近日，国家能源局下发《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022—2030年预期目标建议的函》，以确保完成2030年非化石能源占比的目标。

根据文件 ，2030年全国统一可再生能源电力消纳责任权重为40%，其中非水电电力消纳责任权重为25.9%，据测算，这一目标大概相当于16亿千瓦左右，具体还需要视风电、光伏装机配比而定。与之对应的2021年非水目标为12.7%，此后逐年提升约1.47个百分点。

文件强调， 实现双消纳双考核，压实风电太阳能发电发展责任，对各省级行政区域分别设置总量和非水电两类消纳责任权重，且两类权重均应逐年提高至少不降低。坚持责任共担，逐步统一全国各地可再生能源电力消纳责任权重，到2030年全国各省级行政区域实现同等可再生能源电力消纳责任权重，公平承担可再生能源发展和消纳责任。

可再生能源消纳保证机制是推动可再生能源高比例、大规模、低成本、市场化发展的重要制度机制。事实上，进入全面平价之后，国家层面将通过可再生能源消纳责任权重这一指标来调动地方政府发展新能源的积极性，这其实意味着未来光伏的年度新增指标将与各地的消纳责任权重指标挂钩，由各省级能源主管部门牵头落实。

近日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（文件附于正文后），有效期5年。

根据文件，在落实主体责任方面，各省级能源主管部门是组织推进源网荷储一体化和多能互补项目的责任主体，应会同国家能源局派出机构积极组织相关电源、电网、用电企业及咨询机构开展项目及实施方案的分类组织、研究论证、评估筛选、编制报送、建设实施等工作。对于跨省区开发消纳项目，相关能源主管部门应在符合国家总体能源格局和电力流向基础上，经充分协商达成初步意向，会同国家能源局派出机构组织开展实施方案研究并行文上报国家能源主管部门。各地必须严格落实国家电力发展规划，坚决防止借机扩张化石电源规模、加剧电力供需和可再生能源消纳矛盾，确保符合绿色低碳发展方向。

网荷储一体化实施路径将通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，主要包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网荷储一体化”等具体模式。

多能互补实施路径利用存量常规电源，合理配置储能，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源，积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火（储）一体化”。

文件还指出，推进多能互补，提升可再生能源消纳水平。

风光储一体化。对于存量新能源项目，结合新能源特性、受端系统消纳空间，研究论证增加储能设施的必要性和可行性。对于增量风光储一体化，优化配套储能规模，充分发挥配套储能调峰、调频作用，最小化风光储综合发电成本，提升综合竟争力。

风光水（储）一体化。对于存量水电项目，结合送端水电出力特性、新能源特性、受端系统消纳空间，研究论证优先利用水电调节性能消纳近区风光电力、因地制宜增加储能设施的必要性和可行性，鼓励通过龙头电站建设优化出力特性，实现就近打捆。对于增量风光水（储）一体化，按照国家及地方相关环保政策、生态红线、水资源利用政策要求，严控中小水电建设规模，以大中型水电为基础，统筹汇集送端新能源电力，优化配套储能规模。

风光火（储）一体化。对于存量煤电项目，优先通过灵活性改造提升调节能力，结合送端近区新能源开发条件和出力特性、受端系统消纳空间，努力扩大就近打捆新能源电力规模。对于增量基地化开发外送项目，基于电网输送能力，合理发挥新能源地域互补优势，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模；在不影响电力（热力）供应前提下，充分利用近区现役及已纳入国家电力发展规划煤电项目，严控新增煤电需求；外送输电通道可再生能源电量比例原则上不低于50%，优先规划建设比例更高的通道；落实国家及地方相关环保政策、生态红线、水资源利用等政策要求，按规定取得规划环评和规划水资源论证审查意见。对于增量就地开发消纳项目，在充分评估当地资源条件和消纳能力的基础上，优先利用新能源电力。

在完善政策措施方面，在组织评估论证和充分征求国家能源局派出机构、送受端能源主管部门和电力企业意见基础上，按照“试点先行，逐步推广”原则，通过国家电力发展规划编制、年度微调、中期滚动调整，将具备条件的项目优先纳入国家电力发展规划。

