可再生能源

上海2010年3月31日电 /美通社亚洲/ -- 近日，隶属于美国能源部 (DOE) 的美国国家可再生能源实验室 (NREL) 宣布与总部位于明尼苏达州圣保罗市的高科技公司3M 公司签署一系列合作研究和开发协议。通过该项合作，3M 公司和美国国家可再生能源实验室将共同开发具备成本竞争力且可大规模生产的新型可再生电力和燃料能源的关键技术，以满足美国的清洁能源需要。 　　美国国家可再生能源实验室与3M 公司间的协议确定了双方开展合作研究的三个创新领域：薄膜光伏、聚光太阳能发电和生物燃料 。合作研究和开发协议包括：共同确定和开发可再生能源技术的重要内容 加速对 3M 公司设计的试验 对成功原型技术的规模化，以实现商业化生产等一系列内容。协议有效期至少为一年。 　　美国国家可再生能源实验室商业化和部署高级副总裁凯西.波尔图 (Casey Porto) 表示：“与 3M 公司签署的这些合作研究和开发协议不仅有利于推动美国向清洁能源的转移，还建立和开拓了通过技术转移进行产品开发的重要合作模式。3M 公司在可再生能源领域拥有广泛的专业技术且投入巨大，因此我们实验室非常重视与3M 的合作。” 　　3M 可再生能源事业部总经理兼高级副总裁迈克.罗曼 (Mike Roman) 表示：“我们十分荣幸这次有机会与该实验室合作。美国国家可再生能源实验室在各类太阳能模块以及材料与系统的相互影响方面，具备非常丰富知识。这将使 3M 公司受益匪浅，”他补充说，“美国国家可再生能源实验室还拥有强大的试验能力，这使3M 的生物燃料蒸馏技术得以在可控和可升级的环境中进行应用试验。” 　　协议涵盖的研究和试验领域包括： 　　-- 新型阻湿膜和柔性包装材料，用于铜铟镓硒 (CIGS) 薄膜太阳能电池， 　　以提高模块性能和降低制造成本。 　　-- 新型反射涂料，以保护用于聚光太阳能发电系统的低成本镜面并提高其性能。 　　-- 乙醇生物燃料蒸馏新替代解决方案，以降低能耗和水耗并提高现有玉米 　　乙醇和未来纤维素乙醇生产厂的生产能力。 　　关于美国国家可再生能源实验室 　　美国国家可再生能源实验室隶属于美国能源部，是美国致力于可再生能源和能源效率研究和开发的国家级重点实验室。美国国家可再生能源实验室由可持续能源联盟 (The Alliance for Sustainable Energy, LLC) 为美国能源部管理。更多信息，请访问美国国家可再生能源实验室网站 http://www.nrel.gov 。 　　关于 3M 公司 　　3M 为国际公认的研发领域的企业先驱，基于对40多个卓越科技平台的开发和交互使用，3M 开发了成千上万种创新产品，以满足广泛市场领域的客户需求。3M 公司年销售额达230亿美元，在全世界拥有75,000名员工，并在超过65个国家开展业务。

p 　　中国电子科技集团公司第48研究所(简称 “中电48所”)今天传出消息，中国埃及将共建可再生能源国家联合实验室。“中国-埃及可再生能源国家联合实验室”筹备签约仪式日前在北京举行，项目具体将由中电48所牵头实施。 /p p 　　共建联合国家实验室，是落实国家“一带一路”发展战略的重要举措。埃及拥有强光照、高风速和丰富的生物质能蕴藏量等发展新能源的优越自然条件，我国在太阳能、生物质能领域具有良好的技术和产业发展优势。 /p p 　　据悉，组建中埃可再生能源联合实验室，中方由在新能源领域具有雄厚科研实力的中电48研究所牵头，天津大学、中国国电集团公司共同参与建设 联合实验室的埃方主体为埃及科研技术院。中埃政府各自出资启动实验室建设。实验室一期建设重点在太阳能光伏方面，配套建设的还有相关示范场的建设项目。作为国家光伏产业联盟发起单位，中电48所设有“国家光伏装备工程技术研究中心”，是我国唯一进入全球光伏装备前十强的科研生产型企业。 /p p 　　此次签约后，联合实验室将以48所光伏制造设备工艺技术为依托，重点突破高效低成本电池/组件制备自动化技术、大型光伏电站效能优化及并网技术，埃及建设太阳能光伏工程体系，培养可再生能源领域科研技术人员，缓解能源短缺问题。同时，也为我国太阳能光伏产能及工程技术走出国门提供了良好的平台和条件。 /p

据中国机电商会有关专家透露，可再生能源法实施细则有望在4月份出台。 　　去年底，可再生能源法修正案得到全国人大通过，新法律确立了全额保障性收购这一重要制度。新法律特别指出，制定电网企业优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法，同时还明确这项工作由国务院能源主管部门会同国家电力监管机构督促落实。 　　该专家认为，目前可再生能源发电过程中的一个重要瓶颈就是对电网企业的电量收购制度不完善，因此制定电网企业优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法，是下一步实现可再生能源加快发展的重要动力。 　　就在昨日，中国机电商会机械行业一部副主任孙广彬在“第二届亚洲光伏峰会新闻发布会”上称，机电商会的市场调研表明，2010年全球太阳能光伏需求将增长25%以上，同时，太阳能电池和组建制造商也将获得15%左右的平均利润率。 　　对于光伏产品的出口形势，孙广彬预计，2010年出口应该会好于2009年，出口增长量同比增长将不低于15%。 　　“如果全球的光伏增长率不低于20%，大部分光伏产品的采购来自中国，中国的光伏出口增长量比去年增长不会低于15%。”孙广彬说，在全球经济萧条的情况下，光伏产业可以算是一直独秀。随着全球对新能源行业日益重视，中国光伏行业的生产厂家对这个市场都很有信心。 　　据介绍，目前我国光伏产业98%的销售依靠出口。2008年我国太阳能光伏产品出口62.32亿美元，2009年出口154.4亿美元，同比增长147.75%，但出口平均价格呈下降趋势，2010年1月份出口已经有所好转。 　　在所有出口的光伏产品中，太阳能电池所占分量最大。据介绍，2001年我国光伏电池产量仅3兆瓦，近两年，丰厚的利润促使更多资金涌入电池产业，2008年我国光伏电池产量已达2000兆瓦，居世界第一。2009年我国太阳能电池出口71.7亿美元，占我国光伏产品出口的46%。孙广彬认为，今年太阳能电池出口仍将持续较高的增速，保持较大的市场份额。

清洁能源并网消纳难的问题将有望获得实质性突破。国家能源局昨日正式成立国家可再生能源中心，以协助国务院能源主管部门进行可再生能源政策研究及组织实施，为统筹协调行业管理提供业务支撑，推进我国可再生能源的发展。 　　国家能源局副局长刘琦在成立仪式上表示，为了切实解决我国可再生能源发展中面临的问题，在加强科技创新、促进技术进步的同时，必须转变思路，加快建立适应可再生能源特点的政策体系和管理措施。为实现可再生能源发展目标，建立有利于可再生能源规模化开发利用的制度和组织保障体系，成立国家可再生能源中心十分必要。 　　据了解，国家能源局依托国家发改委能源研究所设立国家可再生能源中心，主要任务是：研究制定国家可再生能源发展战略、规划和政策研究，组织实施国家示范项目，协调制定行业标准规范，开展行业数据统计监测评估，承担国际合作项目管理任务。 　　刘琦指出，国家可再生能源中心要紧密围绕我国可再生能源发展的热点和难点问题开展工作，建立符合我国可再生能源产业发展和行业管理要求的统筹协调的工作机制，综合利用政策和市场手段，实现资源共享，优势互补，集中力量解决我国可再生能源规模化发展所面临的重大问题，争取在配额制实施、发电并网消纳、分布式能源发展等关键领域提出可行的方案。 　　与此同时，该中心还将在才培养引进、参与国际可再生能源合作等方面承担着重要角色。

近日，由德州仪器主办的“2023年德州仪器可再生能源半导体技术创新峰会”在深圳举行。峰会期间，德州仪器联合学界、业界多位专家，围绕光伏、储能和电动汽车充电桩等前沿话题结合理论与实践，共同探讨半导体技术在可再生能源产生、储存和运输过程中的应用，以推动安全、可靠、高效的绿色能源系统落地，助力中国绿色智能电网建设。据悉，峰会期间德州仪器与专家围绕“半导体技术推动能源行业新机遇”“高压电源转换与GaN在其中的应用”“电池管理-提升储能安全的关键技术”等话题展开圆桌讨论和技术演讲，并在峰会的最后发布新品——霍尔效应传感器TMCS1123和光耦仿真器。  德州仪器技术经理郑越在演讲中指出，如今正在进行的能源转型将改变人们获取、存储和使用能源的方式，而半导体技术将赋能光伏、储能、电动汽车充电行业。德州仪器作为业内可靠的合作伙伴，通过不断发展优化高电压功率转换、电流传感与电压传感、边缘处理与通信和电池管理等领域技术，助力电气化发展。  会上，围绕“半导体技术如何赋能能源转型”的话题，新能安储能研发总监苏志高表示，在能源转型背景下，电化学储能作为一个主要的能源存储载体，全生命周期的安全可靠性是未来发展的重点。  特来电副总经理黄建宾认为，半导体技术是新能源领域的核心驱动力，可以提升可再生能源系统的转换效率、安全性和智能化水平。  谈及未来光伏行业的发展，古瑞瓦特储能产品线总监王飞飞称，光伏逆变器在加入储能系统后，对效率有较高的要求，为第三代半导体的应用创造了机会。  基于可再生能源的长循环寿命、长期安全可靠性等行业痛点，郑越表示，德州仪器在芯片和传统模拟器上大量投入，以提供功率变换效率以及减少体积为研发方向，希望用更低的成本提供更可靠的产品。  当谈及储能安全相关关键技术时海博思创产品总监郭富强表示，储能系统的最终客户价值就是“三高一长”即高安全、高能效、高经济性，长寿命。而电池管理芯片、处理器芯片、氮化镓等半导体技术在储能BMS中发挥着重要作用，提供更高的安全性、更高的效率和更加便捷的开发能力。  “安全作为整个储能行业的第一诉求，要遵循‘一防二消三泄’的理念。”阳光电源储能事业部总工程师周俭节说，除电池外，系统电气安全上也需具备可感、可知器件。  据介绍，峰会期间行业大咖分享、讨论了对可再生能源领域最新进展和未来展望的观点和看法，也希望此次峰会能够为推动可再生能源半导体技术的发展和应用提供平台和契机，为促进业界与学界的交流、合作搭建桥梁，持续推进可再生能源的发展，助力打造更环保的新型电力系统。

第十九届中国可再生能源大会氢能分会暨第 21 届氢能科学技术和工程大会举办昱丞机电设备（香港）有限公司作为美国PINE旋转圆盘圆环环盘电极装置在中国区的总代理，受邀参加此次会议。 2024 年四个xx、一个合作"能源安全战略提出 10 周年，学会成立 45 周年之际，为充分发挥学会学术联合体优势，促进可再生能源领域新理论、新方法、新技术、新产品的交流与合作，服务“四链"深度融合赋能产业高质量发展。本次大会围绕太阳能、风能、生物质能、地热能、海洋能、氢能、储能等可再生能源与新能源领域的学术前沿、科技创新、产业发展、国际动态等，邀请国内外院士专家、机构和企业代表做大会报告，组织 15 个专题 30 余场专业分会的报告交流和墙报交流，举办主题展览，展示行业前沿技术、设备及解决方案、科普作品等，组织科技奖颁奖和技术、产品、人才与投融资需求对接等活动，努力搭建致力于推动多能耦合、跨学科交叉融合、产学研用相结合的高水平交流平台。会议总规模超过 5000 人。昱丞机电设备（香港）有限公司代理的美国PINE旋转圆盘圆环环盘电极装置用户燃料电池催化剂研究，专场赞助分会场。

2023年5月28日至29日，由西藏自治区科学技术厅、上海市科学技术委员会、林芝市人民政府、西藏自治区科学技术协会和中国可再生能源学会综合系统专委会联合主办，西藏自治区能源研究示范中心、林芝市科学技术局、上海新能源科技成果转化与产业促进中心、珠江水利委员会珠江水利科学研究院和珠江流域水土保持监测中心站参与承办的第八届“阳光论坛”暨西藏“双碳”战略机遇于可再生能源综合利用高端研讨会在林芝成功举办。林芝市政府副市长段刚辉、上海市科学技术委员会二级巡视员郑广宏、西藏自治区能源局副局长王云波出席会议并进行了致辞，西藏自治区科学技术厅副厅长扎西达杰主持会议开幕式并发表了讲话。 　　“阳光论坛”由西藏自治区能源研究示范中心与上海新能源科技成果转化与产业促进中心共同发起，至今已成功举办七届。“阳光论坛”针对西藏地区的自然资源优势和上海地区的技术人才优势，注重专业性、交流性、实践性，为沪藏两地新能源科学研究者、产品生产者和应用推广者搭建了涵盖资源、技术、产业、学术等多方面的交流与对接平台。论坛结合西藏科技的实际和西藏清洁能源发展需求，发挥论坛在促进学术交流、科研合作、技术支撑、联合攻关、服务产业、技术示范、成果转化、提供决策、建言献策等方面的突出作用。 　　在全党上下积极开展学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想主题教育之际，通过第八届“阳光论坛”会议的召开，积聚西藏清洁能源资源优势和内地人才科技资源优势，推动西藏清洁能源科技创新事业的发展，各参会单位坚持不懈用习近平新时代中国特色社会主义思想凝心铸魂，从而切实加强党的思想建设。 　　论坛以“双碳战略机遇与绿色清洁新能源”为主题，通过设定政策解读、院士主旨报告、行业发展对话及专家报告等会议环节，全面解读和探讨西藏“双碳”战略机遇与可再生能源综合利用专业知识。会议邀请了西藏自治区发展和改革委员会、西藏自治区水利厅、西藏自治区气象局、西藏自治区生态环境厅、西藏自治区人民政府国有资产管理委员会、西安交通大学、上海交通大学、西藏大学、国网西藏电力有限公司、华能西藏雅鲁藏布江水电开发投资有限公司、三峡集团西藏能源投资有限公司、大唐西藏能源开发有限公司、中国能源建设集团西北电力建设工程有限公司、西藏昂彼特堡能源科技有限公司等共计84家与会议主题相关的行政主管部门、科研院所、区内外高校及企业代表参会，参会人数突破130人，为历届之最。 　　水利水电规划设计总院新能源研究院副院长姜海和西藏自治区发展和改革委员会能源局清洁能源产业专项组办公室副主任德庆边旦分别就“可再生能源发展政策及未来发展形式”和“西藏清洁能源发展规划及政策”进行了政策解读，分析了国际新能源产业的发展态势及西藏地区新能源产业的发展规划及政策，参会嘉宾及代表对解读内容进行了热烈的提问和探讨。同时，特邀中共第十九届、第二十届中央候补委员、中国科学院院士何雅玲教授作了题为“碳中和愿景下的储能型光热电站规模化发展路径探讨与展望”的主旨报告，分析了储能型光热电站在“碳中和”愿景下的发展路径和未来的发展展望。中国工程院院士多吉老师委托西藏地勘局地热地质大队水工环勘查院副院长周鹏作了题为“西藏地热资源概况与地热产业发展思考”的主旨报告，分析了当前西藏地区地热资源的储备情况及西藏地热产业发展的思考。中国科学院院士谭天伟教授也对论坛会议的召开进行了视频祝贺。另外，会议还组织了西藏自治区科学技术厅、西藏自治区发展和改革委员会能源局代表，长三角太阳能光伏技术创新中心、华东理工大学、中国建筑西南设计研究院专家代表及西藏昂彼特堡能源科技有限公司企业代表举行了西藏自治区清洁能源发展对话，大家根据自身所处行业及工作岗位，积极探讨当前西藏地区新能源行业的发展现状及西藏地区可再生能源综合利用的前景规划。 　　西藏是青藏高原的主体，被誉为“地球第三极”“世界屋脊”，是全球气候调节器、亚洲水塔、物种基因库，是重要的国家生态安全屏障，在国家双碳目标下，在碳达峰关键期和窗口期的“十四五”期间，做好“碳达峰、碳中和”工作被列为开局起步的重要任务之一。此次论坛的举办也受到了多家行政主管部门、科研院所和区内外高校的高度重视及大力支持，通过第八届“阳光论坛”会议的召开，定将助力西藏加快推进以水、风、光为主的国家清洁能源基地建设。

太阳能代表了可再生能源的主流技术，并为可持续性、减少污染和缓解气候变化提供了长期效益。 新的氢燃料电池技术甚至增加了硅基太阳能电池的重要性，它是电解生产“绿色”氢的关键。 但同时，太阳能热技术也在相关领域有所收获，例如用于高效的热水生产。目前正在努力进一步提高光电效率。除了电池的设计，微调原材料的质量(单晶硅或多晶硅)是实现更高的功率和更低的成本的主要途径。FTIR光谱是高灵敏度硅分析的理想工具，布鲁克支持工业和研究团体，以确保和提高原材料质量和纯度。对于硅生产商来说，碳、氧和“浅杂质”(如B、P̷̷)的测定是基本的。布鲁克CryoSAS是这个复杂的太阳能级或电子级硅低温质量控制的全自动工业标准。它在ppb/ppt范围内的灵敏度令人印象深刻，简单的工作流程和无制冷剂低温技术大大减少了人员和运行成本。使用布鲁克VERTEX80光谱仪和专用的光致发光模块及自动无制冷剂低温恒温器，对于浅杂质，可以通过低温近红外光致发光(PL)技术甚至可实现更好的检测灵敏度(最后但同样重要的是，对于太阳能热涂层的表征，布鲁克提供了基于FTIR(例如VERTEX或INVENIO)的辐射率测定解决方案，辐射率是太阳辐射转化为热量的效率的直接度量。

简介锂离子电池可提供高性能的储能，让能量得以高效储存并按需输送，因而被广泛用作手机等便携式电子设备的充电电池1。此外，锂离子电池作为有效的储能装置所表现出的可靠功效，使其成为电动汽车的首选电池类型2。为实现全球减排目标并保护环境，电动汽车的产量显著增长，对锂电池的需求也随之激增。锂离子电池包括一个负极——石墨电极和一个正极——锂插层电极，两电极之间以合适的电解液隔开。在提供能量时，锂离子从负极通过电解液移动到正极，充电时则相反。为支持电动汽车的大规模投放，锂电池的产量大幅增长，对相应化学成分的需求随之激增。由于电池产量的扩大旨在降低交通运输领域的碳足迹，因此，锂离子电池生产过程中使用的原材料也需要以可持续的方式获得2。为此，下述最新研究探索了如何从生物质和农业废弃物中获得适用于生产锂离子电池的电解质，从而减少自然资源消耗。商用锂电池商用锂离子电池中的电解质通常是溶解于有机碳酸盐基溶剂中的六氟磷酸锂（LiPF6）。这些溶剂具有挥发性和易燃性，因而在恶劣条件下可能造成严重的化学危害，并可能引发火灾3。此外，LiPF6具有热不稳定性，约343K温度下，会在有机溶剂基电解液中分解，产生有毒和腐蚀性的氟化氢。因此，氟化氢可能与电池组件发生反应，从正极释放过渡金属，并腐蚀集电器。此过程产生的热量可能引发热失控，不仅对电池性能造成不利影响，还会对水和土壤造成污染，在回收过程中还可能危害人类健康4。鉴于目前，大量锂离子电池正在进入日常充放电循环，因此，有必要更换锂离子电池中存在的大量氟和易燃有机溶剂，以提高新一代电池的安全性和性能。为此，科研人员对许多新型锂盐进行了电池组件测试，但其中大多数在热应用和电化学应用中的表现非常不稳定5。然而，一些引入了芳基的锂盐表现出较高的热稳定性，并且易溶于有机溶剂或离子液体，因而在电池应用中具有很大潜力6。因此，离子液体正在成为锂离子电池电解液的潜在替代材料。离子液体电解质离子液体是指室温条件下的熔盐，其不易燃，并且具有较高的热稳定性和良好的离子导电性。因此，它们有望成为锂离子电池目前使用的挥发性有机溶剂基电解质的更安全替代材料7。经确定，在将用于锂离子电池的离子液体中，最有效的阳离子是四烷基铵、环状脂肪族季铵和咪唑啉7。近期，相关科研人员正在开展研究，试图使用可再生资源来制备这些无氟电解质8。例如，在最近的一项研究中，科研人员利用从大规模产生的生物质和农业废弃物中获得的阴离子，制得无氟电解质——使用木质纤维素生物质制得2-糠酸。人们希望，此工艺将有助于开发可再生的电池电解质。科研人员使用布鲁克Ascend Aeon WB 400波谱仪并通过核磁共振（NMR）波谱分析，获得了所制得的锂盐和电解质的结构表征，并使用布鲁克Avance III波谱仪，通过脉冲梯度场自旋回波核磁共振分析，获得NMR扩散和弛豫数值；然后，使用配有氘代硫酸三甘氨酸（DTGS）检测器和金刚石ATR附件的布鲁克IFS 80v波谱仪，获得样本的傅里叶变换衰减全反射红外光谱（ATR-FTIR）。科研人员发现，该电解质的分解温度高于568K，并且在较宽的温度范围内表现出可接受的离子电导率。脉冲梯度场核磁共振分析证实，锂离子与该电解质中的羧酸盐官能团发生强烈的相互作用，并且在整个研究温度范围内，扩散速度低于其他离子。此外，核磁共振波谱和傅立叶变换红外光谱也证实了锂离子与羧酸基团的相互作用。锂离子的迁移数量随锂盐浓度的增加而增加。线性扫描伏安法表明，在超过313K的温度条件下，锂离子会发生欠电位沉积和体积还原。这些数据证明，通过具有较高成本效益、良好环保性和可持续性的工艺来开发具有热稳定性和电化学稳定性的无氟电解质是可行的。我们希望，这项研究将帮助行业开始克服锂离子电池的安全性、可回收性、可获得性、可负担性和使用寿命方面的挑战。布鲁克独特的技术组合覆盖锂离子电池供应链和价值链中的各个环节，其中包括用于对本文所述的新型电解质配方进行分析的核磁共振波谱仪和傅立叶变换红外光谱仪。同时，布鲁克的技术还覆盖对锂金属在阳极材料上的沉积现象（称为锂镀层）的研究——该研究利用的关键技术是电子顺磁共振（EPR）2。此外，固体魔角旋转（MAS）核磁共振波谱仪被用于了解电池充放电过程中的离子迁移率。最后，灵敏度增强的低温冷却CP-MAS探头被用于识别和测量电池回收过程中产生的黑色物质中有价值的微量元素。在将循环经济概念应用于电池行业的过程中，磁共振分析辅助下的新型回收工艺也发挥了至关重要的作用。参考文献：1. Scrosati B, Garche J. Lithium Batteries: Status, Prospects and Future. J. Power Sources2010, 195, 2419&minus 2430.2. Loftus PJ, Cohen AM, Long JCS, Jenkins JDA. Critical Review of Global Decarbonization Scenarios: What Do They Tell Us About Feasibility? Wiley Interdiscip. Rev. Clim. Change 2015, 6,93&minus 112.3. Wang Q, Ping P, Zhao X, et al. Thermal Runaway Caused Fire and Explosion of Lithium Ion Battery. J. Power Sources 2012, 208, 210&minus 224.4. Contestabile M, Panero S, Scrosati BA. Laboratory-Scale Lithium-Ion Battery Recycling Process. J. Power Sources 2001, 92, 65&minus 69.5. Barbarich TJ, Driscoll PF, Izquierdo S, et al. New Family of Lithium Salts for Highly Conductive Nonaqueous Electrolytes. Inorg. Chem. 2004, 43,7764&minus 7773.6. Armand M, Johansson P, Bukowska M, et al. Review-Development of Hü ckel Type Anions: From Molecular Modeling to Industrial Commercialization. A Success Story. J. Electrochem. Soc. 2020, 167,No. 070562.7. Appetecchi GB, Montanino M, Passerini S. Ionic Liquid-Based Electrolytes for High-Energy Lithium Batteries. In Ionic Liquids:Science and Applications Visser, A. E. Bridges, N. J. Rogers, R. D.,Eds. ACS Symposium Series 1117 Oxford University Press, Inc.,American Chemical Society: Washington DC, 2013 pp 67&minus 128.8. Khan IA, Gnezdilov OL, Filippov A, et al. Ion Transport and Electrochemical Properties of Fluorine-Free Lithium-Ion Battery Electrolytes Derived from Biomass. ACS Sustainable Chem. Eng. 2021. https://doi.org/10.1021/acssuschemeng.1c00939

