氨裂解装置、运输船、海水淡化厂或地上储存设施等。

2023年1月，Equinor（挪威国家石油公司）和德国莱茵集团宣布，计划修建连接两国的氢气管道。目前，全球计划建设的输氢管道约5.8万千米，在运的输氢管道约5500千米，所有拟建的输氢管道需投资850亿美元（不包括压缩机投资）。

报告预计大型石油公司、大型工业企业和化工企业将成为清洁氢的早期使用者。2023年，清洁氢的需求以工业、炼厂和化肥厂为首选方向；道路交通运输和移动出行也将成为清洁氢的应用领域，主要用于氢燃料电池汽车和重卡运输。从地区来看，氢气在欧洲的用途较为广泛，不仅应用于炼厂和化肥厂，而且用于钢铁冶炼、发电和运输；北美则主要用于化肥生产和交通运输领域。

单位氢气全生命周期的碳排放量正成为清洁氢的主要衡量指标。美国去年出台的通货膨胀削减法案中的税收抵免政策要求该指标不高于4千克二氧化碳/千克氢气；英国的清洁氢补贴计划规定该指标不高于2.4千克二氧化碳/千克氢气，并且计划以二氧化碳减排为基础制定多种碳差价合约。

由于激励政策是氢能产业发展的关键推动因素，如何计算氢能项目的全周期碳排放量至关重要，需要考虑上游碳排放量、碳捕集率和电网电力的时间相关性等。对氢能国际贸易而言，也必须考虑项目全周期的碳排放量，这将成为出口项目之间的关键区别。

2023年，随着氢衍生物（如氨、甲醇和合成燃料）成本的下降，商业价值大幅提高，需求将快速增长。作为传统氢衍生物——氨的应用场景越来越广泛，从燃煤电厂的氨混烧到燃氨燃气轮机发电厂，从船用发动机到直接用于燃料电池，目前已有多个大型项目正在尝试生产绿氨或蓝氨，2022年全球清洁氨项目增加了70%。

其他氢衍生物，如甲醇和合成燃料，也开始越来越受到关注。2022年， 全球甲醇项目数量增长了10倍，合成燃料项目数量增长了3倍，以甲醇为最终产品的氢项目数量增长了1倍，以合成燃料为最终产品的氢项目数量增长了2倍。未来随着针对航空领域使用合成燃料法规的陆续出台，从空气或工业排放物中捕集的二氧化碳制成的合成燃料——可持续航空燃料（SAF）项目数量还将增长。

《储能产业研究白皮书2023》显示，2022年全球新型储能累计装机规模达45.7GW，年增长率80%，市场需求巨大。

2022年储能市场增长的重要推动力之一是欧洲户用储能市场的爆发，仅德国就安装了20万个户用储能系统，总装机容量1164MW/1944MWh。

目前，户用储能系统的主流技术路线是锂离子电池，特斯拉、宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、国轩高科、艾罗能源、华宝新能等都在该领域有所布局。

然而，锂元素在地壳中的含量仅为0.006%，且现阶段成本较高、安全性较低，随着电动汽车、储能市场进一步增长，锂离子电池将无法满足包括户用储能在内的众多市场需求。钠离子电池被市场认为是锂离子电池的最佳替代品。

钠离子电池正极材料为分类标准，主流技术路线有三种，分别是过渡金属氧化物、聚阴离子型化合物、普鲁士蓝（白）化合物。

钠离子电池如此吸引储能行业注意的原因，主要在于它的材料组成主要是钠、铁、碳、氮、锰、镍、磷等非稀缺材料。

钠电池三种主流技术路线正极材料，每一种的成本都比锂离子电池正极成本低。以磷酸铁锂电池为例，如果锂、钴和镍等电池材料价格均上涨10%，钠离子电池材料成本只会增加0.8%，磷酸铁锂电池成本将上涨3.2%。

过去半个世纪，钠离子电池市场化进程缓慢的主要原因有两个：一是其能量密度和循环寿命低于锂离子电池；二是现阶段钠电池成本较高。

性能方面，钠离子电池与磷酸铁锂电池、铅酸电池的性能指比较如下：

成本方面，钠离子电池成本大于1Wh/元，高于磷酸铁锂电池的0.7Wh/元和铅酸电池的0.2-0.3Wh/元。

商业化方面，2022年中科海钠2GWh钠离子电池量产生产线落地，引领全球钠电市场化狂潮，2023年被称为钠离子电池量产元年。

未来，随着钠离子电池化学体系、材料迭代加速，规模效应逐渐形成，钠电性能将得到提升，成本将迅速下降。

那么，钠离子电池在户用储能领域的市场前景如何呢？

现阶段钠离子电池的出货领域集中在以两轮车为代表的小动力领域。标志性事件有两个，其一是2月28日，海基新能源推出了搭配钠离子电池的电动自行车；其二是2月23日，中科海钠发布了装载钠离子电池的电动汽车思皓E10X花仙子-A00级短途车。