此外在完善支持政策方面，文件指出，源网荷储一体化和多能互补项目中的新能源发电项目应落实国家可再生能源发电项目管理政策，在国家和地方可再生能源规划实施方案中统筹安排；鼓励具备条件地区统一组织推进相关项目建设，支持参与跨省区电力市场化交易、增量配电改革及分布式发电市场化交易。

3月4日，山东省人民政府下达关于2021年省重大项目名单的通知，重大项目名单包括东营市垦利区光伏农业一期500兆瓦发电项目 （总装机容量500兆瓦）、道得投资管理有限公司太阳能电池组件产业化项目。

原文如下：

关于下达2021年省重大项目名单的通知

鲁政字〔2021〕41号

各市人民政府，各县（市、区）人民政府，省政府各部门、各直属机构：

现将2021年省重大项目下达给你们，并提出以下工作要求：

一、提高思想认识。要从立足新发展阶段、贯彻新发展理念、融入新发展格局的高度，充分认识省重大项目对于培育壮大“十强”产业、加快新旧动能转换、实现高质量发展的重大意义，以更大力度坚决淘汰落后动能，以更大力度坚决改造提升传统动能，以更大力度坚决培育壮大新动能，推动省重大项目加快落地见效。

二、完善推进机制。各级各部门要主动配合、加强协同，为项目建设提供优质服务保障，形成省重大项目推进合力。要落实“要素跟着项目走”机制，强化要素和政策支持，建立省重大项目核准快速通道，加快推进规划、土地、环评、能评等前期工作，完善配套设施，落实建设条件，推动项目尽早依法合规开工，尽快形成实物工作量。

三、严格项目管理。加强项目实施全过程监管，坚决落实“三去一降一补”“四减四增”要求，牢牢守住环保门槛，落实生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和生态环境准入清单“三线一单”管控要求，集约节约利用土地资源，严把能耗煤耗关口，落实最严格的水资源保护利用制度。牢牢守住安全质量门槛，加强全过程安全和质量管理，打造安全工程、精品工程。

四、强化调度督导。落实项目清单式管理、责任化推进要求，实施月调度、月报告、月通报制度。健全完善调度考核工作机制，持续加大督导服务力度，及时发现并协调解决项目推进中的困难问题。加大督促检查力度，采取通报、约谈等方式促开工、促进度。强化跟踪问效，落实动态调整要求，对项目按季度调整优化。

山东省人民政府

2021年2月28日

各省（自治区、直辖市）和新疆生产建设兵团能源局，有关省（直辖市）发展改革委、经信委（工信委、工信厅），各派出机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司，电规总院、水规总院，各有关企业：

为做好2021年风电、光伏发电开发建设有关工作，我们组织编制了《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》，请研提意见建议并于2021年3月8日下班前反馈。

附件：关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）

国家能源局综合司

2021年2月26日

关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知

（征求意见稿）

2021年是“十四五”开局之年，风电、光伏发电进入新发展阶段。为持续推动风电、光伏发电高质量发展，现就2021年风电、光伏发电开发建设有关事项通知如下：

一、总体要求

贯彻习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实2030年前碳达峰、2060年前碳中和，2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上等目标任务，坚持目标导向，完善发展机制，释放消纳空间，优化发展环境，充分发挥地方主导作用，调动投资主体积极性，坚持存量增量并举、集中式分布式并举，持续加快推动风电、光伏发电项目开发建设。2021年，风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右。

二、强化可再生能源电力消纳责任权重引导机制

按照目标导向和责任共担原则，国家下达2021年度及“十四五”末各省级行政区域可再生能源电力消纳责任权重。各省级能源主管部门依据本区域非水电消纳责任权重，积极推动本地区风电、光伏发电项目建设和跨省区电力交易，合理确定本地区2021年风电、光伏发电项目年度新增并网规模和新增核准（备案）规模，认真组织做好项目开发建设和储备工作。

三、建立并网消纳多元保障机制

国家建立保障性并网、市场化并网等并网消纳多元保障机制。

保障性并网指各地落实非水电消纳责任权重所必需的新增装机由电网企业保障并网。市场化并网指超出保障性消纳规模仍有意愿并网的项目，通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式，在落实抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等新增并网消纳条件后，由电网企业保障并网。

