记者从中核集团获悉，近日，中核集团中国原子能科学研究院成功自主研发AIE（聚集诱导发光）同位素光源，其技术性能达到预期设计指标并在应用试验中工作状态良好，辐光转换效率达到11%，是设计指标的1.1倍，标志着我国已全面掌握同位素光源研制技术并达到国际先进水平。该研究成果对促进我国同位素技术学科发展、拓展同位素光源应用、打破国外垄断具有重要意义。自主研发的新型辐致发光材料同位素光源是将放射性能量转换成光能的一种自发光装置，利用放射性物质衰变释放的带电粒子轰击发光基体而发光。与其他电光源相比，同位素光源光强稳定，无需外接电源和进行维护，是黑暗条件下小视野指示或照明的优良光源。其可适用于长期无人值守或不易通电的地方，如航海、航空等仪表盘的夜间数据读取，室内外指示标志、辐光伏同位素电池的光源组件等，在国民经济和科学技术等多个重要领域有着广泛的应用前景。原子能院研制的AIE同位素光源采用新型聚集诱导发光材料，代替了传统的荧光粉材料，为提高同位素光源的辐光转换效率、实现我国同位素光源的自主创新提供了技术基础。目前同位素光源中最常用的放射性核素为氚，其发光装置的使用寿命长达10年以上。自主开发的首款同位素光源数据集成软件下一步，该项目团队将把AIE同位素光源集成应用于有源光学传感系统中，以实现高灵敏、高集成、低损耗的信息探测，对于微机电系统和微型传感器领域的设计与应用具有重要意义。作者丨白宇编辑丨江蓬新校对丨吴苏灵往期回顾加国六B后汽车喷水？保质期仅30天？回应来了油气企业布局氢能进展几何？我国首次实现液化天然气集装箱船换罐加注

日前，记者从中国石油长庆油田获悉，1月份以来，该油田累计生产天然气60.42亿立方米，同比增长超4%，日产天然气量保持1.5亿立方米以上高位运行，较去年同期增加1000万立方米。作为我国最大的天然气生产基地，长庆油田承担着向京津冀、陕甘宁等区域40多个大中城市的供气任务，覆盖下游用户近4亿人。本轮供暖季以来，长庆油田产气区已生产天然气近150亿立方米。苏里格、靖边、榆林等产气区严格落实保供方案，强化老区井网完善和新区试采评价，加密井站、管道设备设施巡查巡检，强化压力、温度、流量等关键参数监控，抓细抓实产供储销一体化统筹，确保产得出来、输得出去、供得稳定。作者丨王若曦编辑丨江蓬新校对丨吴苏灵往期回顾“双碳”背景下煤电的机遇与挑战油气企业布局氢能进展几何？我国首次实现液化天然气集装箱船换罐加注

“双碳”背景下煤电的机遇与挑战——访国家能源集团科学技术研究院副总经理朱法华我国电力系统既面临为经济社会发展不断增加电力供应的需求，又面临为实现“双碳”目标持续减少碳排放的压力，一边是要面对缺煤可能带来的电力短缺等实际问题，另一边却是减煤的必由之路。在严控煤电和“双碳”目标的背景下，我国煤电行业需不需要发展、如何实现高质量发展，已经成为亟待解决的问题。煤电发展所面临的机遇中能传媒：当前，煤电在“双碳”目标下有哪些机遇？朱法华：调整能源结构是实现碳中和目标的主要途径之一，未来我国的能源结构逐渐转变为风能、太阳能等非化石能源为主。根据规划要求：2030年一次能源消费量控制在60亿吨标准煤以内，非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，2050年占比超过一半，2060年达到80%以上，其中2030年天然气占一次能源消费比重达到15%左右。结合我国的化石能源查明储量的实际情况，考虑到能源安全，我国的石油消费量不宜增长且占比不宜超过天然气，若2030年石油消费占比也按15%计算，消费量小于9亿吨标准煤，则煤炭消费占比为45%，消费量小于27亿吨标准煤。根据国家发展战略，2035年我国基本实现现代化，2050年全面实现现代化，能源产业要继续发展，否则不足以支撑现代化建设，2050年一次能源消费总量按70亿吨标准煤计算。《中共中央

2023年1月1日起，国六B（或称国VIB）标准车用汽油全国上线，我国汽油全面进入国六B时代。国六B车用汽油标准并不是指代某个特定的汽油产品，而是一套升级标准体系，主要参考指标是汽油燃烧后的排放物数据。随着国六B汽油全面上市供应，网络上对此出现了不少质疑和传闻，比如会导致车辆排气管喷水、不耐烧还伤车、保质期只有30天等等。中国石油官方微信号在2月7日的一篇推文中对“加了国六B汽油后排气管喷水？”“国六B汽油不耐烧？”及汽油保质期等热点疑问作出解释。该文称，汽油喷入气缸和空气混合、在燃烧室内充分燃烧后，会产生二氧化碳和水，每升汽油燃烧后大约能产生270克水。水在高温下以气态水蒸气的形式排入大气中，也就是平时看到的汽车尾部的“白烟”。当冬季温度较低，水蒸气遇冷会变成液态水从排气管排出，就变成了常见的滴水现象，夏天则相对少见。当车辆正常行驶一段时间，车辆排气管的温度上升之后，积存的冷凝水会直接蒸发。此后排气管消音包里，自然也就吹不出任何水滴了。那加了国六B汽油后滴水会更严重吗？“理论上会，但增加的量微乎其微。”该文解释称，国六B汽油主要是将烯烃含量从18%降低到了15%，92#和95#提高了MBTE抗爆剂用量，98#增加了烷基化油（工业异辛烷）的添加量，其他化学成分指标没变化。国六B汽油更纯净了，理论上来说燃烧更完全、更充分，燃烧产生的水蒸气会略微变多。但这个“多”只是相对而言，仅凭肉眼很难察觉分辨。其实从标准上看，北京在2019年使用的京六标准汽油就和国六B汽油基本一致，北京市民提前三年用上了今年刚普及的国六B汽柴油，假如油品有问题，肯定早就曝光了。关于国六B汽油还有一个常见传闻是乙醇含量提升至20%。中国石油称，国六B汽油不等于乙醇汽油。国六B汽油分为纯汽油和乙醇汽油，区别是乙醇汽油通常会在汽油标号之前加上字母“E”，比如E95号汽油。国六B乙醇汽油当中的乙醇含量占比和之前的乙醇汽油没有明显变化，两者乙醇含量不超过10%±2%。在国六B汽油上线后，原先供应纯汽油的地区使用国六B纯汽油；在原来使用乙醇汽油的地区，则升级为国六B乙醇汽油。至于汽油耐不耐烧，主要和汽油的热值有关。该文称，汽油的热值通常为40.1-41.8MJ/KG，国六B纯汽油和国六标准的汽油相比热值并没有明显变化，“所以国六B汽油不耐烧是谣言。”国六B汽油当中的烯烃指标相比国六A降低了3个百分点，烯烃的主要作用是提升辛烷值、增强汽油的抗爆性，降低烯烃含量可让汽车减少积碳和胶质沉积。国六B汽油的耐烧程度完全没有变化。至于国六B汽油的保质期只有一个月，中国石油称也是谣传。“在实际使用中，普通汽油在密闭环境中稳定性较好，正常情况下不用考虑保质期。”在此之前，中国石化也陆续发文对上述问题作出过解释。首先，国六B的汽油，并非只有国六排放标准的车型才能够添加，国四、国五等排放标准的车也都可以使用。油品升级不涨价，国六B标准油品零售价格，仍然执行原质量标准价格油价不变。“价格不变的同时，消费者也不必担心油品升级对爱车造成损坏。由于汽油烯烃含量的进一步降低，长期使用国六B汽油，会减少发动机内积碳和胶质的沉积，降低发动机故障率，延长发动机使用寿命，降低车辆保养成本。”中国石化澄清称，“不管是乙醇比例变高，还是动力变差，都是谣言。乙醇汽油和国6B汽油，完全是两个概念，国6B代表的是汽油的环保标准。”对于“保质期只有30天”的传闻，中国石化称，“这一说法是谣言。符合国六B标准的汽油，在适宜的环境中可储存很长时间，国六B汽油烯烃含量低，对汽油发动机是有利的，只要国六B标准汽油符合产品标准要求即可正常使用，并不存在所谓‘有效期’的说法。其实这个谣言很好识破，大家想想，如果一个月就过期了，加油站、大油罐里的油怎么办？一直‘回炉重造’吗？”来源丨澎湃新闻作者丨