根据EVTank的资料，聚焦钠离子电池储能用（包括户用储能），钠离子电池的市场应用将经历两个阶段：

2023年-2025年：钠离子电池出货领域将集中在以两轮车为代表的小动力。

2025年之后：钠电池循环寿命、能量密度等指标将上升，钠离子电池储能用和小动力用占比逐步攻守逆转，2026年开始，钠离子电池储能用将超过小动力用，储能将成为钠电最大应用场景。

届时，钠离子电池在户用储能领域将有三个应用场景：

1、家庭光伏储能系统：将钠离子电池应用于光伏储能系统中，以储存太阳能发电过程中产生的电能并在夜间或阴天使用。

2、电网峰谷调整：钠离子电池可用于峰谷电价调整，通过在低谷时段储存电能并在高峰时段释放，实现电力需求的平衡 

3、紧急电源：钠离子电池也可应用于家庭紧急电源系统，为突发停电等紧急情况提供临时电力解决方案。

综上所述，随着钠离子电池技术的不断发展和成本的降低，其在户用储能领域的应用前景将愈发广泛。从家庭光伏储能系统到电网峰谷调整，再到紧急电源，钠离子电池有望成为未来储能市场的主流技术之一。同时，钠离子电池的大规模应用将有助于解决全球能源需求和环境问题，推动可持续发展。

2023年4月12日举行“权威部门话开局”系列主题新闻发布会，国家能源局介绍“全面落实党的二十大精神 深入推进能源高质量发展”有关情况，并答记者问。国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军表示，能源是碳达峰碳中和的重点领域，贯彻落实党中央、国务院决策部署，我们坚持从中国国情和实际出发，坚持先立后破，推动能源绿色低碳转型取得了积极成效，有力支撑了双碳工作积极稳妥推进。

一是绿色底色更亮。中国的风光连续三年装机超过1亿千瓦，可再生能源装机去年年底突破12亿千瓦，非化石能源装机占比接近一半，90%以上煤电机组实现了超低排放，污染物排放水平与气电相当。三年来，煤炭消费比重下降了1.5个百分点，非化石能源消费比重增加了2.2个百分点，充电基础设施数量增长3.3倍。

二是转型动能更强。新能源技术创新成为能源转型的加速器，高效光伏发电、大容量风电等一批先进技术装备保持世界领先水平，自主三代核电、大规模储能等多项重大科技创新实现新突破。

三是政策保障更足。能源、煤炭、石油领域碳达峰实施方案印发并实施，促进能源转型的市场、法律、标准等体系进一步完善。

李创军称，下一步，推动能源绿色低碳转型，重点要做好四个方面工作：

一是持续加大非化石能源供给，加快推动能源结构调整优化，2030年前非化石能源消费比重年均提高1个百分点左右。

二是着力减少能源产业链“碳足迹”，推动实施能源生产设备电气化改造，逐步有序淘汰落后产能，推动煤矿、油气田与新能源融合发展，持续提高能源生产环节节能降碳水平。

三是积极推动终端用能清洁化低碳化，深入推进工业、建筑、交通等领域电能替代，到2025年终端用能电气化水平达到30%左右。

四是加强绿色低碳技术创新和转型机制保障，加大低碳零碳负碳技术攻关力度，不断完善促进能源转型的体制机制和政策体系。

“我国是产氢大国，拥有丰富的工业副产氢。此前，氢气作为工业燃料和还原剂在化工厂内部可实现即制即用，但随着氢能在交通领域的加速应用，需要把氢从制氢厂运到加氢站，储运环节成为氢能商业化应用亟待突破的瓶颈。同时，随着氢能在交通、工业、电力等领域的广泛应用，探索多种储运路径也成为行业重要发展方向。”中国石油天然气股份有限公司石油化工研究院氢能研究所副所长李庆勋在日前召开的2023氢能供应链峰会上表示。

“双碳”目标下，我国氢能产业正迎来史无前例的发展机遇。多位与会专家指出，当前我国氢能储运成本高企问题持续，运营模式待突破，实现产业高质量发展离不开对安全、高效、多元的氢储运体系的持续探索。

高效储运减少中间成本

一直以来，我国氢气来源都与煤炭工业紧密相连，主要集中在北方内陆地区，而东部沿海地区氢能产业发展超前，氢能需求量巨大。因此，我国氢能产业发展存在严重的供需错配问题，亟待突破储运技术制约，减少氢能应用中间成本，实现大规模产业化发展。

