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27省瞄准“氢能”!8大维度、拆解31省“十四五”规划!

日期:2021-08-25    来源:国际能源网/氢能汇

国际氢能网

2021
08/25
18:28
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关键词: “十四五”规划 氢能产业 抽水蓄能

今年年初,全国31省对外公布了“十四五”发展规划,国际能源网/光伏头条对全部文件进行了拆解,当时有12个省份明确发布了316.5GW新能源(主要是风电与光伏)的装机目标。

(点击阅读→光伏稳了!分析31省“十四五”规划:12省新能源装机超316.5GW、16省明确推广绿色建筑、31省全部推进绿色能源发展

毫无疑问,这个数字某种程度上对新能源行业发展具有积极的推动意义,但年初的文件属于征求意见稿,还不能作为最终定论,截止8月10日,我们“集齐”了全国31省正式的“十四五”发展规划!

在31份正式文件中,全国25个省,明确写出了“十四五”期间新能源发展计划,16省明确提出了新能源装机规划目标,累计达到了654GW!17省开建特高压“送出/输入”工程!29省关注“储能”未来——青海/黑龙江将建储能实证基地!23省、建84座“抽水蓄能”电站!8个“千瓦千瓦级”新能源基地将诞生!15省布局“风光储/源网荷一体化”!16省强化风电产业链/大基地建设!27省瞄准“氢能”——氢能走廊、氢动走廊、氢能产业基地、氢能示范城市将密集诞生!

“十四五” 各省要干什么?怎么干?力度到底多大?下面,国际能源网/光伏头条将从8大维度进行拆解分析!

8大维度、全面拆解31省“十四五”规划!关注微信公众号“光伏头条”,后台回复关键词“各省五年规划”,领取31省“十四五”规划正式文件完整资料(文件包)。

16省  新能源装机规划累计超654GW!

在16个省份中,包括河北、山东、青海、陕西、甘肃、河南、宁夏、广东、吉林、辽宁等10 省的新能源装机目标达到3000万千瓦以上,河北、山东、青海依然是大力发展清洁能源、强化新能源装机的主力,装机目标分别达到了9700万千瓦、8000万千瓦、7500万千瓦。

注:新疆、黑龙江、海南为新增装机规划目标。

近年来,河北、山东、青海这三省在推进新能源发展中始终走在全国前列,清洁替代能力持续增强,但同时,新能源的迅猛发展和大规模接入给当地电网的运行和控制、及高效消纳带来了新的挑战。

因此,在大力推进新能源发展的同时,这三个省份都明确提出要努力构建可再生能源发电与其他能源发展相协调、开发消纳相匹配的发展格局,强调健全可再生能源电力消纳保障机制。

值得注意的是,在此前的征求意见稿中,内蒙、宁夏、江苏、四川分别提出了自己的新能源装机目标,但在正式的文件中并未提及,甚至抹掉了明确的目标数量。

此前,内蒙提出“十四五”期间新能源新增并网规模达5000万千瓦以上,到“十四五”末,自治区可再生能源发电装机力争超过1亿千瓦时;宁夏提出力争到2025年,可再生能源装机超过4000万千瓦,占电力装机比重超50%;江苏提出“十四五”期间可再生能源新增装机约2200万千瓦,新增投资1630亿元;四川提出“三洲一市”光伏基地规划容量2000万千瓦。

——河北新能源装机目标翻倍!

特别要提到的还有河北,在此前的征求意见稿中,提出风电、光伏装机分别达到2600万千瓦、2000万千瓦以上,而正式的规划中,则将目标提高至4300万千瓦、5400万千瓦,目标翻倍增加!

支撑/辅助河北新能源装机目标落地实现的是,河北已经划定并明确,加快张家口市可再生能源示范区、承德百万千瓦风电基地二期、光伏发电应用基地和分布式光伏项目建设,谋划启动承德百万千瓦风电基地三期、张家口百万千瓦风电基地四期。

17省  开建特高压“送出/输入”工程

据不完全统计,目前我囯已建成投运的特高压线路共13条,其中国家电网已投运的特高压线路11条,南方电网投运2条。特高压的建设将使中国电网连成互通互联一张网,在保障电力供应、促进清洁能源发展、改善环境、助推“西电东送”和煤电替代、提升电网安全水平等方面发挥重要作用。

特高压电网长距离、大容量、低损耗输送电力的最大特点,成为解决新能源光伏、风电消纳问题的重要途径,只有借助特高压才可将集中和相对不稳定的电力传输到华北和华中等负荷中心。

新能源未来的发展将有赖于特高压电网。令人欣喜的是,在“十四五”规划中,有17个省份已经把“开建特高压输电工程”作为了重要方向和目标,并且有具体的建设项目,这将进一步促进清洁电力的消纳!

也就是说,“十四五”期间虽然新能源装机规模体量大,但是配套消纳能力也将有明显的提升,新能源装机量与消纳应该会有一个很好的平衡!其中,宁夏已经提出了消纳目标,并且是唯一一个明确提出消纳目标的省份——到2025 年,可再生能源电力消纳比重达到30%以上。

同时,31省全部将在“十四五”期间积极建设新能源配套枢纽工程,强化电力基础设施,所规划的项目建成后将为电网供电可靠性,为新能源送出/输入建好“高速路”。

注:关于特高压建设,其他只到“积极推进”、“加快“等字眼的省份,未在上表。上表仅为有具体特高压工程项目的省份。

特高压送出/输入工程——关键词:外电入皖、送电广西、黔电送粤、黔电送深、宁电入湘、吉电南送、区外来电、北电南送、过江输电、青电入豫、外电入鲁、蒙电入津、疆电入渝等

安徽:积极开展与内蒙、陕西、山西、甘肃等省区电力合作,力争开工建设一条“外电入皖”特高压输电工程。续建芜湖楚城扩建、 合肥紫蓬等500千伏输变电工程,开工建设阜阳阜四、滁州横山、安庆四等500千伏和黄山大北埠、亳州上德 220 千伏及以下输变电工程。

北京:统筹本地及周边区域电源设施布局,提升分区电源支撑能力和分布式能源系统保障能力。优化完善环京特高压环网及下送通道,推进北京东-通州北、北京西-新航城 500 千伏等通道建设,提升北京电网“多方向、多来源、多元化”受电能力。到2025 年,外送通道输电能力增加到 4300 万千瓦。规划建设亦庄南、CBD 等 500千伏输变电工程,完善主网结构和城市重点负荷区域 220 千伏电网结构,建成源网储辅协调、分区互联互济的高可靠智能化城市配电网,全市供电可靠率达到 99.996%。

