一、政策与大事
1.科学有序规划储能建设
为加快规划建设新型能源体系，推动抽水蓄能高质量发展，4月，国家能源局综合司印发《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》，提出抓紧开展抽水蓄能发展需求论证。国家能源局根据需求论证情况和实际需要，及时对全国或部分区域的中长期规划进行滚动调整，保持适度超前，支撑发展。10月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》，提出科学安排储能建设。一是按需科学规划与配置储能。二是有序建设抽水蓄能。三是积极推进新型储能建设。
随着新型电力系统建设进入新的阶段，系统安全稳定高效运行对储能资源的配置与利用提出更高要求，“为用而储”成为储能发展的根本指导原则。当前个别地方发生了储能建设“一哄而上”的情况，形成无序发展的状态，导致储能作用未能有效发挥，同时造成资源浪费。国家层面出台政策明确了储能发展要按需规划，储能规划布局应统筹各类灵活资源和系统发展需求，并加速向精细化、科学化、系统化转变。储能的发展要根据各类场景需要，科学安排配置及运行方案。同时，储能发展还要回归调节资源本质，合理确定储能电站建设容量及接入地点，确保储能电站对地区电力曲线、系统调节性能等发挥正向作用。
2.储能氢能标准体系建设趋于完善
2月，国家标准化管理委员会、国家能源局联合印发《新型储能标准体系建设指南》，共涉及205项新型储能标准，要求逐步建立适应我国国情并与国际接轨的新型储能标准体系。《指南》提出，2023年制修订100项以上新型储能重点标准，加快制修订设计规范、安全规程、施工及验收等储能电站标准，开展储能电站安全标准、应急管理、消防等标准预研，尽快建立完善安全标准体系；结合新型电力系统建设需求，初步形成新型储能标准体系，基本能够支撑新型储能行业商业化发展。到2025年，在电化学储能、压缩空气储能、可逆燃料电池储能、超级电容储能、飞轮储能、超导储能等领域形成较为完善的系列标准。
为贯彻落实《国家标准化发展纲要》部署要求，持续完善新兴产业标准体系，8月，工业和信息化部、科技部、国家能源局、国家标准化管理委员会联合印发《新产业标准化领航工程实施方案（2023—2035年）》。《方案》提出前瞻布局未来产业标准研究，针对新型储能，提出聚焦锂离子电池领域，研制电池碳足迹、溯源管理等基础通用标准，正负极材料、保护器件等关键原材料及零部件标准，以及回收利用标准。面向钠离子电池、氢储能/氢燃料电池、固态电池等新型储能技术发展趋势，加快研究术语定义、运输安全等基础通用标准，便携式、小型动力、储能等电池产品标准。
同月，国家标准化管理委员会与国家发展改革委、工业和信息化部、生态环境部、应急管理部、国家能源局六部门联合印发《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，这是国家层面首个氢能全产业链标准体系建设指南。《指南》明确了近三年国内国际氢能标准化工作重点任务，系统构建了氢能制、储、输、用全产业链标准体系，涵盖基础与安全、氢制备、氢储存和输运、氢加注、氢能应用五个子体系。指南旨在贯彻落实国家关于发展氢能产业的决策部署，充分发挥标准对氢能产业发展的规范和引领作用。
3.储能盈利渠道更加通畅
5月，国家发展改革委在严格成本监审基础上，首次按照新的抽水蓄能价格机制核定在运及2025年底前拟投运的所有抽水蓄能电站容量电价，印发了《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》。《通知》要求，电网企业统筹保障电力供应、确保电网安全、促进新能源加快发展等，合理安排抽水蓄能电站运行，与电站签订年度调度运行协议，公平公开公正实施调度；各地发展改革委加强对抽水蓄能电站容量电价执行情况的监管。《通知》的出台释放了清晰的电价信号，有利于形成稳定的行业预期，充分调动各方面积极性，推动抽水蓄能电站建设，发挥电站综合运行效益，更好促进新能源发展，更好保障电力系统安全稳定运行。