据了解，当前我国仍以20MPa氢气运输为主，30MPa刚开始得到应用，而国外运氢基本采用50MPaⅣ型储氢瓶，整体而言，我国储运氢技术与国外相比还存在一定差距。

对于高压气氢而言，高压力、大容积、低成本的气态储运装备研发尤为关键。中国特种设备检测研究院气瓶检测与试验技术研究室主任李翔表示，储氢装备压力提高可以带来充装量和储氢密度的整体提升，极大提高氢储运效率。同时，设计储运和充装功能为一体的高压储运容器，为加氢站提供服务也是重要方向。“虽然高压储运容器制造成本较高，但由于它减少了加氢站中压缩机和存储容器的成本，同时省去了氢储运这一中间环节，因此可大大降低整体成本。”

除持续提升高压气氢装备技术外，业内对液氢储运规模化与应用场景的展望从未停止。“液氢有望解决氢储运规模化难题。”航天氢能科技有限公司副总经理兼总工程师安刚介绍，相比于气态储氢，液氢最大优势是密度大，是20MPa氢气的5倍、35MPa氢气的3倍、70MPa氢气的1.8倍。“一辆运输液氢的车，其运量可以顶10辆20MPa高压氢气运输车，因此非常适合氢的大规模储运。”

“氢液化过程中虽然能耗较大，但液氢技术路线下，液氢工厂可以建在风光发电厂附近电价较为便宜的地区，建成以液氢为储运介质的新能源电氢体系，结合风光电的低碳、低成本和液氢稳定、便于规模储运、分散使用等优点，规避风光周期性、液氢能耗高的缺点，实现新能源优势互补。”安刚表示，基于此，液氢在后续的储存、运输和终端配送使用环节所节省的费用，将远远大于液化环节的能耗成本。

天然气掺氢或为过渡良方

北京市煤气热力工程设计院有限公司道石研究院总工程师王洪建指出，到2060年，氢能的终端消费占比将从目前的不到1%提升至20%甚至更多，实现如此巨大的增量空间，突破储运瓶颈势在必行。“现阶段，氢能的储运主要依靠长管拖车进行气态储运，中期可通过液氢拉长氢的运输距离。而长远来看，未来要真正实现大规模应用，一定是通过管道输送，实现跨区域、更长距离的应用示范。”

据国联证券测算，当氢气输送距离为100公里时，运输成本约为1.43元/公斤。同等运输距离下，管道输氢成本远低于高压长管拖车及低温液态输氢。因此，当氢气下游需求足够支撑大规模的氢能输送时，通过管道运输氢气是一种降低成本的可靠方法。

“不过，当前我国加氢站尚未大范围普及，站点较为分散，纯氢管道运输经济性有限，利用现有天然气管网进行天然气掺氢运输具备明显成本优势，将成为解决氢气规模化输送的有效途径。”王洪建指出，按照我国天然气消费量计算，当天然气掺氢比例为10%时，可具备300多万吨/年的氢气消纳能力，并消纳1700多亿度绿电，有助于进一步提高可再生能源在能源生产结构中的渗透率。

与此同时，我国也有具备发展天然气管道掺氢输送技术的产业基础。以掺氢比例10%—20%计算，等热值碳减排量在3.5%—7.6%之间；充分利用已有燃气管网基础设施，大规模、长距离输氢成本每百公里为0.3—0.8元/千克，大幅低于长管拖车和液氢罐车。

值得注意的是，天然气掺氢因发展前景广阔，已在多地受到高度重视。王洪建举例称，例如，山东开展了“氢进万家”科技示范工程，同时出台扶持政策，对天然气管道掺氢、纯氢管道项目，按设备投资额的30%进行补贴。再如，近两年，天然气掺氢示范应用开始连续出现在国家重点研发计划项目中。

打造稳定供应体系

《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出，要稳步构建储运体系，支持开展多种储运方式的探索和实践，逐步构建高密度、轻量化、低成本、多元化的氢能储运体系。政策已指明方向，但记者了解到，在实际探索过程中，氢气的储存和运输仍面临供应不稳定、标准缺失等不少困难和挑战。

北京兴创海珀尔运输有限公司总经理李铁军直言，以北京为例，北京的氢气供应商停产检修要20天左右，如果在这期间合作的另一家氢气供应商设备突然出现问题，就会造成氢气供应不足。此外，受制于安全风险管理规定，加氢站不能同时停放危化品运输车辆，必须按时段一车一车地卸载氢气，如有某一环节做不到有效衔接，就会造成断氢或车辆积压。

“在运输过程中，温度和压力的变化都会引起加氢站卸氢量和制氢厂提氢量之间的差异，需要双方反复协商、沟通，如果遇到双方采用的计算方式或标准不一，则更让人头疼。”李铁军说。

对此，定州旭阳氢能有限公司总经理李延闽提出，希望业内相关团体、协会能牵头讨论，将安全、场地、环境等各种因素考虑在内制定一个大家都认可的标准进行统一计量，让大家有标准可依。“另外，上下游的合作供氢稳定性，也是保证氢源供给的重要因素。稳定的合作与规划，将有利于产业上下游衔接流畅，从而保障氢气的稳定供应。”