福建:北电南送新增输电通道,闽粤联网工程,永安、石狮、汀州等 500 千伏输变电工程。

甘肃:加强智能电网建设,着力提升酒泉至湖南、陇东至山东特高压直流输电工程清洁能源外送比例。加强城市配电网建设和农村电网巩固升级改造,打造以特高压为骨干网 络、各级电网协调发展的西部电网枢纽、新能源辐射中心。加快陇东至山东± 800 千伏特高压输电工程建设。推进河西第二条特高压直流输电工程前期工作,力争“十四五” 开工建设。建成甘青断面武胜至郭隆输电工程、兰临输变电等工程。强化 750 千伏主网架建设,优化 330 千伏及以下电网网架。

广东:加强电网建设,持续优化主网结构,稳步推进全省目标网架建设,构建以粤港澳大湾区 500 千伏外环网为支撑、珠三角内部东西区之间柔性直流互联的主网架格局,尽快建成粤西第二输电通道,解决粤西窝电问题。全面加强城乡配电网络建设,提高配电网供电可靠性和网架灵活性,建成"结构清晰、局部坚韧、快速恢复"的坚强局部电 网保障体系。积极推进闽粤联网建设,健全西电东送长效机制,提升省间电,网互联互通水平。新建10个新一代智能变电站示范工程。

广西:建设绿色安全电力通道,发挥好“西电东送”直流输电通道作用,积极推动西北能源基地等“送电广西”特高压直流输电通道建设,加强与越南电力基础设施互联互通,初步建成陆海新通道能源合作走廊。

贵州:构建坚强的输电网网架。实施 500 千伏威宁变、习水变、水场变等重点输变电工程,推进奢香—鸭溪、兴仁换流站—独山等500千伏主通道建设,建成“三横两纵一中心”500 千伏骨干电网网架。

深入实施国家“西电东送”战略,确保“黔电送粤”(含“黔电送深”)800万千瓦输送容量和年送电量500亿千瓦时的通道能力,外送湖南、重庆、广西等周边省份100万千瓦输送容量和年送电量 60 亿千瓦时的通道能力。巩固完善 220 千伏电网,加快建成“环网为主、链式为辅、网间支援”的电网结构。有序推进贵州电网和兴义地方电网“两网融合”。同时,建设保底电网。

到 2025 年,城乡配电网自动化覆盖率达到 100%,城镇供电可靠率提升到99.95%,农村供电可靠率提升到 99.91%。

海南:构建智能可靠配电网。积极建设灵活可靠的城市配电网,加 快建成现代农村电网,全面提升配电网的供电可靠性和智能化水 平,重点提升海口、三亚及重点园区供电可靠性,全面落实电力 抄表到户,大幅改善海南电力营商环境。到2025年,海南配电网供电可靠率将达到99.959%,综合电压合格率达到99.9%,基本实 现抄表到户全覆盖。

河北:构建坚强可靠基础设施体系。建设坚强智能安全电网,谋划新的送电通道,加强以特高压电网为支撑的 500 千伏主网架,继续推进城乡配电网建设改造升级,推动王家寨 10 千伏微电网工程,谋划外电入冀通道,推进1000千伏特高压、500千伏主网架和城乡配电网建设改造。

河南:强化以郑州都市圈电网为中心的省级 500 千伏主网架,推动市域 220 千伏支撑电网优化升级,加快建设国内一流的现代城市配电网和中部领先的农村电网,形成各电压等级灵活调配、多元化负荷安全接入的坚强智能电网。推进第三条直流输变电工程项目,新建 500 千伏变电站 11 座;

黑龙江:优化电力生产和输送通道布局,完善 500 千伏骨干网,形成“三横五纵”网架格局,实现 500 千伏电 网覆盖市(地)。强化 220 千伏网架结构,实现 220 千伏电 网覆盖县(市)。争取建设以黑龙江省为起点的特高压电力外送通道。加强城市配电网建设,提升智能化水平。推进农村电网巩固提升工程建设,加快补齐农网短板。

湖北:打造全国电网联 网枢纽,围绕增强外电消纳、省间联络、三峡留存、电源接入能力,加快实施“两线一点一网”,建成陕北—湖北特高压直流输电工程,推进川藏水电入鄂输电工程,优化三峡近区电网,全面提升城乡供电能力,建成“送受并举、东 西互济、智能高效”的坚强电网,武汉城市电网达到世界一流水平。

湖南:大力引入区外优质能源,提升祁韶直流、雅江直流利用率,加快“宁电入湘”特高压直流工程前期工作,实现鲤鱼江电厂送电湖南;建成荆门-长沙-南昌交流和祁韶、雅江直流相结合的强交强直特高压网;建成雅中-江西特高压直流线路工程湖南段、荆门-长沙-南昌特高压交流线路工程和长沙特高压交流站。

优化完善电网主网架,基本建成湘东“立体双环”网、湘南“日”字型环网、湘西北和湘北环网,实现 500 千伏电网市州全覆盖和 220 千伏电网县级全覆盖;新建宁乡、娄底西、自治州、张家界和郴州东等 500 千伏变电站,改扩建罗城、浏阳、星城和牌楼等 500 千伏变电站,新建自治州-娄底西、雁城-郴州东和宗元-紫霞第二回等 500 千伏线路,加强配电网升级改造。

吉林:构建各电压等级相互支撑、协调发展的现代坚强电网。完善500千伏 “两横两纵双环网”电网结构,满足西部地区新能源开发需求,提高东西部电网互济能力。推进220千伏电网实现分区分片供电,满足长春、吉林等重点城市和重要用户负荷增长需求。适当超前布局66千伏输变电工程,初步建成现代化的智能配电网,提高自动化有效覆盖率。结合吉林省 “陆上三峡”工程建设,适时启动 “吉电南送”特高压电力外送通道工程,打造松辽清洁能源基地。

