SMM 9月13日讯： 根据SMM最新的铝杆加工费调研，本周基价高位震荡，为求促销，国内有部分龙头铝杆厂家主动下调加工费。 在基价太高，看跌铝价的情况下，厂家下调加工费加大出货力度，带动了9月份铝杆加工费重心整体出现下移。今日山东1A60普铝杆加工费出厂价150-250元/吨，均价录得200元/吨，下跌100元/吨。 河南地区1A60铝杆加工费在300-400元/吨，报350元/吨，较昨日持平，内蒙古地区1A60铝杆加工费在0-100元/吨，报50元/吨，下跌50元/吨，当地企业面对相对疲软的订单情况被迫下调加工费。华南地区加工费下跌50元/吨，1A60铝杆加工费450-550元/吨，均价录得500元/吨。 供应方面，8月以来铝杆供应端有增量出现。 据SMM分析团队对全国铝杆厂家样本数据进行调研统计， 2023年8月国内铝杆建成产能718.4万吨，2023年8月（31天）全国铝杆总产量36.0万吨，环比7月（31天）增加了1.1万吨，增幅3.15%。国内8月铝杆开工率为60.1%，7月开工率为58.9%，环比7月增加1.2%，开工表现出现小幅抬升。 值得注意的是，8月铝杆供应端的增量，主要是西南地区部分新投产能，目前已经结束试运行正式投入生产，也为附近地区的下游生产厂家带来更多的的货源选择。据SMM调研了解，目前国内铝杆企业复产及新投产能的落地大部分已经告一段落，受国内铝杆市场竞争加剧、利润微薄影响，SMM预计今年下半年铝杆供应端进一步提升空间已然不大。 需求方面，据SMM调研，9月首周下游铝线缆龙头企业开工率为61.4%，较八月均值60.2%和上周的60.4%有所上升。 整体而言，铝线缆龙头企业开工率进入旺季后表现基本符合预期，短期来看，电网施工进入集中期，下游集中提货或带动铝杆企业订单情况向好。今年的铝杆市场的表现相对稳健，下游生产情况比较稳定，而南方地区的整体表现要好于北方地区。主要原因是疫情过后，今年特高压工程建设加快了推进的步伐，线缆厂家集中交货的需求使得铝杆订单整体上表现不错，而北方的铝杆市场相较南方竞争更为激烈。国内的铝杆市场已进入季节性消费旺季，目前的表现差强人意，下游仍以刚需采购为主，若要恢复到火爆的市场情绪，仍需等待下游需求端的进一步发力。     加工费方面，2023年8月9日至今国内铝基价呈快速上涨趋势，这段时间铝杆板块逐渐进入旺季，供需双双增加月内供需格局相对持稳，铝杆加工费经历了为期接近三个月的下行探底行情过后已处于低位，8月以来铝杆加工费重心小幅下移，但整体仍可维持稳定。月内，山东地区1系普杆加工费出厂价集中在250-350 元/吨，河南地区为300-400 元/吨，内蒙古地区为50-150 元/吨，进入9月后环比出现小幅下降；广东地区送到成交价格则集中于 500-600 元/吨，有更低价货源但数量相对有限。 综合供需各方面来看，8月以来铝杆加工费稳中小降，SMM预计9月份铝杆加工费将维持区间震荡走势，且随着旺季进程的深入，四季度铝杆加工费有一定的上行空间。  

》查看SMM铜报价、数据、行情分析 》订购查看SMM金属现货历史价格 本周SMM调研了国内主要大中型铜杆企业的生产及销售情况，综合看 企业开工率为70.25% ，较上周回升1.28个百分点。（调研企业：21家，产能：747万吨)  本周（9月1日-9月7日）国内主要精铜杆企业周度开工率回升1.28个百分点，录得70.25%。 本周虽已进入传统九月旺季，但铜杆企业完全感受不到消费转旺的迹象。从调研来看，虽然周中铜价重心出现下移，下游下单量较上周有所增加，但由于当前铜价仍居高，且在高月差的影响下，下游看空后市铜价，下单意愿并不强烈，新增订单量有限。