中物联危化品物流分会氢能储运与应用工作组负责人杨春光指出，如果仅局限于氢气运输这一个环节，解决成本高、运营难等问题将挑战重重，但未来如果形成稳定、安全、多元的氢储运体系，实现高压氢气、液氢和氢气管道等运输方式的衔接，保证氢气在供应链中的可靠供应，将进一步改善当前氢储运成本高企、输送距离受限的困境，利好氢能产业规模化发展。

从成本方面来看，钠资源储量丰富，而锂资源储量较少，采用钠盐成本远低于锂盐；钠电池负极集流体采用铝箔，锂电池负极采用铜箔，铝箔成本更低。

在钠离子电池中，正极材料的功能是储存钠离子，充电时钠离子从正极材料通过电解液向负极材料移动，放电时钠离子从负极材料通过电解液向正极材料移动。钠电池正极材料的性能会对钠离子电池的能量密度、功率密度、循环寿命等产生影响，其研究开发重要性突出。

目前，锂离子电池是动力电池、储能电池市场主流产品。从成本方面来看，钠资源储量丰富，而锂资源储量较少，采用钠盐成本远低于锂盐；钠电池负极集流体采用铝箔，锂电池负极采用铜箔，铝箔成本更低。从性能方面来看，钠离子电池倍率性能更优，充电速度更快；温度适用范围更广，低温条件下放电保持率更高；钠离子、铝箔稳定性更好，电池安全性更高。因此，钠离子电池受到关注。

钠离子电池结构与锂离子电池一致，由正极、负极、电解液、隔膜等组成，由于采用钠盐，其核心技术存在差异。目前，钠离子电池其他组成部分的技术路线已经确定，仅钠电池正极材料、钠电池电解液存在路线分歧。与锂离子电池相比，钠离子电池的能量密度、循环寿命较低，需要向高比容量、长寿命方向升级，因此钠电池正极材料研究还在不断深入。

根据新思界产业研究中心发布的《2023-2028年中国钠电池正极材料行业市场深度调研及发展前景预测报告》显示，目前，全球已经开发问世的钠电池正极材料种类众多，主要包括过渡金属氧化物、聚阴离子类化合物、普鲁士蓝类化合物等几大类，其中，过渡金属氧化物又包括层状氧化物、隧道状氧化物两种，研究较多的钠电池正极材料主要有NaMnO2、Na3V2(PO4)3、Na2MnP2O7、Na2Fe2(SO4)3、Na2MnFe(CN)6等，产品优缺点各不相同。

钠离子电池可用作动力电池、储能电池，虽然性能低于锂离子电池，但可替代铅酸电池，与锂离子电池互补使用。现阶段，我国已有中科海纳、宁德时代等企业进入钠离子电池市场布局，钠离子电池产业链快速成型，2023年我国陆续有钠离子电池中试线、量产线落地，行业即将进入爆发期。钠电池正极材料是钠离子电池不可或缺的组成部分，在钠离子电池产业链中的产值占比达到25%以上，因此我国进入布局的企业也在快速增多。

新思界行业分析人士表示，我国钠电池正极材料生产商主要有中科海纳、宁德时代、容百科技、振华新材、鹏辉能源、华阳股份、浙江钠创等，技术路线布局全面，涵盖过渡金属氧化物、聚阴离子类化合物、普鲁士蓝类化合物三大类。其中，层状氧化物钠电池正极材料由于在能量密度、倍率性能、技术工艺等方面具有优势，布局企业最多。在钠离子电池行业发展带动下，我国钠电池正极材料行业扩张速度加快。

北极星储能网获悉，国家能源局为深入贯彻落实党的二十大精神，加强新形势下电力系统稳定工作，4月24日发布国家能源局综合司关于公开征求《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》意见的通知。

其中提到，要科学安排储能建设，深挖电力负荷侧灵活性。

按需建设储能。根据电力系统需求，统筹各类调节资源建设，因地制宜推动各类型、多元化储能科学配置，形成多时间尺度、多应用场景的电力调节能力，更好保障电力系统安全稳定灵活运行，改善新能源出力特性和负荷特性，支撑高比例新能源外送。

有序建设抽水蓄能。有序推进具备条件的抽水蓄能电站建设，探索常规水电改抽水蓄能和混合式抽水蓄能电站技术应用，新建抽水蓄能机组应具备调相功能。

积极推进新型储能建设。充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，探索储能融合发展新场景，提升电力系统安全保障水平和系统综合效率。

整合负荷侧需求响应资源。将微电网、分布式智能电网、虚拟电厂、电动汽车充电设施、用户侧源网荷储一体化聚合等纳入需求侧响应范围，推动可中断负荷、可控负荷参与稳定控制。

完善负荷控制手段。建立完善市场化激励机制，明确各参与主体的市场地位,引导各类市场主体参与负荷控制建设和运营，创新负荷控制技术和方式；加快新型电力负荷管理系统建设，强化负荷分级分类管理和保障，实现负荷精准控制和用户精细化用能管理。