纳入保障性并网规模的项目由各省级能源主管部门以项目上网电价或同一业主在运补贴项目减补金额等为标准开展竞争性配置。优先鼓励保障性并网规模与减补金额相挂钩，原则上各省应有不少于三分之一的保障性并网规模定向用于存在欠补的企业以减补获得保障性并网资格。

建立省际保障性并网规模置换机制，各地保障性并网规模当年使用、跨年作废，通过新增跨省跨区电力交易落实非水电消纳责任权重的，经送受省份协商并会同电网企业签订长期协议后，相应调减受端省份保障性并网规模并调增至送端省份。

四、积极推进存量项目建设

各省级能源主管部门要认真组织“十三五”期间核准（备案）的存量项目建设，促进项目尽早建成投产。

2018年底前核准但2020年仍未并网的在建陆上风电项目，列入2020年国家竞价补贴清单但2021年上半年仍未并网的在建光伏发电项目，以及2019年和2020年核准（备案）的竞价风电项目和平价风电、光伏发电示范项目等存量项目如在2021年底前并网的均直接纳入2021年保障性并网规模。

2018年底前核准但2020年底前尚未并网的在建陆上风电项目、列入2020年国家竞价补贴清单但2021年上半年仍未并网的在建光伏发电项目，如2021年底前仍不能并网的，不再纳入后续年度保障性并网规模。

五、稳步推进户用光伏发电

2021年户用光伏发电项目国家财政补贴预算额度为 亿元，度电补贴额度按照国务院价格主管部门发布的2021年相关政策执行，项目管理和申报程序按照《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号）有关要求执行。户用光伏发电项目不占用年度保障并网规模，直接并网消纳。

六、加快开展项目储备和建设

各省级能源主管部门要加快开发论证，落实建设条件，抓紧核准（备案）一批新增项目，并推动开工建设，确保后续年度并网规模，实现接续发展。

积极推进分布式光伏发电和分散式风电建设。结合乡村振兴战略，启动“千乡万村驭风计划”和“千乡万村沐光行动”。鼓励通过试点确定过网费标准，建立商业模式，实现分布式市场化交易。电网企业及时向社会公布配电网可接入容量信息。

有序推进基地项目建设。加快推进山西晋北、新疆准东、青海海南州、东北扎鲁特等存量新能源基地项目建设。结合“十四五”规划，加快推进青海海西州、云贵川水风光一体化基地、黄河几字湾等新增新能源基地规划论证，启动一批条件成熟的项目建设。

有序推动海上风电发展。结合“十四五”规划组织省级海上风电规划修编，会同自然资源部门出台深远海海上风电规划及管理办法，启动深远海海上风电示范。各地要积极出台海上风电投资补贴、度电补贴等激励政策，支撑产业持续健康发展。

启动老旧风电项目技改升级。遵循企业自愿原则，鼓励业主单位通过技改、置换等方式，重点开展单机容量小于1.5兆瓦的风电机组技改升级。鼓励地方开展试点，在试点基础上，国家出台政策，地方制定具体细则并组织实施，促进风电产业提质增效和循环发展。

创新推动示范项目建设。鼓励新能源企业创新发展模式，建设一批离网型新能源发电项目。推进“光伏+光热”、光伏治沙、新能源实验实证平台、“新能源+储能”、新能源与氢能融合利用等示范工程，进一步探索新模式新业态。

七、地方政府自主组织项目建设

各省级能源主管部门应按照国家明确的本地消纳责任权重，测算确定2021、2022年年度保障性并网规模；组织2021年拟并网的存量项目纳入2021年度保障性并网规模；根据2021年度保障存量项目并网后剩余保障性并网规模和2022年度保障性并网规模，按照前述原则编制竞争性配置方案，组织开展保障性并网竞争性配置，确定纳入2021、2022年度保障性并网规模的新增项目。同时，组织超出保障性并网规模且仍有并网意愿的新增项目通过市场化方式落实新增并网消纳条件。在此基础上，编制年度项目开发建设方案，有序组织项目开发建设，并协调电网企业保障项目并网接入。保障性并网竞争性配置及市场化并网工作应由省级能源主管部门组织，不得下放地方。

八、电网企业积极做好并网消纳工作

国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司要完善电网网架结构和调度交易机制，落实年度保障消纳能力。对保障消纳能力范围内以及超出保证消纳能力范围但已落实新增消纳能力的项目，要切实采取有效措施，做好项目接网，确保“能并尽并”。要充分利用现代信息技术会同全国新能源消纳监测预警中心落实按月监测、按季评估，滚动公布各省级区域并网消纳情况及预测分析，引导发电企业理性投资、有序建设。