10月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》。《通知》提出鼓励新型主体参与电力市场，通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。为保证系统安全可靠，参考市场同类主体标准进行运行管理考核。
11月，国家能源局综合司发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知（征求意见稿）》。其中提到以市场化方式促进新型储能调用，通过合理扩大现货市场限价区间、建立容量补偿机制等市场化手段，促进新型储能电站“一体多用、分时复用”，进一步丰富新型储能电站的市场化商业模式。电力调度机构调用电站时，对于参与电力市场的新型储能电站，优先按照市场出清结果安排新型储能运行。在发生危及电力系统安全事故（事件）及其他必要情况时，所有调管范围内的新型储能电站应接受电力调度机构统一直接调用，直接调用期间按照独立储能充放电价格机制执行。
市场方面，10月，南方电网梅州宝湖独立储能电站在南方（以广东起步）电力现货市场顺利完成首个月份31天的交易，标志着我国独立储能首次成功以“报量报价”的方式进入电力现货市场，开辟了独立储能价格机制和商业模式的市场化新路径。
4.储能氢能多项技术获突破
4月，我国首个大规模抽水蓄能人工智能数据分析平台——南方电网抽水蓄能人工智能数据分析平台XS-1000D投入运行。该平台的投运实现了装机容量为1028万千瓦的7座抽水蓄能电站、34台机组设备的数据智能巡检、状态智能诊断和运维模式变革，标志着我国近四分之一在运装机容量的抽水蓄能设备由传统线下人工管理向线上智能管理转变，每年可创造经济效益约1760万元。
同月，中国石油在宁夏银川宁东天然气掺氢管道示范平台进行了天然气管道输氢加压和测试，该天然气管道中的氢气比例已逐步达到24%，意味着每输送100立方米掺氢天然气中包括了24立方米的氢气。经过了100天的测试运行，这条397千米长的天然气管线，整体运行安全、稳定。这意味着使用现有天然气管道长距离输送氢气技术获得突破，为我国今后实现大规模、低成本的远距离氢能运输提供技术支撑。
6月，中国机械工业联合会在广州组织召开“国产抽水蓄能机组成套开关设备”产品鉴定会。经鉴定，由南方电网储能股份有限公司和西安西电开关电气有限公司联合研制的国内首台国产抽水蓄能机组成套开关设备具有自主知识产权，属首套国产化抽水蓄能机组成套开关设备，综合性能指标达到国际领先水平，同意通过产品鉴定，可以批量生产并在抽水蓄能电站推广应用。此次鉴定标志着国产抽蓄机组成套开关设备技术水平完全满足250兆瓦~450兆瓦抽蓄机组各类运行工况需求，现场运行状态平稳高效，达到甚至超越了国外同类型产品水平，对促进抽水蓄能主机设备实现了高质量的全国产化，为持续推动我国抽水蓄能重大技术装备创新起到了示范作用。
同月，位于新疆哈密的国家管网集团管道断裂控制试验场成功实施9.45兆帕全尺寸非金属管道纯氢爆破试验，以及6.3兆帕管道充氢测试，各项结果均达到预期，标志着国内首次高压力多管材氢气输送管道中间过程应用试验圆满完成，这为我国今后实现大规模、低成本的远距离纯氢运输提供技术支撑。
8月，由中国科学院工程热物理研究所和中储国能有限公司联合研发的国际首套300兆瓦先进压缩空气储能系统膨胀机完成集成测试，顺利下线。该膨胀机的成功研制，是我国压缩空气储能领域的重要里程碑，推动了我国先进压缩空气储能技术迈向新的台阶，标志着国际首套300兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目取得重大进展。