浙江省环保厅日前公布了一批环保违法案例，其中绍兴中环再生能源发展有限公司为逃避环保监测，删改监测数据。绍兴市环保局对该企业做出责令改正，罚款93万元的行政处罚，并将案件移送公安机关，行政拘留2人。　　“相比传统的环境违法行为，监控数据造假违法手段更为隐秘，在外观上难以察觉。而且，此类违法行为恢复正常的时间短，违法者用几秒钟即可恢复原状。因此查处在线监控数据造假案件，对环保执法队员提出了更高的要求。”曾参与侦破多起在线监控数据造假案件的杭州市环境监察支队队员吴超烽说。　　今年3月，杭州市环境监察支队对余杭某企业进行突击检查时发现，该企业污染物测定仪器中记录化学需氧量(COD)曾达到552.4mg/l，已远超排放标准。但这一数据并未在与环保部门在线监控联网的数据采集仪器上显示。　　执法人员进一步发现，所有超过数据采集仪器量程(400mg/l)的数据均被上一时间段的数据替代。经执法人员反复询问，负责该企业在线监测设备运营维护的杭州旭东升科技有限公司工作人员说出了真相：该公司技术人员通过对数据采集仪器进行特殊设置，导致数据采集仪器只能正常显示400mg/l以下的数据。　　环保执法人员介绍，相较于动辄数十万元的污染处理费用，环保数据上造假的投入可以说微乎其微。巨大的利益使企业与负责运维的第三方公司“一拍即合”。　　“在线监测造假的数据往往有一定规律性，对数据进行比对分析有利于环保部门选择更有效的执法时机。”吴超烽说，为使执法更有针对性，杭州市环境监察支队还引进仪器设备方面的人才，同时聘请第三方监理公司，以专业的力量辅助现场执法和网络巡检。　　“污染源自动监控设备是污染物治理设施的一部分，产权仍属于企业。其运维工作虽通过合同委托给第三方公司，但企业仍要负主体责任。”吴超烽说，“污染源监控设备运行不正常，企业难辞其咎。”

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非政府投资，项目出资比例为 100%，招标人为 成都市兴蓉再生能源有限公司。项目已具备招标条件，现进行公开招标 。 1.2 本招标项目由 成都市发展和改革委员会核准（招标事项核准文号为 成发改核准【 2022】第 16号 ）的招标组织形式为 委托招标。招标人选择的招标代理机构是 成都千一工程项目咨询有限公司。 2 ．项目概况与招标范围 2.1 项目概况：成都万兴环保发电厂三期项目日处理生活垃圾规模为 5100t/d（ 6× 850t/d），污泥协同处理规模为 800t/d（含水 80%），餐厨及厨余垃圾协同处理规模为 800t/d。 2.2 建设地点：成都市龙泉驿区洛带镇松桥村。 2.3 招标控制价： 44286600.00元。 2.4 供货周期：根据项目进度分批交货，暂定 2024年 7月开始供货，影响通水试运行的河水净化、循环水冷却塔、无阀过滤器、加药系统等 2024年 8月供货完成，循环水泵及热机杂项泵类等其它 2024年 9月供货完成，具体时间以买方实际通知为准。 2.5 招标范围：包括成都万兴环保发电厂三期项目循环水冷却塔（含降噪装置）及无阀过滤器、河水净化及生活水制备、加药系统、循环水泵及热机杂项泵类等各工艺设备、辅助设备、管道、附件及仪表、自控、电气系统等的深化设计（含 BIM三维模型设计）、采购、运输、供货、车底板交货、指导安装、指导调试、检验试验、配合试生产、配合验收（含性能验收）、技术和售后服务，供货设备范围内整套 BIM三维模型移交，详见《供货要求》（含技术规格书）。 2.6 质量标准：达到《供货要求》（含技术规格书）要求的合格标准。 3 ．投标人资格要求 3.1 本次招标要求投标人： 3.1.1 须为 具有本招标项目相应供货能力的企业； 其他： 具有有效营业执照的独立法人； 3.1.2 信誉要求： 不存在投标人须知第 1.4.3项规定的限制投标的情形 ； 3.1.3 财务要求： 近 3 年（限定在 3年以内）无亏损； 3.1.4 类似业绩要求： 近年 （ 2019年 01月 01日 至投标截止时间，不少于 3年） 已完成 的项目共不少于 1 个 类似业绩。 类似业绩是指 : 单台冷却塔处理量 2000m sup3 /h及以上的机械通风冷却塔成套设备供货业绩； 证明材料：提供合同关键页（至少包含合同首页、处理规模、处理工艺、供货范围、签字盖章页等，合同未体现上述内容的，需同时提供体现上述内容的加盖业主公章的业主证明文件）；业主单位确认的冷却塔试运行验收合格证书或性能验收合格证书或性能测试合格证书或加盖业主公章的冷却塔验收合格的证明文件；业绩有效时间以冷却塔试运行验收合格证书或性能验收合格证书或性能测试合格证书或业主证明文件中载明的验收时间为准。以上资料未提供或提供不全或证明材料不符合要求的，不予认可。 3.2 其他 要求： 3.2.1 本次招标 不接受 代理商投标。 3.2.2 本次招标不接受联合体投标。 3.3 各 投标 人均可就上述 1个标段投标，可中标的标段数量为 1 个。 4 ．招标文件的获取 4.1 凡有意参加投标者，请于 2024年 02月 24日 起，在成都市公共资源电子交易云平台 (www.cdggzy.com）（以下简称“电子交易云平台”）免费下载招标资料（招标文件及相关资料），获得“拟投标项目回执”。 4.2 招标人 不提供 邮购招标文件服务。 5 ．投标文件的递交 5.1 投标文件递交的截止时间（投标截止时间，下同）为 2024年 03月 15日 10时 30分 ， 招标人或其委托代理机构，以及已在投标截止时间前按规定上传投标文件的投标人，均应在开标当日投标截止时间前登录不见面开标系统（网址： www.cdggzy.com），录入相关人员姓名、电话等基本信息。投标人未按时登录不见面开标系统，错过开标解密时间的，由投标人自行承担不利后果。 5.2 投标人应在解密开始后 30分钟内在线完成投标文件解密。投标文件未能在规定时间内成功解密的，视为投标人未在规定时间内提交投标文件，由投标人自行承担责任。不见面开标项目不接受投标人现场递交光盘等形式的投标文件，不接受投标人现场解密投标文件。 6 ．发布公告的媒介 本次招标公告在 全国公共资源交易平台（四川省）、成都市公共资源交易服务中心 （网址： http://ggzyjy.sc.gov.cn、 www.cdggzy.com） 上发布。 7 ．联系方式 招 标 人： 成都市兴蓉再生能源有限公司 地 址： 成都市锦江区毕昇路256号中加国际2楼 联 系 人： 赵女士 电 话： 028-86522969-269 传 真： / 招标代理机构： 成都千一工程项目咨询有限公司 地址： 成都市武侯区二环路南三段5号人南大厦B座 8楼 联 系 人： 张先生 电 话： 028-61501001 传 真： / 招标资料下载 标段名称：成都万兴环保发电厂三期项目给排水系统成套设备采购/标段 [招标文件] 招标文件.CDZ [工程图] 技术规格书附件1、2、3及附图1-6.rar × 扫码打开掌上仪信通App 查看联系方式 $('.clickModel').click(function () { $('.modelDiv').show() }) $('.closeModel').click(function () { $('.modelDiv').hide() }) 基本信息 关键内容：冷水机 开标时间：2024-03-15 10:00 预算金额：4428.66万元 采购单位：成都市兴蓉再生能源有限公司 采购联系人：点击查看 采购联系方式：点击查看 招标代理机构：成都千一工程项目咨询有限公司 代理联系人：点击查看 代理联系方式：点击查看 详细信息 成都万兴环保发电厂三期项目给排水系统成套设备采购/标段招标公告 四川省-成都市-龙泉驿区 状态：公告 更新时间： 2024-02-23 招标文件: 附件1 成都万兴环保发电厂三期项目给排水系统成套设备采购/标段招标公告 日期：2024-02-23 施工招标文件范本 成都万兴环保发电厂三期项目给排水系统成套设备 采购 /标段 招标公告 1 ．招标条件 1.1 本招标项目 成都万兴环保发电厂三期项目给排水系统成套设备采购 / 标段已由 成都市发展和改革委员会 以成发改核准【2022】第16号 批准建设，项目业主为 成都市兴蓉再生能源有限公司，建设资金来自 国家投资 - 非政府投资，项目出资比例为 100%，招标人为 成都市兴蓉再生能源有限公司。项目已具备招标条件，现进行公开招标 。 1.2 本招标项目由 成都市发展和改革委员会核准（招标事项核准文号为 成发改核准【 2022】第 16号 ）的招标组织形式为 委托招标。招标人选择的招标代理机构是 成都千一工程项目咨询有限公司。 2 ．项目概况与招标范围 2.1 项目概况：成都万兴环保发电厂三期项目日处理生活垃圾规模为 5100t/d（ 6× 850t/d），污泥协同处理规模为 800t/d（含水 80%），餐厨及厨余垃圾协同处理规模为 800t/d。 2.2 建设地点：成都市龙泉驿区洛带镇松桥村。 2.3 招标控制价： 44286600.00元。 2.4 供货周期：根据项目进度分批交货，暂定 2024年 7月开始供货，影响通水试运行的河水净化、循环水冷却塔、无阀过滤器、加药系统等 2024年 8月供货完成，循环水泵及热机杂项泵类等其它 2024年 9月供货完成，具体时间以买方实际通知为准。 2.5 招标范围：包括成都万兴环保发电厂三期项目循环水冷却塔（含降噪装置）及无阀过滤器、河水净化及生活水制备、加药系统、循环水泵及热机杂项泵类等各工艺设备、辅助设备、管道、附件及仪表、自控、电气系统等的深化设计（含 BIM三维模型设计）、采购、运输、供货、车底板交货、指导安装、指导调试、检验试验、配合试生产、配合验收（含性能验收）、技术和售后服务，供货设备范围内整套 BIM三维模型移交，详见《供货要求》（含技术规格书）。 2.6 质量标准：达到《供货要求》（含技术规格书）要求的合格标准。 3 ．投标人资格要求 3.1 本次招标要求投标人： 3.1.1 须为 具有本招标项目相应供货能力的企业； 其他： 具有有效营业执照的独立法人； 3.1.2 信誉要求： 不存在投标人须知第 1.4.3项规定的限制投标的情形 ； 3.1.3 财务要求： 近 3 年（限定在 3年以内）无亏损； 3.1.4 类似业绩要求： 近年 （ 2019年 01月 01日 至投标截止时间，不少于 3年） 已完成 的项目共不少于 1 个 类似业绩。 类似业绩是指 : 单台冷却塔处理量 2000m sup3 /h及以上的机械通风冷却塔成套设备供货业绩； 证明材料：提供合同关键页（至少包含合同首页、处理规模、处理工艺、供货范围、签字盖章页等，合同未体现上述内容的，需同时提供体现上述内容的加盖业主公章的业主证明文件）；业主单位确认的冷却塔试运行验收合格证书或性能验收合格证书或性能测试合格证书或加盖业主公章的冷却塔验收合格的证明文件；业绩有效时间以冷却塔试运行验收合格证书或性能验收合格证书或性能测试合格证书或业主证明文件中载明的验收时间为准。以上资料未提供或提供不全或证明材料不符合要求的，不予认可。 3.2 其他 要求： 3.2.1 本次招标 不接受 代理商投标。 3.2.2 本次招标不接受联合体投标。 3.3 各 投标 人均可就上述 1个标段投标，可中标的标段数量为 1 个。 4 ．招标文件的获取 4.1 凡有意参加投标者，请于 2024年 02月 24日 起，在成都市公共资源电子交易云平台 (www.cdggzy.com）（以下简称“电子交易云平台”）免费下载招标资料（招标文件及相关资料），获得“拟投标项目回执”。 4.2 招标人 不提供 邮购招标文件服务。 5 ．投标文件的递交 5.1 投标文件递交的截止时间（投标截止时间，下同）为 2024年 03月 15日 10时 30分 ， 招标人或其委托代理机构，以及已在投标截止时间前按规定上传投标文件的投标人，均应在开标当日投标截止时间前登录不见面开标系统（网址： www.cdggzy.com），录入相关人员姓名、电话等基本信息。投标人未按时登录不见面开标系统，错过开标解密时间的，由投标人自行承担不利后果。 5.2 投标人应在解密开始后 30分钟内在线完成投标文件解密。投标文件未能在规定时间内成功解密的，视为投标人未在规定时间内提交投标文件，由投标人自行承担责任。不见面开标项目不接受投标人现场递交光盘等形式的投标文件，不接受投标人现场解密投标文件。 6 ．发布公告的媒介 本次招标公告在 全国公共资源交易平台（四川省）、成都市公共资源交易服务中心 （网址： http://ggzyjy.sc.gov.cn、 www.cdggzy.com） 上发布。 7 ．联系方式 招 标 人： 成都市兴蓉再生能源有限公司 地 址： 成都市锦江区毕昇路256号中加国际2楼 联 系 人： 赵女士 电 话： 028-86522969-269 传 真： / 招标代理机构： 成都千一工程项目咨询有限公司地 址： 成都市武侯区二环路南三段5号人南大厦B座 8楼 联 系 人： 张先生 电 话： 028-61501001 传 真： / 招标资料下载 标段名称：成都万兴环保发电厂三期项目给排水系统成套设备采购/标段 [招标文件] 招标文件.CDZ [工程图] 技术规格书附件1、2、3及附图1-6.rar