SMM认为虽然本周精铜杆行业开工率录得回升，但更多原因是铜杆企业自身调节生产节奏所致，从实际消费来看，当下精铜杆消费仍延续清淡，新增订单增量有限。 成品库存方面，本周精铜杆行业成品库存仍未降至低位。截止本周四，SMM调研的21家精铜杆企业中成品库存有五家处于偏高水平。具体数据来看，21家精铜杆厂成品库存量较上周增幅1.37%，成品库存量已连续三周呈现增长。 精废价差方面，SMM数据显示，本周四精废杆价差为850元/吨，随着铜价的下跌，精废铜杆价差开始收窄，对精铜杆的冲击有所减弱。但本周精废杆平均价差为1099元/吨，周内再生铜杆价格优势仍对精铜杆消费造成一定影响。   附部分精铜杆企业调研详情 》点击查看SMM铜产业链数据库  

中国储能网讯：经过两个多月的测试，吉林省首个光储微电网试点示范工程于近日在吉林省四平市投入运行，其推动当地农村用电大户实现了全绿电运行，让农业生产更低碳。 作为建设方的国网四平供电公司6日向记者介绍，该光储微电网运用的储能设备是一台100千瓦的锂电池装置，用来储存光伏无法就地消纳的电能，储存的电能可完全满足合作社一天的用电需求。 近年来，大量分布式光伏及风力发电接入农村电网，其发电的不稳定性给电网运维管控和可靠供电带来了挑战。在此背景下，国网四平供电公司于2022年启动了光储微电网建设。 四平市地处世界“黄金玉米带”，下辖梨树县常年粮食总产量稳定在40亿斤以上阶段性水平，素有“东北粮仓”之美誉。因而，国网四平供电公司选取梨树县卢伟农机农民专业合作社作为试点区域，打造了集源网荷储于一体的光储微电网示范工程。 据介绍，该合作社安装的风光发电设施每天优先为光储微电网储能设备充电，这些绿色电能最终又服务于合作社日常生产，形成了完整闭环，有效促进了农业生产的低碳化。 每到秋收季，农机、烘干塔、生产线全靠电力带动，对于大型农业合作社来说，停电损失很大。梨树县卢伟农机农民专业合作社负责人卢伟表示，现在光储微电网和农村电网能一起提供双重保障，这样就不用像过去那样，担心农村电网停电问题了。 国网四平供电公司还在储能设备旁边安装了充电桩，方便村民给新能源汽车及收割机、筛选机等多种电动农机充电。 国网四平供电公司相关负责人表示，下一步计划将分布式光伏纳入到调度系统管辖范围，解决配电线路过载、电压越限问题，降低网损，提高配电网整体运行经济性，推动智慧能源系统落地应用。

》查看SMM铜报价、数据、行情分析 》订购查看SMM金属现货历史价格 本周SMM调研了国内主要大中型铜杆企业的生产及销售情况，综合看 企业开工率为68.97% ，较上周回升0.26个百分点。（调研企业：21家，产能：747万吨)  本周（8月25日-8月31日）国内主要精铜杆企业周度开工率录得68.97%，环比回升0.26个百分点。本周开工率回升主因华中某铜杆企业结束检修恢复生产，若剔除此干扰，实际行业开工率表现回落。 从调研来看，本周精铜杆行业订单表现不佳。周内铜价重心持续上抬，叠加临近月末消费转弱，下游采购意愿不强，下单谨慎。精铜杆企业周内多以在手订单排产为主，新增订单并不理想，对即将到来的传统旺季表示担忧。 成品库存方面，由于订单表现不佳，精铜杆行业成品库存仍处于偏高水平。截止本周四，SMM调研的21家精铜杆企业中成品库存有四家处于偏高水平。具体数据来看，21家精铜杆厂成品库存量较上周增幅0.52%。 精废价差方面，SMM数据显示，本周四精废杆价差为1270元/吨，精废铜杆价差持续扩大，再生铜杆价格优势显现，对精铜杆消费造成冲击。   附部分精铜杆企业调研详情 》点击查看SMM铜产业链数据库  