11月，国家管网集团开展的国内首次全尺寸掺氢天然气管道封闭空间泄漏燃爆试验成功实施。这次实验选用323.9毫米管径管道，最大掺氢比例为30%，是我国最大尺度的管道掺氢天然气燃爆试验。我国现阶段天然气掺氢利用的比例为3%，欧美部分国家天然气掺氢运输最高比例已经达到20%。该试验填补了我国长输天然气管道掺氢燃爆验证试验的空白，为实现天然气长输管道掺氢输送技术自主可控奠定了基础。
12月，南方电网储能有限公司宣布，我国自主研制的抽水蓄能成套核心控制系统安全启动超过1500次、累计运行时长超过17000小时，标志抽水蓄能机组4大类核心控制子系统均成功实现了全面国产化。也意味着，我国在抽水蓄能领域达到了关键核心技术的完全自主可控，有力增强了我国能源产业链供应链的安全性。
同月，中国航天科技集团六院航天氢能科技有限公司自主研制的国产“5吨/天氢液化系统冷箱”在北京成功下线。该产品是国内首台连续型转化换热器大型氢液化系统核心设备，标志着我国在液氢高效储运领域实现重大技术突破，在智能化、单位能耗等方面均比肩国际先进水平。
5.首条“西氢东送”管道纳入国家规划
4月10日，中国石化宣布，“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，标志着我国氢气长距离输送管道进入新发展阶段。
“西氢东送”起于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市的燕山石化，管道全长400多千米，是我国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。管道一期运力10万吨/年，预留50万吨/年的远期提升潜力。管道建成后，将用于替代京津冀地区现有的化石能源制氢及交通用氢，缓解我国绿氢供需错配的问题。
目前，长管拖车仍是我国长距离氢气运输的主流方式，但这种方式成本较高、效率较低，也是造成终端用氢成本高的主要原因之一，极大制约了产业链发展。输氢管道可以实现大规模、长距离输送氢气，并且兼顾经济性。受技术等因素影响，我国输氢管道规模一直较小，即便加上天然气等混合输送氢气的管道，总里程也仅有约400千米。自2022年以来，多家公司密集传来布局输氢管道建设的消息。建设主体以中国石化、中国石油、国家电投及其子公司等承建为主，地点多选在内蒙古、甘肃、宁夏等省市。
6.兆瓦级储能项目频繁落地
1月，全球首套兆瓦级铁—铬液流电池储能示范项目在内蒙古霍林河完成建设，这标志着铁-铬液流电池储能技术迈入兆瓦级应用时代。此项目由国家电力投资集团内蒙古公司建设完成，是“源网荷储用”多能互补关键技术研究及应用创新取得的重要成果。铁—铬液流电池技术的应用，符合我国大规模、长时间安全储能需求，将对绿色能源转型、能源安全保障、清洁能源高质量发展奠定坚实基础。
2月，我国首个移动式大容量全场景电池储能站——南方电网河北保定电池储能站正式投入商业运行。该电池储能站位于保定国家高新技术产业开发区，功率6兆瓦，容量超过7.2兆瓦时，转换效率达到98%。电站的投运标志着我国高压级联关键技术研究取得成功，有效解决了电池储能站应用场景固定限制的难题。
3月，全球首个浸没式液冷储能电站——南方电网梅州宝湖储能电站正式投入运行。该储能电站规模为70兆瓦/140兆瓦时，按照每天1.75次的充放量来测算，每年可发电近8100万千瓦时，减少的二氧化碳排放量超过4.5万吨。
4月，国内首个飞轮+锂电池储能复合调频项目——中国华电朔州热电复合调频项目正式投运，填补了国内飞轮与电化学复合储能领域的空白。该项目总容量8兆瓦，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组锂电池组成复合储能系统，配合现有的2台火电机组，可为新型电网有效提供大容量、高频次的调频服务。
