4月2日，国家发改委发布关于向社会公开征求《绿色低碳先进的技术示范项目清单（第二批）》征求意见的公告。根据项目清单显示本批次示范项目涉及包括光伏光热一体化示范项目、海上风电示范项目、新型储能项目（包括构网型储能示范项目、压缩空气储能示范项目、全钒液流储能示范项目、铁基液流储能电站示范项目、超级电容器电化学混合储能调频电站示范项目）、微电网示范项目、虚拟电厂示范项目、源网荷储一体化示范项目、交能融合示范项目等共纳入101个项目。
项目采用园区电网网架优化改造及调度自动化系统升级技术、光—火耦合控制技术和负荷调控技术。主要建设550兆瓦集中式光伏电站、82.5兆瓦/165兆瓦时储能，改造工业园区电网网架，升级调度自动化系统，实施调峰火电机组三改联动，改造38台电石炉实现负荷可调节。项目建成后，火电机组在确保供热的前提下具备负荷调峰能力，每年可再次生产的能源发电替代量约6亿千瓦时，相当于每年减少碳排放约50万吨。
项目采用碱性电解槽和质子交换膜电解槽组合混 联技术，实现制—储—加氢一体站负荷可调节。主要建设制氢站，供氢子母站各 1座，配套建设200兆瓦风电和200兆瓦光伏、智慧运行管理平台、100公里输氢 管道。项目建成后，可实现100%绿电制氢，制氢能力达到21100标准立方米/小 时、储氢能力达到26万标准立方米以上，每年可生产绿氢1.2万吨。
项目采用有机液体储氢技术、碱性电解槽气液分 离技术。主要建设8000标准立方米/小时的碱液制氢装置、18万标准立方米储氢 装置，配套建设200兆瓦滩涂光伏电站。项目建成后，储氢装置加氢能力5500标 准立方米/小时、释氢能力2500标准立方米/小时，每年可生产绿氢2000吨，可满 足下游化工项目的稳定绿氢供应需求。
项目采用制氢、储氢、运氢、用氢及燃料电池全技术链、 全生命周期测评技术。主要建设绿氢装备与燃料电池技术实证示范基地。项目建 成后，可形成涵盖电解槽测试、储氢系统及工艺检测、移动式加注系统评价、氢 气品质分析测试等氢能及燃料电池测评能力，助力绿氢制储设备及燃料电池相关 的检验检测。
项目采用储能电池和全钒液流液态电池混合储能技术，储 能变流器采用构网型控制技术一体仓式设计。主要建设500兆瓦/2000兆瓦时储能 电站，储能单元包括250兆瓦/1000兆瓦时磷酸铁锂电池和250兆瓦/1000兆瓦时 全钒液流电池。项目建成后，可提供4小时电网调峰、调频服务，整体功率响应 时间小于5毫秒，可有效解决阿克苏电网调节性资源不足问题。
项目采用构网型风光储控制技术。主要建设10兆伏安同步 调相机、150兆瓦构网型风光储基地、1兆瓦质子交换膜电解水制氢系统、30小 时固体储氢和1兆瓦燃料电池等，改造2台3兆瓦直驱构网型风机、30兆伏安高 过载构网型无功功率补偿装置。项目建成后，张北东—张北站500千伏通道送出 能力可提升10%，每年可增加可再次生产的能源电力消纳近6亿千瓦时。
项目采用人工硐室储气库压缩空气储能技术。主要建设 一套350兆瓦/1400兆瓦时压缩空气储能发电机组及配套设施，可满足电网安全稳 定运行、调峰需求，提高系统经济运行效益，提高电网的供电可靠性。项目建成 后，可实现储能时长6小时、发电时长4小时，每年发电量约6亿千瓦时，系统 电—电转换效率达69%。
两缸分列双离合 透平350兆瓦 /1750兆瓦时压缩空气储能示范项目（一期）
项目采用双模共用大温变高效换热储热方案及宽幅压力 变化范围储气库技术。主要建设1座350兆瓦/1750兆瓦时多功能压缩空气储能机 组，配置6兆瓦/1.5兆瓦时飞轮储能，组成兼具调峰、调频、无功补偿、黑启动 等的多功能混合物理储能电站。项目建成后，可实现储能时长7小时、发电时长 5小时，每年发电量约6亿千瓦时，系统电—电转换效率达74%。