中国储能网讯：2023年7月14日，国务院总理李强主持召开国务院常务会议，指出保障能源电力安全稳定供应，是事关国计民生的大事，各有关方面要落实责任、形成合力，以“时时放心不下”的责任感做好能源电力保供工作。当前，我国正处于由传统能源体系向新型能源体系转变的过渡期，能源转型更加清晰，降碳机制日渐完善，局部电力供需紧张不期而遇。在这机遇和挑战并存、确定性和不确定性交织中，要更充分发挥电网在保供体系中的枢纽和平台作用，以更加安全、可靠、绿色、高效、智能的现代化电网，支撑能源绿色低碳转型和经济社会高质量发展。 未来电力安全保供风险 从需求侧看，我国仍是世界上最大的发展中国家，随着现代化产业体系构建、扩内需促消费和数字经济赋能、疫情后居民消费稳定恢复，经济高质量发展将拉动电力消费需求刚性增长，在西部大开发、中部地区崛起等战略深入推进下，中西部地区电力需求存在较大发展空间；受电采暖政策推广、生活水平提升等因素影响，冬季负荷呈现快速增长态势，未来用电负荷夏冬“双高峰”特征将更加显著，在电动汽车等新型多元负荷影响下，电力负荷特性更趋复杂。 从电源侧看，我国电源目前仍以煤电为主，煤电发电量占比超过60%，天然气对外依存度仍在40%以上，煤气供应容易受地缘政治、价格波动、环境污染、碳减排压力等因素影响，导致供应紧张，机组运行成本上升，设备风险增加，顶峰能力不足；新能源安全替代能力还未完全形成，储能总体规模较小，调节作用有限，未来高比例新能源消纳及保供压力日益增大。 南方区域电力保供面临的形势 一是南方区域负荷电量增长空间巨大，中长期保供形势更加严峻复杂。南方区域是国家战略密集布局区域，随着粤港澳大湾区、海南自贸港、深圳先行示范区等国家重大战略的深入实施及新发展格局的加快构建，供电区域内产业加快转型升级，人口持续流入，聚集效应明显。预计到2060年，南方区域全社会用电量约3.5万亿千瓦时，占全国用电量比重约20%。未来香港、澳门“双碳”目标的实现，也需要立足南方区域提供绿色能源保障。然而，南方区域非化石能源资源较为匮乏，考虑区内、区外电力流及相对明确新增电源后，预计南方区域中长期电力缺口进一步扩大，电力保供矛盾进一步凸显。 二是传统化石能源定位转型需求凸显，非化石能源可开发潜力不足。煤电承担着电力电量保障的双重任务，是保障电力供应的重要基础。未来煤电定位需从通过电量获利向通过贡献调峰备用等辅助服务为主获利转型，为电力保供提供足够、有效的发电能力。近年来，由于国际电煤价格持续攀升，煤电企业燃料成本大幅提高。按照一台60万千瓦煤电机组测算，并网发电亏损约70万～100万元/天，远超非计划停运考核费用，因此部分发电企业宁可延长故障抢修时间、承受考核，也不愿并网发电。同时，由于电煤价格上涨、项目经营压力大、业主投资意愿不强等因素影响，部分地区煤电发展存在“有指标、未建设”的情况，系统发电能力提升与用电负荷增长不匹配，加重了电力供需平衡矛盾。同时，南方区域内水电已进入深度开发阶段，剩余可供开发大型水电不足，且受环保、移民及开发成本高等约束，区内水电站开发建设进程缓慢。另外，受日本福岛核电事故和三代核电技术成熟度的影响，近年来国内核电核准审批和实施进度延缓，不确定性增加。 三是新能源持续快速发展，极端状态下的电力保供和系统调节能力保障问题凸显。“十四五”及中长期，南方区域新能源将快速发展，预计2025年新能源装机达2亿千瓦，占比达到31%；2030年新能源装机达3亿千瓦以上，在2060年碳中和进程中逐渐成为装机、电量第一大电源。新能源“大装机小出力”特征明显，发电“靠天吃饭”属性突出，“极热无风”“晚峰无光”，对系统顶峰作用贡献度较低，现阶段对电力平衡支撑能力不足。新能源发电设备的低抗扰性、弱支撑性，对电网安全运行带来挑战。