同月，世界最大容量5兆瓦超级电容储能系统在华能罗源发电厂完成电网调度联合调试，各项调节指标满足电网要求，系统正式转入商业运行。
同月，国内燃煤电厂最大电化学储能辅助调频项目——国家能源集团广东台山电厂1-2号及6-7号机组共60兆瓦电化学储能项目正式投入生产运营，进一步提高机组综合调频能力，为发挥好粤港澳大湾区能源保供“压舱石”“稳定器”作用奠定坚实基础。
6月，全国最大新能源配套电化学储能电站——安徽阜阳南部风光储基地项目储能系统首期项目实现全容量并网。阜南储能系统为国家首批、长三角首个大型风电光伏基地项目——安徽阜阳南部120万千瓦风光储基地项目的配套储能系统。阜南储能系统分两期建设，首期规模为300兆瓦/600兆瓦时，二期规模为450兆瓦/900兆瓦时。
10月，大唐中宁100兆瓦/400兆瓦时压缩空气储能绿色低碳技术攻关项目主体工程建设全面启动。项目建成后，预计年发电量达1.188亿千瓦时，可满足近10万个普通家庭一年的用电量。该项目是目前全球唯一在建的百兆瓦级全人工地下储气库，压缩空气系统整体转换效率达到70.4%，在同类型在建压缩空气储能项目中处于国际领先水平。
同月，全国最大电网侧共享储能电站——三峡能源山东庆云储能电站全面投入商业运行。项目总装机规模301兆瓦/602兆瓦时，可储存的电能相当于60万千瓦发电厂一小时的发电量。全面投运后，每年可消纳新能源电量约1.8亿千瓦时，可节约标准煤约7万吨，减排二氧化碳约18万吨。
11月，全球装机容量最大的单层站房式储能电站——内蒙古北方上都百万千瓦级风电基地配套储能二、三期工程实现全容量并网。至此，上都风电基地配套储能项目300兆瓦/600兆瓦时工程全部建成，成为接入华北电网第一座大规模储能电站。
7.多种制氢路线齐头并进
2月，国内首个生物制氢及发电一体化项目在黑龙江省哈尔滨市平房污水处理厂完成入场安装、联调，启动试运行。此项目包括制氢、提纯、加压、发电、交通场景应用、发酵液综合利用等六大系统。其中，制氢环节以农业废弃秸秆、园林绿化废弃物、餐厨垃圾、高浓有机废水等为发酵底物，以高效厌氧产氢菌种作为氢气生产者，在处理废弃物的同时回收大量的清洁能源氢，可以避免化石能源制氢过程中对环境的污染，从源头上控制二氧化碳排放。
同月，国内首个分布式甲醇制氢加氢一体站在中国石化燃料油公司大连盛港综合加能站正式投用。该站每天可产出1000千克99.999%高纯度氢气。该制氢装置占地面积小、项目建设周期短，生产过程绿色环保，综合考虑制、储、运成本，相比加氢站传统用氢方式成本可降低20%以上。
6月，全球首次海上风电无淡化海水原位直接电解制氢技术海上中试在福建兴化湾海上风电场获得成功。此次海上中试使用的是全球首套与可再生能源相结合的漂浮式海上制氢平台“东福一号”，在经受了8级大风、1米高海浪、暴雨等海洋环境的考验后，连续稳定运行超过240小时，验证了由中国科学家原创的海水无淡化原位直接电解制氢原理与技术在真实海洋环境下的可行性和实用性。
8月，我国规模最大的光伏发电直接制绿氢项目——新疆库车绿氢示范项目全面建成投产，这也标志着我国绿氢工业化规模应用实现零的突破。随着配套的光伏电站实现全容量并网，该项目可以每年生产2万吨绿氢，用于替代炼油加工中使用的天然气制氢，实现现代油品加工与绿氢耦合低碳发展。
8.氢能多元化应用趋势明显
3月，国内首艘500千瓦氢燃料电池动力工作船“三峡氢舟1号”在广东中山下水。“三峡氢舟1号”采用氢燃料电池和锂电池动力系统，将用于三峡库区交通、巡查、应急等工作。其中氢燃料电池额定输出功率500千瓦，最高航速可达到28千米/小时，续航里程最高可达200千米，具有高环保性、高舒适性和低能耗、低噪音等特点。