根据国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，到2030年，新能源将全面参与市场交易。新能源是否做好全面参与市场交易的准备？与化石能源相比，在“双碳”目标下新能源参与市场交易有哪些优势，又有哪些短板？如何做到取长补短？这些都是需要深入研究的问题。新能源具有多种优势相对于传统化石能源，新能源具有诸多优势，例如基本不受资源约束，可以说取之不尽、用之不竭；绿色、低碳甚至零碳排放，不产生环境污染和温室效应；一次能源易于获取，设备易于运维，运行成本低等。一是资源优势。新能源储量大，仅风能和太阳能就可满足全球的用能需求，且不用担心资源枯竭而出现能源危机。据估算，全球风能总储量约1300亿千瓦，我国风能总储量约16亿千瓦。根据中国气象局风能太阳能资源评估中心估算，我国全部陆地太阳能资源理论储量为1.86万亿千瓦。二是环境优势。生产和消费可再生能源，不仅不排放有害气体和烟尘，也不排放二氧化碳等温室气体，可有效保护环境，并避免或延缓全球气候变暖。2021年，我国可再生能源利用总量达7.5亿吨标准煤，减少二氧化碳排放约19.5亿吨。三是运维优势。新能源发电不需要运输和使用煤炭、石油、天然气等一次能源，建成后基本不需要公路、铁路、港口、管输设备、仓储空间等基础设施。另外，由于基本不需要燃料，所以新能源发电系统结构简单且易于操作维护，可节省大量人力、物力。新能源优势尚难市场化体现尽管新能源有多种优势，但无论在电力市场还是在碳市场上均未得到彻底体现，尤其是其低碳优势，现阶段还不能得到完整而充分的兑现，成为制约新能源顺利实现市场化发展的瓶颈。一是在电力市场难体现全部优势。由于可再生能源发电所需一次能源可以免费获取，其边际成本近乎为零，所以新能源的资源优势可以在市场上得到体现。同时，受《火电厂大气污染物排放标准》等约束，化石能源企业基本都进行了环保改造，这意味着化石能源在报价中附着了环境成本。相对而言，可再生能源的低（零）污染优势也得到了体现。然而，由于现阶段尚无相关政策约束，化石能源发电企业并未被强制要求采取与碳减排有关的措施，所以也未在电力市场报价中包含相应的碳成本。正因如此，新能源的低碳优势很难得到体现。二是在碳市场未完全体现低碳价值。碳市场是可以让化石能源为碳排放买单的市场，但碳市场以碳排放权为标的，比拼的是相对降碳能力，同时由于碳市场还不完善，其覆盖范围、交易规模、竞争程度，以及由此产生的碳价水平，很难令人相信化石能源承担了应承担的碳成本。也就是说，新能源的低碳价值在碳市场上也不能得到完全体现。经过多年发展，我国新能源装备技术不断进步，成本持续下降，在传统电力购销模式下，终于接近或实现“平价”上网。然而，在市场化交易机制下，新能源又增加了偏差考核费用与辅助服务费用分摊方面的支出。如果新能源在电力市场上新增的度电支出明显高于化石能源在碳市场上的度电支出，就会让新能源再次丧失市场竞争力。三是其他市场短时难以发挥作用。以绿色消费理念和可再生能源配额制为基础，催生了绿色电力证书交易市场和绿色电力交易市场，这两个市场本就是为实现可再生能源的环境价值而存在的。然而在我国，这两个市场发育还不够成熟，交易规模也非常小，尚难发挥应有作用。2021年9月7日启动的绿电交易试点，达成交易电量79.35亿千瓦时，成交价较当地中长期交易价格上涨3分/千瓦时至5分/千瓦时。不过，这一成交量与当年2.49万亿千瓦时的可再生能源发电量相比，如同九牛一毛。绿证交易同样如此。据统计，2017~2021年全国累计核发风电绿证2736万个、挂牌558万个、交易7.2万个，累计核发光伏绿证约402万个、挂牌52万个、交易0.02万个。然而，仅2021年全国的风电和光伏发电量就分别为6526亿千瓦时、3259亿千瓦时。另外，现阶段用户是否参与绿电和绿证市场还是出于自愿，可再生能源配额制有待真正落地。新能源参与市场交易的建议我国“富煤”的资源禀赋，决定了在碳达峰前后很长一段时期内新能源尚不足以担当主力。要确保新能源在市场上站稳脚跟，必须统筹行业与社会，兼顾成本与效益，同时用好有为政府和有效市场两种手段，综合评估与实现新能源的行业价值与环境价值，打通能源行业与全社会之间成本疏导与价值传导的渠道，实现责任同担与利益共享，在更大范畴、更广领域评估和认可新能源的环境价值，尊重其价值体现，给予其环境补偿，最终实现能源的清洁低碳转型。（一）全社会共担消纳新能源的成本出力不稳定，是新能源的固有特性，不以人的意志为转移，更不以新能源投资方的意志为转移，甚至不会随新能源技术发展而彻底改观。消纳出力并不稳定的新能源，是全人类为保护环境所必须付出的代价，也必须承受由此带来的必要成本。更何况在实际运行中，新能源的优势尚未得到全面补偿，所以更应该包容其缺陷，因消纳新能源而增加的系统成本不应由新能源单独承担，理应由全社会共担。依据上述思路和原则，可以分别采取如下策略：一是，由新能源在电力市场上承担系统调节性成本，但在市场外通过其他方式获得补偿；二是，新能源尽量少地承担调节性成本，将所增加的系统调节费用通过一定方式分摊到用户电价中去。（二）新能源参与碳市场兑现环境价值环保部门根据化石能源消费总量测算出年度碳排放总量指标，再根据发电量占比，将碳排放权总量指标分配给所有发电项目（包括新能源项目）。新能源所拥有的碳排放权指标，正好对应化石能源的指标缺口，新能源可以在碳市场上出售碳排放权指标。此举的好处是，让电力市场和碳市场进行有效衔接，在两个市场之间实现成本与价格的传导，新能源在电力市场上“失去的”，可以在碳市场上“补回来”，从而为新能源发展营造了一个公平的市场环境。（三）做好政策统筹，避免重复施策从可再生能源的角度看，其需要在电力市场上为出力不稳定的劣势买单，但可以在绿证市场上为自身的清洁低碳获得收益，并能通过绿电市场获得更多交易机会与成交量，且可以收获较高的交易价格。从化石能源的角度看，其可以在电力市场上为出力稳定且可灵活调节获得收益，但需要在碳交易市场上为其高碳排放买单。无论是给化石能源追加环境成本，还是让新能源获得环境收益，其目标都是为了促进能源转型，实现能源行业以及全社会的可持续发展。但这里面可能存在一个重复考核和激励的问题。在上述多个市场之间，及其涉及的多项政策之间，以及多目标任务之间，必须做好统筹协调，避免出现重复考核或过度考核，以及重复激励或过分激励等问题。否则，同样不利于能源清洁低碳转型，影响新型能源体系的建立。作者丨黄少中

2021年12月，国家能源局印发新版《电力辅助服务管理办法》，确认了储能独立主体的身份。之后出台一系列文件支持独立储能的运营发展。独立储能电站一般是指以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议的项目。与之相对的是依托新能源发电项目配套建设的储能项目，能够实现自发电充电。随着储能市场的逐步发展，储能项目的盈利模式受到广泛关注。独立储能项目盈利模式分析以山东省为例，目前独立储能电站收入主要来自三个方面：现货市场电能量交易收入、容量市场补偿收入、容量租赁市场租金收入。（一）现货市场电能量交易收入《山东省电力现货市场交易规则（试行）》规定：满足电网接入技术要求的独立储能设施以自调度模式参与电能量市场。参与电能量市场时，储能设施主体在竞价日通过山东电力交易平台申报运行日自调度曲线，在满足电网安全运行和新能源优先消纳的条件下优先出清，并接受现货市场价格。国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》指出，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。（二）容量市场补偿收入《关于进一步做好2022年下半年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》指出：独立储能电站日发电可用容量=（储能电站核定充电容量/2）×K/24，K为储能电站日可用等效小时数，初期电化学储能电站日可用等效小时数暂定为2小时。为鼓励独立储能示范项目发展，山东省人民政府《关于印发2022年“稳中求进”高质量发展政策清单（第四批）的通知》规定：坚持新型储能市场化发展方向，推动独立储能示范项目积极参与电力现货交易，暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿的2倍标准执行。（三）容量租赁市场租金收入《山东省风电、光伏发电项目并网保障实施办法（试行）》指出：相同条件下，优先支持配置大型独立储能电站的项目，其次支持配建储能的项目，再次支持租赁储能的项目。受政策影响，山东省2022年第三季度前无新增陆上风电、光伏项目，储能租赁市场尚不够活跃。但随着山东省陆上风电和光伏项目的逐步放开，新增集中式新能源项目会带动储能电站租赁市场趋热，预计租赁价格在330元/年·千瓦左右。配套储能项目盈利模式分析目前我国多地明确要求新能源配建储能。2021年以来，宁夏、辽宁、安徽、福建、内蒙古等地陆续在新能源上网等相关文件中提出了对储能技术、配套等具体要求。配建储能要求范围涵盖25个省份，各地结合当地实际情况，对配置比例和时间进行规范。内蒙古2021年保障性并网集中式风电、光伏发电项目优选结果中提出按15%~30%配储，储能时长2小时；新疆结合当地电网消纳实际，提出对建设4小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模4倍的风电光伏发电项目，鼓励光伏与储热型光热发电以9∶1规模配建。越来越多的地区对分布式光伏提出配套建设储能的要求。2021年山东省印发《关于开展储能示范应用的实施意见》，提出新增集中式风电、光伏发电项目，原则上按照不低于10%比例配建或租赁储能设施，连续充电时间不低于2小时。2022年《山东省风电、光伏发电项目并网保障指导意见（试行）》提出，2023年底前并网的海上风电项目、2025年底前并网的漂浮式海上光伏项目免于配建或租赁储能设施，其他海上风电、海上光伏项目由项目开发企业按承诺配置储能设施，全力保障并网。竞配项目要求项目按照储能优先原则和竞争排序规则由系统自动排序。可见配套储能已经成为山东省未来新能源场站建设必不可少的部分。（一）配套储能盈利模式参与市场交易的新能源项目与配套建设储能作为一个市场主体参与市场结算。即充电与放电价格接受市场现货电价。2022年9月16日前，配套储能接受调度调令进行充放电操作，9月16日之后，除电力供需不平衡时会提前一日通知做好调用准备，其余时间实现配套储能自调度。（二）配套储能项目盈利模式存在的问题1.依据《山东省电力现货市场交易规则（试行）》，目前山东省光伏场站结算时，日分时电量由电网企业抄录的日总电量、依据电力调度机构技术支持系统采集的发电出力曲线分解形成。其中当配套储能放电处于非光伏发电时刻，结算时会将相应放电量移回光伏发电区间，无法享受晚高峰高价放电带来的收益。尽管目前配套储能可以实现自调度模式，但由于结算机制问题，无法进行峰谷价差盈利。2.当充电时间段处于光伏非发电时间段，如夏季的低谷时间在凌晨，此时配套储能只能作为电力用户承担相应市场交易价格及附加价格（包括容量补偿电价、输配电价、政府性基金及附加），造成充电成本的增加。3.配套储能目前的盈利方式只有充放峰谷价差，没有任何其他补偿性收入。因充放电转换效率造成的损耗部分由电站自己负担，成为了减少收益的又一项原因。促进新型储能发展的建议新型储能尤其是电化学储能已成为新兴的投资热点，市场对磷酸铁锂电池的需求会越来越大，锂离子电池项目建设成本居高不下，成本疏导困难；同时由于盈利模式不足以支撑储能项目覆盖成本，特别是配套储能项目，市场驱动力不足，影响储能项目未来的布局和发展。（一）优化储能配置方式，合理储能布局。随着液流电池、钠离子电池、空气压缩储能、二氧化碳储能等新技术逐步在由试验走向应用，新型储能产业布局迎来重大机遇，应全局性考虑储能产业的发展，引导各种类型储能有序建设，理清产业链发展，切实发挥储能的作用，避免资源浪费。（二）丰富完善储能盈利模式，利用市场推动储能持续发展。建立保障储能项目盈利的长效机制，推动储能盈利模式多元化，完善电能量市场、容量市场、辅助服务市场等市场的参与规则及价格形成机制，通过价格信号引导储能市场良性发展。尽快解决光伏场站配套储能项目的结算问题，研究推动配套储能向独立储能转化的可行性，出台配套储能综合利用等实施细则支持配套储能盈利模式的多样化；研究配套建设储能与新能源项目作为一个市场主体，对新能源参与现货市场起到的调整与稳定作用。（三）统筹规划配建储能，支持容量租赁市场发展。山东省目前将储能装机配额作为新能源发电项目并网条件，但对配储能的容量比例和装机时长缺乏足够依据。科学规划、统筹配置储能的比例和装机规模，出台配套储能后续建设政策，鼓励通过租赁独立储能容量形式进一步支持和完善容量租赁市场。作者丨汝会通