“吉电南送”特高压电力外送通道:是指以吉林省为起点,向华北、华东或华中地区送电的特高压直流电力外送工程。

吉林 “陆上三峡”工程:总投资1000亿元,建设省内消纳基地、外送基地和制氢基地等3个千万千瓦级新能源生产基地和 “吉电南送”特高压电力通道。

鲁固直流特高压外送配套风电项目:在大安、洮南、通榆、乾安、长岭为鲁固直流特高压外送配套建设总装机容量300万千瓦的风电项目。

500千伏输变电工程:总投资30亿元,推进建设长春庆德、吉林中部网架、向阳变电站扩建、甜水变电站扩建、龙凤变电站扩建、昌盛开关站扩建、松原乾安输变电等工程。

220千伏输变电工程:总投资10亿元,推进建设长春福祉、四平范家屯输变电和长春北部网架完善工程。

江苏:优化电网主网架和跨区域输电通道,加大特高压跨区域送电重点工程建设,稳步扩大区外来电、北电南送、过江输电规模,提高电网安全供给、智能响应水平。重点建设:白鹤滩-江苏±800千伏特高压直流工程。

江西:积极引入优质区外电力建成雅中直流工程,建成雅奢江中游一江西特高压直流输电工程及其配套工程,争取引入第二回特高压直流入赣通道 ,优化提升电力输送网络,完善500千伏骨干网,构建形成 "1个中部核心双环网 +3 个区域电网" 的供电主网架,建成豫章、吉安东、赣州东等 千伏输变电工程 。

辽宁:重点发展特高压变压器、大容量换流阀等输变电装备及零部件,重点攻克特高压直流换流变压器温升控制等关键核心技术,建设智能电力装备产业基地,实现关键装备自主化研制和产 业化。到2025年,输变电装备行业营业收入达到1000亿元。

积极推进跨省区大容量外送输电通道建设,逐步形成辽宁电网与东北、华北等区域电网内外结合、充分协调联动的格局。加强500千伏主干网架建设,优化220千伏电网结构,提高电力安全保障和清洁能源消纳能力。

内蒙:实施灵活电网工程,打造蒙西电网“四横五纵”、蒙东电网“八横两纵”主干网架结构,积极推进甘迪尔至川长、宁格尔至巨宝庄、巴林至金沙至阜新(内蒙古段)等 500 千伏输变电工程。

推动实施蒙西电网与华北主网异步联网工程,从根本上解决蒙西电网与华北主网弱联系问题。规划建设蒙西至河北、至天津、至安徽、至河南、至南网特高压绿色电力外送通道。推进柔性直流输电、智能局域电网和微电网等技术应用,以及各类储能规模化示范。

宁夏:推进以新能源为主的宁夏至华中特高压直流输电外送通道建设,完善750千伏电 网主网架结构,加强城乡配电网建设,实施农村电网巩固提升工程。到 2025 年,可再生能源电力消纳比重达到30%以上。

电力供应安全网络工程∶新建青山、妙岭、天都山及平罗电厂送出等 750千伏输变电工程,优化杞乡、沙湖等现有750 千伏输变电工程,新建 220 千伏及以上线路长度 1800 公里;建设滨东、大板、张易等 110 千伏输变电,恒光、下流水、上滩、孟家湾等 35 千伏输变电和 10 千伏城农网工程。

青海:扩大省际能源合作,实现能源远距离、大容量外送。建设“强直强交”送端电网,加快实现“青电入豫”工程满功率运行,力争开工建设第二条特高压直流外送通道。

加强省际网架结构,扩大与周边省区电力交换能力。建设省内坚强智能电网,完善东西部互济网架,增强新能源汇集输送能力。提升配电网智能化水平,加快推进农网升级改造和大电网未覆盖地区延伸工程,全面提升城乡供电保障能力。实施 750 千伏、330 千伏骨干电网强化项目和城市、农村配网改造升级项目。

清洁能源基地建设工程:建设海南州、海西州等千万千瓦清洁能源基地及青豫直流二期配套电源项目,谋划第二条特高压外送通道配套电源项目。推动其它区域清洁能源项目建设。

山东:持续扩大“外电入鲁”,重点推进昭沂直流配套电源投产,推动鲁固直流建设配套电源,开工陇东至山东特高压直流工程,提高通道利用率和清洁电量比例。

外电入鲁:(1)陇东—山东±800 千伏特高压直流输变电工程(2)扎鲁特—青州特高压直流通道送端配套电源基地等。

电网:建成(1)先行500千伏输变电工程(2)观龙500千伏输变电工程(3) 黄埠岭 500 千伏输变电工程(4)寿光500千伏变电站主变扩建工程(5)沂蒙抽蓄500千伏送出工程(6)齐河500千伏输变电工程(7)聊城南500千伏输变电工程(8)高地500 千伏输变电工程(9)郓城500千伏变电站主变扩建工程(10)大唐郓城电厂500千伏送出工程。储备(11)寨里500千伏输变电工程(12)琅琊500千伏变电站主变扩建工程等。

山西:立足电力外送基地战略定位,推进电力资源跨区域配置能力建设。以华北、华中等受电地区为重点,布局推进一批特高压及外送通道重点电网工程。蒙西—天津南、晋北—江苏、榆横—潍坊等3条特高压通道建成投运。

加快推进“西电东送”优化调整工程,重点推进山西—浙江±800千伏特高压直流、山西—京津唐、山西—河北南网、山西—河南等输电通道建设。

陕西:统筹省内骨干网架和电力外送通道建设,提高省际省内电力互济保障能力。省内∶推进陕北—关中750千伏第Ⅲ输电通道、关中—安康 750千伏输电通道建设,建设西安东、西安西等750千伏变电站工程,形成"三纵一环网一延伸"的骨于网架,增强陕北向关中送电、关中和陕南互济能力,保障中心城市和城乡区域可靠供电。

外送∶推动陕北—湖北特高压直流输电工程建设,积极谋划陕北—华东、华中特高压直流送电工程。

上海:加大支撑电源和电网调峰能力建设,力争到 2025 年全市再新增 600 万千瓦电力供应能力。

四川:加快四川电网主网架提档升级,构建电网中长期目标网架建成四川特高压交流重点工程,启动实施攀西电网至省内负荷中心通道工程。推进四川水电外送第四回特高压直流工程建成投产,加快白鹤滩水电站外送特高压直流工程建设,规划建设金沙江上 游川藏段水电送出工程。完善省内电力输配网,提高输电通道用率和配网供电能力、质量。持续推进农村电网改造升级。