强化负荷控制执行刚性。科学制定负荷控制方案，明确负荷控制的执行条件，对保障电网安全稳定运行的负荷控制措施，电网企业要严格执行，确保系统安全。

原文如下：

国家能源局综合司关于公开征求《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》意见的通知

电力系统稳定工作是以保障电力系统安全稳定运行为目标，统筹发输供用储各环节的系统性全局性综合性工作，是电力行业管理的重要内容。为深入贯彻落实党的二十大精神，加强新形势下电力系统稳定工作，我局起草了《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见。

附件：关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）

国家能源局综合司

2023年4月20日

附件

关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见

（征求意见稿）

为深入贯彻党的二十大精神，全面落实党中央、国务院决策部署，准确把握电力系统技术特性和发展规律，扎实做好新形势下电力系统稳定工作，保障电力安全可靠供应，推动实现碳达峰碳中和目标，提出以下意见。

一、充分认识做好电力系统稳定工作的重要意义

（一）稳定工作是电力系统健康发展的基础。电力系统稳定工作是以保障电力系统安全稳定运行为目标，统筹发输供用储各环节的系统性全局性综合性工作，是电力行业管理的重要内容，是实现电力行业健康发展、确保电力安全可靠供应的基础。在我国电力系统长期发展实践中，稳定工作始终立足我国能源基本国情，遵循电力行业发展客观规律，严格执行《电力系统安全稳定导则》等技术规定，不断筑牢“三道防线”，主动防范和化解各类系统风险，保障了电力系统稳定运行，为经济社会发展提供了坚强支撑。

（二）进一步加强稳定工作是构建新型电力系统的必然要求。未来相当长时间内，电力系统仍将维持以交流电为基础的技术形态，交流电力系统稳定问题将长期存在。随着我国能源电力绿色低碳转型的深入推进，新能源发电装机大幅增长，电力电子设备高比例接入，特高压交直流输电混联运行，电力系统生产结构、运行机理、功能形态等正在发生深刻变化，低惯量、低阻尼、弱电压支撑等问题凸显，电力供需失衡引发频率、电压等稳定问题的风险增加，故障形态及连锁反应路径更加复杂。新型电力系统安全稳定面临更加严峻的挑战，做好稳定工作事关全局、意义重大。

二、总体要求

（三）指导思想

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大精神，全面落实“双碳”战略部署和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，牢固树立管电就要管系统、管系统就要管稳定的工作理念，立足我国国情，坚持底线思维、问题导向，坚持系统观念、守正创新，坚持先立后破、稳妥有序，统筹发展和安全，做好新型电力系统稳定工作，为中国式现代化建设提供可靠电力保障，满足人民美好生活用电需要。

（四）总体思路

——夯实稳定物理基础。科学构建源网荷储结构与布局，保证电源结构合理和电网强度，建设充足的灵活调节能力和稳定控制资源，确保必要的惯量、短路容量、有功和无功支撑，满足电力系统电力电量平衡和安全稳定运行的需求。

——强化稳定管理体系。围绕高比例可再生能源、高比例电力电子设备、源网荷储互动环境下的电力系统安全稳定运行，远近结合、科学谋划电力系统转型的发展方向和路径，统筹规划、建设、运行、市场、科研等各项工作，建立适应新型电力系统的稳定管理体系，确保稳定工作要求在新型电力系统全过程、全环节、全方位落实。

——加强科技创新支撑。围绕系统安全稳定技术需求，加强基础理论研究，推进重大技术和装备攻关，加快先进技术示范和推广应用，协同构建适应新型电力系统的稳定技术标准体系，提升自主可控水平，以创新引领新型电力系统建设。

三、夯实新型电力系统稳定基础

（五）完善合理的电源结构。统筹各类电源规模和布局。可靠发电能力要满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压能力；科学确定电源接入电网电压等级，实现对各级电网的有效支撑；构建多元互补的综合能源供应体系。增强常规电源调节支撑能力。新建煤电机组全部实现灵活性制造，加快存量煤电机组灵活性改造，支持退役火电机组调相功能改造，不断提高机组涉网性能；积极推进水电站依法合规增容扩机，新建水电机组应具备调相功能；积极安全有序发展核电,适度布局调峰气电。大力提升新能源主动支撑能力。推动系统友好型电站建设，逐步实现新能源在电力供应和稳定支撑方面的可靠替代；协同推进大型新能源基地、调节支撑电源和外送通道开发建设，保障外送电力的连续性和稳定性。