各省、自治区、直辖市人民政府，新疆生产建设兵团，国务院有关部门，有关中央企业，有关行业协会：  能源生产和消费相关活动是最主要的二氧化碳排放源，大力推动能源领域碳减排是做好碳达峰碳中和工作，以及加快构建现代能源体系的重要举措。党的十八大以来，各地区、各有关部门围绕能源绿色低碳发展制定了一系列政策措施，推动太阳能、风能、水能、生物质能、地热能等清洁能源开发利用取得了明显成效，但现有的体制机制、政策体系、治理方式等仍然面临一些困难和挑战，难以适应新形势下推进能源绿色低碳转型的需要。为深入贯彻落实《中共中央、国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《2030年前碳达峰行动方案》有关要求，经国务院同意，现就完善能源绿色低碳转型的体制机制和政策措施提出以下意见。  一、总体要求  （一）指导思想。  以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，深入贯彻习近平生态文明思想，坚持稳中求进工作总基调，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，构建新发展格局，深入推动能源消费革命、供给革命、技术革命、体制革命，全方位加强国际合作，从国情实际出发，统筹发展与安全、稳增长和调结构，深化能源领域体制机制改革创新，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，促进能源高质量发展和经济社会发展全面绿色转型，为科学有序推动如期实现碳达峰、碳中和目标和建设现代化经济体系提供保障。  （二）基本原则。  ——坚持系统观念、统筹推进。加强顶层设计，发挥制度优势，处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系，处理好转型各阶段不同能源品种之间的互补、协调、替代关系，推动煤炭和新能源优化组合，统筹推进全国及各地区能源绿色低碳转型。  ——坚持保障安全、有序转型。在保障能源安全的前提下有序推进能源绿色低碳转型，先立后破，坚持全国“一盘棋”，加强转型中的风险识别和管控。在加快形成清洁低碳能源可靠供应能力基础上，逐步对化石能源进行安全可靠替代。  ——坚持创新驱动、集约高效。完善能源领域创新体系和激励机制，提升关键核心技术创新能力。贯彻节约优先方针，着力降低单位产出资源消耗和碳排放，增强能源系统运行和资源配置效率，提高经济社会综合效益。加快形成减污降碳的激励约束机制。  ——坚持市场主导、政府引导。深化能源领域体制改革，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，构建公平开放、有效竞争的能源市场体系。更好发挥政府作用，在规划引领、政策扶持、市场监管等方面加强引导，营造良好的发展环境。  （三）主要目标。  “十四五”时期，基本建立推进能源绿色低碳发展的制度框架，形成比较完善的政策、标准、市场和监管体系，构建以能耗“双控”和非化石能源目标制度为引领的能源绿色低碳转型推进机制。到2030年，基本建立完整的能源绿色低碳发展基本制度和政策体系，形成非化石能源既基本满足能源需求增量又规模化替代化石能源存量、能源安全保障能力得到全面增强的能源生产消费格局。  二、完善国家能源战略和规划实施的协同推进机制  （四）强化能源战略和规划的引导约束作用。以国家能源战略为导向，强化国家能源规划的统领作用，各省（自治区、直辖市）结合国家能源规划部署和当地实际制定本地区能源规划，明确能源绿色低碳转型的目标和任务，在规划编制及实施中加强各能源品种之间、产业链上下游之间、区域之间的协同互济，整体提高能源绿色低碳转型和供应安全保障水平。加强能源规划实施监测评估，健全规划动态调整机制。  （五）建立能源绿色低碳转型监测评价机制。重点监测评价各地区能耗强度、能源消费总量、非化石能源及可再生能源消费比重、能源消费碳排放系数等指标，评估能源绿色低碳转型相关机制、政策的执行情况和实际效果。完善能源绿色低碳发展考核机制，按照国民经济和社会发展规划纲要、年度计划及能源规划等确定的能源相关约束性指标，强化相关考核。鼓励各地区通过区域协作或开展可再生能源电力消纳量交易等方式，满足国家规定的可再生能源消费最低比重等指标要求。  （六）健全能源绿色低碳转型组织协调机制。国家能源委员会统筹协调能源绿色低碳转型相关战略、发展规划、行动方案和政策体系等。建立跨部门、跨区域的能源安全与发展协调机制，协调开展跨省跨区电力、油气等能源输送通道及储备等基础设施和安全体系建设，加强能源领域规划、重大工程与国土空间规划以及生态环境保护等专项规划衔接，及时研究解决实施中的问题。按年度建立能源绿色低碳转型和安全保障重大政策实施、重大工程建设台账，完善督导协调机制。  三、完善引导绿色能源消费的制度和政策体系  （七）完善能耗“双控”和非化石能源目标制度。坚持把节约能源资源放在首位，强化能耗强度降低约束性指标管理，有效增强能源消费总量管理弹性，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，合理确定各地区能耗强度降低目标，加强能耗“双控”政策与碳达峰、碳中和目标任务的衔接。逐步建立能源领域碳排放控制机制。制修订重点用能行业单位产品能耗限额强制性国家标准，组织对重点用能企业落实情况进行监督检查。研究制定重点行业、重点产品碳排放核算方法。统筹考虑各地区可再生能源资源状况、开发利用条件和经济发展水平等，将全国可再生能源开发利用中长期总量及最低比重目标科学分解到各省（自治区、直辖市）实施，完善可再生能源电力消纳保障机制。推动地方建立健全用能预算管理制度，探索开展能耗产出效益评价。加强顶层设计和统筹协调，加快建设全国碳排放权交易市场、用能权交易市场、绿色电力交易市场。  （八）建立健全绿色能源消费促进机制。推进统一的绿色产品认证与标识体系建设，建立绿色能源消费认证机制，推动各类社会组织采信认证结果。建立电能替代推广机制，通过完善相关标准等加强对电能替代的技术指导。完善和推广绿色电力证书交易，促进绿色电力消费。鼓励全社会优先使用绿色能源和采购绿色产品及服务，公共机构应当作出表率。各地区应结合本地实际，采用先进能效和绿色能源消费标准，大力宣传节能及绿色消费理念，深入开展绿色生活创建行动。鼓励有条件的地方开展高水平绿色能源消费示范建设，在全社会倡导节约用能。  （九）完善工业领域绿色能源消费支持政策。引导工业企业开展清洁能源替代，降低单位产品碳排放，鼓励具备条件的企业率先形成低碳、零碳能源消费模式。鼓励建设绿色用能产业园区和企业，发展工业绿色微电网，支持在自有场所开发利用清洁低碳能源，建设分布式清洁能源和智慧能源系统，对余热余压余气等综合利用发电减免交叉补贴和系统备用费，完善支持自发自用分布式清洁能源发电的价格政策。在符合电力规划布局和电网安全运行条件的前提下，鼓励通过创新电力输送及运行方式实现可再生能源电力项目就近向产业园区或企业供电，鼓励产业园区或企业通过电力市场购买绿色电力。鼓励新兴重点用能领域以绿色能源为主满足用能需求并对余热余压余气等进行充分利用。  （十）完善建筑绿色用能和清洁取暖政策。提升建筑节能标准，推动超低能耗建筑、低碳建筑规模化发展，推进和支持既有建筑节能改造，积极推广使用绿色建材，健全建筑能耗限额管理制度。完善建筑可再生能源应用标准，鼓励光伏建筑一体化应用，支持利用太阳能、地热能和生物质能等建设可再生能源建筑供能系统。在具备条件的地区推进供热计量改革和供热设施智能化建设，鼓励按热量收费，鼓励电供暖企业和用户通过电力市场获得低谷时段低价电力，综合运用峰谷电价、居民阶梯电价和输配电价机制等予以支持。落实好支持北方地区农村冬季清洁取暖的供气价格政策。  （十一）完善交通运输领域能源清洁替代政策。推进交通运输绿色低碳转型，优化交通运输结构，推行绿色低碳交通设施装备。推行大容量电气化公共交通和电动、氢能、先进生物液体燃料、天然气等清洁能源交通工具，完善充换电、加氢、加气（LNG）站点布局及服务设施，降低交通运输领域清洁能源用能成本。对交通供能场站布局和建设在土地空间等方面予以支持，开展多能融合交通供能场站建设，推进新能源汽车与电网能量互动试点示范，推动车桩、船岸协同发展。对利用铁路沿线、高速公路服务区等建设新能源设施的，鼓励对同一省级区域内的项目统一规划、统一实施、统一核准（备案）。  四、建立绿色低碳为导向的能源开发利用新机制  （十二）建立清洁低碳能源资源普查和信息共享机制。结合资源禀赋、土地用途、生态保护、国土空间规划等情况，以市（县）级行政区域为基本单元，全面开展全国清洁低碳能源资源详细勘查和综合评价，精准识别可开发清洁低碳能源资源并进行数据整合，完善并动态更新全国清洁低碳能源资源数据库。加强与国土空间基础信息平台的衔接，及时将各类清洁低碳能源资源分布等空间信息纳入同级国土空间基础信息平台和国土空间规划“一张图”，并以适当方式与地方各级政府、企业、行业协会和研究机构等共享。提高可再生能源相关气象观测、资源评价以及预测预报技术能力，为可再生能源资源普查、项目开发和电力系统运行提供支撑。构建国家能源基础信息及共享平台，整合能源全产业链信息，推动能源领域数字经济发展。  （十三）推动构建以清洁低碳能源为主体的能源供应体系。以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，加快推进大型风电、光伏发电基地建设，对区域内现有煤电机组进行升级改造，探索建立送受两端协同为新能源电力输送提供调节的机制，支持新能源电力能建尽建、能并尽并、能发尽发。各地区按照国家能源战略和规划及分领域规划，统筹考虑本地区能源需求和清洁低碳能源资源等情况，在省级能源规划总体框架下，指导并组织制定市（县）级清洁低碳能源开发利用、区域能源供应相关实施方案。各地区应当统筹考虑本地区能源需求及可开发资源量等，按就近原则优先开发利用本地清洁低碳能源资源，根据需要积极引入区域外的清洁低碳能源，形成优先通过清洁低碳能源满足新增用能需求并逐渐替代存量化石能源的能源生产消费格局。鼓励各地区建设多能互补、就近平衡、以清洁低碳能源为主体的新型能源系统。  （十四）创新农村可再生能源开发利用机制。在农村地区优先支持屋顶分布式光伏发电以及沼气发电等生物质能发电接入电网，电网企业等应当优先收购其发电量。鼓励利用农村地区适宜分散开发风电、光伏发电的土地，探索统一规划、分散布局、农企合作、利益共享的可再生能源项目投资经营模式。鼓励农村集体经济组织依法以土地使用权入股、联营等方式与专业化企业共同投资经营可再生能源发电项目，鼓励金融机构按照市场化、法治化原则为可再生能源发电项目提供融资支持。加大对农村电网建设的支持力度，组织电网企业完善农村电网。加强农村电网技术、运行和电力交易方式创新，支持新能源电力就近交易，为农村公益性和生活用能以及乡村振兴相关产业提供低成本绿色能源。完善规模化沼气、生物天然气、成型燃料等生物质能和地热能开发利用扶持政策和保障机制。  （十五）建立清洁低碳能源开发利用的国土空间管理机制。围绕做好碳达峰碳中和工作，统筹考虑清洁低碳能源开发以及能源输送、储存等基础设施用地用海需求。完善能源项目建设用地分类指导政策，调整优化可再生能源开发用地用海要求，制定利用沙漠、戈壁、荒漠土地建设可再生能源发电工程的土地支持政策，完善核电、抽水蓄能厂（场）址保护制度并在国土空间规划中予以保障，在国土空间规划中统筹考虑输电通道、油气管道走廊用地需求，建立健全土地相关信息共享与协同管理机制。严格依法规范能源开发涉地（涉海）税费征收。符合条件的海上风电等可再生能源项目可按规定申请减免海域使用金。鼓励在风电等新能源开发建设中推广应用节地技术和节地模式。  五、完善新型电力系统建设和运行机制  （十六）加强新型电力系统顶层设计。推动电力来源清洁化和终端能源消费电气化，适应新能源电力发展需要制定新型电力系统发展战略和总体规划，鼓励各类企业等主体积极参与新型电力系统建设。对现有电力系统进行绿色低碳发展适应性评估，在电网架构、电源结构、源网荷储协调、数字化智能化运行控制等方面提升技术和优化系统。加强新型电力系统基础理论研究，推动关键核心技术突破，研究制定新型电力系统相关标准。推动互联网、数字化、智能化技术与电力系统融合发展，推动新技术、新业态、新模式发展，构建智慧能源体系。加强新型电力系统技术体系建设，开展相关技术试点和区域示范。  （十七）完善适应可再生能源局域深度利用和广域输送的电网体系。整体优化输电网络和电力系统运行，提升对可再生能源电力的输送和消纳能力。通过电源配置和运行优化调整尽可能增加存量输电通道输送可再生能源电量，明确最低比重指标并进行考核。统筹布局以送出可再生能源电力为主的大型电力基地，在省级电网及以上范围优化配置调节性资源。完善相关省（自治区、直辖市）政府间协议与电力市场相结合的可再生能源电力输送和消纳协同机制，加强省际、区域间电网互联互通，进一步完善跨省跨区电价形成机制，促进可再生能源在更大范围消纳。大力推进高比例容纳分布式新能源电力的智能配电网建设，鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微电网。电网企业应提升新能源电力接纳能力，动态公布经营区域内可接纳新能源电力的容量信息并提供查询服务，依法依规将符合规划和安全生产条件的新能源发电项目和分布式发电项目接入电网，做到应并尽并。  （十八）健全适应新型电力系统的市场机制。建立全国统一电力市场体系，加快电力辅助服务市场建设，推动重点区域电力现货市场试点运行，完善电力中长期、现货和辅助服务交易有机衔接机制，探索容量市场交易机制，深化输配电等重点领域改革，通过市场化方式促进电力绿色低碳发展。完善有利于可再生能源优先利用的电力交易机制，开展绿色电力交易试点，鼓励新能源发电主体与电力用户或售电公司等签订长期购售电协议。支持微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易。积极推进分布式发电市场化交易，支持分布式发电（含电储能、电动车船等）与同一配电网内的电力用户通过电力交易平台就近进行交易，电网企业（含增量配电网企业）提供输电、计量和交易结算等技术支持，完善支持分布式发电市场化交易的价格政策及市场规则。完善支持储能应用的电价政策。  （十九）完善灵活性电源建设和运行机制。全面实施煤电机组灵活性改造，完善煤电机组最小出力技术标准，科学核定煤电机组深度调峰能力；因地制宜建设既满足电力运行调峰需要、又对天然气消费季节差具有调节作用的天然气“双调峰”电站；积极推动流域控制性调节水库建设和常规水电站扩机增容，加快建设抽水蓄能电站，探索中小型抽水蓄能技术应用，推行梯级水电储能；发挥太阳能热发电的调节作用，开展废弃矿井改造储能等新型储能项目研究示范，逐步扩大新型储能应用。全面推进企业自备电厂参与电力系统调节，鼓励工业企业发挥自备电厂调节能力就近利用新能源。完善支持灵活性煤电机组、天然气调峰机组、水电、太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格补偿机制。鼓励新能源发电基地提升自主调节能力，探索一体化参与电力系统运行。完善抽水蓄能、新型储能参与电力市场的机制，更好发挥相关设施调节作用。  （二十）完善电力需求响应机制。推动电力需求响应市场化建设，推动将需求侧可调节资源纳入电力电量平衡，发挥需求侧资源削峰填谷、促进电力供需平衡和适应新能源电力运行的作用。拓宽电力需求响应实施范围，通过多种方式挖掘各类需求侧资源并组织其参与需求响应，支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。明确用户侧储能安全发展的标准要求，加强安全监管。加快推进需求响应市场化建设，探索建立以市场为主的需求响应补偿机制。全面调查评价需求响应资源并建立分级分类清单，形成动态的需求响应资源库。  （二十一）探索建立区域综合能源服务机制。探索同一市场主体运营集供电、供热（供冷）、供气为一体的多能互补、多能联供区域综合能源系统，鼓励地方采取招标等竞争性方式选择区域综合能源服务投资经营主体。鼓励增量配电网通过拓展区域内分布式清洁能源、接纳区域外可再生能源等提高清洁能源比重。公共电网企业、燃气供应企业应为综合能源服务运营企业提供可靠能源供应，并做好配套设施运行衔接。鼓励提升智慧能源协同服务水平，强化共性技术的平台化服务及商业模式创新，充分依托已有设施，在确保能源数据信息安全的前提下，加强数据资源开放共享。  六、完善化石能源清洁高效开发利用机制  （二十二）完善煤炭清洁开发利用政策。立足以煤为主的基本国情，按照能源不同发展阶段，发挥好煤炭在能源供应保障中的基础作用。建立煤矿绿色发展长效机制，优化煤炭产能布局，加大煤矿“上大压小、增优汰劣”力度，大力推动煤炭清洁高效利用。制定矿井优化系统支持政策，完善绿色智能煤矿建设标准体系，健全煤矿智能化技术、装备、人才发展支持政策体系。完善煤矸石、矿井水、煤矿井下抽采瓦斯等资源综合利用及矿区生态治理与修复支持政策，加大力度支持煤矿充填开采技术推广应用，鼓励利用废弃矿区开展新能源及储能项目开发建设。依法依规加快办理绿色智能煤矿等优质产能和保供煤矿的环保、用地、核准、采矿等相关手续。科学评估煤炭企业产量减少和关闭退出的影响，研究完善煤炭企业退出和转型发展以及从业人员安置等扶持政策。  （二十三）完善煤电清洁高效转型政策。在电力安全保供的前提下，统筹协调有序控煤减煤，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。按照电力系统安全稳定运行和保供需要，加强煤电机组与非化石能源发电、天然气发电及储能的整体协同。推进煤电机组节能提效、超低排放升级改造，根据能源发展和安全保供需要合理建设先进煤电机组。充分挖掘现有大型热电联产企业供热潜力，鼓励在合理供热半径内的存量凝汽式煤电机组实施热电联产改造，在允许燃煤供热的区域鼓励建设燃煤背压供热机组，探索开展煤电机组抽汽蓄能改造。有序推动落后煤电机组关停整合，加大燃煤锅炉淘汰力度。原则上不新增企业燃煤自备电厂，推动燃煤自备机组公平承担社会责任，加大燃煤自备机组节能减排力度。支持利用退役火电机组的既有厂址和相关设施建设新型储能设施或改造为同步调相机。完善火电领域二氧化碳捕集利用与封存技术研发和试验示范项目支持政策。国家发展改革委国家能源局2022年1月30日

4月2日，国家能源局、科学技术部发布关于印发《“十四五”能源领域科技创新规划》（以下简称《规划》）的通知。《规划》提出，“十四五”时期要引领新能源占比逐渐提高的新型电力系统建设；支撑在确保安全的前提下积极有序发展核电；推动化石能源清洁低碳高效开发利用；促进能源产业数字化智能化升级；适应高质量发展要求的能源科技创新体系进一步健全。《规划》围绕先进可再生能源、新型电力系统、安全高效核能、绿色高效化石能源开发利用、能源数字化智能化等方面，明确了以下五项重点任务 ：（一）先进可再生能源发电及综合利用技术聚焦大规模高比例可再生能源开发利用，研发更高效、更经济、更可靠的水能、风能、太阳能、生物质能、地热能以及海洋能等可再生能源先进发电及综合利用技术，支撑可再生能源产业高质量开发利用；攻克高效氢气制备、储运、加注和燃料电池关键技术，推动氢能与可再生能源融合发展。1. 水能发电技术（1）水电基地可再生能源协同开发运行关键技术（2）水电工程健康诊断、升级改造和灾害防控技术2. 风力发电技术（3）深远海域海上风电开发及超大型海上风机技术（4）退役风电机组回收与再利用技术3. 太阳能发电及利用技术（5）新型光伏系统及关键部件技术（6）高效钙钛矿电池制备与产业化生产技术（7）高效低成本光伏电池技术（8）光伏组件回收处理与再利用技术（9）太阳能热发电与综合利用技术4. 其他可再生能源发电及利用技术（10）生物质能转化与利用技术（11）地热能开发与利用技术（12）海洋能发电及综合利用技术5. 氢能和燃料电池技术（13）氢气制备关键技术（14）氢气储运关键技术（15）氢气加注关键技术（16）燃料电池设备及系统集成关键技术（17）氢安全防控及氢气品质保障技术（二）新型电力系统及其支撑技术加快战略性、前瞻性电网核心技术攻关，支撑建设适应大规模可再生能源和分布式电源友好并网、源网荷双向互动、智能高效的先进电网；突破能量型、功率型等储能本体及系统集成关键技术和核心装备，满足能源系统不同应用场景储能发展需要。1. 适应大规模高比例新能源友好并网的先进电网技术（1）新能源发电并网及主动支撑技术（2）电力系统仿真分析及安全高效运行技术（3）交直流混合配电网灵活规划运行技术（4）新型直流输电装备技术（5）新型柔性输配电装备技术（6）源网荷储一体化和多能互补集成设计及运行技术（7）大容量远海风电友好送出技术2. 储能技术（8）能量型/容量型储能技术装备及系统集成技术（9）功率型/备用型储能技术装备与系统集成技术（10）储能电池共性关键技术（11）大型变速抽水蓄能及海水抽水蓄能关键技术（12）分布式储能与分布式电源协同聚合技术（三）安全高效核能技术围绕提升核电技术装备水平及项目经济性，开展三代核电关键技术优化研究，支撑建立标准化型号和型号谱系；加强战略性、前瞻性核能技术创新，开展小型模块化反应堆、（超）高温气冷堆、熔盐堆等新一代先进核能系统关键核心技术攻关；开展放射性废物处理处置、核电站长期运行、延寿等关键技术研究，推进核能全产业链上下游可持续发展。1. 核电优化升级技术（1）三代核电技术型号优化升级（2）核能综合利用技术2. 小型模块化反应堆技术（3）小型智能模块化反应堆技术（4）小型供热堆技术（5）浮动堆技术（6）移动式反应堆技术3. 新一代核电技术（7）（超）高温气冷堆技术（8）钍基熔盐堆技术4. 全产业链上下游可持续支撑技术（9）放射性废物处理处置关键技术（10）核电机组长期运行及延寿技术（11）核电科技创新重大基础设施支撑技术（四）绿色高效化石能源开发利用技术聚焦增强油气安全保障能力，有效支撑油气勘探开发和天然气产供销体系建设，开展纳米驱油、CO2驱油、精细化勘探、智能化注采等关键核心技术攻关，提升低渗透老油田、高含水油田以及深层油气等陆上常规油气的采收率和储量动用率；推动深层页岩气、非海相非常规天然气、页岩油和油页岩勘探开发技术攻关，研发天然气水合物试采及脱水净化技术装备；突破输运、炼化领域关键瓶颈技术，提升油气高效输运技术能力，完善下游炼 化高端产品研发体系。聚焦煤炭绿色智能开采、重大灾害防控、分质分级转化、污染物控制等重大需求，形成煤炭绿色智能高效开发利用技术体系。研发一批更高效率、更加灵活、更低排放的煤基发电技术，巩固煤电技术领先地位。突破燃气轮机设计、试验、制造、运维检修等瓶颈技术，提升燃气发电技术水平。1. 油气安全保障供应技术——陆上常规油气勘探开发技术（1）低渗透老油田大幅提高采收率技术（2）高含水油田精细化/智能化分层注采技术（3）深层油气勘探目标精准描述和评价技术——非常规油气勘探开发技术（4）深层页岩气开发技术（5）非海相非常规天然气开发技术（6）陆相中高成熟度页岩油勘探开发技术（7）中低成熟度页岩油和油页岩地下原位转化技术（8）地下原位煤气化技术（9）海域天然气水合物试采技术及装备——油气工程技术（10）地震探测智能化节点采集技术与装备（11）超高温高压测井与远探测测井技术与装备（12）抗高温抗盐环保型井筒工作液与智能化复杂地层窄安全密度窗口承压堵漏技术 （13）高效压裂改造技术与大功率电动压裂装备（14）地下储气库建库工程技术——管输技术（15）新一代大输量天然气管道工程建设关键技术与装备——炼化技术（16）特种专用橡胶技术（17）高端润滑油脂技术（18）分子炼油与分子转化平台技术2. 煤炭清洁低碳高效开发利用技术——煤炭绿色智能开采技术（19）煤矿智能开采关键技术与装备（20）煤炭绿色开采和废弃物资源化利用技术（21）煤矿重大灾害及粉尘智能监控预警与防控技术（22）煤炭及共伴生资源综合开发技术——煤炭清洁高效转化技术（23）煤炭精准智能化洗选加工技术（24）新型柔性气化和煤与有机废弃物协同气化技术（25）煤制油工艺升级及产品高端化技术（26）低阶煤分质利用关键技术（27）煤转化过程中多种污染物协同控制技术——先进燃煤发电技术（28）先进高参数超超临界燃煤发电技术（29）高效超低排放循环流化床锅炉发电技术（30）超临界CO2（S-CO2）发电技术（31）整体煤气化蒸汽燃气联合循环发电（IGCC）及燃料电池发电（IGFC）系统集成优化技术（32）高效低成本的CO2捕集、利用与封存（CCUS）技术（33）老旧煤电机组延寿及灵活高效改造技术（34）燃煤电厂节能环保、灵活性提升及耦合生物质发电等改造技术3. 燃气发电技术（35）燃气轮机非常规燃料燃烧技术（36）中小型燃气轮机关键技术（37）重型燃气轮机关键技术（五）能源系统数字化智能化技术聚焦新一代信息技术和能源融合发展，开展能源领域用智能传感和智能量测、特种机器人、数字孪生，以及能源大数据、人工智能、云计算、区块链、物联网等数字化、智能化共性关键技术研究，推动煤炭、油气、电厂、电网等传统行业与数字化、智能化技术深度融合，开展各种能源厂站和区域智慧能源系统集成试点示范，引领能源产业转型升级。1. 基础共性技术（1）智能传感与智能量测技术（2）特种智能机器人技术（3）能源装备数字孪生技术（4）人工智能与区块链技术（5）能源大数据与云计算技术（6）能源物联网技2. 行业智能升级技术（7）油气田与炼化企业数字化智能化技术（8）水电数字化智能化技术（9）风电机组与风电场数字化智能化技（10）光伏发电数字化智能化技（11）电网智能调度运行控制与智能运维技术（12）核电数字化智能化技术（13）煤矿数字化智能化技术（14）火电厂数字化智能化技3. 智慧系统集成与综合能源服务技术（15）区域综合智慧能源系统关键技术（16）多元用户友好智能供需互动技术附件：“十四五”能源领域科技创新规划.pdf

“双碳”目标的郑重承诺，是中国以实际行动推动构建人类命运共同体的具体体现，充分彰显了中国的国际责任与大国担当，赢得了国际社会的广泛关注和高度认可。自“双碳”目标提出以来，各级政府、企业、行业等纷纷积极响应，相关政策、路线图、发展规划等相继出台和落实。　　作为世界上最大的发展中国家、能源消费国和碳排放国，“双碳”目标对我国能源高质量发展提出了更高要求，特别在当前能源供需紧张、替代能源存在不确定性、俄乌冲突、地缘政治博弈等诸多因素影响下，如何在国家能源安全得到有效保障的前提下，寻求更具韧性、包容性和可持续性的能源生产与消费方式，是实现“双碳”目标的关键。　　1.煤炭生产占比的变化规律有待分析　　要精准地认清我国能源战略态势，必须客观综合分析一次性主要能源在消费和生产上的占比演化规律，不可偏废。多年来，煤炭在我国一次性能源消费与生产结构中的占比下降幅度并没有保持一致步调，2021年二者占比相差高达12.1%——显然，导致如此大占比差异的主要原因，并非风能和光伏等可再生能源的大幅增加，而是大量石油和天然气进口所致。然而，由于国际形势和地缘政治复杂多变，以及国际能源市场不确定性增加等因素，这种能源供应模式给国家能源安全带来了一定的隐患和挑战——也就是说，煤炭消费量占比降低，可能威胁到国家能源安全。因此，若只强调煤炭在一次性能源消费结构中占比逐年下降的趋势和规律，而不分析其在生产中的占比变化规律，则很难全面和科学地把握我国能源战略形势。　　2.可再生能源“热”背后需要“冷”思考　　以化石能源为主的发电结构并非我国所特有，世界多数发达国家虽然早已实现了碳达峰，但其电力生产仍以化石能源为主。各国经验表明，能源资源禀赋与技术优势的不同，决定了世界各国能源清洁低碳转型路径存在差异。在建设以风光为主的可再生能源电力系统过程中，不仅要强调装机容量规模，更应该实事求是地验证核实其真实发电量，揭示严重不匹配的机理，解决严重不匹配的难题。从全生命周期的视角来看，可再生能源项目本身并非绝对清洁绿色和低碳友好，应从全生命周期过程，对可再生能源项目所产生的经济、社会和生态环境效益进行全面综合评估。　　3.精准、柔性地配置能源消费与生产　　在品位和时空域精准配置能源消费与生产，是节约能源、提高资源配置效率的重要举措。浅层地热能与建筑物(群)“供暖-制冷-生活热水”三联供配置，以及光伏与建筑物(群)照明等供电配置，是能源消费与生产在品位上精准配置的典型模式。在空间域上，河北、山西、内蒙古、甘肃、青海、宁夏等地拥有丰富的风能和太阳能资源，可柔性配置于本地燃煤发电机组，用来调峰填谷，实现风能与太阳能发电连续稳定输出。风光互补发电系统、川渝地区“丰多枯少”的水电与丰富的天然气资源配置，则是能源在时间域上柔性配置的代表。　　4.对煤炭行业进行科学定位　　煤炭行业目前虽已不是“朝阳产业”，但也绝不是“夕阳产业”——这是当前对煤炭行业发展现状和未来的科学定位。　　在“双碳”目标愿景下，煤炭工业如何转型升级、实现高质量发展，关键在于煤炭工业能否进行“自我革命”，即打造煤炭工业升级版，推动煤炭绿色高效益地勘查开发与清洁低碳利用。在可再生能源成为我国主体能源之前，煤炭作为我国基础兜底主体能源的战略地位，应在全社会达成一定共识，才能够保障我国能源的安全、平稳供给，切不可顾此失彼——否则，曾经出现的拉闸限电等乱象就可能再现，使得经济社会发展减速，影响减碳目标落实。　　5.构建“三足鼎立”的能源发展战略　　未来，我国应构建可再生能源—化石能源—提效节能“三足鼎立”的能源发展战略，实现可再生能源规模化利用、化石能源低碳化使用、提效节能系统化实施。以提效节能为例，若2020年我国单位GDP能耗与世界平均水平相当，则能源消耗可减少约17.6亿吨标准煤，CO2排放可减少约42.6亿吨。因此，如果能淘汰落后产能，持续调整与优化产业结构，改善能源利用方式，提高能源利用效率等，我国完全可以在不增加或微增加能源供给总量的条件下，使用现有能源供给量，即可满足未来经济社会高质量发展的能源需求。　　6.建立“双模驱动”的能源生产与消费体系　　根据我国能源资源禀赋特点和未来科技发展水平预测，“先进煤电+CCUS(CCS)”和“风光+调节(储能、调峰、分布柔性电网)”两大基本模式，将是实现国家未来经济社会发展和“双碳”目标过程中最重要的能源供给方式。具体来说，在2030年碳达峰前，以“先进煤电+CCUS(CCS)”为主体能源、以“风光+调节(储能、调峰、分布柔性电网)”为辅助能源应该是我国的主要能源供给模式 2030-2050年间，能源供给将逐渐过渡到“风光+调节(储能、调峰、分布柔性电网)”与“先进煤电+CCUS(CCS)”共存协同模式 2050年以后，“风光+调节(储能、调峰、分布柔性电网)”将成为我国的主体能源供给模式。　　在“双碳”目标愿景下，要实现我国在本世纪中叶全面建成社会主义现代化强国的宏伟目标，必须准确把握和处理好碳减排与国家能源安全和经济社会发展之间的关系。作为遏制全球气候变化、实现我国经济结构转型与产业升级的必然选择，“双碳”目标符合我国发展根本利益，但“双碳”目标并非简单地靠减掉或增加某种能源来实现。如果扔掉手中已经端牢的能源饭碗，而盲目去谈“双碳”目标实现路径，将给国家能源安全带来隐患。因此，应基于我国现阶段经济社会发展实际、资源禀赋特征、能源科技水平、外部环境等，科学研判并制定符合国情的柔性“双碳”路径，持续优化“可再生能源规模化利用、化石能源低碳化使用和提效节能系统化实施”三足关系，合理构建“先进煤电+CCUS(CCS)”与“风光+调节(储能、调峰、分布柔性电网)”两大能源供给模式，建立具有我国能源特色的“三足鼎立、双模驱动”的能源生产与消费体系，才能确保我国平稳有序地实现安全减碳和经济社会可持续发展并行不悖。