九、发电企业积极推进项目建设

发电企业要综合考虑项目所在地区相关规划执行情况、风电光伏发电监测预警结果及保障消纳能力等，自主决策项目投资；按照核准（备案）文件要求，在落实各项建设条件的前提下，加快组织项目建设；积极创新模式，探索风电、光伏发电开发利用新模式、新业态；加强工程质量管控，确保建设安全和生产安全。

十、严格执行项目信息报送制度

健全落实风电、光伏发电开发建设信息月报制度，各省级能源主管部门按月报送新核准（备案）项目装机、并网项目装机、基地和示范项目建设进展等情况。国家可再生能源信息管理中心按月统计并报国务院能源主管部门，抄送各省级能源主管部门和相关派出机构。

十一、加强事中事后监管，保障政策落实

我局牵头组织清洁能源消纳综合监管，各派出机构要加强辖区内风电、光伏发电规划落实、消纳能力保障、项目竞争配置、电网送出工程、可再生能源电力消纳保障机制的组织和执行情况等事项的监管，有关情况及时报送我局。

十二、加强政策激励，营造良好发展环境

支持地方结合本地实际，出台海上风电、分散式风电、户用光伏、自调节分布式系统、离网分布式发电项目等激励政策，调动社会资本参与风电、光伏发电建设积极性。各级地方能源主管部门要加大与本地区自然资源、林业草原、生态环境、住房建设等部门的协调，落实项目用地用海，进一步出台土地、财税和金融等优惠政策，推动降低非技术成本，为项目开发建设创造有利条件。

“十四五”期间，风电光伏发电为代表的新能源和可再生能源将迎来高比例、高质量发展并将成为能源增量的主体。

“30·60”双碳目标提出后，从调整能源结构的角度出发，提升可再生能源的比例成为最为显性的路径之一。

在2020年11月发布的“十四五”规划和2035年远景目标建议中，新能源被列入战略新兴产业中的一环，参与构成现代产业体系，以推动经济体系的优化升级。

2月22日，国务院发布《国务院关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》中也明确提出，要推动能源体系绿色低碳转型。其中就包括“提升可再生能源利用比例，大力推动风电、光伏发电发展，因地制宜发展水能、地热能、海洋能、氢能、生物质能、光热发电。加快大容量储能技术研发推广，提升电网汇集和外送能力。”

国家能源局新能源和可再生能源司副司长任育之曾公开表示，新能源和可再生能源司将准确把握可再生能源在应对气候变化、推动能源转型、实现绿色发展的重要意义，保持能源革命的战略定力，以更大的力度来推动可再生能源的发展。其中，“优先推动风电光伏发电为代表的新能源和可再生能源高比例、高质量发展，努力提高非化石能源的比重”成为编制可再生能源发展的“十四五”规划过程中最为首要的考虑因素。

中国石油化工集团原董事长、党组书记、长江商学院教授傅成玉2月25日在如是金融研究院举办的有关“碳中和”目标下对产业转型和投资机会的直播中表示：“一个主要方向是大力发展可再生能源，考虑中国能耗总量，这一部分在未来解决我国能源增量方面，会发挥绝对的作用，因为光伏、风电成本下降非常快，在未来会有更快速的发展。”

在大容量、高增速的预期之下，新能源行业在生产侧和需求侧会催生出何种新业态与新模式，有哪些问题需要提前规避，企业是否做好了准备？

高比例增长

对于未来五年市场容量变化的预期，接受采访的企业给出了乐观的判断。

晶科能源控股有限公司(下称，“晶科”)方面的预判是，结合“30·60”碳达峰、碳中和目标，平价上网大背景，以及综合考虑消纳、土地、特高压建设进展等各因素，“十四五”期间，国内市场光伏平均每年新增装机容量将在70至90GW。

隆基股份相关人士对经济观察报表示，行业普遍认为，未来二十到三十年，光伏行业是快速增长的行业。光伏满足新增电力需求，未来2050年预计全球一百万亿度电力的总需求，包括光伏制氢等应用场景，总的用电需求中60%-70%由清洁能源提供。站在当前时点，预计2025年全球光伏新增装机300GW，2030年新增装机1000GW。