四川电网主网架建设工程:建成投运雅中至江西、白鹤滩至江苏、白鹤滩至浙江 ±800 千伏特高压直流工程。建成甘孜—天府南—成都东、阿坝—成都东、天府南—铜 梁 1000 千伏特高压交流工程,开工建设金沙江上游川藏段水电外送特高压直流工程。建设 500 千伏电网项目 55 项,220 千伏电网项目 165 项。

天津:提升多元安全保障能力。稳定本地电力供应,大力提高外受电比重。推动“蒙电入津”特高压电网建设,优化电网网架结构,构建500千伏“目”字型扩大双环网,建设坚强局部电网,打造国内一流城市配电网。

推动“蒙电入津”特高压电网建设,实施天津 500 千伏电网完善项目和天津南特高压变电站扩建工程,新增变电容量 1814.7 万千伏安。

西藏:加快推动金沙江上游(藏川段)清洁能源外送通道建设,推进澜沧江上游清洁能源外送通道研究,推进中尼电网联网,完善西藏电网骨干网架,加强与西南电网互联,推进主电网延伸。推进城网建设与改造,加快农网改造升级。

新疆:加快特高压入疆,大力培育特高压、超高压装备及核级电缆制造业,加快电网数字化改造升级。重点推进兵团准东工业园至北疆负荷中心输电工程、第九师清洁能源外送工程等。

云南:坚持国家战略优先,切实贯彻落实国家 “西电东送”战略,发挥好昆柳龙特高压多端直流示范工程等跨省消纳清洁能源的重要作用,支撑 “西电东送”电量稳中有增,推动 “西电东送”可持续发展。全力推进与周边国家的高电压等级电网互联,实现中老联网 (输入),中缅、中越直流联网 (输出)。到2025年,全省跨境联网通道总能力达450万千瓦。

浙江:建成白鹤滩输浙特高压直流项目,持续优化外来电输入比重和结构。

重庆:新建哈密北—重庆±800千伏特高压直流输变电工程及配套500千伏送出工程、天府南—重庆铜梁1000千伏特高压交流 输变电工程及配套500千伏送出工程、永川500千伏输变电工程、重庆 电厂环保迁建500千伏送出工程、綦江蟠龙抽水蓄能电站500千伏送出 工程、中梁山500千伏输变电工程、巴南新玉500千伏输变电工程,续 建渝北金山500千伏输变电工程,研究论证大足、秀山500千伏输变电工程。

29省  关注“储能”未来

青海/黑龙江将建储能实证基地

在我国逐步“构建以新能源为主体的新型电力系统”过程中,新能源装机规模持续增长,储能产业也将迎来历史性发展机遇。今年以来,储能领域有两个关键性政策已经出炉!

7月份,国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,提出到2025年,实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变,市场环境和商业模式基本成熟,装机规模达3000万千瓦以上,新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。

8月10日,国家展改革委、国家能源局联合印发了《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》(以下简称《通知》),要求多渠道增加可再生能源并网消纳能力、鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模、允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模、鼓励多渠道增加调峰资源。

从近期相关政策部署来看,从中央到地方,都在鼓励支持“新能源+储能”产业发展。在31省份发布的“十四五”规划中,积极部署储能的发展势头,也得到了体现。

但有个客观事实,不得不提,据国际能源网/光伏头条了解,在政策和市场双重需求因素的影响下,2015年~2020年,我国的电化学储能在市场中所占份额已经持续增加至接近10%。即便如此,目前我国仍旧以抽水蓄能为主要的储能方式。

尽管储能产业发展愿望强烈强烈、势头明显,相比抽水蓄能,电化学储能仍存在累计装发容量低,造价相对较高的问题。但毫无疑问,储能规模化发展的小火苗已经被点燃!

在可预期的未来,储能能否攀上突破性、持续增长的高峰,也要看电力系统中电厂、电网、用户三方面是否有刚性需求,有刚性需求、长久机制,才能持续化发展。(关于“十四五”各省对抽水蓄能的部署,我们在下文详细分析)

安徽:加快突破风光水储互补。

北京:建设创业投资集聚区,对氢能、光伏、先进储能、能源互联网等领域采取“负面限制清单+正面鼓励清单”管理模式。利用先进储能系统,建成多路径“黑启动”电源,开展重点负荷区域、重要用户应急储能与调峰系统重构,构建电源、电网和用户三方协同综合应急保障体系。

福建:加快推进“电化学储能技术国家工程研究中心”建设,完善电力交易规则,推进大型储能电站试点示范,推动可再生能源发电侧、用户侧储能示范应用。支持宁德储能电站建设。

甘肃:加强抽水蓄能、储能等相关产业发展,推进 “风光水火储”一体化产业链发展。推动储能成本进一步降低和多元利用,开展风储、光储、分布式微电网储和大电网储等发储用一体化商业应用试点示范。

广东:投资150亿,加快培育氢能、储能、智慧能源等新兴产业,提升新能源产整体发展水平,打造沿海新能源产业带和省内差异布局的产业集聚区。

广西:开展“新能源+储能”示范应用,探索“风光水火储”、“源网荷储”一体化发展模式,创新消纳方式,提升消纳能力。

贵州:科学发展风、光等新能源,推动风光水火储一体化发展,建设毕节、六盘水、安顺、黔西南、黔南等百万千瓦级光伏基地,鼓励分散式、分布式光伏发电及风电项目建设。

海南:依托海南新能源发电项目,发展风电、光伏、电力储能、智能电网等相关配套产业。

河北:加快风光火储互补、先进燃料电池、高效储能等关键技术和智能控制系统研发及产业化。

河南:推动风光水火储一体化和源网荷储一体化发展,支持大数据中心等用电大户配套建设储能设施,促进可再生能源灵活消纳,建设多能互补清洁能源基地和储能产业基地。

黑龙江:建设大庆光伏储能实证实验平台(基地)。

湖北:加强储能技术装备等研发与应用,实施一批风光水火储一体化、源网荷储一体化示范项目。发展智慧能源,构建能源生产、输送、使用和储能协调互补的智慧能源系统。

湖南:鼓励风电、光伏发电与储能融合发展;建成电化学储能 200 万千瓦。

吉林:重点开展区域能源互联网优化控制与智慧服务关键技术研究及规模化应用、储能技术、智能管理控制技术开发及应用。

江苏:推动分布式光伏与储能、微电网等融合发展,建设一批综合利用平价示范基地。实施未来产业培育计划,前瞻布局储能等领域。

江西:聚焦新能源领域的储能技术,开展重大科技专项,组建科技创新协同体。

辽宁:推进新能源生产和储能一体化,推进发电侧和用户侧新型储能设施建设,发挥调峰调频作用,为电网平稳运行提供支撑。储能工程:成大工连程液流电池储能调峰电站项目,其他新型储能项目。