项目采用压缩空气储能、飞轮储能、电池储能等技术， 建设混合储能电力调峰调频电站。主要350兆瓦/1750兆瓦时压缩空气储能、5兆 瓦/42千瓦时飞轮储能、3兆瓦/6兆瓦时电化学储能，提供稳定、安全、大容量、 高转动惯量的调频、调峰服务。项目建成后，可实现储能时长7小时、发电时长 5小时，每年发电量约6亿千瓦时，系统电—电转换效率达73%。
2×300兆瓦/1800 兆瓦时沉渣空隙盐穴压缩空气储能电站示范项目 （一期）
项目采用基于沉渣空隙盐穴的宽工况、大规模、水介质 高温先进绝热压缩空气储能技术。主要建设2套以盐穴为储气库的300兆瓦/1800 兆瓦时压缩空气储能发电机组及配套设施。项目建成后，可实现储能时长8小时、 发电时长6小时，每年发电量约11亿千瓦时，系统电—电转换效率达70%。
项目采用高效压缩空气储能系统全工况优化设计及控制 技术、宽负荷组合式压缩机和高负荷轴流式膨胀机技术、高效紧凑式蓄热换热器 技术、大容量地下人工硐室高压储气技术等。主要建设一套300兆瓦压缩空气储 能系统、一座220千伏变电站。项目建成后，可实现储能时长5.6小时、发电时 长4小时，每年发电量约4亿千瓦时，系统电—电转换效率达72%。
项目采用液态空气储能发电技术、冷/热能多级储存利用 技术、液相介质梯级储冷工艺。主要建设60兆瓦/600兆瓦时液态空气储能发电机 组，配套建设25万千瓦光伏发电机组。项目建成后，可实现储能时长6小时、发 电时长5小时，每年发电量约2亿千瓦时，系统电—电转换效率达55%。
项目采用压缩二氧化碳熔盐储能技术，不受地理条 件的限制，实现低成本、大容量、高效率、长周期储能。主要建设200兆瓦/800 兆瓦时压缩二氧化碳熔盐储能、100兆瓦/400兆瓦时电化学储能系统。项目建成 后，可实现储能时长8小时、发电时长4小时，每年发电量约7亿千瓦时、蒸汽 供给量约60万吨，系统电—电转换效率达64%。
项目采用气液互转二氧化碳储能技术、柔性可变容积储气技术。主要建设一套100兆瓦/1000兆瓦时压缩二氧化碳储能系统，包括低压储气系统、压缩系统、储换热系统、液化储存气化系统及膨胀发电系统。项目建成后，可实现储能时长7小时、发电时长6小时，每年发电量约2亿千瓦时， 系统电—电转换效率达62%。
项目采用固体氧化物燃料电池技术，利用工业副产氢进行高效发电。主要建设6兆瓦固体氧化物燃料电池发电机组及配套设施， 单机功率100千瓦，并由能量管理系统灵活调度。项目建成后，发电效率可达60%， 每年发电量约4700万千瓦时，相当于每年减少碳排放约3万吨。
项目采用自主创新的全溶性铁基液流电池技术、特异性铁离子螯合物分子技术、全对称电解液技术。主要建设100兆瓦/400兆瓦时铁 基液流电池储能电站，一期建设规模为50兆瓦/200兆瓦时。项目建成后，本期工程每年可促进可再次生产的能源电力消纳1亿千瓦时以上，电堆转换效率达85%。
项目采用特异性铁离子螯合物分子技术、自分层液流 电池技术，具备高安全与低成本优势。主要建设200兆瓦/800兆瓦时铁基液流电 池储能电站，一期建设规模为50兆瓦/100兆瓦时。项目建成后，本期工程每年可 促进可再次生产的能源电力消纳1亿千瓦时，电堆转换效率达85%。