中国化学会能源化学专业委员会日前在线举办首期“能源化学云论坛”，中国科学院院士包信和、中国科学院院士赵东元应邀参加，为如何走好“双碳”之路解题支招。包信和在论坛上表示，实现“碳中和”目标，需要国家经济社会达到一定的条件和水平。他进一步指出，我国没有时间重复发达国家“人均能源消费先快速增长—长时间饱和—再逐渐下降”的历程，因此，科技创新必须要发挥更加重要的作用。在赵东元看来，随着我国能源生产和消费结构的不断优化，可再生能源消费占比逐年提高，不过，可再生能源目前还难以完美兼具“稳定供应”“环境友好”“价格低廉”三者。他进一步指出，化学化工、材料发展将成为一次能源高效清洁利用的重要支撑。专家还就如何统筹非化石能源、特别是可再生能源与化学能源之间的互补优化，发表见解。包信和称，结合我国的资源禀赋来看，化石资源还将长期占据很大比重，用好我国化石资源，需要进一步提高煤炭作为化工原料的综合利用效能，加快关键核心技术攻关。未来煤转化必然趋势是与可再生能源和氢等融合，最终实现二氧化碳“零排放”。“太阳能发电必须与储能系统配套，在一般储电和大规模电网中，电化学储能将发挥重要作用”，他还表示，高效、低成本硅基叠层电池技术将是趋势。“能源化学云论坛”是由中国化学会能源化学专业委员会推出的高端线上学术交流平台，计划每月不定期特邀能源化学及交叉学科领域权威专家学者、学科带头人，深度分享最新科研进展和技术突破。中国化学会理事长、中国科学院院士姚建年在本次论坛上表示，云论坛以“加强能源化学创新引领，推动低碳转型绿色发展”为主题，以期为广大能源化学及其他交叉学科领域的科技工作者和青年学子提供相互交流和共同提高的互动平台。

俄罗斯 Russia提出新型中子吸收剂方法 增强核反应堆安全可控性高温气冷堆是第四代核电堆技术，具有安全性好、效率高、经济性好、用途广泛等优势。高温气冷堆通过核能—热能—机械能—电能的转化实现发电，能够代替传统化石能源，实现经济和生态环境协调发展。这种类型的反应堆可产生电力和高温热量，用于制氢、海水淡化和中央供热，无需充电即可运行约10年。这些品质使高温气冷堆成为确保向难以到达地区（如极北地区）的定居点和企业供应能源和热量的最佳解决方案。托木斯克理工大学提出了一种用于高温气冷核反应堆的新型中子吸收剂方法——使用气态三氟化硼作为核燃料所释放中子的吸收剂。使用新吸收器不仅有助于更有效地控制核反应，它的浓缩版本也非常适合安全紧急中止反应堆。三氟化硼的主要优点是能够在高达1000℃的温度下保持气态并且不会分解。这种化合物的毒性很大，但在室温下在普通水中会完全中和。该研究成果有助于大大提高自20世纪中叶以来开发的这类反应堆的安全性。德国 Germany能源安全战略先行 氢能旗舰项目推进2022年气候变化在德国引发广泛关注，德国也多管齐下确保能源安全，包括继续推进氢能项目等。2022年夏季，欧洲森林火灾导致的温室气体排放量为2007年以来最高。德波边境的奥得河发生大量鱼类死亡的生态灾难。欧洲激进的环保组织不惜通过污毁艺术品，阻塞交通要道，甚至破坏企业生产设备等行为来引发公众对环保和气候变化的关注。海洋和气候变化研究方面，阿尔弗雷德韦格纳研究所取得了一系列成果：发现气候变化可能会改变并加剧北冰洋的季节性酸化，对海洋生物具有深远影响；根据卫星数据估算北极全年的冰层厚度和体积；发现塑料泛滥已蔓延到北极的所有栖息地；建议在超过生态临界点之前阻止海洋不可逆转的塑料污染；成功在南极获取首批包含远古历史气候数据的钻芯；绘制了北极中部气候过程的第一张完整图景，发现北极的变暖速度是地球其他地区的两倍多；开始建造“流星4代”远洋科考船等。北冰洋资料图。图片来源：视觉中国德国政府尽力确保能源供应安全，推出了“气候与转型基金”，从2023年到2026年，将提供约1775亿欧元用于促进环保、可靠和负担得起的能源供应和气候保护。德国耗资7亿欧元的氢旗舰项目也继续推进，电解槽的规模化和系列化生产、海上风电无并网制氢、氢运输技术均取得进展，氢能经济发展步入正轨。另一方面，德国还在探索利用微生物和阳光可持续生产氢；与日本合作，把氨作为氢的载体，研发新型综合反应堆技术。英国 The UK颁布能源安全战略 重启氘氚聚变实验在节能减排、加大脱碳力度、向新能源和可再生能源转型方面，英国制定了能源安全战略，并取得了多项进展。2022年4月，英国政府正式公布新的《英国能源安全战略》，旨在“促进长期能源独立、安全和繁荣”，生产更多“清洁”和“负担得起”的能源。根据这份战略，未来英国将在核能、海上风电、氢能等可再生能源领域加大投资，力争到2030年英国95%的电力将来源于低碳能源。英国原子能管理局等机构称，世界上规模最大的核聚变反应堆欧洲联合环状反应堆（JET）中产生了能量输出为59兆焦耳的稳定等离子体。这是自1997年以来，世界首次进行的氘氚核聚变实验。图片来源：英国原子能管理局剑桥大学使用一种广泛存在的蓝绿藻为微处理器持续供电了一年，该系统具有以可靠和可再生方式为小型设备供电的潜力。曼彻斯特大学领导的国际研究团队，开发了一种利用光和光催化材料，在常温常压下将甲烷直接转化为液态甲醇的快捷方法，这一成果不仅有助于节能减排，且能获得经济收益。剑桥大学还设计出一种超薄、灵活的设备，就像“人造树叶”，其灵感来源于光合作用，能生产一种可持续的汽油替代品，这种设备成本低、足够轻，可以漂浮在水上而不会占用陆地空间。美国 The US气变研究揭示塑料污染 高效热机助力电网脱碳2022年，美国在气候变化和环境研究方面取得多项成果，也开发出一些有效的节能减排技术和产品。在环境研究方面，加州大学戴维斯分校一项研究显示，微塑料可将陆地上的病原体带入海洋，可能会对人类和野生动物的健康造成影响。洛斯阿拉莫斯国家实验室发现，北极气温上升速度是全球变暖的4倍。麻省理工学院研究团队发现，地球拥有一种“稳定反馈”机制，已运行数百万年，可随时间推移自我调节温度。斯克里普斯海洋研究所首次在南极洲冰层以下的沉积物中发现一个巨大的地下水系统。在推动环保的创新技术方面，美国能源部劳伦斯伯克利国家实验室和加州大学伯克利分校科学家报告了一种能够完全回收的、可生物降解的打印电路，这能一进步让垃圾填埋场中的可穿戴设备和其他柔性电子产品分流，减轻重金属废物对健康和环境的危害。莱斯大学将回收利用的汽车废塑料变成石墨烯，并通过一种节能技术将其用于制造新的汽车部件。得克萨斯大学奥斯汀分校科学家研制出一种新的酶变体，能在几小时到几天内分解正常情况下需要数百年才能降解的塑料，有望大大推动塑料的回收利用，真正开启塑料循环经济。罗格斯大学开发了一种可生物降解的植物性涂层，可喷在食品上，防止病原微生物和腐败微生物入侵以及运输破坏。国家可再生能源实验室和麻省理工学院工程师设计了一种没有运动部件的热机，以超过40%的效率将热能转化为电能，优于传统蒸汽轮机，在推广可再生能源和实现完全脱碳电网的道路上迈出了至关重要的一步。法国 France新计划重新启动核能 加大支持可再生能源为按时完成脱碳目标，2022年，法国重新拥抱核能，也加大了风能、太阳能以及氢能等可再生能源的支持力度。2月，总统马克龙宣布其连任当选法国总统后的长期能源计划，包括重启核能，目标是在2050年前建造6座新的第二代欧洲先进压水堆，延长核电站使用期限至50年，并明确提出“不再有关闭目标”。图片来源：视觉中国在可再生能源方面，根据“法国2030”计划，法国将投入10亿欧元用于可再生能源的研发，计划到2050年建成50个海上风力发电场，实现风电产能达40吉瓦的目标；太阳能发电装机容量将增加10倍，达到100吉瓦以上。法国还将继续投资水力发电站以及沼气利用等可再生热能开发。法国还提出在30年内将能源消耗减少40%，加速工业设备脱碳和住房节能改造，大力发展新能源汽车和氢能产业。氢能方面，法国政府11月宣布“已保证2吉瓦电解水制氢设备”，并重申发展绿氢是工业脱碳的支点之一。法国氢能战略路线图设定的目标是，到2030年建成6.5吉瓦电解水制氢设备，年产绿氢70万吨。此外，欧盟委员会公布两批氢价值链“欧洲共同利益重大项目”（IPCEI），其中包括法国提交的17个，法国将为这批项目投资21亿欧元。日本 Japan发布新氢能路线图 研发多款节能产品2022年，日本政府发布了新的氢能路线图，日本科学家也开发出多款节能产品，同时注重废物的回收和再利用。3月，日本经济产业省发布了新版《氢能与燃料电池路线图》，旨在到2030年将能源结构中氢能的使用占比提高。在节能减排产品研发方面，日本国家材料科学研究所开发了一种耐用的钙钛矿型太阳能电池，面积仅为1平方厘米，能在阳光下以超过20%的光电转换效率连续发电1000多个小时，可用于开发轻型多功能太阳能电池。日本科学家还开发出一款新碳捕集系统，能直接从大气中清除二氧化碳，效率高达99%，且捕集二氧化碳的速度至少是现有系统的两倍，成为迄今处理空气中低浓度二氧化碳最快的捕集系统，有望开启直接空气捕集新时代。在废物回收利用方面，东京大学开发的技术可将食品残渣转化为建筑水泥，这是世界上首个完全使用食物制作水泥的工艺。科学家利用回收稻壳创造了首个硅量子点LED灯。此外，量子科学技术研究开发机构利用高性能离子导体作为锂分离膜，开发出超高纯度锂（99.99%）回收技术以及离子导体锂分离技术，可从车载锂离子电池中低成本回收超高纯度锂，作为电池原料，将制造电池原料的氢氧化锂成本降至进口价格的一半以下。使用食物制作的水泥。图片来源：红星新闻以色列 Israel投资气候技术创新 鼓励新能源企业发展以色列将自身定位为全球气候技术的领导者。截至2022年初，仅在新能源领域，以色列就有100余家各种企业，涵盖能源传输、能源存储、新能源发电等方面，而所有与气候技术相关的企业数量达到700家。在促进气候技术创新方面，2022年5月，以色列能源部和以色列创新局与美国能源部合作，宣布提供400万美元用于开发创新的清洁能源技术，例如研发碳捕获等技术，减少天然气和其他相关基础设施对气候的影响。6月，以色列政府宣布未来5年将投资8.7亿美元促进气候技术创新，其目标是到2026年将以色列全国气候领域注册专利、初创企业和在国家科研基础设施上开展的技术试点项目翻一倍。以色列创新局和能源部也宣布，向3家企业投资近百万美元创新能源技术，上述企业分别从事能源存储、电动汽车快速充电、利用无人机诊断太阳能电池板故障等技术研究。在氢燃料电池领域，以色列巴伊兰大学宣布其化学系教授埃尔巴兹领导的研究团队正在研制“氢基可逆燃料电池”用于能源存储，且已经通过了概念验证阶段，该技术有可能彻底改变能源存储和生产方式。韩国 South Korea修复核电产业生态 通过碳中和路线图2022年，韩国采取多种手段修复核电产业生态，同时大力发展氢能。韩国政府修复核电产业生态的举措包括：组建并启动提升核电竞争力的特别工作组，意在探索提高核电产业竞争力的方案；在庆尚南道昌原等地打造核电产业生态圈；要求已有核电站快速复工；加大企业支持力度，发布《核电产业合作企业支援对策》和《核电站中小企业支援方案》。韩国政府2022年还向核电站合作企业招标925亿韩元的工程，到2025年为止提供1万亿韩元以上的新工程。对那些面临生存危机的核电站零部件公司，韩国政府承诺提供1000亿韩元的政策资金和3800亿韩元的金融支持。韩国科学技术信息通信部11月审议通过《碳中和技术创新战略路线图》。根据该路线图，在二氧化碳的捕集、利用与封存方面，韩国将在日本海气田实施综合实证项目，争取到2030年和2050年，二氧化碳全年储存量分别达400万吨和1500万吨。在氢能生产与供给方面，韩国将为企业研发大量储存、远程气体运输等技术提供支持，力争实现生产与供给氢能2030年达194万吨、2050年达2970万吨的目标。此外，韩国争取到2030年推广450万辆氢能汽车，为此对下一代电池汽车进行实地验证，同时研发防止电池火灾的技术。巴西 Brazil加快电力结构调整 发布气候中和战略2022年，巴西政府加快电力结构调整，大力发展非水可再生替代能源。巴西也宣布了实现2050年气候中和承诺的战略措施。巴西的光伏发电累计装机容量已从2012年的7兆瓦增长到2021年的约13吉瓦，已成为全球第三大可再生能源市场，光伏发电已是巴西最具竞争力的可再生能源。巴西太阳能光伏发电协会预测，光伏行业在2022年为巴西增加超过35.7万个新工作岗位。根据评估，到2030年，光伏行业投资有望超过500亿雷亚尔（约合98.5亿美元）。巴西致力于应对气候变化带来的不利影响，提出了2030年温室气体排放量将在2005年基础上减少50%的新目标。巴西也宣布实现2050年气候中和承诺的战略措施，包括到2028年实现零非法毁林、到2030年恢复和重新造林1800万公顷，以及鼓励扩大国家铁路网等。巴西还加入了《全球甲烷协议》，并宣布制定“减少甲烷排放国家计划——零甲烷”，该计划将致力于通过减少甲烷排放创造经济资源。此外，巴西农业、畜牧业和供应部宣布了《适应气候变化和低碳排放的农业可持续发展部门计划（2020—2030）》，旨在通过减缓温室气体排放来促进巴西农业可持续发展，重点推广包括节约型灌溉系统、集约化牲畜饲养在内的农业科技手段，力争在2030年前实现农牧业减少排放11亿吨碳当量的目标。巴西能源部发布的《生物燃料法案》称，到2030年巴西能源结构中的生物燃料消费将从现在的300亿升左右提高到500亿升，这将使巴西在未来10年中减少6.7亿吨二氧化碳排放。巴西交通部也出台指导性法规，推动巴西零碳汽车市场的发展，目标是提高电动汽车在巴西市场的份额，从目前全国汽车总销量的2%增至10%，并在巴西建设1万个公共充电站。

“双碳”领域又迎来重磅文件。10月9日，国家能源局印发《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》（以下简称《计划》）。《计划》提出，到2025年，初步建立起较为完善、可有力支撑和引领能源绿色低碳转型的能源标准体系，能源标准从数量规模型向质量效益型转变，标准组织体系进一步完善，能源标准与技术创新和产业发展良好互动，有效推动能源绿色低碳转型、节能降碳、技术创新、产业链碳减排。业内人士认为，此次《计划》旨在通过能源行业标准化建设，促进绿色低碳发展，并如期完成“双碳”目标。同时，能源标准化还能更精确计算温室气体排放量以及减排量，核查各类主体真实减排成果。对于排放企业来说，过去或许还有与核查中介勾结进行排放数据造假的劣迹，但未来这种造假将更容易被查获，也进一步保证了排放企业真正进行减排。还值得注意的是，针对风电、光伏等可再生能源标准，《计划》明确提出了重点任务。在业内看来，目前化石能源的标准已经基本建成，但风电和光伏等可再生能源标准在很多方面亟需制定和继续完善。“标准化有助于更精准地监管控排企业的实际减排效果”近年来，国家能源局多次印发关于行业标准化的相关文件。例如，2017年，国家能源局印发《能源领域行业标准化工作要点》。2019年，国家能源局印发《能源领域行业标准化管理办法（试行）》。财联社注意到，与此前印发文件不同，此次《计划》明确提出了六大重点任务和相关时间节点。六大任务分别是：大力推进非化石能源标准化；加强新型电力系统标准体系建设；加快完善新型储能技术标准；加快完善氢能技术标准；进一步提升能效相关标准；健全完善能源产业链碳减排标准。《计划》提出，到2030年，建立起结构优化、先进合理的能源标准体系，能源标准与技术创新和产业转型紧密协同发展，能源标准化有力支撑和保障能源领域碳达峰、碳中和。据悉，2021年10月，有关部门印发的《国家标准化发展纲要》提出，建立健全碳达峰、碳中和标准。加快节能标准更新升级，抓紧修订一批能耗限额、产品设备能效强制性国家标准，提升重点产品能耗限额要求，扩大能耗限额标准覆盖范围，完善能源核算、检测认证、评估、审计等配套标准。加快完善地区、行业、企业、产品等碳排放核查核算标准。制定重点行业和产品温室气体排放标准，完善低碳产品标准标识制度。完善可再生能源标准，研究制定生态碳汇、碳捕集利用与封存标准。实施碳达峰、碳中和标准化提升工程。国家能源委员会能源专家咨询委员会委员、厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强接受财联社采访时表示，此次国家能源局印发的《计划》是结合实际对《国家标准化发展纲要》的落地，标准化建设始终是能源行业一个重要话题，中国一直在进行标准化建设，此次国家能源局发布的标准行动文件目的很清晰，即通过能源行业标准化建设促进绿色低碳发展，并如期完成“双碳”目标。机构投资者是碳市场交易的主体之一，洛克资本投资董事总经理李音临也十分关注此次《计划》。他对财联社表示，目前生态环境部在监管碳交易和碳排放核查，但由于核查重要依据是能耗，而能耗标准化工作由国家能源局负责，在本次标准化方案颁布前，各类核查活动和机构都缺乏统一权威的官方依据。而此次出台《计划》的重要作用，就是让上述工作有明确量化的依据，保证核查数据真实准确。李音临认为，能源标准化的目的是更精确计算温室气体排放量以及减排量，核查各类主体真实减排的成果。对于排放企业来说，过去或许还有与核查中介勾结进行排放数据造假的劣迹，但未来这种造假将更容易被查获，标准化有助于更精准地监管控排企业的实际减排效果，保证数据真实性。“风电和光伏等可再生能源标准亟需继续完善”财联社记者注意到，针对风电、光伏等可再生能源标准，《计划》明确提出了重点任务。《计划》指出，加快完善风电、光伏等可再生能源标准。抓紧完善沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地建设有关技术标准，加快制定海上风电开发及多种能源综合利用技术标准，推动分散式风电、分布式光伏、户用光伏等就近开发利用相关标准制修订，建立完善光伏发电、光热发电标准体系。制定风电机组、光伏组件退役回收与再利用相关标准。事实上，光伏和风电等相关行业协会也在不断推进行业标准化建设。例如，中国光伏行业协会2020年以来陆续发布《户用光伏并网发电系统》《水上光伏发电系统设计规范》《户用光伏并网发电系统》等多个行业标准，成为行业统一要求。全国风力发电标准化技术委员会今年陆续发布包括《风力发电装备制造业绿色供应链管理评价规范》《风力发电机组工业以太网通信系统》等十余个行业标准规范。林伯强表示，目前化石能源的标准已经基本建成，接下来是如何完善的问题。但风电和光伏等可再生能源标准在很多方面亟需制定和继续完善，从而规范风电、光伏行业的良性竞争，促进行业的可持续发展。林伯强同时指出，推进能源标准化建设有一定难度，行业标准化建设带有行业利益和公司利益，这个行业标准必须有政府制定，但政府制定的标准后，可能有的公司会不认可，推进这项工作任重而道远。此外，行业标准化对整个非化石能源行业能起到积极作用，可以避免一些不必要的竞争。发挥掌握新能源领域核心技术民企的作用《计划》提出六大重点任务其中之一是加强新型电力系统标准体系建设。开展新型电力系统安全稳定运行标准需求和现有标准的适应性研究，持续完善涵盖新型电力系统分析认知、规划设计、运行控制、故障防御、网源协调等重点领域标准，加强新能源发电涉网安全标准建设。远景能源智能电网首席科学家刘广一对财联社表示，标准建设是衡量一个国家科技进步水平的重要标志之一。新型电力系统作为我国承载能源革命的中枢和载体，在建设过程中涉及源网荷储等多个领域，其中必然涉及到一系列新的核心技术，在新技术研发过程中，结合技术进步，不断累积知识经验，形成表征核心技术特点的国际标准，对于促进我国新型电力系统技术的对外推广和对内普及，将具有重要意义。刘广一指出，新型电力系统涉及发电，输电，变电，供电，储能，电网信息管理等众多领域，我国在这些方面已经具有一批领先世界的先进成果。下一步是如何通过建立新型电力系统技术标准，确保我国的领先优势。国家能源局把标准建设作为六项重点任务进行部署落实，非常具有前瞻性，对新型电力系统建设将起到巨大的推动作用。刘广一建议，在标准制定过程中，特别要发挥掌握新能源领域核心技术民企的作用。我国新能源发电、储能、数据管理等核心技术由民企掌握，要将社会多方面的力量聚集起来，形成合力，才能形成具有国际先进水平的标准。