核心提要●只有把能源的饭碗端在自己手里，充分保障国家能源安全，才能把握未来发展主动权，牢牢守住新发展格局的安全底线●在国际能源供给紧张、价格高位波动，国内油气对外依存度较高的背景下，推动能源绿色低碳转型的战略意义更加突出●只有从国家能源安全和经济可持续发展的战略高度重视绿色技术创新和推广，才能在新一轮科技革命中抢占主动权回望2022年，一年来，能源行业展现出稳中有进、以进固稳的良好发展态势。全力推动煤炭增产增供，全国新增煤炭产能超3亿吨/年；全力推动油气增储上产，油气产量超额完成“七年行动计划”阶段性目标；全力保障电力安全稳定供应，布局建设一批支撑性调节性电源。全国核准开工核电机组10台，白鹤滩水电站16台百万千瓦机组全部投产发电，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设扎实推进，白鹤滩—江苏、闽粤联网等重点输电工程建成投产。能源安全稳定供应有效保障，能源重大工程建设加速推进，为推动经济行稳致远注入持久动力。2023年是全面贯彻落实党的二十大精神的开局之年，我国发展站在了新的更高的历史起点上。能源工作将坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大精神，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，着力推动高质量发展，全面落实能源安全新战略，深入推进能源革命，全力保障能源安全，坚定推进绿色发展，为全面建设社会主义现代化国家提供坚强的能源保障。能源安全保障任务依然艰巨作为世界最大的能源消费国，如何有效保障国家能源安全、有力保障国家经济社会发展，始终是我国能源发展的首要问题。俄乌冲突以来，国际局势加剧演变，国际能源形势更加复杂多变，对整个能源市场造成了巨大的冲击，能源供需失衡，能源价格飙升。全面建设社会主义现代化国家对能源安全提出了更高要求，只有把能源的饭碗端在自己手里，充分保障国家能源安全，才能把握未来发展主动权，牢牢守住新发展格局的安全底线。一方面，煤电仍是近期电力系统灵活性和发电量的第一大支撑电源，需要正确发挥煤炭的压舱石作用和煤电的基础性调节性作用，同时，释放煤炭优质产能，大力提升油气勘探开发力度。另一方面，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，其核心是要在能源安全稳定保供的前提下实现新能源对传统能源的逐步稳步替代。同时推动化石能源和新能源的优化组合利用，提升新能源消费比重，逐步实现传统能源的平稳过渡替代。能源绿色低碳转型更加紧迫党的二十大报告提出，推动能源清洁低碳高效利用。《“十四五”现代能源体系规划》提出，展望2035年，非化石能源消费比重在2030年达到25%的基础上进一步大幅提高，可再生能源发电成为主体电源，新型电力系统建设取得实质性成效，碳排放总量达峰后稳中有降。同时，在国际能源供给紧张、价格高位波动，国内油气对外依存度较高的背景下，推动能源绿色低碳转型的战略意义更加突出，能源行业需要以更大决心和举措推进能源低碳转型，为实现“双碳”目标提供有力支撑。在此背景下，能源绿色低碳转型任务将非常艰巨。为此，应高水平发展核、风、光等清洁能源产业，推动水电、核电重大工程建设，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，因地制宜发展生物质能、地热能等其他可再生能源。同时提升煤炭清洁高效利用水平，把煤电“三改联动”作为推进煤炭清洁高效利用的重要抓手，并推动二氧化碳捕集利用封存技术示范应用。此外，还需加强终端用能的清洁替代。这既包括在供应侧采取风电、太阳能等新能源发电措施，也包括在消费侧采取电能、氢能、太阳能直接利用、地热能直接利用、生物质能直接利用等多种手段。能源基础设施建设将继续加强党的二十大报告提出，构建现代化基础设施体系。中央财经委员会第十一次会议强调，基础设施是经济社会发展的重要支撑，要适应基础设施建设融资需求，拓宽长期资金筹措渠道，更好集中保障国家重大基础设施建设的资金需求。国家发展改革委印发《“十四五”扩大内需战略实施方案》提出，加强能源基础设施建设。目前我国正在加快“十四五”规划的重大项目建成投产，积极拓展有效投资空间，预计“十四五”期间能源重点领域投资较“十三五”增长20%以上，为扩大有效投资、促进经济平稳运行提供强劲动力。加快能源基础设施建设，一方面应加大新型电力基础设施建设力度，推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地、西南水电基地以及电力外送通道建设；另一方面应强化能源安全保供基础设施建设，加快提升网间电力互济能力，增强油气供应能力，完善原油和成品油长输管网体系建设，加快天然气管网建设和互联互通。创新引领能源发展作用更加凸显我国风电、太阳能发电等技术创新能力全球领先，取得了多个“世界第一”和“国际首个”，建立了较为完备的可再生能源技术产业体系。但与世界能源科技强国相比，与引领能源革命的要求相比，我国能源科技创新还存在明显差距，支撑碳达峰碳中和的能源技术有待突破。比如，关键零部件、专用软件、核心材料等大量依赖国外，能源领域原创性、引领性、颠覆性技术偏少。党的二十大报告提出，以国家战略需求为导向，集聚力量进行原创性引领性科技攻关，坚决打赢关键核心技术攻坚战。随着科技创新在能源绿色低碳转型中的权重不断加大，只有从国家能源安全和经济可持续发展的战略高度重视绿色技术创新和推广，才能在新一轮科技革命中抢占主动权。下一步，要以实现能源强国为目标，集中攻关突破能源领域主要短板技术装备，加快研究快速兴起的前瞻性、颠覆性技术以及新业态、新模式，形成一批能源长板技术新优势。同时，进一步健全适应高质量发展要求的能源科技创新体系，有力支撑引领能源产业高质量发展和能源转型。作者丨邱丽静编辑丨江蓬新校对丨吴苏灵往期回顾“双碳”目标下构建新型能源体系的思考《新时代的中国绿色发展》白皮书

1月31日，两艘5000吨级液化天然气动力集装箱船在京杭大运河江苏段启航。不同于传统船用液化天然气加注方式，本次加注采用了液化天然气船舶动力燃料换装模式，这在全国范围内尚属首次，标志着液化天然气船舶动力燃料换装模式正式进入船舶燃料补给市场。这次采用动力燃料换装模式的液化天然气动力集装箱船，每船装了两个标准集装箱大小的可移动液化天然气燃料罐箱，每个燃料罐装有17吨液化天然气，航行能力达3000公里，可完成整个京杭大运河的航行，中途不需要燃料补给。与普通燃料油船相比，液化天然气动力船舶更为绿色环保。近年来，我国船舶“油改气”发展日渐提速，以往内河船用液化天然气加注，主要有船对船加气、岸基式加气站加气和槽车加气等多种方式，都需要通过管道系统对船舶进行加注。由于沿江、沿河建成的可用站点较少，船舶燃料及时补给面临困难。液化天然气动力船舶换罐加注模式的创新，不仅可助力区域能源结构转型，也将大力推动我国内河绿色航运发展。来源丨中国海洋石油集团有限公司编辑丨李梁校对丨许艳往期回顾新能源汽车如何摆脱“成长烦恼”共享储能商业运营前景可期

近日，华南最大氢燃料电池供氢中心——中国石化茂名石化氢燃料电池供氢装置成功产出合格的99.999%高纯氢，所产氢气主要向氢燃料电池汽车供应。作为粤西地区目前唯一的供氢项目，该供氢中心为打通广东茂名、阳江、江门至佛山和广州等大湾区核心城市的“氢走廊”打下了坚实基础。氢能作为绿色清洁的二次能源，是推动能源结构优化升级的理想媒介，也是油气企业生产经营深度脱碳的优质选择。2022年以来，油气企业积极在氢能领域谋篇布局，开展全产业链技术研究与示范应用，通过技术创新努力推动氢能产业向着高效益、规模化发展。绿电制氢获得多项示范应用2022年以来，油气企业将制氢目光重点聚焦绿电制氢领域，利用可再生能源发电制氢。中国石化于2022年9月发布实施的氢能中长期发展战略就提出，在现有炼化、煤化工制氢基础上，大力发展可再生电力制氢。2022年11月，中国石化启动建设全球最大光伏绿氢项目——新疆库车2万吨/年绿电制氢示范工程，实现了国内首次光伏发电制氢规模化应用突破。旗下中原油田探索风力、光伏发电电解水制氢项目，项目进入开车准备阶段。中国石化自主研发的兆瓦级质子交换膜电解水制氢装置在燕山石化成功开车，该装置应用绿电进行生产。对于利用陆上风电、光伏等绿电制氢，华北电力大学氢能技术创新中心主任刘建国指出，油气企业制取的氢气，可以应用于原油加工环节，实现深度加氢脱硫，也可用于化工原料制备过程，实现制备过程的加氢反应。而今，油气企业将制氢方向转移到绿氢项目上，主要基于炼化生产过程更清洁的考量。对于未来如何大规模利用陆上可再生能源制氢，刘建国认为，跟化石能源、工业副产品制氢相比，陆上绿电制氢生产成本更高，未来大规模应用需要攻克技术难关以提高其经济性。此外，可再生能源基地多集中在三北地区，将绿电制成的氢气运到能源消费集中的东部沿海地区，需要解决长距离运输问题。未来可以考虑设计建设制加一体站，制成的氢气经过简单纯化加压后供应给氢燃料电池车，可解决长距离输氢经济性和灵活性问题。中国海油则将目光聚焦在海上风电制氢领域。中海石油（中国）有限公司与浙江清华长三角研究院就海上风电制氢项目进行合作，重点推动海上风电制氢相关技术研究和示范项目落地。我国对于海上风电制氢尚处于前期摸索阶段，当前尚无应用成果。由于客观应用场景不同，海上风电制氢相比陆上风电制氢存在一定差异。刘建国表示，海上风电尚未实现平价上网，海上风电相比陆上风电的发电成本要高。当前我国依旧重视海上风电制氢研究，是因为海上风电制氢产地与主要用能位置（东部沿海地区）相近，需要考量的运输因素相对较少。当前海上风电总装机规模还不理想，但是具有发展潜力，未来有望提高装机规模。“海上风电制氢还要解决海水腐蚀问题。海上风电塔筒表面做的防护层要比陆上风电塔筒更厚一些，防护层需要经受盐分的腐蚀。”刘建国说。除海水腐蚀外，制氢水源也是海上风电制氢需要考虑的新问题。东北电力大学电气工程学院副教授孔令国表示，海上风电制氢获取淡水资源相对困难，需要将淡水资源从内陆运到海上，或将海水过滤、净化后制氢。国外已实现海水直接制氢，国内尚无应用案例，未来通过攻克相关技术难题也可利用海水直接制氢。对于如何实现海上风电制氢，刘建国表示：“我国正在探索海上风电制氢模式。例如设想将制取好的氢气运到岸上，或是将风电输送到岸上再制氢。当前还有一种设想是在海上建立漂浮的化工厂，利用海上风电生产合成氨，然后进一步制氢。未来具体利用哪种模式制氢，取决于制氢技术的进展和终端市场的需求。”加氢网络布局进程持续加快从下游看，完善加氢网络是普及氢能应用的基础。当前氢燃料电池车应用范围日趋广泛，作为氢燃料电池汽车的动力补给站，推动加氢站建设势在必行。2022年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，提出支持依法依规利用现有加油加气站的场地设施改扩建加氢站。油气企业在多省加紧布局加氢站，在原有站点的基础上增设加氢功能。中国石油在四川的首座加氢站——古城加油加氢站于2022年2月建成完工，在广东的首座加氢站——佛山罗格加氢站于2022年10月完成首车加注。这两个项目均为加油加氢合建站。2022年11月，中国石化在云南首座具有加氢功能的站点——丽江环城东路北综合加能站首次成功加氢。该站同时具备加油、充电、加氢的能力。油气企业布局加氢网络时，一方面推进加氢站建设，另一方面也在着力建设加氢母站。后者除开展本站氢气零售加注业务外，还能够服务周边加氢子站，实现氢气的充装批发。中国石化茂名石化氢燃料电池供氢中心于2022年12月正式投产，该项目一期配备加氢能力3000千克/天的加氢母站。西南地区首座管道供氢加氢母站——中国石化马店河加氢站于2022年11月正式投运，该站将当地化工企业副产氢提纯，依靠氢气管线实现氢气充装批发。虽然近年来油气企业加快加氢站建设步伐，但全国加氢站建设运营面临成本压力，覆盖面仍然有限，氢能产业链形成成熟的市场尚需时日。孔令国表示，加氢站设备关键零部件依赖进口，导致加氢站建设成本高昂，需要通过技术研发与创新，实现关键零部件和核心技术的国产化应用。推广建设能源合建站也是一种手段，利用原加油站、充电站场址进行加氢，解决征地问题的同时降低了成本。同时，可以推广分布式可再生能源制氢加氢一体站，实现氢气的自给自足，节省氢气中间的运输成本。该一体站采用固态储氢模式，相比液态、气态储氢安全系数也更高。对于未来如何完善加氢网络布局，孔令国认为，在我国，氢燃料电池车类型以重卡、物流车、市政车、公交车等专业车辆为主。以运输炼化产品的重卡为例，运输路径相对固定，可以沿路规划设置加氢站。“‘十四五’时期，建议加氢站依托氢燃料电池车应用场景进行定点布局。”作者丨王若曦编辑丨李梁校对丨许艳往期回顾新能源汽车如何摆脱“成长烦恼”共享储能商业运营前景可期

