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3. 生物质能
3.1 纤维素类生物质生物、化学、热化学转化液体燃料机理与调控(基础研究类)
研究内容：针对制约纤维素类生物质转化液体燃料效率的基础性问题，开展纤维素类生物质生物、化学、热化学转化机理与调控机制研究。
具体包括：纤维素混合糖共代谢机制与基因调控;纤维素乙醇(丁醇)高产机理与动力学模型;纤维素类生物质化学催化转化液体燃料机理及调控;生物质气化调变、合成气催化净化、重整催化制备液体燃料的转化机制;分子层面的纤维素类生物质多组分耦合热分解机理及产物定向调控机制。
考核指标：揭示纤维素类生物质混合糖发酵乙醇(丁醇)机理，提出高效转化新途径。纤维素混合糖乙醇(丁醇)转化率≥90%;纤维素类生物质转化为车用液体燃料能量转化率≥37%，转化为航空用液体燃料能量转化率≥28%。
3.2 纤维素类生物质催化制备生物航油技术(共性关键技术类)
研究内容：针对纤维素类生物质生物航油转化效率低、经济性差的问题，开展纤维素类生物质转化生物航油技术工艺研究。
具体包括：纤维素类生物质高效水热定向解聚技术;解聚产物碳链调控与加氢催化制备长链烷烃技术;木质素水热液化加氢提质制取芳烃及环烷烃技术;纤维素类生物质制取生物航油关键技术工程验证;生物航油全生命周期评价。
考核指标：构建纤维素类生物质制取生物航油工艺技术体系。催化剂寿命≥4000h，纤维素和半纤维素制备生物航油转化率≥85%，生物航油成本≤9000 元/吨，完成纤维素类生物质制取生物航油千吨级示范生产线运行验证;生物航油油品质量达到生物航油标准(ASTM-D7566)要求，完成生物航油发动机台架试验。
3.3 纤维素类生物质水(醇)解制备酯类燃料联产化学品技术(共性关键技术类)
研究内容：针对纤维素类生物质转化酯类燃料过程中全组分高效利用的关键问题，研究清洁高效酯类燃料制取联产高附加值化学品的共性技术与工艺途径，实现纤维素类生物质全组分高效利用。
具体包括：纤维素类生物质组份清洁分离预处理技术;分离组分催化水(醇)解制备酯类燃料联产高附加值化学品技术;水(醇)解酯化产物低能耗高效分离技术;纤维素类生物质水(醇)解制备酯类燃料联产化学品关键技术工程验证;酯类燃料复配汽油或柴油技术及全生命周期评价。
考核指标：构建纤维素类生物质组分清洁分离以及催化水(醇)解制备酯类燃料联产高附加值化学品工艺技术体系。纤维素类生物质清洁预处理分离过程不使用二次污染化学品，木质素脱除率≥80%，纤维素水(醇)解酯类燃料转化率≥85%，纤维素酯类燃料联产化学品综合成本≤7000 元/吨，完成纤维素酯类燃料联产化学品千吨级示范生产线运行验证;在国六汽油或柴油中复配10%酯类燃料，其主要污染物排放下降15%以上。
3.4 农业秸秆酶解制备醇类燃料及多联产技术与示范(应用示范类)
研究内容：针对纤维素醇类燃料经济性差的问题，开展农业秸秆制备醇类燃料及多联产的生物炼制技术研究与示范。
具体包括：农业秸秆原料高效清洁预处理及低成本纤维素酶制剂的制备与复配技术;酶解糖化与乙醇、丁醇发酵耦合工艺，同时代谢五碳糖和六碳糖技术;酶解糖液直接发酵乙醇、丁醇与分离耦合工艺，超低能耗乙醇、丁醇膜法分离集成技术;农业秸秆制备燃料乙醇、丁醇多联产生物炼制千吨级示范生产线;农业秸秆制备燃料乙醇、丁醇，以及沼气、复合肥多联产万吨级示范生产线。
考核指标：吨燃料乙醇的酶制剂成本不高于850 元，吨秸秆燃料乙醇得率不低于170kg，纤维素水解混合糖产丁醇、乙醇等得率不低于0.42g 溶剂/g 总糖，燃料乙醇综合成本≤7000 元/吨，建立膜法分离集成的千吨级生物炼制示范生产线;建立农业秸秆制备乙醇、丁醇年产3 万吨以上示范生产线。
4. 地热能与海洋能
4.1 干热岩能量获取及利用关键科学问题研究(基础研究类)
研究内容：针对我国干热岩资源开发利用的需求，重点研究干热岩能量获取及转换与高效利用中的关键科学技术问题。
具体包括：干热岩储层能量评价方法与靶区优选;干热岩能量获取(现场压、控裂)方法与测井技术;现场微震监测及数据反演与人工储层裂隙网络评价方法;流体在人工储层多物理场耦合流动传热机理与取热速率优化方法;干热岩发电及综合利用技术方案与经济性评价。