国务院办公厅转发国家发展改革委国家能源局关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知国办函〔2022〕39号各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构：国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》已经国务院同意，现转发给你们，请认真贯彻落实。国务院办公厅 2022年5月14日 （此件公开发布）关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案国家发展改革委 国家能源局近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著，装机规模稳居全球首位，发电量占比稳步提升，成本快速下降，已基本进入平价无补贴发展的新阶段。同时，新能源开发利用仍存在电力系统对大规模高比例新能源接网和消纳的适应性不足、土地资源约束明显等制约因素。要实现到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，必须坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，完整、准确、全面贯彻新发展理念，统筹发展和安全，坚持先立后破、通盘谋划，更好发挥新能源在能源保供增供方面的作用，助力扎实做好碳达峰、碳中和工作。按照党中央、国务院决策部署，现就促进新时代新能源高质量发展制定如下实施方案。一、创新新能源开发利用模式（一）加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设。加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系，在土地预审、规划选址、环境保护等方面加强协调指导，提高审批效率。按照推动煤炭和新能源优化组合的要求，鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营。（二）促进新能源开发利用与乡村振兴融合发展。鼓励地方政府加大力度支持农民利用自有建筑屋顶建设户用光伏，积极推进乡村分散式风电开发。统筹农村能源革命与农村集体经济发展，培育农村能源合作社等新型市场主体，鼓励村集体依法利用存量集体土地通过作价入股、收益共享等机制，参与新能源项目开发。鼓励金融机构为农民投资新能源项目提供创新产品和服务。（三）推动新能源在工业和建筑领域应用。在具备条件的工业企业、工业园区，加快发展分布式光伏、分散式风电等新能源项目，支持工业绿色微电网和源网荷储一体化项目建设，推进多能互补高效利用，开展新能源电力直供电试点，提高终端用能的新能源电力比重。推动太阳能与建筑深度融合发展。完善光伏建筑一体化应用技术体系，壮大光伏电力生产型消费者群体。到2025年，公共机构新建建筑屋顶光伏覆盖率力争达到50%；鼓励公共机构既有建筑等安装光伏或太阳能热利用设施。（四）引导全社会消费新能源等绿色电力。开展绿色电力交易试点，推动绿色电力在交易组织、电网调度、价格形成机制等方面体现优先地位，为市场主体提供功能健全、友好易用的绿色电力交易服务。建立完善新能源绿色消费认证、标识体系和公示制度。完善绿色电力证书制度，推广绿色电力证书交易，加强与碳排放权交易市场的有效衔接。加大认证采信力度，引导企业利用新能源等绿色电力制造产品和提供服务。鼓励各类用户购买新能源等绿色电力制造的产品。二、加快构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统（五）全面提升电力系统调节能力和灵活性。充分发挥电网企业在构建新型电力系统中的平台和枢纽作用，支持和指导电网企业积极接入和消纳新能源。完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展。研究储能成本回收机制。鼓励西部等光照条件好的地区使用太阳能热发电作为调峰电源。深入挖掘需求响应潜力，提高负荷侧对新能源的调节能力。（六）着力提高配电网接纳分布式新能源的能力。发展分布式智能电网，推动电网企业加强有源配电网（主动配电网）规划、设计、运行方法研究，加大投资建设改造力度，提高配电网智能化水平，着力提升配电网接入分布式新能源的能力。合理确定配电网接入分布式新能源的比例要求。探索开展适应分布式新能源接入的直流配电网工程示范。（七）稳妥推进新能源参与电力市场交易。支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行。对国家已有明确价格政策的新能源项目，电网企业应按照有关法规严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数外电量可以参与电力市场交易。在电力现货市场试点地区，鼓励新能源项目以差价合约形式参与电力市场交易。（八）完善可再生能源电力消纳责任权重制度。科学合理设定各省（自治区、直辖市）中长期可再生能源电力消纳责任权重，做好可再生能源电力消纳责任权重制度与新增可再生能源不纳入能源消费总量控制的衔接。建立完善可再生能源电力消纳责任考评指标体系和奖惩机制。三、深化新能源领域“放管服”改革（九）持续提高项目审批效率。完善新能源项目投资核准（备案）制度，加强事前事中事后全链条全领域监管。依托全国投资项目在线审批监管平台，建立新能源项目集中审批绿色通道，制定项目准入负面清单和企业承诺事项清单，推进实施企业投资项目承诺制，不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资成本。推动风电项目由核准制调整为备案制。以新能源为主体的多能互补、源网荷储、微电网等综合能源项目，可作为整体统一办理核准（备案）手续。（十）优化新能源项目接网流程。地方能源主管部门、电网企业要结合新能源项目发展需要，及时优化电网规划建设方案和投资计划安排。推动电网企业建立新能源项目接网一站式服务平台，提供新能源项目可用接入点、可接入容量、技术规范等信息，实现新能源项目接网全流程线上办理，大幅压缩接网时间。接网及送出工程原则上由电网企业投资建设，电网企业要改进完善内部审批流程，合理安排建设时序，确保送出工程与电源建设的进度相匹配；由发电企业建设的新能源接网及送出工程，电网企业可在双方协商同意后依法依规回购。（十一）健全新能源相关公共服务体系。开展全国新能源资源勘查与评价，建立可开发资源数据库，形成县级以上行政区域内各类新能源资源详查评价成果和图谱并向社会发布。建立测风塔及测风数据共享机制。完善新能源产业防灾减灾综合服务体系。加快推动新能源装备标准和检测认证等公共服务体系建设，支持建设国家新能源装备质量公告平台和关键产品公共检测平台。四、支持引导新能源产业健康有序发展（十二）推进科技创新与产业升级。建立产学研一体化平台，建设国家级新能源实验室和研发平台，加大基础理论研究投入，超前布局前沿技术和颠覆性技术。推行“揭榜挂帅”、“赛马”等机制，推动企业、科研院所、高校等针对新能源占比逐渐提高的电力系统安全稳定可靠等问题开展系统性研究，提出解决方案。加大对产业智能制造和数字化升级的支持力度。编制实施智能光伏产业发展行动计划，提升产品全周期智能化、信息化水平。推进高效太阳能电池、先进风电设备等关键技术突破，加快推动关键基础材料、设备、零部件等技术升级。推动退役风电机组、光伏组件回收处理技术和相关新产业链发展，实现全生命周期闭环式绿色发展。（十三）保障产业链供应链安全。出台推动能源电子产业发展的指导意见，加快电子信息技术与新能源产业融合创新。推动强链补链，依照新能源产业链分工对供应链上下游实施科学统筹管理。增加扩产项目信息透明度，增强设备、材料企业对产业供需变化的响应能力，防控价格异常波动，增强新能源产业链供应链韧性。指导地方政府做好新能源产业规划，落实光伏产业规范条件。优化新能源产业知识产权保护环境，加大侵权惩罚力度。规范新能源产业发展秩序，遏制低水平项目盲目发展，及时纠正违反公平竞争的做法，破除地方保护主义，优化新能源企业兼并重组市场环境和审批流程。（十四）提高新能源产业国际化水平。加强新能源产业知识产权国际合作，推动计量、检测和试验研究能力达到世界先进水平，积极参与风电、光伏、海洋能、氢能、储能、智慧能源及电动汽车等领域国际标准、合格评定程序的制定和修订，提高计量和合格评定结果互认水平，提升我国标准和检测认证机构的国际认可度和影响力。五、保障新能源发展合理空间需求（十五）完善新能源项目用地管制规则。建立自然资源、生态环境、能源主管部门等相关单位的协同机制。在符合国土空间规划和用途管制要求基础上，充分利用沙漠、戈壁、荒漠等未利用地，布局建设大型风光电基地。将新能源项目的空间信息按规定纳入国土空间规划“一张图”，严格落实生态环境分区管控要求，统筹安排大型风光电基地建设项目用地用林用草。地方政府要严格依法征收土地使用税费，不得超出法律规定征收费用。（十六）提高国土空间资源利用效率。新建新能源项目要严格执行土地使用标准，不得突破标准控制，鼓励推广应用节地技术和节地模式，用地节约集约化程度必须达到国内同行业先进水平。优化调整近岸风电场布局，鼓励发展深远海风电项目；规范设置登陆电缆管廊，最大程度减少对岸线的占用和影响。鼓励“风光渔”融合发展，切实提高风电、光伏发电项目海域资源利用效率。六、充分发挥新能源的生态环境保护效益（十七）大力推广生态修复类新能源项目。坚持生态优先，科学评价新能源项目生态环境影响和效益，研究出台光伏治沙等生态修复类新能源项目设计、施工、运维等标准规范，支持在石漠化、荒漠化土地以及采煤沉陷区等矿区开展具有生态环境保护和修复效益的新能源项目。（十八）助力农村人居环境整治提升。因地制宜推动生物质能、地热能、太阳能供暖，在保障能源安全稳定供应基础上有序开展新能源替代散煤行动，促进农村清洁取暖、农业清洁生产。深入推进秸秆综合利用和畜禽粪污资源化利用。制定符合生物质燃烧特性的专用设备技术标准，推广利用生物质成型燃料。七、完善支持新能源发展的财政金融政策（十九）优化财政资金使用。加强央地联动，按照以收定支原则用好可再生能源发展基金。全面落实税务部门征收可再生能源发展基金的有关要求，确保应收尽收。利用好现有资金渠道支持新能源发展。研究将新能源领域符合条件的公益性建设项目纳入地方政府债券支持范围。（二十）完善金融相关支持措施。在依法合规、风险可控、商业可持续前提下，金融机构可以自主确定是否对已纳入可再生能源发电补贴清单的项目发放补贴确权贷款，金融机构和企业可自主协商确定贷款金额、期限、利率、还款计划等。充分发挥电网企业融资优势，积极拓展资金来源，推动可再生能源发电延续补贴资金年度收支平衡。支持符合条件的金融机构提供绿色资产支持（商业）票据、保理等创新方案，解决新能源企业资金需求。（二十一）丰富绿色金融产品服务。合理界定新能源绿色金融项目的信用评级标准和评估准入条件。加大绿色债券、绿色信贷对新能源项目的支持力度。研究探索将新能源项目纳入基础设施不动产投资信托基金（REITs）试点支持范围。支持将符合条件的新能源项目温室气体核证减排量纳入全国碳排放权交易市场进行配额清缴抵销。

国家能源局日前发布的《2023年能源工作指导意见》明确，今年要巩固风电光伏产业发展优势，推动第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目并网投产，建设第二批、第三批项目。全年风电、光伏装机将增加1.6亿千瓦左右。记者梳理发现，为推动风电、光伏等可再生能源大规模发展，我国以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为重点,以其他沙漠和戈壁地区为补充,综合考虑采煤沉陷区,规划建设大型风电光伏基地。到2030年，规划建设风光基地总装机约4.55亿千瓦。近期，自然资源部与国家林草局、国家能源局共同发布了《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》，优先将大型光伏基地用地列入重点项目计划清单；提倡在严格保护生态的前提下，鼓励在沙漠、戈壁、荒漠等区域建设大型光伏基地，鼓励采用林光或草光互补模式。“当前，我国可再生能源已进入大规模、高比例、市场化、高质量发展新阶段，将进一步引领能源生产和消费革命的方向，发挥能源绿色低碳转型的主导作用，为实现碳达峰、碳中和目标提供支撑。”水电水利规划设计总院党委委员、总规划师张益国在日前召开的“第八届中国能源发展与创新论坛”上表示，我国正在以风光资源为牵引，以跨省跨区输电通道为依托，以灵活调节电源为支撑，建设以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏发电基地。国家林草局荒漠司原副司长胡培兴认为，沙漠、戈壁、荒漠地区大型风光电基地建设，发掘沙漠、戈壁广袤的土地资源和充沛的光照资源，创新发展沙漠光伏，实现沙区经济转型和绿色发展，将保障国家生态安全和能源安全，实现地方经济振兴，助力实现碳达峰、碳中和目标。实际上，近年来我国能源绿色低碳转型取得了积极成效。国家能源局发布的数据显示，2022年，全国风电、光伏发电新增装机突破1.2亿千瓦，达到1.25亿千瓦，连续三年突破1亿千瓦，再创历史新高。截至2022年底，可再生能源装机12.13亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%，较2021年提高2.5个百分点。值得一提的是，新能源技术创新已成为能源转型的加速器。10年来，光伏、风电关键零部件占到全球市场份额的70%，高效光伏发电、大容量风电、“华龙一号”核电、新型储能等新技术研发应用加快推进，能源发展新模式新业态不断涌现。以光伏行业为例，中国光伏行业协会有关负责人表示， 2022年，我国光伏产业规模持续增长，多晶硅、硅片、电池片、组件产量分别达到82.7万吨、357吉瓦、318吉瓦、288.7吉瓦，同比增长均在55%以上。“能源领域的创新与高质量发展，不仅是提升国际竞争力、迈向工业4.0时代的必经之路，更是保障能源安全、促进实现碳达峰碳中和目标的要求。”中国产业发展促进会会长于彤表示，随着世界能源格局调整，应对气候变化的任务日益迫切，能源领域亟需加快创新，加快构建新型能源体系。与此同时，在能源产业加速变革，新型能源体系加速构建的背景下，作为一种清洁、高效、安全、可持续的二次能源，氢能的创新与发展备受关注，由绿电与绿氢耦合而形成的“电氢体系”，也被业内视为氢能创新的主要方向。近年来，一些地方政府不断加快氢能布局，推动产业快速发展。据吉林省能源局总经济师叶雪松介绍，吉林省正在推进交通领域率先行动，加快培育氢能应用场景，稳步扩大氢能应用市场规模。推进化工领域重点突破，开发氢能在化工领域的应用潜力，开拓规模化用氢场景，实现规模化可再生能源制氢就地消纳。“下一步，推动能源绿色低碳转型，要持续加大非化石能源供给，加快推动能源结构调整优化，2030年前非化石能源消费比重年均提高1个百分点左右。”日前，在国新办举行的“权威部门话开局”系列主题新闻发布会上，国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军表示，加强绿色低碳技术创新和转型机制保障，加大低碳零碳负碳技术攻关力度，不断完善促进能源转型的体制机制和政策体系。

碳达峰碳中和事关中华民族的永续发展和构建人类命运共同体。能源发展既要保障安全，也要推进转型。在10月17日举办的二十大新闻中心第一场记者招待会上，国家能源局党组成员、副局长任京东表示，在新发展理念的引领下，我国能源绿色低碳转型的步伐不断加快，发展的质量和效益大幅提升。近十年，我国以年均3%的能源消费增速支撑了年均6.6%的经济增长，能源的消耗强度累计下降了26.4%。“我们探索走出了一条生态优先、绿色低碳的高质量发展道路。这条路我们越走越宽阔，越走信心越坚定。”任京东说。非化石能源保持跃升发展的势头。可再生能源发电总装机已经突破了11亿千瓦，比十年前增长了近3倍，占全球可再生能源装机总量的比重超过30%。水电、风电、光伏、生物质发电装机的规模和在建核电装机规模稳居世界第一。去年非化石能源消费比重达到16.6%，比2012年提高了6.9个百分点，非化石能源消费量已经占到全世界的将近四分之一。化石能源清洁高效利用成效显著。煤炭消费的比重已经降至56%，比2012年降低了12.5个百分点，近十年年均下降1.4个百分点，是历史上下降最快的时期。实施煤电超低排放和节能改造工程，90%以上的煤电机组达到与天然气发电相当的排放水平。持续升级成品油质量，车用汽柴油的质量标准已经全面提升至国六水平，达到了世界先进水平。科技创新驱动作用越来越强。建成投产白鹤滩水电、“华龙一号”核电等一批全球领先的战略工程。建立了完备的水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源装备制造产业链，建成了全球最大规模的电动汽车充电和加氢网络。“下一步，我们按照党的二十大要求，立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系，坚定不移推动能源绿色低碳发展。”任京东说。具体来讲，重点包括：加强煤炭清洁高效利用，积极推进煤电“三改联动”，“十四五”期间计划改造规模合计6亿千瓦左右，扎实推动CCUS（二氧化碳捕集利用封存）的技术示范应用。大力发展非化石能源，大力推进风电和太阳能发电的高质量发展，推动水电、核电重大工程建设，因地制宜发展生物质能、地热能等其他可再生能源。积极构建新型电力系统，着力推动电网主动适应大规模集中式新能源和量大面广的分布式能源的发展。大力推动终端用能转型升级，加强重点用能领域节能降碳，积极推进电能替代，力争到2025年电能占终端用能的比重达到30%。

中国化学会能源化学专业委员会日前在线举办首期“能源化学云论坛”，中国科学院院士包信和、中国科学院院士赵东元应邀参加，为如何走好“双碳”之路解题支招。中国化学会理事长、中国科学院院士姚建年在本次论坛上表示，云论坛以“加强能源化学创新引领，推动低碳转型绿色发展”为主题，以期为广大能源化学及其他交叉学科领域的科技工作者和青年学子提供相互交流和共同提高的互动平台。包信和院士 中国化学会能源化学专业委员会供图赵东元院士 中国化学会能源化学专业委员会供图包信和院士在论坛上表示，实现“碳中和”目标，需要国家经济社会达到一定的条件和水平。他进一步指出，我国没有时间重复发达国家“人均能源消费先快速增长—长时间饱和—再逐渐下降”的历程，因此，科技创新必须要发挥更加重要的作用。在赵东元院士看来，随着我国能源生产和消费结构的不断优化，可再生能源消费占比逐年提高，不过，可再生能源目前还难以完美兼具“稳定供应”“环境友好”“价格低廉”三者。他进一步指出，化学化工、材料发展将成为一次能源高效清洁利用的重要支撑。专家还就如何统筹非化石能源、特别是可再生能源与化学能源之间的互补优化，发表见解。包信和称，结合我国的资源禀赋来看，化石资源还将长期占据很大比重，用好我国化石资源，需要进一步提高煤炭作为化工原料的综合利用效能，加快关键核心技术攻关。未来煤转化必然趋势是与可再生能源和氢等融合，最终实现二氧化碳“零排放”。“太阳能发电必须与储能系统配套，在一般储电和大规模电网中，电化学储能将发挥重要作用”，他还表示，高效、低成本硅基叠层电池技术将是趋势。“能源化学云论坛”是由中国化学会能源化学专业委员会推出的高端线上学术交流平台，计划每月不定期特邀能源化学及交叉学科领域权威专家学者、学科带头人，深度分享最新科研进展和技术突破。

由山东省政府、科技部、工信部、财政部、住建部、商务部、国家能源局、世界太阳城协会等单位联合主办的第四届世界太阳城大会于9月16日-18日在山东省德州市隆重召开。大会以“太阳能改变生活”为主题，对加强太阳能领域的国际交流合作，推动我国能源结构调整、节能减排和应对气候变化具有重要的意义。 　　全国政协副主席、科技部部长万钢代表中国政府在开幕式上致辞，并发表了重要讲话。万钢部长指出，大力发展包括太阳能在内的新能源产业，走绿色、低碳、环保、生态的可持续发展道路，已成为世界各国的广泛共识。山东德州能够有幸成为第四届世界太阳城大会主办城市，一方面说明我国太阳能技术和产业得到了世界的认可，另一方面也为我国太阳能产业走向世界带来了新的发展机遇。 　　万部长强调，中国作为世界能源生产第一大国和能源消费第二大国，实现节能减排和应对气候变化的压力巨大。我们将坚持节约优先、立足国内、多元发展、科技创新、保护环境、加强国际互利合作的能源发展战略，努力构筑稳定、经济、清洁、安全的能源供应体系，以能源的可持续发展支撑经济社会的全面协调可持续发展。 　　万部长指出，近年来中国与世界各国和多个国际组织开展了多项能源合作。如中美两国共同承诺投入1.5亿美元成立中美清洁能源联合研究中心，促进两国在建筑节能、清洁煤、新能源汽车等领域开展联合研究 中国与欧盟建立了能源合作大会机制，开展了中欧气候变化部长级对话与合作机制，启动了中欧清洁能源中心项目 中国与英国、德国、日本、韩国在新能源、电动汽车、智能电网等领域开展了广泛的科技合作。中国还发布了《可再生能源与新能源国际科技合作计划》，为能源领域的国际科技合作创造了有利条件。 　　万部长强调，今后中国将在新能源、节能环保、新能源汽车等战略性新兴产业领域开展更加广泛的国际合作，充分利用国内外科技优势资源，推动我国新能源产业的快速健康发展。未来几年中国在能源科技领域将重点开展以下工作：一是大力发展节能和提高能效技术 二是加强清洁煤和煤基燃气技术的研发应用 三是大力发展风能、太阳能、生物质能等可再生能源，突破关键技术瓶颈，促进能源结构调整 四是加快智能电网技术研发示范，以适应大规模可再生能源和分布式电源并网，同时保障电网安全可靠高效运行 五是加快核能发展，为未来提供安全可靠的低碳能源 六是继续加强新能源汽车、节能建筑、清洁生产、生态建设等低碳能源产业化技术攻关和示范推广，推动落实碳税政策实施标准及示范工程。 　　万部长最后表示，绿色发展和可持续发展已成为当今世界发展的大势所趋。我们愿与世界各国和世界太阳城协会等国际组织进一步拓展能源领域的合作与交流，为促进全球经济社会与环境的可持续发展做出更大的贡献。让我们携起手来，在太阳光辉的照耀下，共同开创更加美好的未来! 　　世界太阳城大会是由世界太阳城协会发起的国际性会议，其宗旨是通过国际太阳能城市之间的积极合作交流，改进能源效率、政策，打造可再生能源城市。大会每两年举行一次，前三届分别在韩国大邱、英国牛津和澳大利亚阿德莱德市举行。本届大会共有来自中国、美国、欧洲、日本、澳大利亚等50多个国家和地区的近3000人参会，其中外国来宾达600多名，全国人大常委会副委员长华建敏，财政部、住建部、国家能源局等部门的领导也出席了会议，科技部计划司、高新司等相关司局领导陪同万钢部长参加了会议。