项目采用高浓度盐酸基液流电池生产技术、多孔离子 膜技术、电池材料全回收技术。主要建设100兆瓦/400兆瓦时全钒液流电池储能 电站，配套建设220千伏升压站。项目建成后，每年可促进可再次生产的能源电力消纳 2亿千瓦时以上，电堆转换效率达81%。
项目采用具备百兆瓦级超级电容+锂离子电池储能技术、超级电容/电池簇级管理器、风冷储能超级电容/电池系统技术。主要建设58 兆瓦30秒超级电容储能、42兆瓦/42兆瓦时锂电池储能电力调峰调频电站。项目 建成后，可实现220千伏侧交流输出58兆瓦调频，同时满足42兆瓦1小时充电/ 放电调峰需求。
项目采用数字孪生、电力自动化控制、能源信息通信、人工智能、能源规模化管理等技术。主要建设 30 兆瓦时分布式储能电站，10 兆瓦/20 兆瓦时集中式储能电站，构建源网荷储协同的分布式能源管控平台、虚拟电厂管理系统。项目建成后，预计每年可增加可再次生产的能源电力消纳约 3600 万千瓦时。
项目采用新能源功率预测、多能负荷预测、供需平衡分析、智能优化调控等技术。主要建设 210 万千瓦光伏电站、380 万千瓦风力发电、150 万千瓦/600 万千瓦时储能系统、智慧调控系统。项目建成后，可实现各能源和负荷设备的统一调度与协调管理，预计每年可实现可再次生产的能源电力消纳约104 亿千瓦时。
项目采用构网型储能控制技术，实现构网性储能、发电机组多步电压源的并列运行，有效提升系统强度。主要建设 200 兆瓦光伏、540兆瓦时构网型储能、2 套 35 吨燃气蒸汽锅炉、2 套 15 兆瓦电蒸汽锅炉，以及联合调度系统。项目建成后，每年可再次生产的能源发电近 4 亿千瓦时，可实现高海拔、高寒地区安全稳定孤网供电。
项目采用构网型储能、微电网控制、综合能源生产模拟仿真、高效电热蓄热等技术，实现风光储柴热一体化综合供能。主要建设 167兆瓦光伏、60 兆瓦风电、480 兆瓦时构网型电化学储能、2 套 10 吨电极锅炉、80吨蒸汽蓄能罐、36 兆瓦柴油发电机组。项目建成后，每年可再次生产的能源发电量近 3亿千瓦时，可实现高海拔、高寒地区安全稳定孤网供电。
项目采用碱性电解槽和质子交换膜电解槽组合混联技 术、绝缘栅双极型晶体管制氢电源配套技术。主要建设1座制氢站、1座氢能装 备测试基地、1座供氢母站和1座供氢子站，配套建设风光氢储协调控制与优化 系统。项目建成后，可实现制氢24000标准立方米/小时、球罐储氢规模37万标 准立方米以上，每年可生产绿氢近3万吨。
项目采用多稳态柔性甲醇工艺、单槽大容量碱液制 氢技术、生物质干粉气化工艺、二氧化碳加氢合成甲醇工艺。主要建设碱性电解 槽、生物质干粉气流床气化炉等设备，配套建设1吉瓦风电、0.4吉瓦光伏和优化 调度系统。项目建成后，制氢系统具备10%—110%动态功率调节能力，每年可生 产绿甲醇25万吨、绿氨10万吨。
为贯彻落实党中央、国务院决策部署，加快绿色低碳先进的技术示范应用和推广，依照国家发展改革委等10部门联合印发的《绿色低碳先进的技术示范工程实施方案》（发改环资〔2023〕1093号）有关部署，经过项目单位申报、地方审核推荐、第三方机构评审、部门及地方复核等流程，确定了第二批绿色低碳先进的技术示范项目清单，共纳入101个项目，现向社会公开征求意见。
此次公开征求意见的时间为2025年4月2日至2025年4月8日。公众可登录国家发展改革委门户网站（）首页“互动”板块，进入“征求意见”专栏，提出意见建议。提出异议的单位或个人应对相关材料的真实性和可靠性负责，对无具体事实根据的异议，以及其他不正当要求将不予受理。
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