共享储能是在能源互联网背景下产生的新一代储能理念，具有分布广泛、应用灵活的优点。其将独立分散的电源侧、电网侧、用户侧储能资源进行整合，交由电网进行统一协调，推动源网荷各端储能能力全面释放。共享储能的“共享”体现在四个方面：一是共享建设，新能源发电企业自建或共建、发电企业与省电力公司共建、运营共享储能；二是共享设备，包括储能租赁使用的设备等，可采用长期容量权益和储能服务租赁，也可以多期市场竞价；三是共享资源利用，叠加多种交易品种，应用电力系统及其他储能单元的调节作用，既可以参加调峰辅助服务，也可以参加调频辅助服务；四是共享服务，满足能源管理、电网售电、定制用电的需求等其他各项服务。商业运营模式分析“共享储能”商业模式可以推动储能行业经济社会效益最大化。辅助服务市场模式。随着政策的进一步完善，电力辅助市场相关竞争机制逐渐成熟，辅助服务市场将成为共享储能在电网侧最具发展潜力的商业模式之一。各电网公司牵头组织储能项目的投资、建设，与电网内部企业或与第三方运营服务商合作开展系统日常运维。在电网的统一调度下，辅助服务市场的各类市场主体根据各自需求享受各类储能服务，并支付相关服务费用。储能是经济性好、实时性强的优质调频资源，可以为各类发电机组（老旧火电机组、可再生能源发电机组、核电机组）提供调频服务。引入辅助服务市场竞价机制，储能直接参与辅助服务市场竞争，通过提供调峰调频、黑启动、应急功率响应等多种辅助服务获得收益，收益水平由市场决定。虚拟电厂模式。虚拟电厂模式将各类用户的储能系统集合起来，通过先进技术优化系统运行，参与电网辅助服务获取应用收益。其更适合具有专业技术实力的电网企业牵头实施。经过电网统一调度和管理的分布式储能系统，不仅可以参与电力市场通过调频、备用容量等获取收益，还能助力输配电系统，发挥延缓输配电扩容升级、电压支持、需求响应等方面的多重价值。在虚拟电厂模式中，能够将储能系统聚合起来进行分析、优化控制的系统平台至关重要。各电网公司可搭建虚拟电厂项目接入平台，从建筑负荷中获得技术数据，从市场中获得价格信息，同时对海量信息进行实时管理。当要求实行需求响应时，平台能找到优化点，帮助用户降低成本、增加收益。合同能源管理模式。合同能源管理模式是一种比较成熟的商业运营模式，一般适用于具有稳定现金流收益的节能项目。储能项目在移峰填谷过程中也能够同时优化无功调节，降低输配电损耗，因此可以将这些节能服务进行量化评估，探索应用合同能源管理模式，由电网企业或大型用电企业与储能项目业主分享节能降耗收益。规模较大的企业、园区等集中式储能提供商可以选择合同能源管理模式，依据权威的第三方节能评估机构评估储能产生的节能效益价值，由园区运营者等节能受益方让渡部分节能收益给储能运营商。各电网公司可在合同能源管理模式下扮演储能提供商或储能运营商的角色。现货交易市场模式。电网侧储能也可通过现货市场交易模式获得电量收益。各电网公司可作为储能运营服务商负责日常运营维护等工作，并参与电力现货市场交易，利用储能设施套取电价波动差值。运营服务商在电力现货市场进行购、售电交易套取价差收益。若共享储能提供商与运营服务商不是同一主体，则按协商好的规则分享收益。价格形成机制分析共享储能商业模式的价格形成机制是储能提供商及运营商实现盈利、吸引用户购买云储能的关键所在。一个有效的价格形成机制，应当在保证储能运营商获得利润的同时，让用户相较于不使用共享储能的情形获得一定效用。共享储能参与辅助服务的定价可以分为三类：按容量定价、按流量定价和按套餐定价。按容量定价。按容量定价指设定单位千瓦或单位千瓦时的云储能服务价格，用户按照自己实际需求向云储能提供商购买一定容量的云储能服务。由于用户在使用云储能之外还可以自己投资建设实体的储能，因此为了吸引用户使用云储能而非投资实体储能，在按容量定价时，云储能单位容量的年度服务价格应不大于投资实体储能的单位功率容量投资成本年值。按流量定价。按流量定价是从移动互联网的流量定价中受到启发，实现让用户实现“用多少，付多少”的消费模式。云储能提供商依据用户每次向云储能设施中存入的能量的多少而收取相应的费用。在这种定价模式下，云储能提供商要计算出在不同的储能设施荷电状态和不同的电价下满足用户存储和释放单位电能的需求所产生的成本，进而形成云储能按流量定价的分段或连续价格曲线。按套餐定价。按套餐定价是指云储能提供商根据用户的用电行为和储能使用的历史数据，形成用户画像，为不同用户开发不同的云储能服务套餐，并给予相应的使用奖励和优惠措施。不同的套餐可以包含不同的储能设施，有些套餐可以是“功率型”，有些可以是“能量型”，还有些可以是“互补型”。套餐定价也可以综合容量定价和流量定价的特点，即同一套餐中既包含容量定价的部分又包含流量定价的部分。有关保障措施建议一是完善共享储能基础设施建设。电能不同于普通商品，共享储能大规模推广后，势必增加电网的传输压力，储能电站的选址应统筹考虑各地区气候、地势、电网建设等实际情况。同时，丰富储能电站储能技术种类，实现优势互补。二是加强共享储能监管及标准体系建设。2019年6月18日，《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》发布，为共享储能市场化交易提供了遵循。在全国范围内推广共享储能，也应进一步突破体制和机制束缚，鼓励利益各方广泛参与政策制定，建立良好的协同机制。通过推进电力市场化改革、完善电价形成机制、保障清洁能源消纳、引导绿色能源消费，深化能源革命构建市场化发展体系。三是深化共享储能技术研究与配套建设。针对共享储能的技术特点，建立可支撑其发展的标准体系。加快储能系统整机试验验证，开发高精细度的监测和控制技术；严格规范储能电站产品质量，保证材料体系品质、合理结构布局；进一步完善储能电站消防措施配置，加强安全消防措施；开展储能系统监测，提高电池管理系统控制准确度和灵敏度。作者丨蔡文静