关于印发《贵州省能源领域碳达峰实施方案》的通知黔能源发〔2022〕15号省教育厅、省科学技术厅、省工业和信息化厅、省财政厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省住房和城乡建设厅、省交通运输厅、省水利厅、省农业农村厅、省商务厅、省应急管理厅、省市场监督管理局、省广播电视局、省统计局、省乡村振兴局、省大数据局、省地方金融监管局、省气象局、人行贵阳中心支行、贵州银保监局、贵州证监局，各市(州)能源主管部门，贵州电网公司：　　为深入贯彻落实党中央、国务院和省委、省政府关于碳达峰、碳中和重大决策部署，在保障能源安全供应基础上有序推动能源绿色低碳转型、支持做好碳达峰工作，现将《贵州省能源领域碳达峰实施方案》印发给你们，请结合实际认真贯彻落实。　　贵州省能源局 贵州省发展和改革委员会　　2022年12月30日　　(此件公开发布)贵州省能源领域碳达峰实施方案　　为深入贯彻落实党中央、国务院和省委、省政府关于碳达峰、碳中和重大决策部署，在保障能源安全供应基础上有序推动能源绿色低碳转型、支持做好碳达峰工作，根据《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》(中发〔2021〕36号)、《2030年前碳达峰行动方案》(国发〔2021〕23号)、《国务院关于支持贵州在新时代西部大开发上闯新路的意见》(国发〔2022〕2号)和《贵州省碳达峰实施方案》(黔党发〔2022〕24号)、《贵州省碳达峰碳中和“1+N”政策体系编制工作清单》等文件要求，结合贵州省实际，制定本实施方案。　　一、总体要求　　(一)指导思想　　以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，深入贯彻习近平生态文明思想，立足新发展阶段，贯彻新发展理念，融入新发展格局，坚持以高质量发展统揽全局，围绕“四新”主攻“四化”，落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，从我省实际情况出发，处理好发展和减排、整体和局部、长远目标和短期目标、政府和市场的关系，在保障能源安全基础上，着力推动能源结构转型，着力强化绿色低碳技术创新，着力推进能源产业链减排，着力加快转变用能方式，着力完善体制机制，构建清洁低碳安全高效的现代能源体系，科学有序推动如期实现碳达峰、碳中和目标。　　(二)基本原则　　坚持系统观念、保障安全。保障能源安全稳定供应、支撑我省经济社会持续快速高质量发展，是我省能源领域开展“碳达峰、碳中和”的基本前提。需坚持系统观念，将安全发展贯穿于能源绿色低碳转型、能源领域“碳达峰、碳中和”的各方面和全过程。先立后破，坚持全省一盘棋，传统能源的转变应建立在新能源安全可靠的替代基础之上。立足我省能源以煤炭、煤电为核心的实际情况，协调推进碳达峰各项工作。　　坚持目标导向、统筹推进。围绕我省“2030年前实现碳达峰目标”，明确推动能源绿色低碳转型、支持碳达峰的分步骤路线图和具体任务，系统谋划、稳妥实施，调动能源生产、消费、运行、管理等各方积极性，推动各项工作任务有序实施。　　坚持创新驱动、转型升级。发挥创新引领作用，加快能源领域技术创新和产业升级，着力推动关键技术突破，促进绿色低碳新技术、新模式、新业态加快发展，大力推动煤炭清洁高效利用，推进非化石能源高质量发展。　　坚持市场主导、政策引导。深化能源领域体制机制改革，加快推进市场机制创新、价格形成机制改革等，鼓励各类市场主体参与绿色低碳转型。强化政策支持引导，健全任务分解落实、过程监管和考核评价机制。　　二、主要目标　　按照确保2030年前实现碳达峰目标的总体部署安排，推动能源绿色低碳转型工作。主要目标如下：　　到2025年，能源安全保障能力持续增强，能源绿色低碳发展成效显著。非化石能源消费比重达到20%左右、力争达到21.6%，新型电力系统建设稳步推进，新能源占比逐步提高，电能占终端用能比重达到30%左右，能源生产环节持续降碳提效，能源利用效率大幅提升，为实现碳达峰、碳中和奠定坚实基础。　　到2030年，清洁低碳安全高效的现代能源体系初步形成，新型电力系统建设取得重要进展，非化石能源消费比重达到25%左右，电能占终端用能比重达到35%左右，能源绿色低碳技术创新能力显著增强，能源转型体制机制更加健全。　　三、加快推动能源结构调整优化　　(一)大力发展风电和光伏发电　　稳步推进风电协调发展。鼓励采用先进技术因地制宜建设低风速风电场，针对不同的资源条件，加强设备选型研究，高海拔区域选择大功率抗凝冻低风速风机及配套高塔筒、长叶片，提高风资源开发效率，减少用地需求，推进集中式风电开发。鼓励因地制宜建设中小型风电项目，充分利用电网现有变电站和线路，综合考虑资源、土地、交通、电网送出消纳以及自然环境等建设条件，开发建设就近接入、就地消纳的分散式风电项目。利用好风能和太阳能发电在时间上的互补特性，积极推动风光互补项目建设。积极推进光伏发电多元化发展。在太阳能资源较好的毕节、六盘水、安顺、黔西南、黔南等市(州)打造百万千瓦级大型光伏基地，大力推进光伏基地建设。以大型水电基地及现有(规划)火电厂为依托，积极推进多能互补发展。统筹本地消纳和外送，建设乌江、北盘江、南盘江、清水江流域四个水风光一体化可再生能源综合基地 充分利用我省火电厂富裕通道容量，结合存量煤电及新增煤电布局与风光资源情况，建设风光火(储)一体化项目。积极推进开阳、播州、关岭等整县(市、区)屋顶分布式光伏项目建设。结合光伏场区岩溶、石漠化、煤矿塌陷区等脆弱区域的生态修复，发展各类符合我省实际的“光伏+”综合开发利用模式，积极打造农光、林光互补等光伏利用方式。到2025年，全省风电和光伏发电规模分别达到1080万千瓦、3100万千瓦 到2030年，力争风电和光伏发电总装机规模达到7500万千瓦。　　(二)积极推动水电优化发展　　研究推动流域梯级水电站扩机。优化挖掘梯级水电深度开发潜力，研究梯级水电系统性调整方案，研究开展水电扩机工程前期工作。推进乌江干流等梯级水电优化开发，促进流域风电、光伏等清洁可再生能源的消纳。“十四五”积极开展乌江干流等梯级电站扩机的前期工作，力争到2030年扩机规模达到200万千瓦左右。推进抽水蓄能电站建设。立足贵州水能资源优势及抽水蓄能站点资源优势，积极发展抽水蓄能电站，提高系统灵活调节能力，促进新型电力系统建设。根据流域梯级水电站的梯级落差、水头衔接及库容情况，研究主要大中型梯级水电站建设混合式抽水蓄能电站的可行性，及时将具备建设条件的抽水蓄能电站项目纳入国家和省级滚动规划，形成常规纯抽蓄、混合式抽蓄和中小型抽蓄多元发展的抽水蓄能开发格局。“十四五”期间，积极推进贵阳抽水蓄能电站、黔南抽水蓄能电站等项目开工建设。到2025年，全省水电总装机2200万千瓦以上，到2030年增加到2400万千瓦以上，以水电与新能源相结合的可再生能源体系基本建立。　　(三)因地制宜推动非化石能源非电利用　　积极推进地热能开发利用。围绕城市功能区、城镇集中区、工业园区、农业园区、旅游景区“五区”驱动，以示范引领，通过试点推进，从单体到集群、从公共建筑到民用建筑，推动不同利用方式、不同应用场景的浅层地热能供暖制冷项目建设，初步实现浅层地热能供暖制冷建筑规模化、商业化应用。到2025年，全省地热能供暖制冷建筑面积达到2500万平方米 到2030年，地热能供暖制冷建筑面积力争达到5000万平方米。　　(四)有序发展核电、氢能等清洁能源　　推动核能工业供热应用示范，加快推进铜仁玉屏清洁热能项目建设 继续做好核电(大堆)厂址保护工作，结合国家内陆核电政策及省内需求，安全稳妥推进核能开发进度。开展氢能产业技术研究和重大技术联合攻关，推动全省氢能产业布局，打造“一轴、一带、三线”氢能产业发展核心地带，支持贵阳、安顺、六盘水等城市联合申报国家氢燃料电池汽车示范城市群，加强氢储能研发应用。　　(五)适度引入区外清洁能源　　依托中缅线输气管道推进海气入黔，拓展供应渠道，提升天然气供应保障及调节能力。加快打通川、渝地区页岩气入黔渠道，依托正安-道真-大磏输气管道积极引进重庆页岩气，加快推动黄莺乡-洛龙镇-镇南镇(务川)、重庆秀山县-铜仁松桃县、重庆酉阳县-铜仁沿河县输气管道等省际互联互通项目建设，研究论证泸州-毕节输气管道项目建设，提高川渝气入黔输量。到2025年，渝气入黔能力达10亿立方米/年。提前开展区外清洁电力入黔规划研究工作，统筹经济性与安全性，在适当时机引入适度规模清洁电力作为补充。　　(六)加快构建新型电力系统　　加快推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进，增强电源协调优化运行能力，创新电网形态和运行模式，显著提升电力负荷弹性，推进电源侧、电网侧和用户侧储能发展，保障新能源消纳和电力安全稳定运行。创新电网结构形态和运行模式。加快全省配电网智能化、数字化提档升级，巩固满足分布式可再生能源接入的配电网，建设以消纳新能源为主的智能微电网，提升电网适应新能源的动态稳定水平，推动清洁能源在全省范围内优化配置。增强系统资源调节能力。统筹考虑系统调节需求、电价影响等因素的基础上，加快推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设 有序推进煤电灵活性改造，布局适当规模分布式天然气调峰电厂 加快新型储能规模化应用，推进新建集中式新能源按照相关规定配套建设储能，支持分布式新能源合理配置储能系统 充分挖掘电力需求侧响应能力，引导企业自备电厂、工业可控负荷等参与系统调节。提升系统智能调度运行水平。积极推动电力系统各环节的数字化、智慧化升级改造，加强电网柔性精细管控，促进源网荷储一体化和多源协调，提高电网和各类电源的综合利用效率，保障新能源充分消纳。到2025年，新型储能装机规模达到100万千瓦 到2030年，在建在运的新型储能装机规模力争达到400万千瓦左右。　　专栏1：能源结构调整优化重点行动　　推进大型光伏基地建设。结合太阳能资源及土地资源条件，大力推进毕节、六盘水、安顺、黔西南、黔南等市(州)百万千瓦级大型光伏基地建设。推进乌江、北盘江、南盘江、清水江流域四个水风光一体化可再生能源综合基地建设。　　推进整县屋顶分布式光伏开发项目建设。积极推进开阳、播州、关岭、镇宁、盘州、钟山、镇远、长顺、兴义、望谟、威宁、黔西、松桃等13个试点县(市、区)屋顶分布式光伏项目建设。　　推进城乡配电网智能化改造。在贵阳、遵义等重点城市中心城区高标准建设先进城市电网，推动城镇配电网与其他基础设施协同建设改造，形成智慧高效、灵活可靠的现代城市电网。实施农村电网巩固提升工程，增强电网智能控制水平，提高分布式风电光伏并网接纳能力。　　加强系统灵活调节能力建设。在全面推进我省现役煤电机组升级改造及灵活性改造基础上，因地制宜发展天然气调峰电站、加快抽水蓄能电站建设、加快新型储能研发应用。到2025年力争新型储能装机规模达到100万千瓦以上 “十四五”期新增分布式气电装机50万千瓦，2025年气电装机达到106万千瓦 “十四五”期间，积极推进贵阳(石厂坝)抽水蓄能电站、黔南(黄丝)抽水蓄能电站项目开工建设。　　提升需求侧响应能力。加强电力需求侧响应能力建设，整合分散需求响应资源，引导用户优化储用电模式，高比例释放居民、一般工商业用电负荷的弹性。引导大工业负荷参与辅助服务市场，鼓励电解铝、铁合金、多晶硅等电价敏感型高载能负荷改善生产工艺和流程，发挥可中断负荷、可控负荷等功能。开展工业可调节负荷、楼宇空调负荷、大数据中心负荷、用户侧储能、新能源汽车与电网(V2G)能量互动等各类资源聚合的虚拟电厂示范。力争到2025年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的3%以上。　　四、强化能源绿色低碳转型关键技术创新　　(七)推动能源科技创新　　加强可再生能源发电和综合利用先进技术攻关。聚焦大规模高比例可再生能源开发利用，研发更高效、更经济、更可靠的太阳能、风能、生物质能、地热能等可再生能源先进发电和综合利用技术 攻克高效氢气制备、储运和燃料电池关键技术，推动氢能与可再生能源融合发展。加强新型电力系统及其支撑技术攻关。加快新能源发电并网和主动支撑技术等电网核心技术攻关，支撑建设适应大规模可再生能源和分布式电源友好并网、源网荷双向互动、智能高效的先进电网 突破能量型、功率型等储能本体和系统集成关键技术和核心装备，满足能源系统不同应用场景储能发展需要。加强化石能源绿色高效开发利用技术攻关。开展煤炭绿色高效安全开采、煤炭清洁高效综合利用、煤矿瓦斯综合治理等方面的技术研究，研发适合我省煤炭资源禀赋特点的机械化、智能化采煤掘进关键装备，突破非常规天然气勘探及规模化开发利用关键瓶颈技术，研发更高效率、更灵活、更低排放的煤基发电技术。加强能源数字化智能化技术攻关。聚焦新一代信息技术和能源融合发展，开展“源网荷储一体化”关键技术、智能化矿井运维平台、煤层气水平井采集系统、煤矿井下5G、贵州省能源数据中心等关键技术研究，完善“能源云”平台功能，推动煤炭、油气、电网等传统行业与数字化、智能化技术深度融合，构建省级能源大数据智慧平台。　　(八)完善绿色低碳技术创新体系　　加强创新能力建设。支持龙头企业、高校、科研院所、金融机构搭建产学研用协同创新平台，打通产业链、创新链、价值链，实现各类创新要素集聚融合、开放共享 聚焦煤矿绿色智能开采、化石能源清洁低碳利用、可再生能源大规模利用、新型电力系统、节能、氢能、储能、动力电池等重点领域，深化应用基础研究，培育一批重点实验室、技术创新研究中心、工程研究中心、产业创新中心和企业技术中心。创新技术攻关机制。建立健全多部门协同的能源科技创新工作机制，围绕产业链部署创新链，实行“揭榜挂帅”制度，开展省级重大能源技术和装备攻关，支持组建跨领域、跨学科攻关联合体, 加强与中国科学院、中国工程院、“双一流”高校等院所学校开展创新合作。加快人才队伍建设。创新人才培养模式，鼓励高等学校加快新能源、储能、氢能、碳减排、碳汇、碳排放权交易等相关学科专业建设和人才培养，建设一批绿色低碳领域现代产业学院。深化产教融合，鼓励校企联合开展产学合作协同育人项目，争创国家储能技术产教融合创新平台。推广应用技术成果。强化低碳技术知识产权保护，建立专利技术申请、转让和许可、信息分享等机制，促进技术创新成果转化 探索设立省、市级绿色科创基金，引导金融机构、社会资本支持绿色低碳技术应用和示范。到2030年，形成一批拥有自主知识产权和核心竞争力的技术和装备，新增10个省级及以上能源科技创新平台。　　专栏2：绿色低碳技术创新重点行动　　可再生能源开发利用技术攻关。开展高海拔大功率风电机组关键技术研究，浅层地热能开发利用对地质环境影响研究，岩溶复杂地层地埋管施工关键技术攻关，岩溶石山区中深层地热能开发利用尾水回灌技术攻关，高水头、高压力、宽变幅的抽水蓄能设计与施工关键技术研究，中深层地热能岩溶热储高效开发关键技术攻关等。　　新型电力系统及其支撑技术攻关。建设国家能源新型电力系统及其数字化技术创新平台(重点实验室)，开展电能、风能、太阳能等多种能量流和由数据构成的信息流的深度融合的研究，突破新型电力系统多能源协同互补机理与调控、大规模新型电力系统信息物理仿真技术、能源系统多源异构数据聚合机制、数据融合分析机理、数据安全保护机制等关键科学问题，初步打通源网荷储各个环节，实现多能源网的协同互动。　　数字能源与综合能源技术。开展智能化矿井综合运维服务平台应用研究、贵州煤层气水平井智能排采及数据采集远传控制系统研制与应用，开展综合能源与数字能源系统(源网荷储)一体化关键技术研究及示范、“水、光”一体化技术示范研究、煤矿井下5G应用研究及示范、综合智慧能源运营平台、智慧能源站关键技术研究及应用。　　氢能产业技术攻关。鼓励开展高效电解水制氢、生物质制氢等技术及装备研发和产业化 鼓励超高压气态储运氢、固态/液态材料储运氢技术及成套装备研发和产业化 支持依托航空航天技术优势，探索大规模低温液态储运氢技术、装备研发和示范 支持氢气压缩机、储氢瓶/罐及加氢站成套装备研发和产业化。　　五、大力推进能源产业链碳减排　　(九)加快煤炭绿色低碳智能开采　　探索煤矿绿色发展长效机制，支持煤矿充填开采技术推广应用，因地制宜推进保水开采、先采气后采煤、矸石不升井等绿色开采技术。积极支持煤矿采矿权增列煤层气矿业权，实施综合开发。加强对现存矸石分质分级综合利用，强化外排土场治理，绿化矿区环境。鼓励利用废弃矿区开展新能源及储能项目开发建设。　　(十)大力推动煤炭清洁高效利用　　推进煤炭洗选和提质加工。大力发展精细高效煤炭分选，加快煤炭深度提质和分质分级利用，不断提高煤炭资源利用效率 推动新建、技改煤矿建设配套洗选厂，加快落后洗选设施智能化升级改造步伐，实现生产安全与效率双提升。积极推广先进的中高硫煤及优质焦煤深度分选提质、煤泥水高效沉降及煤泥脱水、选煤厂智能化等技术，逐步提高原煤入洗率。到2025年原煤入选率达到100%，焦煤入洗率达到80%。推动煤系固体废弃物资源综合利用。持续推进粉煤灰在新型建筑材料中的应用，积极探索粉煤灰在农业、化工、环保等领域高值化利用途径 加强煤矸石在新型建材、塌陷区治理、矿井充填以及土地生态修复等领域的高值化利用。构建一批煤系固体废弃物综合利用示范技术，发挥行业龙头企业技术装备研发与人才培养优势，打造煤系固体废弃物综合利用产业体系及高质量发展新格局。提升煤炭清洁储装运卸水平。在毕水兴布局建设大型煤炭储配基地。新建、技改煤矿的规划设计优先考虑铁路或管状皮带运输，积极推进矿区运输公路硬化铺油。紧紧围绕煤炭储装运卸全流程治理，推进矿山储煤场所建设标准化、运输装卸无尘化，实现煤炭清洁化储装运卸闭环管理。大力发展新型煤化工。推动毕水兴煤炭资源深加工基地建设，推进中石化织金50万吨/年聚乙醇酸等项目，加快盘南工业园区煤制氢示范项目实施。开展优质无烟煤及煤化工副产品综合利用，发展煤基新型功能材料，提升煤化工作为化工原料的综合利用效能，推进煤化工产品高端化、多元化。加大民用散煤清洁化治理力度。积极探索农村地区建立优质、低排放煤炭产品替代劣质散煤机制，推广使用先进炉具，减少散煤使用。综合推广使用生物质成型燃料、沼气、太阳能等清洁能源。积极推进天然气、电力及可再生能源等清洁能源替代散煤，构建多途径、多通道减少民用散煤使用的格局。　　(十一)加快煤电清洁高效发展　　根据电力安全供应需要合理规划新建煤电，优先建设大容量、高参数、超低排放燃煤机组，积极推进66万千瓦高硫无烟煤示范机组建设，并形成示范带动效应 鼓励建设100万千瓦级高效超超临界机组。推动以原址扩能升级改造及多能互补方式建设清洁高效燃煤机组。新建煤电机组煤耗标准达到国内先进水平。推动现役煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，重点对省内现役30万千瓦级、60万千瓦级煤电机组实施综合节能改造，鼓励现役亚临界煤电机组开展升参数改造，大幅提升热力系统效率，切实降低煤电机组供电煤耗。有序淘汰落后煤电机组，具备条件的转为应急备用电源，加强企业自备电厂调度运行管理。到 2025年，全省火电机组平均供电煤耗力争达到 305克标准煤/千瓦时 到2030年，火电机组供电煤耗进一步降低。　　(十二)推动能源产业全面节能降碳　　加强电网老旧设备改造、用户表计轮换和接户线改造，深化同期线损管理。推动煤化工产业转型升级，进一步发挥煤炭的现代工业原料功能。加强煤层气、页岩气绿色开采技术工艺及装备应用。加快能源产业链数字化升级，推动实现能源系统实时监测、智能调控和优化运行，提高能源系统整体效率，降低能源消耗和碳排放量。到 2025年，全省电网综合线损率降至4.65%左右 到2030年，电网综合线损率进一步降低。　　(十三)加强能源开发与生态环境协同治理　　积极推动清洁能源+生态环境协同治理，加快利用采煤沉陷区、关闭退出煤矿、露天矿排土场及周边地区开展新能源建设，鼓励“新能源+荒漠绿化、土壤改良、地灾治理” 等协同开发，建设一批风电、光伏发电、储能、植物碳汇相结合的新能源项目。探索利用退役煤电场址和输变电设施建设储能或风光设施，强化风电、光伏发电、抽水蓄能电站、小水电建设和生态环境保护协调发展。加强煤炭和非常规天然气资源开发项目环境影响评价管理，强化建设项目环评审批服务。　　(十四)加强能源领域碳排放计量监测　　积极开展能源行业产业链碳足迹核算，探索建立我省能源领域重点碳排放企业碳账户，核算企业碳排放信息数据 支持行业、企业依据自身特点开展碳排放方法研究，规范后争取纳入国家碳排放统计核算体系。健全区域和重点行业碳排放计量体系，建立健全能源企业碳排放核算、报告、核查体系，开展碳排放信息监测和评价管理，建立碳排放台账 积极推进碳排放在线监测系统建设。加强能源项目规划、设计、建设、运行、退役的全过程碳管理。倡导开展同行业碳排放强度对标，鼓励重点能源企业制定碳减排路线图。　　专栏3：能源产业链碳减排重点行动　　煤矿绿色高效转型。因地制宜推广保水开采、先采气后采煤、矸石不升井等绿色开采技术应用。提高煤矿瓦斯抽采利用水平，推进黔西南、遵义等煤矿瓦斯规模化抽采利用。推广节水、节材和节能设备。结合煤矿塌陷区等脆弱区域的生态修复、光伏覆盖等实现矿区减碳增汇。　　煤炭清洁高效利用。推进中石化织金50万吨/年聚乙醇酸、黔希煤化工40万吨/年聚碳酸酯、兴仁60万吨/年煤制烯烃、盘州500万吨/年煤焦化一体化和兴义宜化、兴化搬迁入园及六盘水煤焦化一体化产业集聚区等项目，加快盘南工业园区煤制氢示范项目实施。　　煤电机组节能降耗。严格控制新增煤电项目的煤耗标准，新建煤电机组平均供电煤耗不高于285克标准煤/千瓦时。全面梳理存量煤电机组供电煤耗水平，因地制宜对供电煤耗高、具备条件的机组分类制定改造实施方案。　　企业燃煤自备电厂减污降碳。研究制定企业燃煤自备电厂碳排放标准评价规则，开展能耗、排放等在线监测，严格执行大气污染物排放标准，依法依规推动不符合环保要求的企业燃煤自备电厂限期整改或淘汰。推动企业燃煤自备电厂参与系统调峰，扩大清洁能源消纳空间。　　能源产业链智慧化减碳。加快数字化技术应用，推动能源全产业链数字化智能化升级，实现能源开发、生产、加工、储运、销售等全过程用能和碳排放监测。鼓励智能光伏等产业技术创新升级和多行业特色应用。鼓励建设智慧能源管理系统。　　六、推动用能方式绿色转型升级　　(十五)优化化石能源消费结构　　完善能耗“双控”制度，强化能耗强度降低约束性指标管理，有效增强能源消费总量管理弹性，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件推动能耗