内蒙:打造储能产业集群——借助新能源、智能电网、能源互联网等领域对储能的大规模需求,聚焦储能关键材料、核心部件制造,发展储能全产业链。

宁夏:推进宁东、红寺堡、盐池、中宁等风光储一体化建设。积极培育储能及新能源汽车产业。

青海:新建——哇让抽水蓄能电站、黄河上游储能工厂、燃气电站、电化学共享储能电站;支持在盐湖资源综合利用、先进储能技术等重点领域打造一批国家级创新平台,“十四五”时期新增国 家级创新平台 5个。创建先进储能技术国家重点实验室,高水平打造国家级太阳能发电实证基地和储能实证基地。

加快储能产业发展,推进储能项目建设,加强储能工厂、抽蓄电站、光热、氢能、电化学储能等技术创新应用,统筹发电侧、电网侧储能需求,不断扩大共享储能市场化交易规模,研究建立储能市场体制机制,探索制定储能技术标准,建设全国储能发展先行示范区。

实施“生态+电力+储能”行动,在制造、建筑、生活等领域加大清洁电力替代。

山东:以核电、氢能、智能电网及储能等为支撑的新能源产业成为重要支柱产业。

山西:大力发展清洁能源,促进新能源增长、消纳和储能协调有序发展,推动多能互补开发,形成绿色多元能源供应体系。探索大容量、高参数先进煤电项目与风电、光伏、储能项目一体化布局,实施多能互补和深度调 峰,提升电力供给效率。

提升新能源消纳和存储能力,加快推进“新能源+储能”试点,推动储能在可再生能源消纳、分布式发电、能源互联网等领域示范应用。

陕西:推进新能源、新材料及储能重点实验室、工程技术中心和中试基地建设,加快能源科技为主的国家应急产业示范基地建设,建成科创、文创、旅创三创融合的国家级高新区。

天津市:加快储能关键技术研发,推进储能在可再生能源消纳、分布式发电领域示范应用。

西藏:加快推进“光伏+储能”研究和试点,大力推动“水风光互补”,推动清洁能源开发利用和电气化走在全国前列,2025 年建成国家清洁可再生能源利用示范区。

新疆:布局包含储能在内的风光储、多能互补项目,降低弃风、弃光发电率。在北疆、东疆等条件适宜地区建设抽水蓄能、化学储能项目,新增风电、光伏发电项目按10-20%左右比例配套建设储能设施。

浙江:加快储能、氢能发展,到2025年清洁能源电力装机占比超过57%,高水平建成国家清洁能源示范省。

重庆:统筹抽水蓄能电站、天然气发电、煤电灵活性改造、电力需求侧响应和储能等供需措施,不断增强电力系统运行调节和调峰能力。

据国际能源网/光伏头条统计,29省将“储能”写入了“十四五”规划,从文件措辞上,可以看到绝大部分省份对发展储能的态度还是——“积极、推进、布局、推动、研究、培育”,但至少各省已经充分关注到了储能!这对储能未来的规模化发展是一个好的开端!

31省份中仅“四川、云南”对储能的发展只字未提,黑龙江、辽宁、内蒙、青海明确提出储能建设具体方向,尤其青海——将大力发展储能,创建先进储能技术国家重点实验室,高水平打造国家级储能实证基地,同时探索储能市场机制、制定储能技术标准,建设成为全国储能发展先行示范区。与青海思路相似,黑龙江也将建设实证基地——大庆光伏储能实证实验平台(基地)。

此外,湖南提出了建储能200万千瓦、内蒙要发展储能全产业链、山东要让储能成为支柱性产业、新疆是唯一一个将配套10~20%左右比例储能写入“十四五”规划的省份。

总的来说,双碳目标为储能的发展提供了新的机遇,储能已经有了规模化发展的条件。

23省  建84座“抽水蓄能”电站

抽水蓄能是技术成熟、调节能力强、经济性好、被广泛接受且认可的综合性的安全调节电源。与常规电源和储能设施相比,抽水蓄能电源在技术性、经济性上优势更甚。

目前来看,随着新能源发展速度的加快和装机规模的扩大,电网运行的安全调节问题日益突出,建设合理规模的抽水蓄能电站,成为了各省解决电网调峰调频问题、保障电网运行安全、促进新能源消纳及实现各类电源经济运行的重要手段。从国际能源网/光伏头条近期集齐的31省“十四五”规划来看,已经有23省,规划开建84座“抽水蓄能”电站。

安徽:建成绩溪、金寨抽水蓄能电站,续建桐城抽水蓄能电站,推进宁国、岳西、石台、霍山等抽水蓄能电站适时开工建设,争取太湖、休宁等一批抽水蓄能电站纳入国家新一轮中长期规划。

完善抽水蓄能电站价格形成机制,发挥抽水蓄能资源优势,推进长三角千万千瓦级绿色储能基地建设。

福建:推进抽水蓄能、电储能等调节型电源建设,强化统筹网、源、荷布局。建成周宁、永泰、厦门、云霄抽水蓄能电站。

甘肃:开工建设玉门昌马120万千瓦抽水蓄能电站,加快推进张掖盘道山、武威黄羊抽水蓄能电站前期工作,谋划实施黄河、白龙江干流甘肃段抽水蓄能电站项目。

广东:建设阳江、梅州、惠州、云浮、肇庆抽水蓄能电站项目。"十四五"期间,新增装机 240万千瓦,到2025年,装机达到968万千瓦。

广西:加快抽水蓄能电站建设,建设南宁抽水蓄能电站、广西第二座抽水蓄能电站。

贵州:加快推进抽水蓄能前期工作,建设贵阳、黔南等抽水蓄能电站。推进贵阳修文(120 万千瓦/年)、黔南贵定(120 万千瓦/年)等抽水蓄能电站建设。

河北:加快建设抽水蓄能电站、大容量储能等灵活调峰电源。

河南:建成投产南阳天池抽水蓄能电站一期,建设洛阳大鱼沟、信阳五岳、平顶山花园沟等抽水蓄能电站,推动郑州、濮阳等燃气调峰机组项目,规划储备一批抽水蓄能电站项目,支持平顶山等市建设储能产业基地。