核心提要●新能源汽车发展面临产能布局、基础设施、技术标准等方面的多重挑战●增程式电动汽车以其提速快、成本低、更好解决“续航焦虑”等优势在市场上表现亮眼●氢能作为新能源汽车燃料的“新宠”在汽车领域多点开花近年来，我国汽车产业总体规模不断扩大，稳居全球第一。新能源汽车产业发展呈现出蓬勃发展的势头与强大韧性，创新成果不断涌现，正逐步向电动化、网联化、智能化转型，为我国践行“双碳”战略发挥了重要作用。高质量发展面临多重挑战中国汽车工业协会常务副会长兼秘书长付炳锋表示，当前，我国汽车产业高质量发展进入新阶段，行业未来面临巨大的机遇与挑战，迫切需要发挥超大规模市场优势，着力构建中国式智能网联汽车产业融合生态，健全供应链新体系。记者了解到，从汽车全生命周期角度看，汽车领域的碳排放量约占我国总碳排放量的10%。近年来，新能源汽车快速发展为汽车全生命周期的减碳、减排工作贡献了非常重要的力量，目前汽车市场已进入“双碳”目标引领的转型发展重要时期。据介绍，2020年，平均每辆民用汽车在使用环节直接排放二氧化碳约2.6吨，相较2011年，下降约50%，年均碳排放量降幅超过7%。2017年以来，随着新能源汽车占比不断提升，单车使用环节直接碳排放的下降幅度不断扩大。在肯定近10年我国新能源汽车发展以及降碳成果的同时，新能源汽车产业发展面临的“成长烦恼”也引发业内关注。“中国新能源汽车发展虽然取得新进展，但仍面临着区域发展不平衡、商用车进展缓慢、基础设施相对滞后等挑战。”全国政协副主席、中国科学技术协会主席万钢坦言。“这两年大规模的芯片短缺我们没有预估到，镍钴锂等原材料价格的暴涨也没有预估到，这些都是真正左右我们未来发展的战略问题。”中国汽车工业协会副总工程师许海东认为。新能源汽车发展面临产能布局、基础设施、技术标准等方面的多重挑战。业内专家表示，现阶段，迫切需要行业和政府来共同努力加以解决。对此，中国汽车工业协会总工程师、副秘书长叶盛基指出，中国式现代化建设，离不开汽车强国支持。中国汽车产业将把握电动化、智能化和网联化发展的重要机遇期，着力产业链供应链体系健全完善，全力加快产业升级转型和高质量发展。工业和信息化部装备工业一司副司长郭守刚表示，工信部将通过五大举措继续推动汽车产业高质量发展：一是通过优化政策供给，修订发布积分管理办法，组织开展公共领域车辆全面电动化先行区试点；二是持续保障稳定运行，健全汽车生产风险预警机制，促进产业链上下游合作，做好原材料保供稳价工作；三是支持创新突破，发挥龙头企业和国家创新中心的积极作用，加大投入，加强资本和技术对接以及成果转化；四是优化发展环境，开展智能网联汽车准入试点，制定动力电池回收利用管理办法；五是深化国际合作，加强国际经贸规则对接，建设汽车海外发展公共服务平台。增程电动技术受业内关注记者注意到，新能源汽车多种技术路线并行发展的现状成为业内关注焦点。“低碳汽车适合中国国情，是交通领域碳达峰的重要途径。电动化、氢能化包括生物质燃料是汽车零碳发展的产品方向，多技术路线是我国汽车清洁低碳转型的必经之路。”中国汽车工业协会副秘书长何毅表示。在中国汽车工业咨询委员会委员、工业和信息化部产业政策司原副巡视员李万里看来，汽车技术路线的抉择主要受时代发展的大趋势赋予的定位要素、所处大国责任的定位要素、大产业体系任务的定位要素、承受国内难题和底牌的定位要素、与网络化和智能化高度融合的定位要素、大能源转变过程的定位要素、大开放博弈的定位要素等国际国内宏观要素的综合影响，我国一定要在多技术路线下发展新能源汽车。在各技术发展路线细分“赛道”中，增程电动技术“赛道”广受关注。记者了解到，目前增程式电动汽车以其提速快、成本低、更好解决“续航焦虑”等优势在市场上表现亮眼。其主要工作原理相当于在普通的电动车上装载了一台发电机，在电池电量充足时，动力电池驱动电机，提供整车驱动功率需求，此时发动机不参与工作。当电池电量消耗到一定程度时，发动机启动为电池提供能量，对动力电池进行充电。当电池电量充足时，发动机又停止工作，由电池驱动电机，提供整车驱动。“增程电动是最适合中国市场的新能源技术路线。”理想汽车产品规划负责人张骁认为，增程电动提供了城市用电、长途发电、露营放电的全新产品价值，同时满足了消费者、企业等多个层面的需求。对消费者而言，增程电动提供的长纯电续航里程，可实现低能源成本、城市零排放。对于企业而言，增程电动技术路径在国内拥有自主可控的产业链条，增程器、电池、电驱动系统都拥有全球领先的本土供应商合作伙伴。“增程技术路线也是最接近纯电的技术路线，很好地解决了里程焦虑和充电焦虑的问题，对节能环保的贡献非常高。”重庆长安新能源汽车科技有限公司副总经理兼首席技术官周安健也表达了相同观点。根据车企相关市场调研，用户对增程技术认知度达到80%以上，2020年用户喜好度、购买意愿约为20%、17%，2022年喜好度、购买意愿比例已上升至31.9%、32.5%。氢能燃料应用被寄予厚望“过去人类文明从石器时代走向铁器时代，并不意味着先人真把石头用完了。昨天的汽车一直依赖于上亿年前阳光照耀的产物——化石燃料。明天的汽车，每天的阳光将为我们提供取之不尽、用之不竭的绿电和可再生燃料！”对于新能源汽车燃料的未来发展方向，中国工程院院士、上海市政协副主席、上海交通大学碳中和发展研究院院长黄震描述了这一颇具画面感的愿景。近年来，在政策的大力拉动扶持下，氢能作为新能源汽车燃料的“新宠”在汽车领域多点开花。截至目前，包括北京、河北、山西、陕西、贵州等地的能源“十四五”规划中都对氢能产业制定了中长期规划。整体来看，长三角、粤港澳大湾区、京津冀等区域已初步形成氢能产业集聚发展的格局。“氢能化是汽车零碳发展的重要技术路线，特别是长途商用车，氢发动机和燃料电池是主要产品方向。氢能及燃料电池在新能源汽车战略性新兴产业中占有重要一席。”何毅指出。目前我国已初步形成京津、河北、河南、上海、广东五大氢能示范区，而其他区域也在加速出台政策和启动示范。以上海为例，氢燃料电池汽车的研发与应用不断有新突破，大功率电堆等产品的技术指标达到国际先进水平，从膜电极、双极板等八大核心零部件到燃料电池汽车的系统集成，形成了技术、产品、应用的全产业链发展体系，基本实现燃料电池汽车车型的全覆盖。上海捷氢科技有限公司副总经理侯中军表示，目前氢能分为绿氢、蓝氢和灰氢，由于绿氢发展刚刚起步，还属于技术和产业逐步提升的阶段，要基于灰氢进行有效利用，支撑目前燃料电池汽车快速示范运营的规模。“前途是光明的，道路是曲折的。这句话，特别适合氢能和燃料电池商业化发展现状。”何毅表示，受氢制储输用全链条制约，在相当长的时间内，氢能及燃料电池尚无法普及应用，主要靠示范拉动。作者丨余璇编辑丨李梁校对丨吴苏灵往期回顾“双碳”目标下构建新型能源体系的思考《新时代的中国绿色发展》白皮书

党的二十大报告中指出，要积极稳妥推进碳达峰碳中和，加快规划建设新型能源体系。目前，围绕“双碳”目标，我国已经确定了“1+N”政策体系。2021年10月发布的《中共中央

编辑丨李梁校对丨吴苏灵往期回顾“不让国家为煤发愁！”从地方两会看2023年各地能源布局

编者按山西省承担着全国近3成的原煤供应，在保障国家能源安全方面具有重要地位。2022年9月27日，国务院办公厅发布了《关于对国务院第九次大督查发现的典型经验做法给予表扬的通报》，其中，“山西省强化煤炭增产保供保障能源安全”名列通报表扬名单。截至2022年12月27日，山西省提前完成全年13亿吨煤炭产量目标任务，煤炭产量位居全国第一，实现连续2年均增产1亿吨以上的历史最高水平。本期能源新闻微信公众号推出山西煤炭增产保供专题报道，从政府、企业等多个维度，系统勾勒山西省在能源保供中的奋战图景，力求展现其能源大省的使命担当。眼下正值冬季保供期，作为煤炭大省和全国重要能源基地的山西，全力保障能源安全生产稳定供应。山西省承担着全国近3成的原煤供应。山西省认真践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，充分发挥煤炭在能源安全保障中“国之大者”重要作用，全力抓好煤炭增产保供，有力保障了国家能源稳定供应。国务院第九次大督查对于“山西省强化煤炭增产保供保障能源安全”的典型经验做法给予通报表扬。精心部署超额完成增产保供目标任务“不让国家为煤发愁”，是山西省对党和国家作出的庄严承诺。据山西省统计局数据，2021年山西省规模以上企业原煤产量11.93亿吨，占全国产量的近3成。2022年以来，山西省严格落实党中央、国务院决策部署，切实做好煤炭保供工作，确保经济社会平稳运行。山西省委、省政府高度重视煤炭增产保供工作，省委财经委、省委常委会、省政府常务会多次进行专题研究，主要负责人亲自推动，专门进行安排部署。印发工作方案，明确工作目标，制定工作举措，建立保障措施，提出工作要求，强力推动各项工作深入开展。记者从山西省能源局获悉，山西省科学施策，多措并举抓生产。通过大力释放先进产能、加快手续办理、加强现场督导、优化采掘部署、均衡组织生产、产运销紧密衔接，压紧压实责任和强化产量调度等措施，推动煤炭产量取得显著增长。2022年12月以来，山西省煤炭生产平稳有序。截至2022年12月27日，山西省已提前完成国家下达的全年煤炭产量目标任务，并达到了省委、省政府确定的全年13亿吨产量目标，煤炭产量位居全国第一，实现连续2年增产1亿吨以上。新增产能12690万吨/年，位居全国第一，完成了国家下达新增煤炭产能12580万吨/年任务的101%。签订电煤中长期合同62958万吨，完成62000万吨目标的101.5%。各项指标均超额完成了国家下达的2022年煤炭增产保供目标任务。2022年10月份，国家发展改革委下发《关于2022年全国煤炭新增产能目标任务完成情况的通报》，确认山西省为已完成新增煤炭产能任务的11个省区之一，并给予通报表扬。山西省凝聚各方合力，高位推动煤炭保供工作。煤炭增产保供和产能新增工作专班由山西省省长任组长，专班办公室设在省能源局，承担日常工作。进入冬季供暖季以来，山西省做好煤炭和电力供应保障工作，为群众温暖过冬打下坚实基础，全力打好迎峰度冬“攻坚战”。煤炭保供各项工作步入了“快车道”——各级各部门多措并举加快产能核增，充分释放先进产能，重点推进符合条件的低瓦斯和高瓦斯煤矿核增，生产煤矿达产满产组织生产，推动建设煤矿加快施工进度尽快进入联合试运转，加快停缓建煤矿分类处置，加快资源配置，对符合条件的边角、夹缝资源，优先配置给核增产能煤矿；对边角零星资源和浅层煤资源，符合露天开采的，优先配置给露天煤矿。加快手续办理，对照工作清单，明确单位责任和办结时限，优化办理程序，创新工作方式。加快煤矿减量重组、接续煤矿项目、修编矿区总体规划、调整建设规模煤矿等6类煤矿手续办理进度，提升工作效率，全力服务好、保障好煤炭企业保供生产。同时，加强运力保障，统筹铁路、汽运等运力，加强沟通衔接，倒排发运进度，合理组织煤炭运输、接卸工作，确保煤炭产得出、运得出，杜绝顶仓压产。严格疫情防控，加强铁路、公路和矿区疫情防控工作，坚决杜绝疫情蔓延影响煤炭生产。不断完善和调整应急预案，对出现疫情的矿区、线路、项目等实行闭环管理，将影响程度降到最低。勇担重任多举措促进保量稳价落地见效在这场能源供应“攻坚战”中，山西省各煤炭企业勇担重任，尽锐出战。作为山西重点省属国企，晋能控股集团克服重重困难，抓紧推进煤炭增产保供，为严冬送上融融暖意。2022年，晋能控股集团承担22972万吨电煤中长期合同保供任务，占山西省6.2亿吨任务量的37%，占全国26亿吨任务量的8.8%。按照“依法依规释放先进产能，多措并举增加煤炭产量，坚决完成增产保供任务，切实发挥煤炭‘压舱石’作用”等要求，晋能控股集团严格确保安全，全力组织生产，倾力保障国家能源供给稳定、经济发展稳定、社会政治稳定。为了不折不扣完成保供任务，晋能控股集团抓住“保量”和“稳价”两个关键，多措并举建立电煤调控机制，扎实做好迎峰度冬能源保供。成立工作专班，建立“日计划、日调度、日报告、日考核”工作机制和24小时应急响应、应急值守制度，采取统一调度资源、争取运力支持、严把煤质关口等举措，全面压实责任，高效推进。所有电煤资源均由晋能控股集团负责统一调度，压减化工、建材行业供煤，停止市场化电煤销售，集中一切资源用于电煤保供。严格执行电煤中长期合同价格，港口5500大卡动力煤平仓价在570~770元/吨之间，坑口5500大卡动力煤稳定在570元/吨以内，有效稳定了煤炭价格。智能化成为保供增效的有力手段。晋能控股集团将“数”“智”作为增产保供、提质增效的新引擎，实现了安全管理与生产保供同步推进，充分释放煤炭先进产能，落实长协煤供应，为保障经济运行和基本民生贡献“晋控力量”。同忻矿作为千万吨级智能化矿井，依托矿山智能化综合管控平台，实时分析生产、衔接、运输等各个环节数据，不断优化煤炭开采工艺，单产单进水平提升了10%左右；寺河矿的掘进系统采用一键启停+自动定位、自动截割、自动检测、自动防护、自移机尾+支护机械化的“1+5+1”智能掘进控制体系，煤炭开采效率稳步提升12.7%，为企业能源保供发挥了积极作用。截至目前，晋能控股集团特级安全高效矿井118座，先进产能占比75.79%；一级安全生产标准化矿井27座，建成塔山、同忻、三元、寺河等4座智能化矿山，智能化综采工作面57个、智能化掘进工作面52个，为充分释放产能提供了“智”力保障。一直以来，中国太原煤炭交易中心有限公司（以下简称“交易中心”）助力煤炭供需企业及时了解煤炭价格变化趋势，实现合理定价、公平交易。在保供工作中，交易中心全力以赴、精密部署、抓紧推进，及时完成全省煤炭购销合同的上线签订、运输需求衔接、履约信息采集、统计汇总分析等工作任务。在山西省能源局和山西省能源监管办的大力指导下，在煤炭上下游企业的大力支持下，交易中心承担的煤炭保供各项工作任务均圆满完成，以实际行动为山西省能源安全稳定供应和煤炭经济的高质量发展作出贡献，充分体现了“中”字头机构的责任和担当。作者丨莫非编辑丨李梁校对丨许艳往期回顾从地方两会看2023年各地能源布局中国海油开拓海外首个管道天然气自售项目