仪器信息网讯 3月29日，国家能源局发布关于印发《2022年能源工作指导意见》的通知。意见提到，推动完善能源创新支撑体系。开展能源领域碳达峰、碳中和标准提升行动计划，加快构建能源领域碳达峰、碳中和标准体系。围绕新型电力系统、新型储能、氢能和燃料电池、碳捕集利用与封存、能源系统数字化智能化、能源系统安全等6大重点领域，增设若干创新平台。开展创新平台优化整改工作，积极承担国家能源科技创新任务。开展2022年度能源领域首台套技术装备评定并推广示范应用。完善依托工程推动能源技术装备创新和示范应用的政策措施。全国能源生产总量达到44.1亿吨标准煤左右，原油产量2亿吨左右，天然气产量2140亿立方米左右。保障电力充足供应，电力装机达到26亿千瓦左右，发电量达到9.07万亿千瓦时左右，新增顶峰发电能力8000万千瓦以上，“西电东送”输电能力达到2.9亿千瓦左右。稳步推进结构转型。煤炭消费比重稳步下降，非化石能源占能源消费总量比重提高到17.3%左右，新增电能替代电量1800亿千瓦时左右，风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到12.2%左右。国家能源局关于印发《2022年能源工作指导意见》的通知国能发规划〔2022〕31号各省(自治区、直辖市)能源局，有关省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团发展改革委，各派出机构，中核集团、中国石油、中国石化、中国海油、国家管网、国家电网、南方电网、中国华能、中国大唐、中国华电、国家电投、中国三峡集团、国家能源集团、国投、华润集团、中煤集团、中广核：为深入贯彻落实党中央、国务院有关决策部署，扎实做好2022年能源工作，持续推动能源高质量发展，国家能源局研究制定了《2022年能源 工 作指导意见》 ，现予发布，请结合各地、各单位实际情况，抓好落实，并将执行情况于2022年12月底前函告我局。附件： 《2022年能源工作指导意见》 国家能源局2022年3月17日文件要点继续实施整县屋顶分布式光伏开发建设，加强实施情况监管国家能源局印发《2022年能源工作指导意见》。意见提出，加大力度规划建设以大型风光基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。优化近海风电布局，开展深远海风电建设示范，稳妥推动海上风电基地建设。积极推进水风光互补基地建设。继续实施整县屋顶分布式光伏开发建设，加强实施情况监管。因地制宜组织开展“千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行动”。充分利用油气矿区、工矿场区、工业园区的土地、屋顶资源开发分布式风电、光伏。健全可再生能源电力消纳保障机制，发布2022年各省消纳责任权重，完善可再生能源发电绿色电力证书制度。坚决完成2022年原油产量重回2亿吨、天然气产量持续稳步上产的既定目标国家能源局印发《2022年能源工作指导意见》。其中提到，落实“十四五”规划及油气勘探开发实施方案，压实年度勘探开发投资、工作量，加快油气先进开采技术开发应用，巩固增储上产良好势头，坚决完成2022年原油产量重回2亿吨、天然气产量持续稳步上产的既定目标。积极做好四川盆地页岩气田稳产增产，推动页岩油尽快实现规模化效益开发。在确保安全的前提下，积极有序推动新的沿海核电项目核准建设国家能源局印发《2022年能源工作指导意见》，意见提到，有序推进水电核电重大工程建设。推动雅鲁藏布江下游水电开发前期工作，建成投产白鹤滩、两河口水电站全部机组，加快推动雅砻江孟底沟、黄河羊曲水电站建设，推进旭龙水电站核准，水电装机达到4.1亿千瓦。建成投运福清6号、红沿河6号、防城港3号和高温气冷堆示范工程等核电机组，在确保安全的前提下，积极有序推动新的沿海核电项目核准建设。附：《2022年能源工作指导意见》全文2022年能源工作指导意见2022年是进入全面建设社会主义现代化国家、向第二个百年奋斗目标进军新征程的重要一年，是落实“十四五”规划和碳达峰目标的关键一年，做好全年能源发展改革工作至关重要。为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，持续推动能源高质量发展，制定本意见。一、总体要求（一）指导思想以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，深入落实中央经济工作会议和政府工作报告的部署，坚持稳中求进工作总基调，完整、准确、全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，坚持系统观念，深入落实能源安全新战略，统筹能源安全和绿色低碳转型，全面实施“十四五”规划，深入落实碳达峰行动方案，以科技创新和体制机制改革为动力，着力提升能源供给弹性和韧性，着力壮大清洁能源产业，着力提升能源产业链现代化水平，加快建设能源强国，以优异成绩迎接党的二十大胜利召开。（二）基本原则保障供应，增强储备。统筹国内外能源资源，适应能源市场变化，充分考虑可能面临的风险和极端天气，适度超前布局能源基础设施，加大储备力度，保持合理裕度，化解影响能源安全的各种风险挑战。绿色发展，平稳降碳。坚持以立为先，通盘谋划，加快发展非化石能源，夯实新能源安全可靠替代基础，加强化石能源清洁高效利用，推动煤炭和新能源优化组合，稳步推进能源绿色低碳发展。创新引领，改革赋能。增强能源科技创新能力，狠抓绿色低碳技术攻关，加快能源产业数字化和智能化升级。深化能源体制机制改革，加快能源市场建设，完善市场监管体系。积极培育新增长点、新动能。服务民生，共享发展。坚持以人民为中心，加快能源民生保障工程建设，持续优化营商环境，大力提升能源服务水平，推动能源发展成果更多更好惠及广大人民群众，为实现人民对美好生活的向往提供坚强能源保障。强化预警，压实责任。加强各地区能源供需监测预测和风险预判，做好应对预案，压实能源保供地方政府属地责任和企业主体责任，充分发挥大型企业在能源保供中的支撑托底作用，特别是国有企业要带头做好保供稳价。（三）主要目标增强供应保障能力。全国能源生产总量达到44.1亿吨标准煤左右，原油产量2亿吨左右，天然气产量2140亿立方米左右。保障电力充足供应，电力装机达到26亿千瓦左右，发电量达到9.07万亿千瓦时左右，新增顶峰发电能力8000万千瓦以上，“西电东送”输电能力达到2.9亿千瓦左右。稳步推进结构转型。煤炭消费比重稳步下降，非化石能源占能源消费总量比重提高到17.3%左右，新增电能替代电量1800亿千瓦时左右，风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到12.2%左右。着力提高质量效率。能耗强度目标在“十四五”规划期内统筹考虑，并留有适当弹性。跨区输电通道平均利用小时数处于合理区间，风电、光伏发电利用率持续保持合理水平。二、夯实能源供应保障基础以保障能源安全稳定供应为首要任务，着力增强国内能源生产保障能力，切实把能源饭碗牢牢地端在自己手里。加强煤炭煤电兜底保障能力。统筹资源接续和矿区可持续发展，有序核准一批优质先进产能煤矿。加快推进在建煤矿建设投产，推动符合条件的应急保供产能转化为常态化产能。以示范煤矿为引领，加快推进煤矿智能化建设与升级改造。深化煤矿安全改造。科学规划建设先进煤电机组，按需安排一定规模保障电力供应安全的支撑性电源和促进新能源消纳的调节性电源，保持装机合理余量，新建项目要严格执行煤耗等最新技术标准。推动落实煤电企业电价、税收、贷款等支持政策，鼓励煤电企业向“发电+”综合能源服务型企业和多能互补企业转型。持续提升油气勘探开发力度。落实“十四五”规划及油气勘探开发实施方案，压实年度勘探开发投资、工作量，加快油气先进开采技术开发应用，巩固增储上产良好势头，坚决完成2022年原油产量重回2亿吨、天然气产量持续稳步上产的既定目标。积极做好四川盆地页岩气田稳产增产，推动页岩油尽快实现规模化效益开发。以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业基地为重点，加快煤层气资源探明和产能建设，推动煤系地层多气综合勘探开发。稳妥推进煤制油气战略基地建设。积极推进输电通道规划建设。结合以沙漠、戈壁、荒漠等地区为重点的大型风电光伏基地规划开发及电力供需发展形势，积极推进规划已明确的跨省跨区输电通道前期工作，条件具备后，抓紧履行核准手续。加快建设南阳~荆门~长沙、驻马店~武汉、荆门~武汉、白鹤滩~江苏、白鹤滩~浙江等特高压通道。推进重点输电通道配套的电网、电源工程建设，着力提升输电通道利用效率和可再生能源电量占比。三、加快能源绿色低碳转型坚持以立为先，深入落实碳达峰、碳中和目标要求，深入落实《“十四五”可再生能源发展规划》，大力发展非化石能源，着力培育能源新产业新模式，持续优化能源结构。大力发展风电光伏。加大力度规划建设以大型风光基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。优化近海风电布局，开展深远海风电建设示范，稳妥推动海上风电基地建设。积极推进水风光互补基地建设。继续实施整县屋顶分布式光伏开发建设，加强实施情况监管。因地制宜组织开展“千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行动”。充分利用油气矿区、工矿场区、工业园区的土地、屋顶资源开发分布式风电、光伏。健全可再生能源电力消纳保障机制，发布2022年各省消纳责任权重，完善可再生能源发电绿色电力证书制度。有序推进水电核电重大工程建设。推动雅鲁藏布江下游水电开发前期工作，建成投产白鹤滩、两河口水电站全部机组，加快推动雅砻江孟底沟、黄河羊曲水电站建设，推进旭龙水电站核准，水电装机达到4.1亿千瓦。建成投运福清6号、红沿河6号、防城港3号和高温气冷堆示范工程等核电机组，在确保安全的前提下，积极有序推动新的沿海核电项目核准建设。积极发展能源新产业新模式。加快“互联网+”充电设施建设，优化充电网络布局。组织实施《核能集中供热及综合利用试点方案》，推进核能综合利用。因地制宜开展可再生能源制氢示范，探索氢能技术发展路线和商业化应用路径。开展地热能发电示范，支持中高温地热能发电和干热岩发电，积极探索作为支撑、调节性电源的光热发电示范。加快推进纤维素等非粮生物燃料乙醇产业示范。稳步推进生物质能多元化开发利用。大力发展综合能源服务，推动节能提效、降本降碳。四、增强能源供应链弹性和韧性坚持底线思维和问题导向，加强能源储运、调节和需求侧响应能力，有力有效保障能源稳定供应。加强能源储运能力。推进中俄东线南段、西三线中段、西四线、川气东送二线、龙口LNG－文23储气库等重大管网工程建设，加快管输瓶颈互联互通补短板和省际联通通道建设，加强油气管道保护，巩固跨境油气进口通道安全稳定运营水平。加快沿海LNG接收站及储气设施，华北、西北等百亿方级地下储气库扩容达容等项目建设。加强煤炭产能储备，在煤炭消费集散地、铁路运输枢纽和重点港口布局建设一批煤炭储备基地。加快电力系统调节能力建设。加快龙头水库建设，提升流域调蓄能力，缓解部分地区枯水期缺电量、汛期缺调峰容量的问题。推动制定各省抽水蓄能中长期规划实施方案和“十四五”项目核准工作计划，加快推动一批抽水蓄能电站建设。在保障电力稳定供应、满足电力需求的前提下，积极推进煤电机组节能降耗改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”。落实“十四五”新型储能发展实施方案，跟踪评估首批科技创新（储能）试点示范项目，围绕不同技术、应用场景和重点区域实施试点示范，研究建立大型风电光伏基地配套储能建设运行机制。扎实推进在沙漠、戈壁、荒漠地区的大型风电光伏基地中，建设光热发电项目。提升能源需求侧响应能力。健全分时电价、峰谷电价，支持用户侧储能多元化发展，充分挖掘需求侧潜力，引导电力用户参与虚拟电厂、移峰填谷、需求响应。进一步优化有序用电及天然气“压非保民”的管理措施，加强可中断负荷管理，梳理业务流程及标准，精准实施用能管理。优化完善电网主网架，在关键节点布局电网侧储能，提升省间电力互补互济水平，鼓励用户投资建设以消纳新能源为主的智能微电网。统筹兼顾和综合利用源网荷储各类主体的调节能力，规划建设一批源网荷储一体化和多能互补项目。五、提升能源产业现代化水平加大能源技术装备和核心部件攻关力度，积极推进能源系统数字化智能化升级，提升能源产业链现代化水平。加强能源科技攻关。加快实施《“十四五”能源领域科技创新规划》。继续抓好核电科技重大专项和《核电技术提升行动计划》，加快推进小型堆技术研发示范。以“揭榜挂帅”方式实施一批重大技术创新项目，巩固可再生能源、煤炭清洁高效利用的技术装备优势，加快突破一批新型电力系统关键技术。持续推动能源短板技术装备攻关，重点推动燃气轮机、油气、特高压输电、控制系统及芯片等重点领域技术攻关。推进深远海海上风电技术创新和示范工程建设，探索集中送出和集中运维模式。加快新型储能、氢能等低碳零碳负碳重大关键技术研究。加快能源系统数字化升级。积极开展煤矿、油气田、管网、电网、电厂等领域设备设施、工艺流程的智能化升级。推动分布式能源、微电网、多能互补等智慧能源与智慧城市、园区协同发展。加强北斗系统、5G、国密算法等新技术和“互联网+安全监管”智能技术在能源领域的推广应用。适应数字化、自动化、网络化能源基础设施发展，建设智能调度体系，实现源网荷互动、多能协同互补及用能需求智能调控。实施“区块链+能源”创新应用试点。推动完善能源创新支撑体系。开展能源领域碳达峰、碳中和标准提升行动计划，加快构建能源领域碳达峰、碳中和标准体系。围绕新型电力系统、新型储能、氢能和燃料电池、碳捕集利用与封存、能源系统数字化智能化、能源系统安全等6大重点领域，增设若干创新平台。开展创新平台优化整改工作，积极承担国家能源科技创新任务。开展2022年度能源领域首台套技术装备评定并推广示范应用。完善依托工程推动能源技术装备创新和示范应用的政策措施。六、提高能源服务水平持续优化营商环境，统筹安排好煤电油气运保障供应，加大民生用能保障力度，不断提升全社会用能水平。持续深化“放管服”改革。推进能源领域许可告知承诺制，促进“证照分离”改革全覆盖。全面提升“获得电力”服务水平，大力推广居民用户和160kW及以下小微企业用户报装“三零”服务和高压用户报装“三省”服务。出台《电力可靠性管理办法（暂行）》，促进可靠性工作向规划建设、设备制造、运行维护等环节深度延伸。优化涉企服务，打通堵点，为分布式发电就近交易、微电网、综合能源服务等新产业新业态新模式发展创造良好环境。着力改善用能条件。继续实施农村电网巩固提升工程，提高农网供电保障水平。充分发挥可再生能源供暖作用，持续推进北方地区清洁取暖，做好清洁取暖专项监管。出台推进电能替代的指导意见，扩大电能替代的深度和广度。深入推进成品油质量升级国家专项行动，确保2023年1月1日全国全面供应国六B标准车用汽油。提升城镇电网智能化水平，满足分布式电源就地消纳与电动汽车充电设施、新型储能等多元化负荷的灵活接入。七、增强能源治理能力强化立法、规划、改革和监管的作用，加强能源形势监测预测，不断完善能源治理制度，增强能源治理效能。加强能源形势分析和需求预测。推进能源供需分析体系建设，强化苗头性倾向性潜在性问题研判，健全能源数据信息报送机制。组织分省区滚动开展月度、季度能源需求预测，可能出现时段性、区域性供需紧张的地区，要从资源落实、基础设施布局、新建产能等方面提前谋划应对措施，保障能源稳定供应，防止市场供应和价格大起大落。加大能源监管力度。深化电网、油气管网等自然垄断环节监管，加大公平开放、调度交易、价格成本、合同履约、电网代购电等方面的监管力度，加强电煤库存、非计划停机、机组出力受阻、有序用电的监管。强化能源行政执法工作，健全完善监管执法体系，严肃查处用户受电工程“三指定”、向虚拟货币“挖矿”项目违法供电等行为。充分发挥12398能源监管热线作用，畅通互联网等投诉举报新途径，及时研究解决人民群众反映的突出问题。强化电力安全管控。贯彻“四个安全”治理理念，构建科学量化的监督管理指标体系，试点开展电力安全生产标准化建设，推动安全新技术研究应用，开展安全文化建设，构建安全审计工作机制和培训体系。深化“季会周报”电力安全风险分级管控和隐患排查治理挂牌督办通报机制，推进能源重大基础设施安全风险评估，强化直流系统、重要输电通道安全风险管控，开展在建重点工程施工安全和新能源发电项目安全监管，加强水电大坝隐患排查治理。推进电力应急指挥中心、态势感知平台和网络安全靶场建设，组织开展关键信息基础设施安全保护监督检查，推进大面积停电事件应急演练。细化完善重大活动电力保供方案，确保党的二十大等重大活动用电安全。加快能源立法和规划实施。推动能源法制定，推进电力法、可再生能源法、煤炭法、石油储备条例制修订。抓好《“十四五”现代能源体系规划》以及各分领域规划的实施，落实《推动能源绿色低碳转型 做好碳达峰工作的实施方案》《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》明确的任务举措。加强规划政策衔接协同，强化能源规划、政策和重大项目实施情况监管，推进政策落地见效。结合新形势新要求，加强落实能源安全新战略的政策储备研究。深化重点领域市场化改革。推动全国统一电力市场体系建设，做好南方、长三角、京津冀等区域电力市场建设。健全中长期交易、现货交易和辅助服务交易有机衔接的市场体系，推动具备条件的电力现货试点转入长周期运行。积极推进分布式发电与用户就近直接交易。完善电力调度交易机制，推动电网和油气管网设施公平开放。支持引导省级管网以市场化方式融入国家管网，积极推进油气干线管道建设和互联互通，推动省级管网运营企业运销分离，鼓励用户自主选择供气路径和供气主体。八、深入推进高质量能源国际合作 以高标准、可持续、惠民生为目标，巩固能源合作基础，拓展能源合作空间，扎实风险防控网络，努力实现更高合作水平、更高投入收益、更高供给质量、更高发展韧性。扎实推进能源务实合作。在有效防范对外投资风险的前提下加强同有关国家的能源资源合作。大力支持发展中国家能源绿色低碳发展。巩固深化传统能源领域合作和贸易，务实推动核电领域海外合作，建设运行好海外能源合作项目，深化周边电力互联互通。加强与各国在绿色能源、智慧能源等方面的交流合作。建成一批绿色能源合作示范项目，让绿色切实成为共建“一带一路”的底色。深化国际交流和合作。秉持共商共建共享原则，弘扬开放、绿色、廉洁理念，打造绿色、包容的“一带一路”能源合作伙伴关系。加强与能源国际组织交流与合作。积极为国际规则和标准制定贡献力量，推动建立公平合理、合作共赢的全球能源治理体系。加强境外项目风险管控。落实风险防控制度，压紧压实企业主体责任和主管部门管理责任。统筹推进疫情防控和能源国际合作，全力保障境外相关资产和人员安全。规范各类企业境外经营行为，杜绝恶性竞争，维护国家利益和形象。各省（区、市）能源主管部门、国家能源局派出机构和有关能源企业，要依据本指导意见，结合本地区和企业的实际情况，采取有力有效措施，全力抓好各项任务落实，保障能源安全稳定供应，推动能源低碳转型和高质量发展，为全面建设社会主义现代化国家提供稳定可靠的能源保障。

11月20日，IEEE（美国电气电子工程师学会）标准协会正式发布了IEEE国际标准——《能源市场仿真框架》。该标准是IEEE标准协会能源数字化工作组主导编制并发布的第一项标准，中国石油规划总院为工作组主席单位。能源市场仿真技术可以模拟可再生能源系统的运行情况，帮助研究人员识别潜在问题并改进系统的可靠性。仿真技术有助于减少能源系统的成本，提高效率，从而更好的满足未来能源的需求；还可以帮助政府、能源公司和投资者做出明智的决策。能源仿真技术在多个领域得到广泛应用，包括风能和太阳能系统、电力系统、电动车辆充电基础设施以及环境影响评估等。该标准建立了能源市场仿真技术框架，并规范其技术特点和数据要求，用于指导能源市场仿真技术的设计、开发、测试与应用，是能源产品仿真技术的“通用规则”和“通用语言”，具有深远的国际影响力。能源仿真技术的发展标志着我们正迈向更可持续的能源未来。技术的进步帮助我们更好的利用可再生能源，减少对化石燃料的依赖，为这颗绿色星球创造一个更好的未来。