南方区域主力调峰电源为煤电和水电，汛期调节性能较强的水电具有防洪等综合利用任务，调节能力受到严重制约，随着风电、光伏等新能源装机不断增长，仅依靠常规电源调节，将无法实现电网稳态平衡和功率调节，电网调峰压力日益增大。 电网支撑电力保供作用显著 电网连接着电源和负荷，是推动“源网荷储”协同发力的关键环节，在西电东送、省间互济、省内电力配置等支撑电力保供方面将发挥更加显著的作用。 一是以西电东送高质量发展支撑东、中、南部用能地区电力供应。我国东、中部和南方地区用电需求约占70%，是用能中心区域，但70%的水力资源集中在四川、云南、西藏等西南地区，80%以上的陆上风能和太阳能资源分布在西部、北部地区，经济中心和能源存在逆向分布。电网通过安全可靠的特高压输变电线路连接西南水电基地、西部北部新能源基地和东中南部负荷中心，推动送受端协调发展，提升能源资源优化配置能力。2022年，全国已建成西电东送工程72项，输电能力达到3.2亿千瓦。 二是以省区间合理联网促进电力灵活互济。不同地区之间的日用电高峰和年用电高峰时段负荷特性不同，存在错峰效益，电源特性存在水火互济、风光互补效益。通过电网互联互通，可有效提高不同地区电力互补互济、调剂余缺能力，缓解电力供应紧张，同时在应急情况下可以互为备用、相互支援，进一步提升极端条件下的保供电能力和事故应急处置能力。2023年5月，福建通过闽粤联网工程送电广东首次突破100万千瓦，有效缓解了南方区域保供压力。 三是以坚强主干网建设保障省区内电力供应。我国大部分地区的电力供应仍以本省区电源为主、受入外电为辅，坚强主干网建设在保障省区内电力供应方面发挥了关键作用。一方面，主干网的建设可以支撑大规模外来电安全接入、高效疏散和有效消纳；另一方面，主干网的建设有利于省区内不同类型电源的大规模接入和协同互补，再通过电网的优化配置作用，对接负荷中心，满足电力供应需求。此外，坚强主干网向配电网提供可靠的电力支持，也能吸纳配电网盈余电力，保障配电网供电可靠性。 四是以灵活配电网建设满足多元负荷接入需求。为满足分布式电源和各类新型负荷高比例接入需求，配电网有源化特征日益显著，分布式智能电网快速发展。根据配电网应用场景多样、功能差异等特点，推动微电网、交流配电网、直流配电网及交直流混合配电网等多种结构形式协同发展，以满足不同电力供需要求。未来配电网与主电网实现电力互济，能较大地缓解主电网电能传输压力，实现对分布式能源全额消纳，支持电动汽车广泛接入，电力用户灵活互动。 五是以电网数字化支撑柔性用电。未来系统的调节能力将难以满足负荷侧的刚性需求，必然对需求侧的灵活调节提出要求，包括各种时间尺度的调节。利用先进的数字互联技术，搭建平台聚合储能系统、可控负荷、电动汽车、分布式新能源等不同类型的柔性资源参与系统调节，实现经济用能、绿色用能、柔性用电。2023年7月，南方电网公司分布式源荷聚合服务平台在广东广州、深圳、广西柳州三地同步开展虚拟电厂多功能联合调控，在多省区同步实现了调频、直控等快速响应。 从保供视角 对加强电网规划建设的思考 “双碳”背景下，电力系统的不确定性将由传统的需求侧向供给侧和需求侧双侧演进，增加了保供难度。电网作为电力资源优化配置的核心平台，其形态也将由“大电网”向“大电网”与“分布式”兼容并存的格局转变。电网规划建设要与保供形势和电网形态转变相适应，在跨省跨区通道、坚强主干网、灵活配电网、数字化转型和技术创新上持续发力，打造安全、可靠、绿色、高效、智能的现代化电网，支撑经济社会高质量发展的用电需求。 一是推动区外清洁能源送电南方区域。南方区域和港澳地区一次能源匮乏，区内非化石能源可开发潜力不足全国8%，与经济总量和用电总量占全国约18%之间存在较大反差，难以保障区内中长期电力供应和能源绿色转型，迫切需要在加快区内清洁能源开发的同时，立足全国电力生产力优化布局，依托西藏、西北清洁能源基地，加快实施区外清洁能源送电南方区域，满足南方区域中长期电力供应和能源转型需求。 