中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华表示，到2025年，可再生能源在新增发电装机中占比将达到95%，光伏在所有可再生能源新增装机中占比将达到60%。另据BNEF的最新预测，2020年光伏资产引领了能源转型投资的大幅增长，在这种趋势下，2021年全球光伏装机容量可能高达194GW。

东方日升全球市场总监庄英宏认同上述预测，他认为光伏行业向好，企业扎堆入局，机遇与挑战并存，东方日升会进一步完善光伏产业链布局，让垂直一体化未来可期。

能够达成共识的判断是，光伏行业会进一步向头部企业集中化发展。晶科相关人士表示，晶科将对内保持技术创新，不断提升产品效率，以及利用规模化效益、垂直一体化率提升、智能制造加速应用、优化产线布局提高生产效率和良品；对外加强与行业上下游、产业链各个环节的联动，共建产业生态链，合纵连横扩充产业版图。需要警惕和规避的问题是，产业链各个版块是否能均衡联动发展，应避免因个别环节的短缺影响整体供应链。

在能源生产侧和消费侧也在酝酿新的机遇，协鑫能源科技股份有限公司(下称，“协鑫能科”)就将综合能源管理作为未来发展的重要方向，面对这一新兴的万亿级市场未来五年的将有的变化，协鑫能科方面给出的判断是：社会对于综合能源管理的需求会进一步释放，市场容量将会飞速扩大，新型的综合能源服务类型会增加；随着成本的降低和各种服务模式的成熟，每年市场的增长率会变大；市场上将会涌现出一批特色鲜明的服务型企业，大型公司可能会逐步向平台型企业转型，逐步形成新的生态；关联行业的合作会越来越紧密，行业的跨界也会愈发融合。

综合能源服务主要是指通过多能互补、生产侧和消费侧优化的融合，打通电、气、热、冷等多种能源系统的壁垒，实现能源效率的提升的方式。其主要作用体现在优化能源体系，提升清洁能源可消纳的比重，以及促进能源消费方式转变。“要大力开展综合能源服务，推动源网荷储协同互动”也在此前国家发改委、科技部、工业和信息化部、财政部四部委共同发布的《关于扩大战略性新兴产业投资培育壮大新增长点增长极的指导意见》中被提及。

有关如何更好得竞争与竟合，结合自身的经验，协鑫能科总经理费智建议，行业中各企业应当更加发挥各自的优势，多出现一些能提供项目信息、资金、商业信用体系建立的平台型企业，才能使整个行业凝聚形成一个生态，凝聚中小型企业的力量，以利于行业的发展。中小型企业要练好内功，要有一技之长，在技术或市场方面拥有竞争力，才能立于不败之地。不断尝试创新新型的商业模式，如所有权与经营权分离、国有民营混改、承包经营、资金持有、技术入股等，才能使产业出现突破性的发展。

新模式探索

在研发储备、核心技术掌握、产业链上下游制造能力等方面中国光伏企业都已取得一定的成绩，但如何进一步降低成本，解决光伏发电间歇性不足等问题，则需仰赖技术进步以及新模式与新场景的开发与探索。

晶科方面的建议是，一方面需要通过技术进步，进一步降低光伏发电本身的成本，以及光伏叠加储能的成本进一步能逼近煤电成本，进一步解决光伏发电间歇性的不足；另外一方面，进一步拓展应用场景，与光伏制氢、特高压、大数据园区、5G基站、新能源充电桩等充分融合，不断拓展发展的空间、载体和应用，加速全球能源转型。

对此隆基股份也持相同的看法，隆基股份相关人士对经济观察报表示：“十四五”时期，我国光伏行业将加快从“中国制造”向“中国创造”转型，将加速实现由技术创新的跟随者变为引领者。“如果说前十年是光伏组件生产技术创新发展期，未来光伏行业的发力点将聚焦多样化应用模式的开发。”

“光伏+”模式将进一步提高项目适应性和社会收益率。他举例称，与农业、治沙、渔业、旅游等行业可以联合开发打造绿色产业新场景。在土地资源稀缺的东部地区，采用“光伏+农业”“光伏+渔业”，可有效解决光伏电站建设的选址问题。在西部地区，上述模式可以提高土地综合利用效率，助力土地沙漠化的治理。此外，也可展开对光伏+工业、光伏+建筑、光伏+充电桩、光伏+大数据中心、光伏+交通等多种应用场景的探索。