考核指标：优选1~2 个地层温度≥180℃的干热岩开发靶区;人工压裂体积≥1×106m3，储层渗透率提高10 倍以上;人工压裂后反演的裂隙网络尺度误差≤井深的0.2%;多场耦合模型能量获取的预测不确定度≤20%;干热岩人工储层的产热率≥2000kWth。
4.2 海洋能资源特性及高效利用机理研究(基础研究类)
研究内容：针对自主创新海洋能技术的需求，研究海洋能资源特性评估方法及高效利用机理。
具体包括：重点海域海洋能资源特性，海洋能装置与海洋环境耦合机制;低水头潮汐水力转换机理，新型双向全贯流式潮汐发电原理;潮流能转换机理，新型高效潮流能发电技术;波浪能转换机理，新型高效波浪能发电技术;波浪能与潮流能装置和模型实验室及实海况测试技术方法与验证;我国海洋能发展战略。
考核指标：建立海洋能资源评估方法体系，海洋能装置与海洋环境耦合模型及验证;20kW 等级双向全贯流潮汐发电原理样机，正向发电效率≥85%，反向发电效率≥75%;1kW 以上新型高效潮流能发电技术，整机转换效率≥35%;1kW 以上新型高效波浪能发电技术，整机转换效率≥18%;波浪能和潮流能装置实验室及实海况测试方法，针对多种模型和装置开展测试及验证;2025年我国海洋能发展路线图。
5. 氢能
5.1 太阳能光催化、光电催化和热分解水制氢基础研究(基础研究类)
研究内容：面向高效低成本绿色制氢需求，研究太阳能光催化、光电催化和热分解水制氢的理论与方法。
具体包括：光催化剂微结构对光吸收、光生载流子分离、输运的影响机制及高效光吸收、宽光谱响应光催化制氢材料体系的构建;光催化制氢反应器催化反应动力学及其与太阳能聚光系统耦合优化设计方法;光电催化制氢多层复合界面间的协同作用和光生电荷在各层间的传输机制及水分解反应动力学;高效聚焦太阳能催化光电分解水制氢系统的构建及光热能综合利用;直接太阳能聚焦光热耦合分解水制氢机理、制氢反应体系设计及系统构建。
考核指标：揭示光催化、光电催化分解水制氢构效关系和多界面能量传递与损失机制;建立太阳能光催化、光电催化和热分解水制氢反应器设计理论与方法;太阳能分解水制氢转化效率≥10%，稳定性≥3000h。
5.2 基于储氢材料的高密度储氢基础研究(基础研究类)
研究内容：面向高密度安全储氢需求，研究基于储氢材料的高密度储氢理论和方法。
具体包括：可逆氢化物吸/放氢热力学和动力学调控机理及其双向催化对吸放氢动力学的改良机制;不可逆氢化物可控催化放氢动力学及高集成度放氢系统的构建;储氢新材料的创制及其吸/放氢新机理;储氢系统吸/放氢过程中的氢热耦合机理及高密度设计方法;氢的高密度储运技术路线战略研究。
考核指标：阐明储氢材料吸放氢热力学和动力学调控机理及其构效关系，建立高密度储氢系统设计理论及方法;研制的高密度可逆储氢系统重量储氢密度≥5.0wt%;高集成的不可逆氢化物可控放氢系统最大放氢密度≥6.0wt%;新一代高容量储氢材料重量储氢密度≥7.0wt%。
5.3 高效固体氧化物燃料电池退化机理及延寿策略研究(基础研究类)
研究内容：针对固体氧化物燃料电池(SOFC)发电过程的长寿命运行关键科学问题开展研究。
具体包括：多相、多组分、多尺度、多物理场的燃料电池传热、传质过程及电化学过程;单电池材料(电解质和电极)劣化和单电池性能衰减机理，单电池结构和运行条件对单电池寿命影响及延寿策略;电堆中高温密封、金属连接体和界面接触材料的退化机理及稳定性研究;千瓦级电堆的多物理场耦合模型以及电池温度场—应力场耦合效应与低内应力长寿命电池结构设计;辅助系统(BOP)动静态分析与效率优化的热电管控策略。
考核指标：提出电池传热、传质过程及电化学过程建模和仿真方法;建立千瓦级电堆的多物理场耦合模型;完成长寿命电池的结构设计和验证，单电池性能0.6W/cm2@0.7V，短堆(500W)发电效率≥60%(以天然气或合成气为燃料，在300mA/cm2 电流密度条件下)，电效率衰减≤0.5%/千小时(不小于5000h 测试);完成BOP 建模和动静态模拟仿真，提出效率优化与热电管控方法。
5.4 基于低成本材料体系的新型燃料电池研究(基础研究类)
研究内容：针对现有燃料电池成本高技术瓶颈，开展低成本材料体系燃料电池探索。