二是探索开展相邻省区灵活互济工程。提升省间电力互济能力有多种技术方案，既可实施两省交界地区电源灵活送电工程，在鲤鱼江A厂灵活送电广东工程中已有成功的实践经验，投资成本低、实施便利；也可新建直流背靠背工程，例如闽粤联网工程。结合南方区域与周边省区负荷、电源互补特性及联网技术经济条件，可优先选取互补效益显著、投资小的相邻省区开展灵活互济工程研究，以此提升电力保障能力、清洁能源消纳能力和紧急支撑能力。 三是打造适应保供要求的坚强主网架。深化南方电网目标网架研究，加快构建“合理分区、柔性互联、安全可控、开放互济”的南方电网主网架，打造清洁能源资源优化配置平台。建成“基于湾区外环的柔直互联”广东目标网架，持续优化广西“四横两纵”、云南“四横三纵一中心”、贵州“三横两联一中心”主网架，建成省域全覆盖的海南500千伏数字电网。加快新能源富集地区送出通道建设，持续提升新能源消纳能力。巩固提升城市坚强局部电网，持续提升电网预防和抵御事故风险的能力。 四是构建满足多元负荷接入需求的灵活配电网。推进城市电网升级，服务城市群、中心城市建设和城市更新行动，加强与城市规划协同，做深做细配电网规划，以数字技术推动配电自动化建设改造，构建强简有序、灵活可靠、先进适用的配电网，满足多元化负荷的开放接入和双向互动，实现分布式新能源高效就地消纳。持续推进农村电网升级改造，实施乡村电气化提升工程、农网巩固提升工程，加快消除农村电力基础设施短板，建设现代化农村电网。有序推进大规模分布式光伏开发，全力做好并网服务和消纳。 五是加快电网数字化、智能化升级。加快数字电网建设，建立网络信息安全防御体系，推动数据资源作为新型生产要素的充分流通和使用，打通源网荷储各个环节信息，发电侧实现“全面可观、精确可测、高度可控”，电网侧形成云边融合的调控体系，用电侧有效聚合海量可调资源支撑实时动态响应，储能充分发挥灵活性调节资源主体作用。

》查看SMM铜报价、数据、行情分析 》订购查看SMM金属现货历史价格 本周SMM调研了国内主要大中型铜杆企业的生产及销售情况，综合看 企业开工率为68.71% ，较上周下降0.62个百分点。（调研企业：21家，产能：747万吨)  本周（8月18日-8月24日）国内主要精铜杆企业周度开工率录得68.71%，环比下降0.62个百分点。周内铜价重心上抬，下游企业补货积极性不高，开工率小幅回落。 从调研来看，本周受铜价上涨影响，下游线缆及漆包线行业订单表现均不理想。某精铜杆企业表示，当前在手排产订单多是年度长单及上周铜价回落后的新增订单，本周新增订单寥寥，下游提货积极性也并不高，成品库存难以快速消化，后续排产的连续性表示担忧。 成品库存方面，调研中多个企业表示本周订单表现不如上周，成品库存有所增加。截止至本周四，SMM调研的21家精铜杆企业中成品库存有五家处于偏高水平。具体数据来看，21家精铜杆厂成品库存量较上周明显增加，增幅为8.51%。 精废价差方面，截止本周四精废杆平均价差为836元/吨，较上周有所扩大，部分线缆企业可选择采购再生铜杆为原材料，不过再生铜杆当前价格优势不明显，且再生铜原料紧张令市面再生铜杆现货紧俏，对精铜杆的冲击有限。 附部分精铜杆企业调研详情 》点击查看SMM铜产业链数据库  