（六）构建坚强柔性电网平台。明确网架构建原则。构建分层分区、结构清晰、安全可控、灵活高效的电网网架，合理确定同步电网规模；保证电网结构强度，保持必要的灵活性和冗余度，适应运行方式的灵活调整，具备与特高压直流、新能源规模相适应的抗扰动能力。提高直流送受端稳定水平。直流送端要合理分群，控制同送端、同受端直流输电规模，新增输电通道要避免过于集中；直流受端要优化落点布局，避免落点过于密集；常规直流受端和新能源高占比地区应具备足够的电压支撑能力，短路比等指标要符合要求；积极推动柔性直流技术应用。促进各级电网协调发展。合理控制短路电流水平，适时推动电网解环和电网柔性互联；推动建设分布式智能电网，统一开展稳定管理，实现与大电网的兼容互补和友好互动。

（七）深挖电力负荷侧灵活性。整合负荷侧需求响应资源。将微电网、分布式智能电网、虚拟电厂、电动汽车充电设施、用户侧源网荷储一体化聚合等纳入需求侧响应范围，推动可中断负荷、可控负荷参与稳定控制。完善负荷控制手段。建立完善市场化激励机制，明确各参与主体的市场地位,引导各类市场主体参与负荷控制建设和运营，创新负荷控制技术和方式；加快新型电力负荷管理系统建设，强化负荷分级分类管理和保障，实现负荷精准控制和用户精细化用能管理。强化负荷控制执行刚性。科学制定负荷控制方案，明确负荷控制的执行条件，对保障电网安全稳定运行的负荷控制措施，电网企业要严格执行，确保系统安全。

（八）科学安排储能建设。按需建设储能。根据电力系统需求，统筹各类调节资源建设，因地制宜推动各类型、多元化储能科学配置，形成多时间尺度、多应用场景的电力调节能力，更好保障电力系统安全稳定灵活运行，改善新能源出力特性和负荷特性，支撑高比例新能源外送。有序建设抽水蓄能。有序推进具备条件的抽水蓄能电站建设，探索常规水电改抽水蓄能和混合式抽水蓄能电站技术应用，新建抽水蓄能机组应具备调相功能。积极推进新型储能建设。充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，探索储能融合发展新场景，提升电力系统安全保障水平和系统综合效率。

四、加强新型电力系统全过程稳定管理

（九）加强电力系统规划。统筹整体规划。统筹源网荷储整体规划，加强规划方案及过渡期安全稳定和供电充裕性的系统性论证，提高规划阶段电力系统安全稳定计算分析深度和精度；加强新能源消纳和系统调节能力的统筹规划。滚动开展分析。滚动开展供需平衡分析，合理安排支撑性电源和调节性资源建设，保证电力供应和系统调节能力充裕。有序做好衔接。加强规划与运行的衔接，提升规划方案的适应性与安全性；加强一、二次系统的衔接，协调开展安全稳定控制系统的整体方案研究。

（十）加强工程前期设计。深化设计方案。在大型输变电工程、大型电源接入系统、直流输电工程的可行性研究及初步设计工作中，加强工程对系统的影响分析。开展差异化补强设计。针对重点区段开展差异化设计，提升工程可靠性和抵御灾害能力。优化二次系统设计。合理配置继电保护、稳定控制、通信、自动化等二次系统，确保满足相关标准和反事故措施要求。

（十一）加强电力装备管理。紧密围绕电力系统的稳定技术要求开展相关装备研制、系统试验。针对不同应用场景优化直流、新能源等电力电子装备的并网性能。严格把关电力装备入网质量，充分开展试验测试，消除装备质量系统性缺陷。对新研发的首台（套）电力装备，加强科学论证和风险管控。

（十二）加强电力建设管理。强化电力工程建设的施工、质量、进度等全周期管理，实现工程“零缺陷”投运。组织实施与基建工程配套的系统安全稳定控制措施，确保一次设备与相应的二次设备同步建设、同步投运。针对工程建设过渡阶段，开展系统分析校核，落实过渡期安全保障措施。

（十三）加强电力设备运维保障。加强大型电源和主网设备的可靠性管理，持续开展设备隐患排查和状态监测，针对重要输电通道、枢纽变电站、重要发电厂等关键电力设施开展专项运维保障。及时组织设备缺陷及故障原因分析，制定并落实反事故措施，定期核定设备过负荷能力。加强二次系统运维保障，确保二次设备状态和参数与一次系统匹配，防止安全自动装置不正确动作。

（十四）加强调度运行管理。严肃调度纪律。坚持统一调度、分级管理，各并网主体必须服从调度机构统一指挥，调度机构要严格按照相关法律法规和制度标准开展稳定管理工作；统筹安排电力系统运行方式，保证互联电力系统安全稳定控制措施的协同落实；在电力系统发生严重故障等情况下，调度机构应按照有关规定果断采取控制措施。强化协同控制。建立一、二次能源综合管理体系，加强电力电量全网统一平衡协调；提升新能源预测水平，严格开展各类电源涉网性能管理，通过源网荷储协同调度、跨省区输电通道送受端电网协同调度，提高面向高比例可再生能源接入的调度管控能力。优化调度方式。加强调度与市场衔接配合，推动调度生产组织向市场化方式转变；研究推动风光水（火）储一体化项目作为整体优化单元参与电力系统调节和市场交易；建立完善灵活调节性资源调度机制；定期优化有序用电方案、序位表和措施，确保符合最新电力供需形势。