黑龙江:建成牡丹江荒沟抽水蓄能电站,开工建设尚志、依兰抽水蓄能电站。

湖北:提高火电机组灵活性和调节能力,有序推进抽水蓄能电站建设。

湖南:建成平江抽水蓄能电站,开工建设安化抽水蓄能电站,争取安化二期、东江、汨罗、攸县和湘南地区等抽水蓄能电站纳入选址规划,鼓励风电、光伏发电与储能融合发展。

吉林:

蛟河抽水蓄能电站:总投资70亿元,建设总装机规模为120万千瓦,安装4台单机容量为30万千瓦的可逆式水泵水轮发电机组。

桦甸 (红石)抽水蓄能电站:总投资60亿元,建设总装机规模为120万千瓦,安装4台单机容量为30万千瓦的可逆式水泵水轮发电机组。

通化抽水蓄能电站:总投资40亿元,总装机容量80万千瓦,新建库容1500万立方米。

安图抽水蓄能电站:总投资72亿元,总装机容量120万千瓦,安装4台30万千瓦单机单。

江苏:建设句容、连云港抽水蓄能电站。

江西:扎实推进奉新、洪屏二期抽水蓄能电站建设加快推进赣县抽水蓄能电站前期工作。

辽宁:加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用,积极推进清原一期工程,开工建设庄河和兴城抽水蓄能电站,加快推进桓仁大雅河、清原二期和阜新海州露天矿等抽水蓄能电站前期工作。

宁夏:青铜峡抽水蓄能电站项目——建设100万千瓦抽水蓄能项目及相关配套设施,力争"十四五"期间完成库体工程,估算总投资 65亿元。

青海:新建——哇让抽水蓄能电站、黄河上游储能工厂、燃气电站、电化学共享储能电站;推进储能项目建设,加强储能工厂、抽蓄电站、电化学储能等技术创新应用。

山东:建成——(1)文登抽水蓄能电站(2)沂蒙抽水蓄能电站。在建(3)潍坊抽水蓄能电站(4)泰安二期抽水蓄能电站。储备——(5)莱芜船厂抽水蓄能电站(6)枣庄山亭抽水蓄能电站(7)青州朱崖抽水蓄能电站等。

山西:重点建设运城垣曲、大同浑源抽水蓄能电站项目。

陕西:建成旬阳水电站、黄金峡水电站、白河水电站和镇安抽水蓄能电站、推进第二抽水蓄能电站前期工作。

新疆:加快建设抽水蓄能和化学储能设施,提升兵团电力系统调节能力,促进可再生能源消纳,在北疆、东疆等条件适宜地区建设抽水蓄能、化学储能项目,新增风电、光伏发电项目按 10-20%左右比例配套建设储能设施。

浙江:有序推进抽水蓄能电站和海上风电布局建设。建成长龙山抽蓄电站,建设宁海、缙云、衢江、磐安抽蓄电站,开工泰顺、天台抽蓄电站,打造华东抽水蓄能基地,到 2025 年抽水蓄能电站装机达 700 万千瓦以上。

重庆:统筹抽水蓄能电站、天然气发电、煤电灵活性改造、电力需求侧响应和储能等供需措施,不断增强电力系统运行调节和调峰能力。

建成重庆电厂环保迁建、綦江蟠龙抽水蓄能电站,建设 “疆电入渝”配套电源项目。建设丰都栗子湾抽水蓄能电站和五洞岩风电、石柱风电、巫溪风电、黔江五福岭和麒麟风电、奉节风光水清洁能源、城口大巴山新能源、巫山清洁能源项目。研究论证奉节、巫 山、綦江 (二期)等抽水蓄能电站和安稳电厂 “上大压小”项目。

8个  “千瓦千瓦级”新能源基地将诞生!

安徽:完善抽水蓄能电站价格形成机制,发挥抽水蓄能资源优势,推进长三角千万千瓦级绿色储能基地建设。

贵州:科学发展风、光等新能源,推动风光水火储一体化发展,建设毕节、六盘水、安顺、黔西南、黔南等百万千瓦级光伏基地,鼓励分散式、分布式光伏发电及风电项目建设。依托已有的大型水电基地,打造乌江、北盘江、南盘江、清水江水风光一体化千万千瓦级可再生能源开发基地。

宁夏:全链条布局清洁能源产业。建设红寺堡、盐池、中宁、宁东等百万千瓦级光伏基地和贺兰山、麻黄山、香山平价风电基地。加快发展光伏制造、风电制造和清洁能源生产性服务业,推进氢能制备、存储、加注等技术开发,积极培育储能及新能源汽车产业。到 2025 年,全区新能源电力装机力争达到 4000 万千瓦。

青海:加快黄河上游水电站规划建设进度,打造黄河上游千万千瓦级水电基地。清洁能源基地建设工程:建设海南州、海西州等千万千瓦清洁能源基地。

山东:大力发展可再生能源,加强风电统一规划、一体开发,规划布局千万千瓦海上风 电和陆上风电装备产业园,开展海洋牧场融合发展试点,加快发展光伏发电,建设盐碱滩涂地千万千瓦风光储一体化基地和鲁西南采煤沉陷区光伏发电基地。

新疆:兵团清洁能源三基地——

以本地消纳为主外送为辅的北疆清洁能源基地:规划新增容量 1300 万千瓦;

本地消纳与外送相结合的南疆清洁能源基地:规划新增容量 400 万千瓦;

本地消纳与外送相结合的东疆清洁能源基地:规划新增容量 600 万千瓦。

甘肃:持续推进河西特大型新能源基地建设,进一步拓展酒泉千万千瓦级风电基地规模,打造金(昌) 张(掖) 武(威) 千万千瓦级风光电基 地,积极开展白银复合型能源基地建设前期工作。

河南:建设豫北黄河北岸、豫东黄河古道、豫中南引黄受水区、黄河两岸浅山丘陵区等百万千瓦级风电基地。

黑龙江:建设哈尔滨、齐齐哈尔、佳木斯、大庆、绥化百万千瓦级大型风电项目。

江苏:有序推进海上风电集中连片、规模化开发和可持续发展,加快建设陆上风电平价项目,打造国家级海上千万千瓦级风电基地。

内蒙:坚持大规模外送和本地消纳、集中式和分布式开发并举,推进风光等可再生能源高比例发展,重点建设包头、鄂尔多斯、乌兰察布、巴彦淖尔、阿拉善等千万千瓦级新能源基地。