同月，固态氢能发电并网率先在广州和昆明同时实现。固态储氢最大优点是简单高效，可以把光伏、风电等不稳定的发电量高密度存储起来。这是我国首次将光伏发电制成固态氢能应用于电力系统，对于推进可再生能源大规模制氢、加快建成新型电力系统具有重要意义。
同月，我国首款四座氢燃料内燃机飞机验证机在沈阳完成首飞。该款飞机搭载国内首款2.0升零排放增压直喷氢燃料内燃机，是我国自主研制的第一架以氢内燃机为动力的通航飞机。使用氢作为动力来源，具有热值高、无污染、资源来源广泛等优点，在降低碳排放的同时保持较高的工作效率，有助于在航空业尽早实现双碳目标。
6月，中国中车首台“宁东号”氢动力机车在山西大同交付下线，这是我国首台由内燃机车改造而来的氢动力机车，也是全球装机功率最大的氢动力机车。该机车的交付下线将成功搭建起内燃机车新能源改造升级、模块化、标准化平台，并开创新能源技术在轨道交通装备领域应用的又一新模式。
二、问题与趋势
1. 以“全国一盘棋”思维统筹抽水蓄能发展
近几年在多项政策支持下，抽水蓄能产业掀起投资热潮。近日，吉林敦化塔拉河抽水蓄能电站项目获得吉林省发展和改革委员会核准，以此为标志，我国抽水蓄能已在建（核准）项目正式超过2亿千瓦。在构建新型电力系统目标下，抽水蓄能作为重要的储能方式，对电网稳定运行能发挥积极作用。但目前部分地区缺乏对抽蓄发展的系统考虑，对项目审批存在一定盲目性。另一方面，抽水蓄能加速核准、建设对电力设备制造企业的生产能力提出挑战，这些企业可能因无法按时交付订单而导致合同违约风险，亦可能因过度追求施工进度降低部分施工质量标准而导致安全隐患。落实《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，推进抽水蓄能高质量发展，需坚持“全国一盘棋”，根据当前项目纳入规划、核准开工情况，进一步深入研判抽水蓄能行业发展形势，合理统筹项目投产时间，稳步增加每年投产装机容量，避免造成产能资源浪费和巨大的沉没成本。
2. 储能参与现货交易机制日臻成熟
储能参与电力现货市场，本质上是通过低价充电、高价售电来获取峰谷分时价差的收益，分时电价和充放策略决定了储能电站在电力现货市场中收益水平的高低。目前，全国只有山东、山西、甘肃、青海、广东等少数几个省份明确了独立储能参与电力现货市场的规则。2023年国家发展改革委、国家能源局一系列促进电力市场建设相关文件的出台，向储能行业传递出两个信号，一是各地将加快出台关于储能参与电力现货市场的若干政策，随着政策落地，储能的经济性将得以实现；二是随着参与电力现货市场交易的储能电站增多，储能电站的交易能力及重要性将愈发得到重视。
3. 氢能全产业链加速提档升级
我国是世界上最大的制氢国，总体来看，目前我国氢能产业呈现积极发展态势，已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，预计未来10年内将形成完整的氢能产业体系。制氢方面，利用可再生能源发电后电解水制取绿氢，是我国未来的主流制氢方式，因此大力发展清洁能源、降低度电价格，以及优化电解槽技术，是我国实现规模化制氢的关键。目前，多家能源央企与新能源企业布局“风、光、储、氢”一体化项目，实现一体耦合、风光带氢、氢促风光、产融结合的深度协同。储运方面，预计未来我国氢能运输仍以高压气态长管拖车方式为主，以管道运输为辅，同时积极研发固态、深冷高压、有机液体等储运方式，形成高密度、轻量化、低成本、多元化的氢能储运体系。用氢方面，将逐步构建涵盖交通、储能、工业、建筑等领域的多元氢能应用生态。氢能将与电力协同互补，成为终端能源体系的消费主体，对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。
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