中国储能网讯：以新能源为主体的新型电力系统承载着能源转型的历史使命，是清洁低碳、安全高效能源体系的重要组成部分，是以新能源为供给主体、以确保能源电力安全为基本前提、以满足经济社会发展电力需求为首要目标，以智能电网为枢纽平台，以源网荷储互动与多能互补为支撑，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动基本特征的电力系统。 资料表明，欧美发达国家大多在1970~2013年期间已经实现了碳达峰。从其普遍承诺2050年左右实现碳中和的目标来看，由碳达峰到碳中和的过渡期普遍需要大约50到70年的时间。即便在这一时间目标下，在发展高比例新能源的过程中，一些国家也不同程度地面临“安全、经济、清洁”这一“不可能三角”间的矛盾。相比之下，我国碳达峰碳中和的速度更快、力度更大、任务更艰巨。因此，在构建新型电力系统的过程中，需要保持战略定力和稳健节奏，在源网荷侧、市场机制改革、重点技术攻坚等多个层面进行科学设计与决策。 三个“方面”如何发展 在电源侧，全面推进能源结构转型，实现电力供给清洁化。 从近期来看，中国首先要在“十四五”时期力争实现风光每年1.1亿千瓦以上的新增装机，以确保风光发电量实现在2025年占比达16.5%左右的目标。其次要严控煤电新装机规模，同时推进存量煤电灵活性改造。在新型电力系统中，煤电的定位将转变为提供安全保障与调峰能力的灵活性电源主体。 在负荷侧，大力推动电能替代和消费侧资源利用，促进能源消费脱碳。 首先，为了充分发挥电能替代的减排作用，应加快提升工业、建筑、交通等高能耗领域终端用能的电气化水平，将中国整体电气化水平从2022年的27%提升至2060年的70%以上。 其次要大力发展分布式能源，并进一步实现消费侧资源的整合利用。积极探索尝试居民区太阳能供电、园区热电联产等新型供能方式，提高终端用能供给的多样性和自主性，尽可能提高地区能源自给能力，避免不必要的输电通道投资和输电损耗。持续推进各类用电终端的智能化、储能化改造，使其从能源消费者转变为能源产销者。将分布式风电与光伏、储能设施、微电网、电动汽车和可控负荷等各类资源进行有效整合和系统管理，作为灵活性电源统一调用，帮助平抑电网峰谷差。 在电网侧，推进特高压主干网和微电网的建设，满足系统内电能多向流动需求。 第一，构建特大型互联电网，推进特高压骨干网架建设，保障跨区输电的高效安全运行。利用大电网充分发挥新能源风光互补、跨区互济的支援能力，切实提高新能源发电的置信系数，平抑供给波动，提升系统安全水平。 第二，大力建设和改造微电网和配电网。这是整合利用各类分布式能源和需求侧资源的必要基础，也是提高系统供电可靠性、优化供应方式、提升供给效率的必然选择。 两个“市场”如何改革 构建以新能源为主体的新型电力系统需要电力市场、碳市场、电价机制等多种政策与市场工具的保障。 第一，应尽快建立全国统一电力市场，通过绿证和可再生能源消纳责任权重机制不断提高新能源参与市场化交易的比重，并利用统一的市场出清价格保障新能源能够获得合理收益。 第二，利用辅助服务市场有效保障源网荷储各个环节的灵活性资源在提供调峰、调频、备用、爬坡等服务时获得合理的回报，促使其承担保障高比例新能源接入下电网系统安全稳定运行的主力作用。 第三，建立和完善高比例新能源消纳下合理的成本分摊机制。新能源由于其出力的波动性、随机性和间歇性，短期内将推高电力系统的消纳成本。因此，监管部门应不断完善价格机制，推动新能源消纳成本在发电侧、电网侧和用户侧的合理分摊。尤其在用户侧，应建立完善阶梯电价、分时电价等差异化电价政策，引导用户科学用电，提高能源利用效率。 第四，逐步扩大全国碳市场的行业覆盖范围，丰富交易主体、交易品种和交易方式。引入投资机构和个人入市交易，形成多层次市场结构。推出碳期货、碳债券等碳金融衍生品，提升市场活跃度。 第五，不断调整优化碳市场的顶层设计，完善综合监管和司法保障机制。根据“双碳”目标进程，动态调整碳排放总量管控要求，有序规划碳配额拍卖、碳交易税费等辅助制度。