15省  布局“风光储/源网荷一体化”

福建:推动源网荷储一体化,提升能源利用效率和发展质量。

贵州:科学发展风、光等新能源,推动风光水火储一体化发展,建设毕节、六盘水、安顺、黔西南、黔南等百万千瓦级光伏基地,鼓励分散式、分布式光伏发电及风电项目建设。依托已有的大型水电基地,打造乌江、北盘江、南盘江、清水江水风光一体化千万千瓦级可再生能源开发基地。

河南:推动风光水火储一体化和源网荷储一体化发展,支持大数据中心等用电大户配套建设储能设施,促进可再生能源灵活消纳,建设多能互补清洁能源基地和储能产业基地。

湖北:加强储能技术装备等研发与应用,实施一批风光水火储一体化、源网荷储一体化示范项目。

湖南:风光水火储一体化——主要指侧重电源基地开发,结合当地资源条件和能源特点,因地制宜采取风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充,并适度增加一定比例储能,统筹各类电源的规划、设计、建设和运营。推进环洞庭湖和湘南“风光水火储一体化”基地建设。

宁夏:风光储一体化建设工程——发挥重点地区风能、太阳能等资源组合多能互补优势,推进宁东、红寺堡、盐池、中宁等风光储一体化建设。

青海:建设国家清洁能源示范省,加快海西、海南清洁能源开发,打造风光水储多能互补、源网荷储一体化清洁能源基地,完善可再生能源消纳机制,促进更多就地就近消纳转化。加快黄河上游水电站规划建设进度,打造黄河上游千万千瓦级水电基地。

山东:加快发展光伏发电,建设盐碱滩涂地千万千瓦风光储一体化基地和鲁西南采煤沉陷区光伏发电基地。

山西:开展风光火储输一体化项目示范,依托晋能控股等集团,探索大容量、高参 数煤电项目与风电、光伏、储能项目一体化布局;推动山西交控集团交通领域智慧能源示范项目, 探索新能源与交通设施协同发展。

四川:重点推进凉山州风电基地和“三州一市”光伏基地建设,加快金沙江流域、雅砻江流域等水风光一体化基地建设。

云南:统筹协调风能、太阳能等新能源开发利用,以金沙江下 游、澜沧江中下游大型水电站基地以及送出线路为依托,建设 “风光水储一体化”国家示范基地.推进煤电一体化建设,强化煤电节能减排改造升级.优化能源结构,解决 “丰平枯紧”结构 性问题。

规划建设31个新能源基地,装机规模,1090万千瓦。建设金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域 “风光水储一体化”基地, 以及 “风光火储一体化”示范项目新能源装机共1500万千瓦。

甘肃:坚持集中式和分布式并重、电力外送与就 地消纳结合,着力增加风电、光伏发电、太阳能热发电、抽水蓄能发 电等非化石能源供给,形成风光水火储一体化协调发展格局。

广西:大力发展清洁能源,深度开发水电,安全稳妥发展先进核电, 积极开发陆上风电和光伏发电,建设红水河水风光一体化基地。探索“风光水火储”、“源网荷储”一体化发展模式,创新消纳方式,提升消 纳能力。

辽宁:积极推动“风光水火储一体化”和 “源网荷储一体化”发展。

内蒙:到 2025 年,新能源成为电力装机增量的主体能源,新能源装机比重超过 50%。推进源网荷储一体化、风光火储一体化综合应用示范。

16省  强化风电产业链/大基地建设

除了强化光伏建设外,16个省份,利用资源等优势,同步全面开展风电大基地及产业集群建设。

陕西:围绕风能装备上游兆瓦级新型风电机组、海上风电机组制造薄弱环节,补强核心零部件、发电机、控制系统等技术关键环节,推动由单一发电机制造向整机研发与制造、控制器、电机研发与制造等全产业链转型。重点建设定边、靖边风电集中区,推进榆林北部和渭北集中式平价光伏规模化发展,建设一批"光伏+"示范项目。

天津:大功率风电、高转化率太阳能电池、高安全长寿命低成本储能、氢能等技术。

浙江:建成嘉兴 1#、2#、嵊泗 2#、5#、6#等海上风电,打造若干个百万千瓦级海上风电基地,到 2025 年海上风电装机达400万千瓦以上。

福建:打造长乐外海、平海湾、漳浦六鳌等海上风电项目,深远海海上风电基地示范工程。推动马祖、金门周边、台湾浅滩海上风电资源联合开发,争取打造国家级海上风电基地。

甘肃: 启动酒湖直流输电工程配套 400 万千瓦风电项目、陇东特高压直流输电工程配套1000 万千瓦风光电项目,全面建成通渭风电 基地 200 万千瓦风电项目、武威松山滩风电基地 100 万千瓦风电项目、中东部地区分 散式风电 100 万千瓦项目。

广东:推动海洋传统产业转型升级。完善海上风电产业链,着力推进近海深水 区风电项目规模化开发。积极推进深远海浮式海上风电场建设,加快建设粤西海上风电高端装备制造基地、粤东海上风电运维和整机组装基地,加快形成产值超千亿元海上风电产业集群。投资65亿,适度开发风能资源丰富地区的陆上风电。

广西:规模化、集约化发展海上风电,打造北部湾海上风电基地。

河北:重点建设张承百万千瓦风电基地;。加快张家口市可再生能源示范区、承德百万千瓦风电基地二期、光伏发电应用基地和分布式光伏项目建设,谋划启动承德百万千瓦风电基地三期、张家口百万千瓦风电基地四期。

河南:建设豫北黄河北岸、豫东黄河古道、豫中南引黄受水区、黄河两岸浅山丘陵区等百万千瓦级风电基地和一批千万平方米地热供暖规模化利用示范区、“光伏+”基地,实施豫西、豫北等“可再生能源+储能”示范项目。

黑龙江:建设哈尔滨、齐齐哈尔、佳木斯、大庆、绥化百万千瓦级大型风电项目。

湖北:实施新能源倍增行动,打造百万千瓦级新能源基地,新增新能源装机千万千瓦以上,风电、光伏发电成为新增电力装机主体。

湖南:鼓励风电、光伏发电与储能融合发展。

江苏:有序推进海上风电集中连片、规模化开发和可持续发展,加快建设陆上风电平价项目,打造国家级海上千万千瓦级风电基地。

江西:积极有序推进新能源发展, 2025 年风电装机达700万千瓦。

辽宁:到2025年,风电光伏装机力争达到3000万千瓦以上。支持辽 西北和其他资源条件较好地区加快发展风电,建设可再生能 源基地,科学合理利用海上风能资源。

内蒙:发挥大型风电基地建设的带动效应,引进技术领先的风电装备制造商,发展先进风机整机及关键零部件生产制造。积极发展风电设备制造,加快建设通辽、乌兰察布、包头、巴彦淖尔风电装备制造基地。

27省  瞄准“氢能”

——氢能走廊、氢动走廊、氢能产业基地、氢能示范城市将密集诞生!