近日，从中国海油获悉，中国海洋石油巴西有限公司与巴西国家石油公司成功签署天然气处理系统合同，并与壳牌、高浦能源、雷普索尔、中石化合资公司等4家管输方完成桑托斯盆地天然气输送系统合同签约。自此，中国海油成为巴西首家实现非股东自主销售天然气的石油公司，成功跻身巴西主要天然气供应商之一。中国海油Buzios油田10%的份额天然气实施自主销售。这也是中国海油海外首个管道天然气自售项目。在项目联合推动中，项目组成员充分发挥油公司和专业公司各自优势，共同推动非作业者项目管理提升，在实现收益显著提升的同时，为进军中南美天然气市场、扩大产业规模打下了坚实基础。来源丨中国海洋石油集团有限公司编辑丨李梁校对丨吴苏灵往期回顾新春贺词丨逐梦新征程

新年伊始，地方“两会时间”正式开启。1月10日起，全国各省（自治区、直辖市）陆续召开两会，谋发展、布棋局，掀起轰轰烈烈的干事创业热潮。随着2023年各地方政府工作报告出炉，大量最新能源数据持续披露，各项能源发展举措跃然纸上，一幅宏大的地方能源发展蓝图渐次展开。煤炭资源优势区增储上产仍放首位看能源发展、话能源大势，一马当先看晋陕蒙。回顾2022年，晋陕蒙不负众望，充分发挥保障能源安全第一梯队作用，交出了能源保供硬核答卷。“在能源供需紧张的形势下，山西发扬革命老区精神，每天约有23万产业工人日夜奋战在井下生产一线，约200万吨煤炭资源不断输送到全国各地。”山西省政府工作报告指出，2022年山西煤炭日均产量达到356万吨，以长协价保供24个省份电煤6.2亿吨。截至2022年12月底，山西全年煤炭产量已超13亿吨，占全国产量近1/3。陕西省充分发挥资源禀赋优势，紧盯能源生产、供应重点环节，扎实推进能源保供各项工作。2022年完成煤炭产量7.4亿吨，增长5.7%，省内电煤需求实现全覆盖；支援兄弟省份签订电煤中长期合同2.53亿吨。内蒙古坚持保大局、为大局，2022年实现煤炭产量12.2亿吨、发电量6465亿千瓦时，完成煤炭保供任务9.45亿吨、外送电量2640亿千瓦时，均居全国第一。进入2023年，晋陕蒙仍然将增储上产放在首位。山西省明确指出，在确保安全生产的前提下，2023年力争煤炭产量达到13.65亿吨，以加快释放煤炭先进产能，做好电煤稳价保供。陕西省则要求，优煤、稳油、扩气、增电。一方面，扛牢能源安全责任，抓好煤炭稳产保供和优质产能建设，争取海则滩等4处煤矿开工建设；另一方面，加大油气资源勘探开发和增储上产力度，加快宜黄、神府天然气勘探，支持镇巴页岩气开发。“煤炭、油气这些地下宝藏不能挖出来就拉走，一定要在内蒙古大地上转化增值。”内蒙古提出，2023年要在稳产保供的基础上，加快推进能源经济多元化、低碳化、高端化发展。清洁能源丰富区能源项目带动有效投资“双碳”目标背景下，清洁能源发展是重头戏。地处我国西北方的能源大基地，拥有得天独厚的土地资源、风光资源，纷纷将重大能源项目作为拉动有效投资的重要抓手，将规模化发展清洁能源作为推动地区经济新旧动能转换的助推器。2023年青海省政府工作报告提出，将重点围绕打造国家清洁能源产业高地，加快建设盐湖资源综合利用、新能源、新材料、有色冶金等4个千亿产业集群。进一步来看，2023年，青海将推进重大项目撬动投资，其中，在能源投资方面，青海将推动大型风电光伏基地第一批1090万千瓦建成并网、第二批700万千瓦全面开工、第三批1000万千瓦计划目标争取获批，推进李家峡水电站扩能并网发电，加快建设羊曲、玛尔挡水电站，开工建设哇让、同德、南山口等抽水蓄能电站，建成压缩空气储能示范项目，全面提升新能源发电调峰能力。新疆锚定石油石化、煤化工、硅基、有色金属等资源密集型产业，以此推进能源产业升级转换。其在2023年政府工作报告中明确，创新建立多元化基础设施投融资体系，推进能源、水利等领域基础设施建设；加快推进准东国家级现代煤化工示范区、哈密国家级现代能源与化工产业示范区建设；大力发展新能源、新材料等战略性新兴产业集群。吉林省则大力推进能源产业“源网荷储”协调发展，加快构建以“清洁型电源、友好型电网、灵活型负荷、主动型储能”为主体的吉林特色新型电力系统。2023年该省政府工作报告明确，将打造“源网荷储”一体化试点项目，吸引用电大户落户吉林；重点建设大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目，推进中韩（长春）国际合作示范区国家电投氢能产研基地建设。新能源崛起区高水平发展风光电目标是引领前行的灯塔。截至目前，已有超过20个省（自治区、直辖市）公布了新能源建设布局的目标任务，从中可以感受到地方争先恐后发展新能源的决心。布局较早的“三北”地区，稳步推进风电光伏基地化开发。以甘肃为例，其将打造全国重要的清洁能源基地，建成国家第一、二批大型风电光伏基地作为2023年的重点工作。2023年该省政府工作报告提出，大力发展新能源、新材料、先进装备制造业，支持酒泉做大新能源及新能源装备制造产业基地，金昌建成全国重要的新材料基地、新能源电池和电池材料供应基地。值得注意的是，东南沿海地区海上风电集群化开发趋势愈加分明，为我国新能源事业发展再添新彩。2023年广东省政府工作报告提出，支持汕头国际风电创新港建设，谋划推动6000万千瓦海上风电开发，着力打造“1+3+3”海上风电全产业链生态体系，可谓举全市之力，高起点、高水平建设汕头国际风电创新港。广西将大规模开发陆上风电和集中式光伏发电，重点打造北部湾海上风电基地，推动广西红水河光伏、崇左风光等国家大型风电光伏基地建设。山东则公布2023年的目标任务是实施碳达峰十大工程和能源转型发展九大工程，提出建好海上风电等五大清洁能源基地，并规划建设一批新型储能项目，有效提升经济发展“含金量”“含绿量”。作者丨邹春蕾编辑丨李梁校对丨吴苏灵往期回顾加快绿色转型

节能环保产业产值年均增长10%以上；清洁能源设备生产规模居世界首位；新能源汽车产销量已经连续8年位居全球第一……记者从19日举行的国新办新闻发布会上获悉，绿色产业已经成为经济增长的新动能。下一步，国家发展改革委、工信部等多部门将加大政策引导和推动力度，持续加大对绿色产业的支持。“大力发展绿色产业，培育壮大绿色发展的新动能是加快发展方式绿色转型的重要途径。”国家发展改革委副主任赵辰昕表示，推动传统产业绿色改造升级，大力发展清洁能源，为绿色产业提供了重大的发展机遇。特别是在“双碳”政策的背景下，绿色产业发展进一步提速。会上发布的《新时代的中国绿色发展》显示，绿色产业在蓬勃发展，我国清洁能源设备生产规模居世界第一，2021年节能环保产业产值超过了8万亿元。绿色生产方式也广泛推行。2012年以来，我国清洁能源消费比重由14.5%升到2021年的25.5%，单位GDP能耗下降26.4%，是全球能耗强度降低最快的国家之一。与此同时，我国持续强化绿色技术创新，推动绿色技术产业化。形成了覆盖节能、节水、环保、可再生能源等领域的绿色技术装备制造体系，新能源、污染治理、环境监测等多个领域的技术达到了国际先进水平。赵辰昕表示，下一步，将会加大政策引导和推动力度，持续加大对绿色产业的支持，推动绿色产业持续健康更好地发展。工业和信息化部副部长辛国斌表示，完善绿色制造和服务体系，制定出台加快推动制造业绿色高质量发展的指导意见，统筹部署绿色制造推进工作，打造梯度的绿色制造标杆培育机制；持续坚持降碳、减污、扩绿、增长协同推进，统筹用好中央和地方财税、金融等各类政策资源，形成多层次、多元化、一揽子的支持政策体系，支持引导企业实施绿色低碳升级改造。生态环境部副部长赵英民也表示，完善支持绿色发展的财税、金融、投资、价格政策和环境标准体系，加快提升生态环境领域治理体系和治理能力现代化水平，更加有力推进绿色低碳发展。来源丨经济参考报编辑丨李梁校对丨周小博往期回顾新春贺词丨逐梦新征程