“要实现碳达峰、碳中和的目标，能源电力必须实现绿色低碳转型。”在2月9日召开的“2022年中国电机工程学会年会主会场”活动上，中国工程院院士、中国电机工程学会理事长舒印彪指出，“实现能源电力转型，必须将科技创新作为根本动力。”本次活动在湖北省武汉市举行，在主会场活动及之后的院士专家论坛上，来自各地的行业专家围绕“科技创新支撑新型能源体系构建”主题展开交流研讨，其中“双碳”话题备受关注。邹志刚院士：氢能将在减碳中发挥重要作用在主旨报告环节，中国科学院院士、南京大学教授邹志刚作了题为《国家双碳目标下的新能源发展——机遇与挑战》的报告。邹志刚指出，随着新一代科技革命和产业变革深入发展，“双碳”战略推动新发展格局和高质量发展，新能源和数字经济深度融合，生产生活方式加速转向绿色化、智能化……能源体系和发展模式正在进入非化石能源主导的崭新阶段。他认为，氢能作为零碳绿色的二次能源，具有能量密度大、转化效率高、来源丰富和应用广泛等特点，是现代能源体系的重要组成部分，是最具发展前景的高效替代能源，正逐步成为全球能源转型发展的最重要载体之一，也将深刻影响中国能源应用前景。“氢能利用横跨电力、供热和燃料动力三个领域，因此氢能与燃料电池的技术发展在目前全球能源结构变革中占有重要的地位。”邹志刚说，“在‘十四五’乃至更长的时间内，氢能源将在减碳进程中发挥重要作用。随着我国可再生能源发电量逐年增多、装机容量占比不断增大，氢储能系统可参与并网消纳，有效减少弃风弃光弃水率，提高可再生能源综合收益。”欧阳明高院士：应对减排挑战，新能源占主体地位“今天，我们正在经历一场新能源的革命。”中国科学院院士、清华大学教授欧阳明高在报告中说。他这样描述新能源革命与碳中和的关系：“在碳中和目标的实现过程中，能源活动是主体。中国的二氧化碳排放，能源活动就占了100亿吨；全球支撑碳减排的主要技术路径，新能源又占50%以上。因此，在应对减排的挑战中，新能源无疑占据主体地位。”欧阳明高指出，中国在新能源发展方向已经具备全球优势：可再生能源装机总量全球第一，光伏出口量占全球的70%，新能源汽车的销售量连续7年全球第一，动力电池的产量接近全球产量的70%并大量出口。“数字背后，是真正的技术革命。”他说。迅猛发展的同时，挑战也无处不在。在欧阳明高看来，挑战集中体现在两大系统：新能源动力系统和新能源电力系统。而这两个系统的问题最终体现在一个核心瓶颈：新型电力系统的电网灵活性。“出路在哪里？就是靠氢能、储能、智能。”欧阳明高说。他重点介绍了长周期可再生能源的氢储能技术，短周期电化学电池储能技术和分布式车网互动电动汽车智慧储能技术，并且介绍了清华大学新能源动力系统团队在这3方面取得的技术进展。 郭剑波院士：为建设新型电力系统构建良好生态 中国工程院院士、国家电网有限公司一级顾问郭剑波则在“双碳”目标的背景下，对新型电力系统的建立进行了深入剖析和阐述。“在新型电力系统的演进过程中，保供应、保安全、促消纳，与电网、电力系统、能源系统及社会系统有紧密的交互关系。”郭剑波说。他指出，从社会系统看，社会价值取向和政策法规是决定电力系统演进路径的最关键因素，不仅决定了电力系统实现“双碳”目标的速度和节奏，还决定了电力系统的生态、“安全-经济-环境矛盾三角形”的平衡态，以及体制机制和技术创新等。反之，电力的发展也将直接影响社会系统的发展。因此，建设“好生态”是电力和社会系统的共同责任和要求。从能源系统看，能源低碳靠电力，电力安全靠能源。新型电力系统的发展，与能源新技术的革命是分不开的。从电力系统看，平台枢纽作用越来越突出，是矛盾的焦点和解决问题的关键点。必须加快科技和体制机制创新，主动支撑社会和能源系统转型；必须加强与政府、能源企业的沟通，形成共识，有序推进演进；必须调动系统多利益主体和多层级市场的积极性，共同应对丰饶和短缺交织的市场和安全性挑战。“我们需要的创建的新型电力系统，是一个在现有电力系统基础上新旧技术结合，用新政策法规、新体制机制、新标准规范、新产业基础构建的赋予新理念的系统，是一个多系统交互、多能源耦合的系统或体系。”郭剑波在报告结尾总结道。2022年中国电机工程学会年会自去年11月正式启动，采取“线上线下”相结合的方式，先后组织召开了学术报告发布会、清洁高效发电技术协作网年会、女工程师论坛等主题活动，并分别由直流输电与电力电子、电力系统自动化、清洁低碳发电、电力工程经济、电工数学等专委会承办了8场专题活动。

在“双碳”目标正式提出两周年之际，我国碳达峰碳中和的“1+N”政策体系已基本建立，“双碳”工作取得良好开局。我国在努力推动经济增长的同时，也在不断提升能源供应保障能力。11月23日，由中国环境科学学会和自然资源保护协会（NRDC）主办，生态环境部环境规划院协办的“2022绿色转型与高质量发展国际研讨会”在京举行。随着气候变化的影响日益凸显，在坚持低碳发展的同时，如何保障能源安全，支持经济发展，是今年的重要议题。本次会议主题为绿色低碳转型推动高质量发展。绿色低碳转型挑战艰巨气候变化是全人类面临的严峻挑战，生态环境部应对气候变化司副司长蒋兆理介绍，2021年，全国单位GDP二氧化碳排放同比下降3.8%，比2005年下降50.8%，煤炭占能源消费总量比重由2012年的68.5%下降至56%，非化石能源消费比重达到16.6%，风力发电、光伏发电装机稳居世界首位，成功启动全球覆盖温室气体排放量最大的全国碳市场，第一个履约周期顺利收官，有效发挥了市场机制对控制温室气体排放、推动绿色低碳转型的激励约束作用。低碳和适应气候变化相关试点示范不断推进，适应气候变化能力持续提高，全社会低碳意识不断提升，同时我国积极参与和引领全球气候治理，为《巴黎协定》达成、生效和顺利实施做出了历史性的贡献。中国工程院原副院长、院士杜祥琬表示，我国“碳达峰碳中和”面临的困难和挑战主要是减排幅度大、转型任务重、时间窗口紧。我国突出的问题是产业结构偏重，能源结构偏煤，综合效率偏低，而且我国从实现碳达峰到碳中和预留了三十年左右的时间，明显短于发达国家的五十年到七十年，所以我国经济社会发展和能源转型，绿色低碳转型要速度更快、力度更大，挑战也更为艰巨。大力发展可再生能源近年来,我国的风电、太阳能发电装机规模稳居世界首位、发电量占比稳步提升。国家能源局最新发布的数据显示,截至9月底,我国风电、太阳能发电装机已突破7亿千瓦,约相当于31个三峡电站的装机容量,占全国发电总装机容量的28%以上。新能源的快速发展,推动化石能源比重逐步降低。截至去年底,包括风电、太阳能、水电等在内的全口径非化石能源发电装机容量占比已达47%,历史上首次超过煤电装机。这样的此消彼长,充分显示了我国在能源绿色低碳转型方面迈出的坚实步伐。儿童投资基金会中国区副首代刘强表示，未来5-10年是尽早实现碳达峰、防止高碳锁定的关键时期，需要综合考虑经济增长、能源安全、社会公平等多种要素，不断识别和解决能源转型中的关键问题，提出经济和技术可行的解决方案，加快推动清洁能源的规模化利用，加强能源供应测和需求侧的互动，以构建更有韧性的新型能源体系，实现转型和发展的双赢。杜祥琬表示，丰富的可再生能源资源是我国能源资源禀赋的重要组成部分，我国能源低碳转型的资源基础是丰厚的。大力发展非化石能源并与化石能源协调互补，先立后破，是我国能源的战略方向。低碳转型与能源安全并行不悖，可再生能源资源的利用是我国自己可以掌控的，不依赖国际地缘政治的变幻，有利于能源体系的独立性和安全性。实现双碳目标是顺应绿色发展时代潮流、推动经济社会高质量发展和可持续发展的必由之路。双碳目标的实现是复杂的系统工程，是一个长达几十年的科学的转型过程，需要深度的管理创新、科技创新、金融支持和企业参与，要保持战略定力。推动新型电力系统建设在“1+N”政策体系的规划指导下，我国陆续对煤电规划提出了一系列政策目标，明确未来煤电发展需要兼顾低碳减排和安全保供的双重要求。中国工程院院士、清华大学建筑节能研究中心主任江亿表示，新型电力系统的建设是能源革命的中心任务，同时也需要应对零碳电力供给与用电需求的季节差、大比例风光电导致日内逐时的供需差等问题。“能源革命应保证进程中满足能源供给和经济增长的需求，先立后破，只有建立起可靠的新能源供给才能停掉原系统，新型电力系统建设和零碳热力系统的建设不仅不会影响制造业，还会带动大量新型产业，像电动车、充电桩、电力电子、热变换器和新型基础设施建设等等，促进国民经济发展。”江亿表示。江亿表示，低碳发展实际是一场能源革命，要把现在的燃煤燃油燃气这些化石能源为主体的碳基能源系统转为零碳能源系统，可再生能源为主。零碳能源系统可以看得见的是水电、核电、风电、光电，风电光电是广义的，各种方式的，加上生物质能，未来主要的一次能源来源就都是电力而不是燃料了。因此，未来的能源结构和用能方式，应努力实现全面电气化，尽可能利用电力替代燃料。这当中最核心的任务是农村新能源系统的建设，因为它既是零碳燃料的提供者，还是新型分布式自律式发电的先遣尝试，所以应该是中国能源革命的始发地。把握煤电转型合理路径在双碳目标的大幕下，构建以新能源为主体的新型电力系统成为电力产业的发展趋势，而煤电未来发展的定位也将发生重大转变。华北电力大学教授袁家海介绍了他的团队与NRDC合作的《“双碳”目标下五大发电集团发电业务低碳转型研究》的主要发现。袁家海表示，就中国的国情而言，我们的煤电不是简单的退出或者关停，它存在煤电业务自身转型优化，新能源业务高质量增长以及二者融合发展这三个层面的重点内容，这也是发电企业探索电力业务转型的主要出发点和主要抓手。需要在明确区域煤电功能角色定位的基础之上，从严控增量、改造存量和科学减量，三个量的角度去把握煤电转型的合理路径。国网能源研究院副院长蒋丽萍表示，在近期转型方面，不管是企业转型还是技术转型，一个共同的目标就是要减少发电用煤。所以，近期的重点还是要继续提高电厂的发电能效，同时需要持续加强煤电厂灵活性改造。远期来看，在提升跟高比例可再生能源系统运行的互动能力方面，需要做好用户侧的需求响应能力的挖掘，以及用好新的储能技术。燃煤机组的存在价值，不再主要体现为能量的提供者，而是查余补缺、托底保供。目前看，在未来较长一段时期内（至少在碳达峰前后），一旦出现长时间周期及跨季节性的风能太阳能出力不足的情况时，能及时顶上的可能还只能是燃煤机组。为有效支持煤电转型，需要在市场机制及系统运行管理机制方面进行变革，尤其需要进一步细化电力市场产品，体现各类技术或市场主体在保障电力安全稳定运行及可靠供应方面的贡献与价值。北京京能能源技术研究有限责任公司董事长兼总经理梅东升表示，目前煤电三改联动在国内可行相对成熟，但还存在一些应用和实施上的困难。如存量机组提效升级改造上就涉及煤电整个系统诸多设备和材料升级，投资较大。再有就是供热改造和灵活性改造，建议要和储能结合起来，如果没有储能技术的融入，灵活调节能力和范围也会受限。另外，煤电绿色转型除了自身转型更需要同风光水等其他清洁能源结合起来，实现多能互补融合发展。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，煤炭煤电应该是典型的中国问题，需要政府和企业一起解决煤炭退出和煤电退出问题。如何退出不仅仅关系到政府，关系到老百姓，涉及电价的问题，保障供电的问题，还涉及到企业。煤电机组接下来的技术以灵活性改造这条路径为主，政府政策应从灵活性改造这一点政策上发力，保证灵活性改造最终还有钱赚。煤电系统的退出，应该以利用小时数的逐步降低来实现。政府政策要从现在就要考虑低利用小时电力企业的生存问题，要确保在碳中和进程当中煤电发挥它的作用，同时又让它有生存的空间。

近日，国家能源局印发了《2024年能源工作指导意见》。《指导意见》要求，深化能源利用方式变革，适应经济社会清洁化、低碳化发展趋势，加大清洁低碳能源消费替代力度，协同推进能源产业节能减污降碳，推动形成绿色低碳的生产生活方式。一、持续推动重点领域清洁能源替代。加快构建充电基础设施网络体系，深入推动交通用能电气化，持续优化城市、公路沿线和居民社区充电网络，加大县域充电基础设施建设支持力度，推动创建一批充电设施建设应用示范县和示范乡镇，探索开展车网双向互动。促进北方地区清洁取暖持续向好发展，因地制宜推进超低排放热电联产集中供暖和地热、太阳能、生物质能等可再生能源供暖，逐步发展电力、工业余热、核能供暖等多种清洁供暖方式，推动具备条件的清洁供暖项目稳妥有序实施。推进农村能源革命试点县建设，以点带面加快农村能源清洁低碳转型。修订天然气利用政策，推动天然气在新型能源体系建设中发挥更大作用。发布《能源绿色低碳转型典型案例集》，通过典型示范带动转型发展。二、强化能源行业节能降碳提效。持续推进煤炭开发节能降碳，加快煤层气产业化发展，大力建设瓦斯抽采利用规模化矿区和示范项目。继续实施煤电“三改联动”，稳妥有序淘汰落后产能。深入探索火电掺烧氢、氨技术，强化试点示范。加强对能效在基准水平以下炼油企业的用能管理，开展炼油行业节能降碳典型案例汇编，引导企业应用先进技术提升能效。推进煤炭、油气行业与新能源融合发展，降低单位产品生产能耗和二氧化碳排放量。支持煤制油气项目与新能源耦合发展和碳捕集、利用与封存规模化示范应用。加大能源资源与伴生矿产协同开发技术研发力度。三、加快培育能源新业态新模式。加强新型储能试点示范跟踪评价，推动新型储能技术产业进步。编制加快推动氢能产业高质量发展的相关政策，有序推进氢能技术创新与产业发展，稳步开展氢能试点示范，重点发展可再生能源制氢，拓展氢能应用场景。稳步推进绿色清洁液体燃料发展，有序推动纤维素等非粮燃料乙醇技术创新和产业化，抓好生物柴油推广应用试点示范。稳步推进生物质能多元化开发利用。推动有条件的工业园区实施低碳零碳改造，推广综合能源站、源网荷储一体化等绿色高效供用能模式。因地制宜探索实施新能源微电网、微能网、发供用高比例新能源应用等示范工程。

全球工业分析公司(GIA)日前发表的全球可再生化学品市场分析报告显示，在产品创新、政府支持、能源价格上涨、消费者环保意识增强等因素的驱动下，全球可再生化学品市场份额将快速上升，预计到2015年市场规模将达569亿美元，并将与传统石化产品形成竞争。 　　政策支持市场乐观 　　GIA发布的《可再生化学品：全球商业战略报告》显示，以可再生的微生物、农林废弃物、生物质为原料生产的化学品市场份额将激增。尽管金融危机导致全球信贷市场出现衰退，对可再生化工项目的融资和产品需求产生一定负面影响，但该行业的前景依然乐观，替代技术的市场驱动力依然强劲。此外，人口的迅速增长，发展中国家的经济扩张，以及不断上升的能源需求，再加之各个国家的政策，全球众多科研机构和生产企业将持续加强可再生化学品投资，主要用于生产个人消费品、塑料、表面活性剂、润滑剂等，达到环境整治和空气污染控制目标。 　　在消费领域方面，专家表示，与聚合单体、功能化学品等可再生化学品相比，液体生物燃料存在着生产流程短、技术门槛低、产品性能好等优势，可充分发挥可再生化学品在减少化石燃料消耗、简化生产工艺、降低生产成本方面的巨大潜力，因此目前以可再生原料来生产生物燃料成为生产商的首选。GIA认为，按产品用途来看，交通运输将成为可再生化学品最大的终端市场，占据全球25%的市场份额。此外，食品加工、个人消费品、制药、生物降解塑料等行业也将成为可再生化学品的主要市场。美国和欧洲仍将继续保持在可再生化学品领域的领先地位，将占据全球60%以上的市场份额，而中国、印度、俄罗斯等经济快速发展的国家，由于对化石能源消耗日益增加，未来也将成为可再生化学品的巨大潜在市场。 　　特种化学品成新宠 　　分析人士表示，目前全球特种化学品市场已达5000亿美元，该领域将成为可再生化学品大展身手的舞台。越来越多的可再生化工企业已经将业务开发领域转向特种化学品行业，一方面可在竞争中另辟蹊径，另一方面特种化学品附加值高，利润可观。 　　当很多企业还在为生产玉米燃料能够盈利而与政府、汽油生产商斤斤计较的时候，Elevance公司已经开始用玉米和其他农作物生产化学品。用可再生生物质制造化学品与采用农产品生产乙醇的成本差不多，但是化学品的价格一般可达乙醇燃料的两倍以上。目前玉米燃料的价格是1.65美元/加仑，而以大豆为原料的化学品售价高达4.50美元/加仑。Elevance公司的产品涉及从化妆品到工业润滑油的各个领域，虽然目前销售额仅1000万美元，但预计2016年可增长到10亿美元。 　　有专家表示，很多生产乙醇燃料的企业目前要依靠国家财政补贴来生存，瞄准特种化学品的发展战略有望使企业彻底摆脱这一困境。可再生化学品不仅为社会提供了新的就业的机会，也为当地农产品开辟了新的市场。 　　据悉，巴斯夫、川崎化成、安庆和兴等许多化工企业正在探索生物法制备琥珀酸的工业化生产。专家认为，生物基琥珀酸可以用于替代以丁烷为原料生产的马来酸酐，从而广泛地应用于聚合物、多元醇和聚氨酯的生产过程中，同时也可用于绿色溶剂和水处理环保化学品的生产，是一个很有发展前景的可再生特种化学品品种。 　　扩规模力保竞争力 　　在整体趋势向好的同时，部分可再生化学品企业对未来前景也存担忧。据专业人士估计，目前可再生化学品装置的产能一般在1000～20000吨/年，要达到569亿美元的市场规模，至少还需新增100个大型生产装置。而生产装置的融资、规划、申批和建设需要时间，这一目标很难在2015年实现。 　　业内人士指出，目前消费者对可再生化学品缺乏认知度，而业界对可再生化学品生产成本的担忧和产品性能的质疑是这一新兴产业发展的绊脚石。目前发展良好的可再生特种化学品公司屈指可数，成功案例的缺乏导致很多企业和投资公司对该领域望而却步，而投资较少导致可再生产品研究、开发速度放缓。 　　生物基特种化学品的生产相对较多，但也只是集中在小规模高附加值产品上，摆在可再生化学品生产商面前的难题就是特种化学品的大规模生产。随着可再生化学品产业的发展壮大，不可避免地将与传统石化产品争夺市场，由此将引发两大阵营之间的价格战。据了解。目前包括巴斯夫、嘉吉、雪佛龙、陶氏化学、杜邦、杰能科和诺维信等大型跨国公司已经通过融资、兼并和重组参与可再生化学品的生产。未来在某个领域，可再生化学品的规模或将比肩传统石化产品。

国家能源局7月20日表示，为了推进新兴能源产业的发展并完成截至2020年的碳减排目标，能源局组织编制了规划期为2011-2020年的新兴能源产业发展规划(以下简称“规划”)，将累计增加直接投资5万亿元。 　　据国家能源局规划发展司司长江冰介绍，“规划”对先进核能、风能、太阳能、生物质能、地热能、非常规天然气等新能源和可再生能源的开发利用、洁净煤、智能电网、分布式能源、车用新能源等能源新技术的产业化应用的具体实施路径、发展规模以及重大政策举措做了明确部署。初步测算，该“规划”实施以后，到2020年将大大减缓对煤炭需求的过度依赖，能使当年的二氧化硫排放减少约780万吨，当年的二氧化碳排放减少约12亿吨，同时每年增加产值1.5万亿元，增加社会就业岗位1500万个。江冰表示“规划”经历了多次修改和完善，目前正在按照有关程序准备上报国务院审批。 　　此外，为了更好的推进节能减排工作，目前国家能源局也正在组织有关单位对“十二五”能源发展规划进行编制。规划重点将围绕实现中央提出的非化石能源比重和碳减排“两个目标”展开。总体规划主要是对规划期内能源供需的总量平衡、总体布局、结构调整、节能减排、技术进步和体制改革以及关系全局的重大建设项目做出统一安排。 　　“十二五”期间能源结构调整的重点任务包括采取有效措施加大节能力度，提高传统清洁能源利用水平 加大天然气等清洁能源的利用规模 加快推进水电和核电的开发建设，积极做好风能、太阳能、生物质能等可再生能源的转化利用 统筹规划重点能源基地和跨区能源输送通道建设，促进能源资源优化配置。 　　国家能源局预计，到2015年，天然气利用规模可能会达到2600亿立方米，在能源消费结构中的比例预计将从目前的3 .9%提高到8 .3%左右 水电和核电占一次能源消费的比重将由现在的7%左右达到接近9%，水电利用规模可能达到2.5亿千瓦，核电利用规模达到3900万千瓦 风电、太阳能和生物质能占一次能源的消费由现在的0.8%达到接近2.6%左右。非水能可再生能源利用规模将达到1.1亿吨标准煤，占一次能源消费总量的比重提高1.8个百分点。届时我国非化石能源占一次能源的消费比重将有望达到11%左右。 　　据初步测算，到2020年完成非化石能源消费占比15%的目标，核电规模至少达到7500万千瓦以上，水电装机规模至少达到3亿千瓦以上，其他生物质能的利用规模应该达到2.4亿吨标准煤以上。江冰指出，重点要发展三类非化石能源，也就是核电、水电、非水能的其他非化石能源，包括风能、太阳能、生物质能。由于关系到我国能否完成目标的相关项目如大型水电和核电站的建设都需要较长的周期，这些项目都要在“十二五”期间基本开工建设，才能保证到2020年取得运行。