（十五）加强电力市场管理。将提高电力系统安全稳定水平作为电力市场建设的重要目标之一，强化交易合同履约，完善中长期市场连续运营机制，加快建设更能体现灵活调节能力的现货市场。持续完善辅助服务市场，丰富调频、备用、转动惯量等辅助服务交易品种，建立健全基础保障性和系统调节性电源容量补偿机制。推动建立容量市场，激励支撑调节资源建设。完善电力市场交易安全稳定校核制度，强化市场化的电力市场风险应急处置机制，保证各类市场运作场景下电力系统稳定可控。

（十六）加强电力系统应急管理。建立健全应对极端天气和自然灾害的电力预警和应急响应机制，加强灾害预警预判和各方协调联动。强化重点区域电力安全保障，合理提高核心区域和重要用户的相关线路、变电站建设标准，推进本地应急保障电源建设，重要用户应根据要求配置自备应急电源，加强移动应急电源统筹调配使用，在重点城市建成坚强局部电网。加强超大、特大城市电力保供分析，确有必要的，保留一部分停机备用煤电机组，应对季节性保供。提升事故后快速恢复和应急处置能力，优化黑启动电源布局，完善各类专项应急预案，定期组织开展大面积停电事件应急演练。

（十七）加强电力监控系统安全防护。实施电力行业网络安全“明目”“赋能”“强基”行动，建立完善电力行业、企业网络安全态势感知和监测预警平台，提升电力行业网络安全攻防和应急能力。打造以仿真验证环境、密码平台和北斗设施为代表的电力行业网络安全共性基础能力支撑平台，加强信息资产、威胁情报管理基础能力，落实关键信息基础设施安全保护要求。深化电力监控系统安全防护体系，前瞻应对新型电力系统新业态新技术带来的网络安全新风险，筑牢电力行业网络安全基石。

五、构建稳定技术支撑体系

（十八）攻关新型电力系统稳定基础理论。研究高比例可再生能源、高比例电力电子设备接入电力系统的稳定机理，掌握电力系统故障暂态过渡过程，加快攻关源荷双侧高度不确定性环境下电力电量平衡理论，突破海量异构资源的广域协调控制理论。深入研究新型储能对电力系统安全稳定支撑作用，加快建立完善各类灵活调节性资源规划设计理论。

（十九）提升系统特性分析能力。推进电力系统多时间尺度仿真能力建设。在电力系统各环节深入开展仿真分析，研究标准化仿真模型，推动新能源发电机组参数开放共享，对高比例电力电子设备接入电网开展电磁暂态仿真校核，建立集中式新能源、新型储能、直流等详细仿真模型，开展含分布式电源的综合负荷模型建模。加强电力系统稳定特性分析。充分考虑运行工况的随机波动性，强化在线安全分析应用，充分利用实际故障和系统性试验开展研究，掌握系统安全稳定边界。

（二十）强化系统运行控制能力。融合先进信息通信技术，汇集一次能源、设备状态、用户侧资源、气象环境等各类信息，构建全网监视、全局分析、协同控制、智能决策、主配一体的调度技术支持系统，提高电力系统运行控制数字化水平，实现调度决策从自动化向智能化转变。提升新能源和配电网的可观、可测、可控能力，实现分布式电源、可控负荷的汇聚管理，同步加强网络安全管理。

（二十一）加强系统故障防御能力。巩固和完善电力系统安全防御“三道防线”，开发适应高度电力电子化系统的继电保护装置，研究针对宽频振荡等新型稳定问题的防御手段，扩展稳定控制资源池，滚动完善控制策略，加强安全自动装置状态和可用措施量的在线监视，保障电力电子化、配电网有源化环境下稳定控制措施的有效性。研究新能源高占比情形下发生极端天气时的电力系统稳定性措施。加强电力系统故障主动防御，提升全景全频段状态感知水平，实现风险预测、预判、预警和预控。

（二十二）加快重大电工装备研制。研发大容量断路器、大功率高性能电力电子器件、新能源主动支撑、大容量柔性直流输电等提升电力系统稳定水平的电工装备。推动新型储能技术向高安全、高效率、主动支撑方向发展。提高电力工控芯片、基础软件、关键材料和元器件的自主可控水平，强化电力产业链竞争力和抗风险能力。

（二十三）加快先进技术示范和推广应用。紧密围绕电力系统稳定核心技术、重大装备、关键材料和元器件等重点攻关方向，充分调动企业、高校及科研院所等各方面力量，因地制宜开展电力系统稳定先进技术和装备的示范，积累运行经验和数据，及时推广应用成熟适用技术，加快创新成果转化。