具体包括：质子交换膜燃料电池离子导体内高通量传输通道的可控构筑及化学稳定性影响机制;碱性离子交换膜的阴离子传输机制与结构稳定性;高效氢氧化和氧还原非贵金属催化剂的可控制备及电催化动力学;膜电极微纳结构设计、可控构筑规律和界面演化机制;千瓦级廉价燃料电池堆的结构设计、集成及性能验证。
考核指标：阐明新型高通量质子交换膜和碱性离子交换膜的可控构筑规律;实现单张膜面积≥1m2、厚度均一的可控制备。新型高通量质子交换膜离子电导率≥0.15Scm-1(25℃)，碱性离子交换膜离子电导率(25℃)≥0.06Scm-1;新型质子膜单电池寿命≥2000h(工作温度≥80℃)，碱性离子交换膜单电池稳定工作时间≥1000h(80℃，以空气为氧化剂)。完成以新型离子膜和非贵金属催化剂构建的千瓦级电堆和验证(以空气为氧化剂)。
5.5 MW 级固体聚合物电解质电解水制氢技术(共性关键技术类)
研究内容：面向燃料电池汽车绿色氢源和利用可再生能源制氢的应用需求，开展高效MW 级固体聚合物电解质电解水制氢技术研究。
具体包括：高活性低成本长寿命电解水制氢催化剂、催化电极微结构与制氢效率的构效关系;大面积高电流密度膜电极制备技术;适于高工作压力双极板及高导电性、低流阻、抗腐蚀的集电器制备技术;高压力、低电耗、高功率密度制氢模块集成技术;适应宽功率波动的制氢系统及控制技术。
考核指标：形成高效固体聚合物电解质电解水制氢样机，样机制氢功率≥1MW，额定工况下电解槽直流电耗≤4.1kWh/m3，系统功率调节范围20-150%，出口氢压≥3.5MPa。
5.6 质子交换膜燃料电池长寿命电堆工程化制备技术(共性关键技术)
研究内容：针对质子交换膜燃料电池长寿命需求，研究长寿命电堆工程化制备技术。
具体包括：关键材料、膜电极以及双极板理化参数对电堆寿命影响;电堆结构和组装工艺对电堆寿命的影响及失效模式;电堆高耐久性密封组件的高精度原位快速成型技术;系列电堆模块的极板流场、堆型设计及工程化装备制造技术;电堆模块快速在线活化、气密性快速在线检测与装备制造技术。
考核指标：车辆应用电堆额定功率≥60kW，电堆功率密度≥2.5kW/L;电堆低温冷启动环境温度.30℃;电堆在车载工况下实测运行3000h 后电压下降≤3%，电堆预期寿命≥10000h，电堆成本≤1500 元/kW(按产量10MW/年测算)。发电应用电堆平均单片电压≥0.7V(1A/cm2)，电堆单片电压(额定功率)标准偏差<15mV;电堆额定功率下实测运行10000h 后电压下降≤5%，电堆预期寿命≥20000h;电堆生产能力≥1000 台/年;电堆成本≤3500 元/kW(按产量10MW/年测算)。
5.7 固体氧化物燃料电池电堆工程化开发(共性关键技术类)
研究内容：针对固体氧化物燃料电池(SOFC)单电池和电堆的一致性和寿命等技术难题，开展SOFC 单电池和电堆的批量生产技术及工艺装备等工程化开发。
具体包括：单电池的结构优化设计以及批量生产工艺技术和装备;SOFC 电堆高温稳定的连接体和密封件结构设计以及批量制备工艺技术;长寿命电堆结构设计和性能验证;SOFC 电堆小批量制备技术及装备;单电池、连接体、密封件以及电堆的检测规范。
考核指标：建立长寿命SOFC 设计开发体系，电堆功率≥1.0kW，初始电效率≥60%，实测运行10000h，10000h 后发电效率≥55%;预期寿命≥20000h;电堆冷热循环实测≥10 次，冷热循环电效率衰减≤0.5%/c 次，可冷热循环次数≥100 次;形成SOFC单电池和电堆的工程化技术，电堆产能≥500kW/年。
5.8 燃料电池电堆及辅助系统部件测试技术(共性关键技术类)
研究内容：针对长寿命燃料电池系统测试要求，开展电堆及辅助系统部件测试技术研究。
具体包括：大功率燃料电池电堆性能、寿命测试技术和设备，电堆单片电压巡检、内阻测量、健康诊断以及数据分析技术;氢气循环泵、燃料电池电控单元等关键辅助系统部件测试设备;应用工况采集和燃料电池系统寿命试验评价测试方法。