为保障我国能源安全稳定供应，春节期间，全国各地多项重大能源工程加快建设，为经济社会发展提供强劲动能。为了向地下万米深井冲刺，春节期间，新疆富满油田正在加速推进试验工程。目前，我国万米特深油气钻探还是空白，这项工程将破解超高温、超高压、高含硫等多项技术难题。在海上，我国首个自营超深水大气田——“深海一号”二期工程春节期间也在加紧向5000米的海底深处挺进。今年，我国将保持重点盆地和海域油气稳产增产，加快非常规油气快速上产，预计全年原油产量将达到2.05亿吨、天然气增产60亿立方米以上，保障我国能源安全稳定供应。这个春节，在传统能源加快开发的同时，清洁能源建设更是突飞猛进。建设中的两台“华龙一号”核电机组每台年发电量可达近100亿度，建成后，将为大湾区提供更加清洁、稳定的电能。目前，国内有9台“华龙一号”机组在广西、福建、浙江等地同步建设。与此同时，全国风电、光伏大型电站建设步伐也在加快。这个世界最大、海拔最高的水光互补电站——雅砻江柯拉电站施工面积相当于2000个足球场，光伏支架用钢量近5万吨，相当于在4000多米的高海拔地区再造一座“鸟巢”体育场。国家能源局预计，2023年风电、太阳能发电装机规模将达到9.2亿千瓦左右，新增1.6亿千瓦以上。随着这些重大能源工程的陆续建成，将为我国经济社会发展提供更加清洁的动能。来源丨央视网编辑丨李梁校对丨周小博往期回顾新春贺词丨逐梦新征程

樊剑英2023年1月21日编辑丨吴苏灵校对丨许艳

编辑丨于彤彤校对丨张栋钧往期精选非凡十年·数说中国能源（一）非凡十年·数说中国能源（二）非凡十年·数说中国能源（三）全国碳市场交周年答卷

编辑丨高慧君校对丨陈晨往期精选非凡十年·数说中国能源（一）非凡十年·数说中国能源（二）非凡十年·数说中国能源（三）全国碳市场交周年答卷

编辑丨高慧君校对丨金迪往期精选非凡十年·数说中国能源（一）非凡十年·数说中国能源（二）非凡十年·数说中国能源（三）全国碳市场交周年答卷

编辑丨于彤彤校对丨王安琪往期精选非凡十年·数说中国能源（一）非凡十年·数说中国能源（二）非凡十年·数说中国能源（三）全国碳市场交周年答卷

编辑丨于彤彤校对丨陈晨往期精选非凡十年·数说中国能源（一）非凡十年·数说中国能源（二）非凡十年·数说中国能源（三）全国碳市场交周年答卷

编辑丨于彤彤校对丨陈晨往期精选非凡十年·数说中国能源（一）非凡十年·数说中国能源（二）非凡十年·数说中国能源（三）全国碳市场交周年答卷

编辑丨于彤彤校对丨陈晨往期精选非凡十年·数说中国能源（一）非凡十年·数说中国能源（二）非凡十年·数说中国能源（三）全国碳市场交周年答卷

编辑丨于彤彤校对丨沈馨蕊往期精选非凡十年·数说中国能源（一）非凡十年·数说中国能源（二）非凡十年·数说中国能源（三）全国碳市场交周年答卷

校对丨高慧君往期精选非凡十年·数说中国能源（一）非凡十年·数说中国能源（二）非凡十年·数说中国能源（三）全国碳市场交周年答卷

校对丨王安琪往期精选非凡十年·数说中国能源（一）非凡十年·数说中国能源（二）非凡十年·数说中国能源（三）全国碳市场交周年答卷

艳往期精选非凡十年·数说中国能源（一）非凡十年·数说中国能源（二）非凡十年·数说中国能源（三）全国碳市场交周年答卷

（四）非凡十年·数说中国能源（五）非凡十年·数说中国能源（六）非凡十年·数说中国能源（七）非凡十年·数说中国能源（八）非凡十年·数说中国能源（九）非凡十年·数说中国能源（十）

（四）非凡十年·数说中国能源（五）非凡十年·数说中国能源（六）非凡十年·数说中国能源（七）非凡十年·数说中国能源（八）非凡十年·数说中国能源（九）

编辑丨高慧君校对丨于彤彤往期精选非凡十年·数说中国能源（一）非凡十年·数说中国能源（二）非凡十年·数说中国能源（三）全国碳市场交周年答卷

编辑丨王玮玲校对丨高慧君往期精选非凡十年·数说中国能源（一）非凡十年·数说中国能源（二）非凡十年·数说中国能源（三）全国碳市场交周年答卷

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吴苏灵校对丨王安琪往期精选非凡十年·数说中国能源（一）非凡十年·数说中国能源（二）非凡十年·数说中国能源（三）全国碳市场交周年答卷

策划、编辑丨王玮玲校对丨高慧君往期回顾“拉闸限电”今夏还会上演吗？如何促进氢能技术创新发展？戳这里↓

今年大概率不会拉闸限电——中电联专家建议增加电煤供应，加大对煤电企业政策支持力度2021年，受来水偏枯、电煤供应紧张、部分时段天然气供应不足等因素影响，全国电力供需形势总体偏紧，部分地区出现拉闸限电的情况。今年夏季用电高峰来临，是否还会出现类似情况？迎峰度夏期间，电煤、电力保供应采取哪些措施？7月6日，在《中国电力行业年度发展报告2022》发布会上，中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）专家根据中电联的统计分析就这些问题进行了判断和预测。

积极推动氢能与可再生能源融合发展，支撑实现“双碳”目标——《“十四五”能源领域科技创新规划》氢能领域解读近日，国家能源局、科技部联合印发了《“十四五”能源领域科技创新规划》（以下简称《规划》），《规划》围绕氢能制备、储输、应用及氢气安全和品质等方面进行了重点任务布局并明确了时间表和路线图，是“十四五”时期能源领域氢能技术创新发展的行动纲领。积极推动氢能与可再生能源融合发展氢并不是一种新生事物，早在氢能发展尚未引起能源行业高度关注之前，氢已经作为一种必不可少的元素应用于化工合成、航天燃料等。近年来，能源发展形势发生深刻变化，氢能在各行业的应用逐渐引起高度重视。一是随着全球能源绿色低碳转型进程的加速、可再生能源扩张式地规模化发展，由可再生能源制得的绿氢受到广泛关注，其作为清洁低碳能源载体的功能日益凸显并不断被深入挖掘。二是我国已经提出了2030年实现碳达峰、2060年实现碳中和的目标，能源领域是我国践行“双碳”目标的主战场，优化能源结构是协调供应安全、经济可靠、环境友好的能源“不可能三角”的重要途径之一，那么从这个角度说，推动氢能与可再生能源融合发展就具有明确的战略意义。现阶段我国可再生能源最为主要的利用形式为发电，而可再生能源发电量占比远低于可再生能源装机量占比，那么推动可再生能源电力与其他能源载体之间的高效灵活转转换是提高可再生能源的利用规模，推进我国能源结构优化调整进程的重要途径。绿氢正是连接可再生能源与电力、工业、建筑和交通等领域的重要纽带，提供了在这些领域替代煤炭、石油和天然气等传统化石能源的可行途径。因此，无论从提高可再生能源消费量还是从降低化石能源消费量来看，绿氢在推进“双碳”目标过程中都有不可替代的重要地位和作用。《规划》将氢能技术创新重点任务划分到先进可再生能源利用技术章节中，充分说明在“十四五”期间，氢能与可再生能源融合是氢能技术创新的重要原则和关键前提。梯次有序引导多元化氢能技术创新我国氢能产业尚处于发展初期，在制、储、运、用等各产业链环节上的技术发展仍存在几个亟待解决的问题。一是立足科技自立自强是保障氢能产业链供应链良性循环发展的重要基础，我国在氢能关键基础材料、技术装备等方面仍然存在对外依存度较大的问题，一旦国际供应短缺，产业链稳定和大规模应用将受到严重影响；二是满足构建氢电融合能源体系需求的原创技术紧缺，部分已经推广应用多年的常规技术需进一步和可再生能源资源特性匹配后进行创新优化；三是氢能产业发展路径和商业模式有待进一步探索，同质化重复竞争和支持建设的情况凸显，不利于释放氢能在能源领域的应用空间及与各能源子领域之间的协调发展，更不利于提高氢能在终端用能中的消费比例。正是看到了氢能在能源领域应用仍然存在的问题，《规划》鼓励多元化氢能技术创新，科学判断各产业链环节氢能技术所处的技术环节及推进“双碳”目标对关键技术需求的紧迫性后，以集中攻关一批、示范试验一批和应用推广一批“三个一批”的形式梯次部署重点任务。在氢气制备方面，《规划》抓住可再生能源电解水制氢为主攻方向，支持多元化新型制氢技术发展。目前来看，电解水制氢技术是现阶段连接可再生能源和下游氢气消纳场景最具有规模化应用潜力的技术，《规划》中一方面精准支持关键部件的国产化研发进程，另一方面鼓励示范常规电解水制氢技术与可再生能源电力匹配的集成优化技术，此外，对尚未开展商业化试验的低碳新型制氢技术如太阳能光解水制氢、热化学循环分解水制氢、低热值含碳原料制氢、超临界水热化学还原制氢等予以集中攻关支持。在氢气储运方面，《规划》将储氢定位为一种在长时间尺度、规模化储能的手段，鼓励气态、液态/有机液态、固态储氢等多种氢储能形式的差异化发展和互补应用。在燃料电池方面，相比于交通领域，《规划》更加聚焦氢在能源领域应用，鼓励燃料电池在发电领域及分布式供能领域的示范应用。这里需要额外解释的是，如果从“电-氢-电”模式角度实现绿电制氢再直接上网发电，那么综合效率仅为35%~40%，远远低于电化学储能（75%~90%）、抽水蓄能（70%~75%）、压缩空气储能（60%~75%）。现阶段在可再生能源电力具备应用条件的场景下，氢燃料电池发电不具备明显的优势。但是在某些特殊应用场景下，氢燃料电池是常规可再生能源发电的有力补充：一是具有多种用能形式需求的分布式供能应用场景，氢燃料电池替代分布式燃机作为多源供能主体是具备可行性的；二是氢燃料电池作为居民供暖的手段已经在欧洲、日本等国家进行示范及推广，燃料电池亦可以作为我国清洁供暖的主要技术路线之一；三是含氢储能的氢燃料电池发电系统作为长时储能发电集成系统与常规火电机组、光伏或风电机组配合，在峰谷电价等支持政策的条件下，应用于多能互补模式中进行商业化应用。创新引领牢筑氢能安全利用屏障科学认识氢气泄漏的危险性和风险点，并有针对性地开展氢安全技术研究是规模化推广氢能应用的重要基础。氢气是自然界分子量最小的物质，由于其理化特性，极易发生泄漏，再加之氢气暴露在空气中发生燃烧的体积分数范围宽（4%-75%），容易发生爆燃，美国、韩国、挪威等地均发生过涉氢装置爆炸并造成人员伤亡的先例，因此避免氢气泄露及发生爆燃是保障氢能安全利用的重要环节。一是《规划》提出对临氢环境下临氢材料和零部件氢泄漏检测及危险性试验开展集中攻关研究，旨在针对涉氢技术装备和零部件在发生氢气扩散时的复杂性和多样性，建立科学合理的预测模型并寻找扩散规律。二是《规划》提出研制快速、灵敏、低成本氢传感器和氢气微泄漏监测材料，结合当前涉氢检测装置精度有待提高、且需提升氢安全监测国产化水平的主要问题，鼓励开展氢安全监测技术研究和设备开发。三是《规划》提出研发氢气燃烧事故防控与应急处置技术装备，掌握不同工况条件下氢气燃烧和爆炸形成条件、演变规律，量化不同事故工况伤害等级，为氢能安全设施应用提供重要基础。此外，《规划》还放眼于2030年，对每项重点任务中长期技术创新发展路径进行了预测，从而科学引导能源领域氢能技术发展节奏。供稿丨电规总院编辑丨高慧君校对丨王安琪往期回顾非凡十年·数说中国能源风光上市企业上半年业绩抢先看！