北京:围绕燃料电池产业链上下游,探索构建电氢能源体系,加快推进先进适用储氢材料产业化。以重大示范场景应用为牵引,规划一批氢能储运、加氢站,推动氢燃料电池汽车规模化推广应用。建设氢能高端装备产业园、燃料电池发动机生产基地和国际氢能示范区。

福建:建设福清、长乐等氢能产业基地。

甘肃: 建设氢气提纯、液化、液氢储存、运输装置及配套设施。在工业副产氢纯化、燃料电池发动机、关键材料和动力系统集成等方面取得突破。有序推进加氢基础设施建设。积极利用氢气推动汽车用甲醇生产。

广东:投资150亿,加快培育氢能、储能、智慧能源等新兴产业,提升新能源产整体发展水平,打造沿海新能源产业带和省内差异布局的产业集聚区。拓展氢源渠道,推进丙烷脱氢、谷电及清洁能源制氢,扩大氢能利用规模。

广西:探索氢能开发利用。

贵州:在六盘水、贵阳、毕节、黔西南等地开展氢加工、氢燃料电池等应用试点,推动氢能全产业链示范项目建设。

海南:以炼化和化工企业工业副产氢净化提纯制氢为初期启动资源,一体化发展氢能源“制、储、运、加、用”产业,推动氢燃 料电池应用,构建特色鲜明、优势突出、可持续发展的氢能产业体系。至2025年,累计投资约830亿元。初步建成清洁低碳、安全高效的能源体系,海南清洁能源岛初具规模。

河北:加速氢能产业规模化、商业化进程,打造全国氢能产业发展高地,重点建设张家口市可再生能源示范区和氢能示范城市、邢台太阳能利用及新型电池、保定新能源与能源设备、邯郸氢能装备、承德清洁能源融合发展等产业示范基地,形成集装备制造、能源生产、应用示范于一体的新能源产业集群。

加快新能源制氢,合理布局加氢站、输氢管线,推进坝上地区氢能基地建设。推进张家口风电光电综合利用(制氢)、大规模风光储互补制氢关键技术与应用示范,建设邯郸、秦皇岛、定州氢能装备产业园及保定氢能应用示范和氢能检测中心等项目。

河南:加强氢能技术研发应用,提高工业副产氢纯化水平,开展可再生能源电解水制氢示范,培育氢能产储运用全产业链。

黑龙江: 探索可再生能源制氢,开展绿色氢能利用。

湖北:积极推进地热能、氢能等开发利用。

湖南:推进环洞庭湖和湘南“风光水火储一体化”基地建设,推进建设岳阳氢能示范城市。

吉林:长春-白城“氢能走廊”新能源制氢示范——建设25万千瓦自备风电场、5万千瓦自备光伏电场,年产17万吨工业气体、3000吨氢气。

江苏:实施未来产业培育计划,前瞻布局第三代半导体、基因技术、空天与海洋开发、量子科技、氢能与储能等领域。

江西:聚焦柔性电子、微纳光学、氢能等新能源装备、生物技术和生命科学等细分领域 超前布局前沿科技和产业化运用,加大投资力度,谋划一批试点示范项目,打造一批重大应用场景,培育未来发展新引擎。

辽宁:积极发展氢能产业。重点发展氢燃料电池关键零部件及集成系统,支持大连建设氢燃料发动机生产基地和燃料电池应用示范区。推进氢能商业化、产业化、集群化,先行先试。支持沈抚改革创新示范区、葫芦岛兴城等地区建设氢能产业应用示范区,推进大连、沈阳、鞍山、阜新、朝阳、盘锦、葫芦岛等地区氢能装备产业集聚区建设。到2025年,氢能产业主营业务收入达到100亿元。

内蒙:依托鄂尔多斯和乌海燃料电池汽车示范城市建设,发展规模化风光制氢,探索氢能供电供热商业模式,建设绿氢生产基地。

氢能产业集群——利用风光制氢成本低和矿用重卡应用广优势,引进行业领军企业发展新能源制氢、氢能装备制造、储运设施建设、氢燃料电池汽车应用。

宁夏:推进氢能制备、存储、加注等技术开发,积极培育储能及新能源汽车产业。

青海:引进开发推广大型储能装置、太阳能制氢等技术,探索开展氢能绿色开发利用。

山东:以核电、氢能、智能电网及储能等为支撑的新能源产业成为重要支柱产业。培育“光伏+氢储能”一体化应用新模式,建设国家氢能产业发展高地,打造山东半岛“氢动走廊”。淄博氢能源全产业链基地项目;临沂氢能源产业园。

山西:重点建设晋能控股(潞安)化工新材料 R—GAS下游制氢、山西美锦氢燃料电池动力系统及氢燃料商用车零部件生产、雄韬氢能大同产业园等项目。

陕西:立足氢能资源优势,聚焦产业链关键环节,引进国内外氢能先进装备企业,加快形成氢能储运、加注及燃料电池等产业链。支持榆林、渭南、铜川、韩城等建设规模化副产氢纯化项目,形成2-3个千吨级燃料电池级氢气工厂,具备万吨级氢气资源储备和升级基础。

四川:面向产业技术前沿和新兴市场需求,重点培育人工智能、精准医疗、前沿新材料、核技术应用、高性能机器人、高端航空航天装备、氢能及燃料电池等产业,打造一批新兴产业未来增长引擎。

天津市:推动氢能产业高质量发展,加快制氢、加氢设施建设,拓展示范应用场景,打造氢能产业高地。培育“氢能小镇”等一批主导产业突出的创新标志区。

云南:推进氢能产业示范应用,培育和发展氢能产业。

重庆:支持氢能产业发展。

星星之火,势必燎原!新能源“强军”的号角已经吹响,清洁能源编织的梦想,照耀未来!

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