考核指标：燃料电池电堆和辅助系统部件测试设备样机;燃料电池电堆测试系统可测试容量≥100kW，测试台动态响应需要模拟实际应用的响应时间，湿度调节响应时间≤10 秒、流体调节响应时间≤3 秒、阳极实现主动供氢、氢循环和间断排放供能，提交电堆单片电压分布、具备在线内阻测试功能和健康诊断方法，单片电压测试精度≤0.1%，内阻测试精度≤1%;建立燃料电池寿命试验评价规范并形成标准建议稿。
6. 可再生能源耦合与系统集成
6.1 风电场、光伏电站生态气候效应和环境影响评价研究(基础研究类)
研究内容：针对我国可再生能源开发利用的生态气候环境影响，开展风电场、光伏电站生态气候效应和环境影响评价研究。
具体包括：风电场局地生态气候效应事实、机理及参数化方法研究;光伏电站局地生态气候效应事实、机理及参数化方法研究;大规模风能、太阳能资源开发的气候情景预估及不确定性研究;风电、光伏行业生命周期环境影响评价研究;气候环境约束下我国风电和光伏产业健康发展对策研究。
考核指标：揭示海陆风电场、不同下垫面光伏电站局地生态气候效应事实和机理，发展参数化方法;提交我国大规模开发风能、太阳能资源的10km 分辨率区域气候情景预估;提出风电和光伏行业生命周期环境影响评价方法，建立至少15 种风电、光伏行业产品生命周期清单数据库;建立气候环境约束下风电光伏区域优化布局模型，提出产业健康发展对策。
6.2 特色小镇可再生能源多能互补热电联产关键技术(共性关键技术类)
研究内容：针对我国特色小镇绿色低碳发展的需求，形成西部和东部特色小镇完全依赖可再生能源的热电联产系统解决方案。
具体包括：多时空多类型可再生能源热电耦合利用系统结构和规划设计方法;基于可再生能源的小镇热电联产能源站设计集成、控制及储能技术;与绿色低能耗建筑结合的可再生能源热电联产系统设计集成及能量管理技术;镇级可再生能源热电联产系统先进控制和高效能量管理技术;西部和东部特色小镇可再生能源热电联产系统示范。
考核指标：系统规划设计软件包含可再生能源≥5 种;建立西部500 户以上和东部1500 户以上特色小镇的可再生能源热电联产示范系统，总装机≥20MW，其中东部和西部小镇能源站各1座、包含可再生能源≥3 种，建设可再生能源热电联产系统≥3 个，可再生能源多能互补系统100%满足小镇能源需求。
6.3 独立运行的微型可再生能源系统关键技术研究(共性关键技术类)
研究内容：针对我国海岛(礁)、极区、边远地区资源和气候特点，开展独立运行的微型可再生能源系统关键技术研究及装备研制。
具体包括：独立运行的微型可再生能源系统资源分析、规划设计和性能评估通用方法及软件;海岛(礁)光伏/风电/海洋能等多能互补发电系统;适应极区高寒、极昼/夜且可实现与柴油发电系统兼容的极区科考站可再生能源发电系统，极区可再生能源移动供电平台;边远地区离网光伏系统剩余性能评估、扩展重构和互联技术;高耐候性光伏组件、储能装置及电力电子装备。
考核指标：海岛(礁)微型可再生能源发电系统≥100kW;极区科考站发电系统≥50kW，考核运行0.5 年以上;移动供电平台≥500W;改造西部离网光伏电站≥10 座，总装机≥500kW;极区科考站可再生能源发电系统和移动供电平台部件及系统的长期工作最低温度.50℃，海岛多能互补发电部件及系统最大湿度≥90%。
6.4 大规模风/光互补制氢关键技术研究及示范(应用示范类)
研究内容：针对冬奥赛区对绿色、低碳能源的重大需求，开展风/光互补制氢系统关键技术研究及示范。
具体包括：基于直流微网的离/并网风电/光伏制氢、储氢系统设计集成、运行控制与能量管理技术;适应离/并网运行及直流微网接入的大功率风电机组、光伏控制/逆变关键技术和设备;适应宽功率波动环境下的高适应性电解水制氢关键技术及设备;风/光互补制氢系统数据采集及监控、安全保护技术和设备;大规模风电/光伏互补制储氢系统应用示范。
考核指标：张家口冬奥赛区大规模风/光互补制储氢示范系统，风电场、光伏电站总容量不小于100MW;其中用于制氢、适应离/并网运行及直流微网接入的大功率风电机组和光伏电站，风电机组总容量≥6MW，光伏电站容量≥2MW;高适应性、模块化电解制氢设备，制氢纯度≥99.995%，制氢量≥800Nm3/h，产氢量调整范围20-135%;建成风/光制氢系统多能源监控中心。
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