（二十四）构建稳定技术标准体系。充分发挥现有稳定技术标准体系作用。建立健全以《电力系统安全稳定导则》《电力系统技术导则》《电网运行准则》为核心的稳定技术标准体系，强化标准在引领技术发展、规范技术要求方面的重要作用。持续完善稳定技术标准体系。完善新能源并网技术标准，提高集中式、分布式新能源频率电压耐受能力和支撑调节能力；建立新型储能、虚拟电厂、分布式智能电网等新型并网主体的涉网技术标准；完善新型电力系统供需平衡、安全稳定分析与控制保护标准体系；开展黑启动及系统恢复、网络安全等电力安全标准研制；引领新形势下电力系统稳定相关国际标准制修订。

六、组织实施保障

（二十五）建立长效机制。完善电力行业稳定工作法规制度体系，强化政策措施的系统性、整体性、协同性。建立健全电力系统稳定工作长效机制，强化规划执行的严肃性，加强统筹协调，一体谋划、一体部署、一体推进重大任务，定期研究解决重点问题与重大运行风险，协调解决保障电力供应和电力系统稳定运行面临的问题。系统谋划灵活调节性资源可持续发展机制。

（二十六）压实各方责任。建立健全由国家发展改革委、国家能源局组织指导，地方能源主管部门、国家能源局派出机构、发电企业、电网企业、电力用户和其他相关市场主体各负其责、发挥合力的电力系统稳定工作责任体系。地方能源主管部门履行好电力规划、电力建设、电力保供的属地责任，会同地方经济运行管理部门加强电力稳定运行工作。发电企业加强燃料供应管理，强化涉网安全管理，提高发电设备运行可靠性。电网企业做好电网建设运维、调度运行等环节的稳定管理，强化电网安全风险管控。电力用户主动参与需求响应，按要求执行负荷管理，践行节约用电、绿色用电。其他相关市场认真落实电力系统稳定工作要求。国家能源局派出机构根据职责依法加强监管，推动相关稳定措施落实到位。

（二十七）加强宣传引导。开展形式多样的政策宣传和解读，凝聚行业共识，引导各方力量树立全网一盘棋的思想，发挥各自优势形成合力。加强电力系统稳定工作人才队伍建设，提升电力系统管理人员和技术人员工作水平。及时总结新型电力系统稳定工作经验，推广典型模式和先进技术。

目前全球新增的锂电池正极材料大多数市场产能集中于中国，伴随着市场新建产能的逐步释放，锂电池正极材料的市场供需格局逐步趋于平稳，叠加新能源产业的快速发展，未来一段时间之内我国锂电池正极材料行业将维持高水平运行。

一、中国锂电池正极材料行业发展挑战

1、对外依赖度过高

虽然国内的锂资源较为丰富，但是由于受到技术和开发条件等各种因素的影响，目前我国锂资源的开发程度不高，国内锂资源主要依靠从国内进口，高度依赖进口，对外依存度较高，长期在60%以上，这也将成为影响我国锂电池正极材料产业发展的潜在问题之一，相关技术瓶颈有待破解。

2、市场产能不足

随着国内新能源产业的快速发展，对相关材料的市场需求不断提升，比如锂电池正极材料等市场已经出现供需格局失衡的现象，与此同时由于锂电池正极材料市场产能建设需要投入一定的时间，在此发展背景之下，在下游需求快速增长的过程中，应对出现市场产能不足的问题将是我国锂电池正极材料行业主要面临的挑战之一。

3、高端产品缺少

目前我国锂电池正极材料产量集中于低端产品领域，呈现低端产品产能过剩，高端产品供给不足的局面，在高性能三元材料等领域的产量仍存在较大的增长空间，行业整体呈现供大于求的格局，因此探求锂电池正极材料高端产品市场将是影响未来行业发展的影响因素。

二、中国锂电池正极材料行业发展前景

1、政策推动新能源产业发展

国家工信部发布的《国家工业节能技术推荐目录（2021）》，明确以高效长寿命磷酸铁锂电池为核心，以电池管理系统（BMS）、分布式系统 （EMS）、自动消防系统（AFS）为依托，并与储能逆变器（PCS）、IPSCP云平台一起构成“实时监控、双向通信、智能调控”的智慧储能系统，在政策引导之下，将进一步推动新能源细分产业发展。

2、三元材料市场增速加快

在我国锂电池正极材料市场中，三元材料长期占有优势地位，根据北京研精毕智发布的行业统计数据显示，2021年三元材料产量占比达到42.6%，远超其他细分产品产量，市场渗透率持续增长，随着国内二次电池生产成本的逐步稳定，三元材料在锂电池正极材料市场中的渗透率将进一步提高，市场增速明显加快，与此同时市场市场规模不断增加。

3、市场需求量增加

近年来锂电产业快速发展，带动了各终端市场持续增长，受到下游市场需求的驱动，未来将会推动我国锂电池正极材料的市场需求量快速增加。