加快出台《碳排放权交易管理条例》等规范性文件，明确各类参与主体的职权与责任，完善违规处罚机制，构建监管及保障体系。 第六，关注国际合作形势，力争全球碳市场主导地位。在欧盟加快启动碳关税的背景下，我国有关部门应提前布局国际化碳定价中心的建设，考虑我国碳市场与全球碳市场的接轨机制，力争在将来全球范围内碳市场交易中占据主动。 关键领域如何突破 近年来，新型储能技术、氢能技术、数字电网技术等成为了研发的热点。这就要求我国应在关键领域完善技术产业创新体系，围绕部署专项攻关计划，科学规划技术发展路线与产业布局，力争在核心科技上取得突破。 新型储能技术方面，截至2022年，中国已投运储能项目累计装机达5940万千瓦，但其中绝大部分为抽水储能，累计装机达4610万千瓦。电化学储能等新型储能累计装机为1270万千瓦，占比约21%。 对于下一步工作，一要尽快制定与健全新型储能项目的技术标准、监管体系、市场机制，明确其独立的市场主体地位，同时在土地、并网等政策方面提供便利，推动“新能源+储能”的平价上网。 二要加大科技创新力度，促进钠锂电池、氢氨储能、热冷储能等技术的成熟化、商业化，同时持续研发新型电解液添加剂、超导材料、超级电容等新一代储能技术，助力降低新型储能项目的建设运维成本。 三要因地制宜，大力推动新型储能规模化发展。在新能源富集地区建立新能源电站时，配套部署电源侧储能；在负荷密集地区围绕工业、通信、金融、互联网行业等高电力需求用户，针对不同行业的电力系统运行要求，配置个性化用户侧储能，提升用户综合用能效率；在农村地区，配合光伏整县推进政策的落实，打造光伏发电、储能蓄电、直流供电、柔性用电的低碳能源利用系统。 氢能技术方面，我国目前的氢气产量约为3300万吨/年，是世界第一大产氢国，但由于低碳制氢成本高昂，关键材料和核心技术尚未取得突破，目前中国制氢仍以传统化石燃料和工业副产物为主（灰氢）。 下一步，首先要加强氢能“制储输用”四大环节关键技术的研发，尤其是制氢和氢能利用。在制氢环节，需要转向清洁低碳的高质量发展路径，逐步提高二氧化碳副产品捕获、利用和封存（CCUS）技术制氢（蓝氢）和利用可再生能源电解水制氢（绿氢）的比例，主要围绕可再生能源电解水制氢相关技术开展重点攻坚，包括新型电极技术、高级质子膜技术等。在氢能利用环节，除了继续作为制备原材料在合成氨等化工领域使用，还应以氢燃料电池为抓手，大力发展氢在交通领域的能源替代作用。 其次要加强氢能产业战略联盟建设。氢能产业涉及领域广泛，仅凭某一方之力难以推动整体产业的规模化发展。而成立产业联盟、构建政府与企业间的协调指导机制是国际上常见的合作模式。我国应效仿欧洲成立氢能领域跨学科、跨行业、跨部门的国家级产业联盟，并鼓励企事业单位、科研机构、民间团体等积极参与细分领域规划建设，以协作带动创新，提升产业竞争力。 数字电网技术方面，首先是基础设施与终端设备的统筹管控。按照企业级全局共享的原则，统筹计算算力、通信网络和安全防护的基础设施，在满足新型电力系统全环节海量数据实时汇聚和高效处理需求的条件下，尽力提升基础设施的利用率，降低建设运维成本；在全面提升终端设备和采集装置的数字化、智能化水平的过程中，充分利用已有传感设备，优化部署策略；同时，通过统一的物联网管理平台，对各类传感设备进行标准化接入、管理和应用。 其次是统筹数据管理。在统一汇聚控制系统和信息系统全环节数据的基础上，建设实时测量中心，通过数字系统的实时计算推演和分析拟合，实现实体电网的数字孪生化；建设能源大数据中心，接入内外部的能源数据，来支撑碳排放管理、绿电交易等业务开展；构建企业级全局共享的支撑平台，助力实现基于业务中台、数据中台、技术中台支撑的数字化应用快速灵活构建。