上述人士认为，与光伏融合一方面可以获取度电成本较低的电力资源，从而降低成本；另一方面，特别是钢铁、石化等能耗较高的行业，可以通过“光伏+”实行碳达峰和碳中和的目标。

在“30·60”双碳目标下，一些企业已经开始行动。

通威集团率先宣布将于2023年前实现碳中和目标，并设立与碳资产管理相关的岗位，这一团队正在着手将其200余家子公司的碳排放情况做好梳理，对内整合碳资产(碳排放和碳减排)，对外寻求可用于公司碳中和的环境权益，为达到目标做好准备。

协鑫能科也表示已经开始重视进行业务的转型和清洁能源的发展。费智表示：“首先我们有充足的低碳能源的供应；其次，我们的市场和客户都集中在经济发达和环保意识较强的地区，用户对于碳中和的接受程度高，已经有部分碳中和的用户。我们已经推动和试点了很多碳中和服务项目，比如为欧莱雅等世界知名企业提供了碳中和解决方案，目前效果良好，在此过程中积累了相关的技术和服务经验。”

挑战则是，碳中和能源的服务成本相比较传统能源服务模式还是成本偏高，在市场推广上有较大的难度。其次，整个的碳中和涉及到多种技术和多个部门，因此需要在行业内联合和团结更多的行业伙伴结成生态。

傅成玉的观点是，面对双碳目标企业应主动应对，将碳排从成本转化为资产。首要的工作就是完成企业碳核查，需要开发算法，掌握企业自身的不同装置、工艺等情形下的真实碳排情况。“企业要有碳足迹的记录，比如说一个企业它应该知道它的任何产品里面含多少碳，这个产品被谁使用？如何使用？最终客户是谁？使用过程中是否有碳排放？跟踪、追查碳排放就是碳足迹，企业对碳排放要承担相应责任。”

天恩能源认为，上述需求也会倒逼企业思考如何通过技术进步实现碳排放的源头管理，不断转型升级，通过技术提升降低碳排放，同时能够促进有关碳核查的新型服务业的发展。

2月19日，2021年山东淄博全市市、区重大项目共227个重大项目集中开工，总投资1258亿元，其中淄博高新区储能谷项目，总投资规模达到150亿元以上，主要建设储能联合创新中心、储能产业基地、智能光伏装备制造及物流基地等。

储能谷项目由高新区与华能等企业合作建设，总投资150亿元，将建设储能联合创新中心、储能产业基地、智能光伏装备制造和物流基地等项目，打造国际一流的新能源产业集群。高新区将扛牢“三区一窗口”使命担当，强化“有解”思维、增强服务意识，倒排工期，顶格协调推进，落实“争、拼、闯、快、优”，全力以赴抢时间、赶进度、抓质量，力促开工项目快建设、早竣工、早见效，全力跑出项目建设加速度！

储能谷项目由高新区管委会、华能山东发电有限公司、中国华能集团清洁能源技术研究院、华为技术有限公司、景能科技等公司共同投资建设，一期占地面积350亩，总建筑面积约30万平方米，总投资规模达到150亿元以上。项目主要建设储能联合创新中心、储能产业基地、智能光伏装备制造及物流基地等，预计达产后年产值达300亿元以上。

该项目依托华能集团、华为公司等头部企业雄厚的资金实力、研发能力、技术支撑等，重点建设“储能联合创新中心”、“储能产业基地”、“智能光伏装备制造及物流基地”等产业板块，布局储能集装箱、储能电池、光伏芯片、分布式能源控制系统、智能电网等领域，培育清洁能源、动力电池、储能电站核心产业集群，打造中国储能产业示范区。

为推进项目进展，高新区成立了由魏玉蛟任组长的项目工作专班，专职负责对接华能项目洽谈、推进、落地。截止目前，1#厂房安装完成80%，1#仓库等待更改；2#厂房安装完成80%；3#、4#厂房二层脚手架搭设完成60%，研发中心基础完成；6#厂房2层混凝土完成；7#厂房基础垫层完成；8#厂房基础垫层完成。