吴苏灵校对丨高慧君往期回顾非凡十年·数说中国能源（二）非凡十年·数说中国能源

吴苏灵校对丨高慧君往期回顾非凡十年·数说中国能源

吴苏灵校对丨高慧君往期回顾如何推动高质量的自愿减排？献礼“七一”，他们这样表白！

风光上市企业上半年业绩抢先看——风光行业2022年上半年发展形势分析核心提示2022年上半年，光伏发电行业受上游硅料价格持续上涨影响，产业链利润继续流向上游。其中，硅料产能释放不及预期，短期内成交价格仍将持续上浮；N型电池技术革新、项目投资进入密集活跃期，到今年底市场份额有望提升至13.4%；组件前五月招标规模已超过2021年全年总量。从发展前景来看，国内国外双重需求叠加，光伏行业持续呈现高景气度。风电行业上半年国内招标规模达53.46吉瓦，与2021年全年招标量基本相当，本年度总规模有望再创历史新高。伴随大宗商品价格回落，零部件厂商盈利水平有所回升。风电机组的大型化趋势推动风机价格持续走低，并推动整机厂商利润率不断提升。光伏发电：发展势头强劲，行业空间广阔行业数据根据国家能源局发布的全国电力工业统计数据，今年1-5月，我国太阳能发电新增装机规模2371万千瓦，同比增加1380万千瓦，完成投资409亿元，同比增长248.7%。截至5月底，我国太阳能发电装机容量约3.3亿千瓦，同比增长24.4%。今年前5月，我国光伏利用率97.5%，同比下降0.2个百分点。其中5月全国光伏利用率98%，同比下降0.3个百分点。市场走势今年以来，受国内国外需求叠加影响，我国光伏发电行业实现快速发展。硅料产能释放不及预期，成交价格持续攀升。今年上半年，我国硅料企业新建、扩建项目产能释放不及预期，供应紧张形势持续时间超过业内预期。1-6月，我国国内多晶硅产量约34.1万吨，1-5月累计多晶硅进口量为3.5万吨，根据海外生产企业检修及受运输影响等情况，预计上半年国内多晶硅总供应量约38.2万吨。与同期硅片产出相比，我国硅料供应短缺量在2万吨以上。当前，持续的供应紧张局面支撑硅料价格持续上涨，市场对硅料高价的容忍度不断提升。业内预计，尽管2022年我国多晶硅新增产能可能超过45万吨，但是受企业检修、光伏市场需求旺盛等因素叠加影响，短期内硅料价格走势难有逆转。

钰往期回顾地缘博弈加剧，国际能源价格震荡上行献礼“七一”，他们这样表白！

地缘冲突下的国际能源价格走势分析近期，受全球石油供应趋紧以及俄乌冲突影响，国际能源市场地缘博弈加剧，国际原油、天然气、煤炭价格整体呈现上行趋势。其中，美国天然气价格盘中飙升至2008年以来最高水平，澳大利亚纽卡斯尔动力煤期货价格攀升至400美元/吨以上。国际原油供需博弈加剧

7/12022献礼“七一”又是一个金色的年轮又是一个火热的季节中国共产党迎来了101岁生日在这个意义非凡的日子里党的优秀儿女们广大能源电力人以无限忠诚，书写清澈挚爱以赤子之心，深情向党表白为党的生日献礼方式各不相同一起来看看吧我与党旗合张影宁夏6月30日，华电宁夏公司举行“庆七一”升旗仪式。山东1236月29日，国网山东枣庄供电公司组织共产党员、入党积极分子开展以“学党史、争先锋、迎七一”为主题的党史教育，以实际行动迎接党的二十大胜利召开。（曹欣）6月29日，国网山东济阳供电公司组织彩虹共产党员服务队代表在济阳区第一党支部旧址开展“永远跟党走”服务队公约宣誓活动。（陈彬）四川6月23日，华电金沙江上游水电开发有限公司党委组织20余名新党员及党员代表在四川荣军博物馆举行“庆七一”新党员宣誓仪式。（卢水珍）吉林6月30日，国网吉林延边供电公司输电运检中心在延吉西220千伏电缆隧道终端站内开展“庆七一”主题党日活动，全体党员面向党旗，重温入党誓词。（杨洋

静往期回顾新能源土地困境如何破解？油气行业：既要紧抓“老本行”，也要开展“新行当”

静往期回顾油气行业：既要紧抓“老本行”，也要开展“新行当”看!欧洲各国如何打好能源安全保卫战

油气行业如何端牢能源饭碗“十四五”时期是加快构建现代能源体系的关键五年，油气行业作为现代能源体系的重要组成部分，既面临着清洁低碳发展和实现碳达峰碳中和目标要求，也面临着保障能源安全的战略要求。习近平总书记2021年10月在胜利油田考察时指出石油战线要在确保国家能源安全、保障经济社会发展上再立新功、再创佳绩；要发展实体经济，能源的饭碗必须端在自己手里。总书记的重要指示阐明了油气长远发展的根本性、方向性、全局性问题，为“双碳”战略背景下油气及能源行业发展指明了方向。新时代油气行业面临的新形势“十四五”时期，能源转型加速，油气行业面临更多新变化新形势，主要体现在油气供需趋紧、能源绿色转型、油气智能生产等方面。1、油气供需关系“说变就变”新冠肺炎疫情发生以来，国际油气市场经历了供应严重过剩、快速去库存、市场再平衡3个阶段，油气价格大落大起。2021年，国际油气价格快速上扬；国内疫情得到控制，经济持续复苏，能源消费增长较快，柴油、天然气价格先后攀升，供应紧张。进入2022年，随着俄乌局势恶化，国际油价持续冲高，布伦特原油期货价格最高逼近140美元/桶。国内油气消费基本稳定，产能建设逐步恢复，但油气进口不稳定性增强，未来供需关系将继续呈现“脉冲式”变化，油气价格高位震荡，油气供应保障面临着复杂严峻的形势。2、能源体系注入更多“绿色”血液2020年气候雄心峰会上，我国宣布2030年非化石能源消费占比将达到25%。我国能源绿色低碳转型正驶入“快车道”，化石能源将逐步从主体能源向补替能源过渡。碳达峰前，国内石油消费增速趋缓并逐渐达到峰值；碳达峰后，石油消费量保持稳中有降态势，天然气消费达峰后仍维持较高水平。非化石能源将迅猛发展，长期看将从能源消费增量主体逐渐转变为主体能源角色，最终建成绿色、清洁、低碳、安全、高效的能源结构。3、油气产业链加装“智慧大脑”全球新一轮科技革命加速演进，我国以“智能制造+数字经济”为引擎的新经济正进入暴发期。能源与数字信息技术的结合是未来油气高质量发展的必由之路。近几年，大型石油企业逐步将数字化转型作为重点发展方向，逐渐淘汰落后的生产用能方式，推进油气全产业链智能化发展。中国石油积极打造“数字中国石油”；中国石化实施“四朵云”“三大体系”“两大平台”的数字化工程；数字油气田、智能管网、智慧加油站等新模式新业态在油气领域不断涌现。“十四五”油气行业承担的新使命面对新形势，油气行业要找准“双碳”的新定位，承担起新时代的新使命。“十四五”期间，油气行业既肩负着保障国家能源安全的重要任务，又必须适应碳达峰碳中和战略要求，加快绿色低碳转型。1、确保能源安全，家中有粮心不慌“十四五”期间，油气行业首先要以保障国家能源安全为目标，统筹国内外两种资源，推进国内原油增储稳产、天然气增储上产，确保油气底线需求，提高能源自给水平和供给保障能力，端稳能源安全饭碗。同时，要积极拓展油气进口来源，加强跨境能源通道建设；加快油气产供储销体系建设，完善油气互联互通网络；加强油气储备能力建设，提高能源应急保障能力，稳固经济发展的根基。2、加速绿色转型，低碳发展冲在前“十四五”期间，油气行业要贯彻落实碳达峰碳中和战略，努力推进油气行业绿色低碳转型。既要紧抓“老本行”节能降碳，也要开展“新行当”绿色发展。油气行业“十四五”要练好两套“功夫”：一要升级“旧功夫”，发挥科研和技术优势，着眼于CCS/CCUS等低碳技术发展与油气勘探开发、炼油化工相结合，做好油气全产业链节能改造，实现全过程减排降碳；二要广学“新功夫”，着眼于开拓新能源业务，推进风电光伏地热等可再生能源发展，构建多元绿色能源供应体系。