互联网 2026-01-27 关键词： 电力消纳
2025年，中国绿证市场经历了从“地板”到“天花板”的剧烈波动。2024年绿证最低曾跌至0.5元/个的“甩卖价”，部分平台甚至出现0.26元/个的“地板价”。而仅仅一年后，2025年生产的绿证交易平均价格已达5.15元/个，部分风电绿证甚至创下50元/个的历史高位。更为惊人的是，2025年三季度绿证平均交易价格达到5.06元/个，较一季度增长210%。 这场突如其来的价格风暴，让绿证从政策符号蜕变为市场宠儿，也折射出中国能源转型的深层变革
一、政策变革：绿证市场格局的重塑力量
2025年绿证市场的剧烈变化，根源在于政策环境的根本性调整。136号文的出台成为市场分水岭，明确规定“纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益”。这“二选一”政策迫使发电企业在稳定收益与市场风险间做出抉择。多数企业为保障收益选择机制电价，直接导致绿证供给急剧收缩。2025年1-9月，国家能源局核发绿证2.29亿个，其中可交易绿证仅1.58亿个，占比68.86%。 供给收缩的同时，需求端却因强制消费政策而大幅扩张。
《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》明确将钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心纳入强制消费范围。国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例需在80% 基础上进一步提升。 仅钢铁、水泥、多晶硅、数据中心四大高耗能行业的年需求就达3亿张，占全年可交易绿证的20%。
二、国际认可：绿证价值提升的加速器
2025年，中国绿证在国际认可方面取得突破性进展。国际可再生能源自愿消费倡议组织（RE100）正式宣布无条件认可中国绿证，这是中国绿证“走出去”的历史性突破。RE100拥有400多家成员企业，包括苹果、谷歌、微软等全球知名跨国公司。 这些企业在华供应链的绿色电力需求直接转化为对中国绿证的采购需求。
以广东为例，2025年一季度外资企业绿证采购量同比增长300%，占全省交易量的35%。 国际买家的出价普遍高于国内市场30-50%，进一步推高了市场价格。同时，欧盟碳边境调节机制（CBAM）的实施预期也为绿证需求提供了强劲支撑。2026年起，CBAM将正式实施，中国出口企业的相关产品若无权威碳足迹认证，每吨产品可能面临最高600欧元关税。绿证作为证明企业使用可再生能源电力、抵扣产品间接碳排放的关键凭证，成为出口企业应对CBAM的必备工具。
三、身份升级：从环保凭证到多维价值载体
绿证在2025年经历了从单纯环保凭证向具有多重功能的“绿色资产”的根本性转变。在国内碳市场衔接方面，绿证与碳市场形成了有效的协同机制。 根据《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》，绿证交易电量被纳入节能评价考核指标核算，企业购买绿证对应的电量可从能耗总量中扣除，释放扩产空间。
在企业ESG和供应链管理方面，绿证成为企业履行社会责任、提升ESG评级的重要工具。 全球500强中，83% 企业将绿证采购纳入ESG报告。这种“身份升级”使得绿证的价值不再局限于环境属性的证明，而是成为企业在国际贸易、碳资产管理、供应链竞争等多个维度的战略性资产。
四、市场分化：新旧绿证价格差距拉大
2025年绿证市场一个显著特征是价格分化加剧。2025年10月，电量生产年为2024年的绿证平均价格为2.56元/个，而2025年生产的绿证平均价格达5.22元/个。这种分化源于国际规则对绿证零排放属性使用时间的要求。 部分标准推荐绿证零排放属性的使用时间需与实际发电时间尽量接近，如处于同一自然年内。因此，企业为满足相关要求，更倾向于优先采购当年度发电量对应的绿证。从电源类型看，不同可再生能源的绿证也呈现价格差异。截至2025年8月13日，绿证挂牌售价100元（含）以上的有9家企业，均为风电。而挂牌售价在1元（含）以下的1586家中，太阳能发电占93%。 风电绿证因碳排放强度更低，环境价值更为突出，更受市场青睐。
五、区域差异：供需失衡的地理维度
绿证市场还存在明显的区域不平衡。东部经济发达地区如上海、江苏因企业需求旺盛，绿证价格持续走高，形成明显的买方市场。而西部资源丰富省份如云南、内蒙古则面临供给过剩压力，绿证价格相对低迷。 这种区域差异通过跨省交易得到部分缓解，目前绿证外送比例已超过50%。从交易活跃度看，截至2025年8月13日，内蒙古、安徽、陕西、广东、上海、宁夏、浙江占据绿证购买排行榜前七位。购买企业主要集中在电力、煤炭、钢铁等传统高耗能行业，反映出这些行业在“双碳”目标压力下，正积极通过购买绿证提升绿色电力消费比例。
六、未来趋势：绿证市场将走向何方？
展望未来，绿证市场发展将取决于三大关键因素：政策细化、国际接轨和金融创新。政策方面，国家能源局明确表示将“抓紧修订并尽快出台《可再生能源电力消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》，对更多重点用能行业提出可再生能源电力消费最低比重目标要求”。
这将进一步拓展绿证应用场景，稳定市场需求。国际接轨方面，中国绿证仍需完善全流程追溯和强制注销机制，提升发行、交易等环节透明度。 目前中国绿证与国外绿证体系互认程度仍较低，除RE100外，缺乏更广泛的国际认可。
金融创新方面，引入期货期权等金融工具、优化跨省交易机制，将是稳价和提升市场效率的关键。 国家能源局也表示将“开展绿证价格监测并提出绿证价格指数”。绿证市场的剧烈波动是中国能源转型进程中的一个缩影。政策与市场的碰撞、供给与需求的博弈，共同塑造着绿证的价值轨迹。随着“双碳”目标深入推进，绿证将从政策驱动转向市场驱动，成为企业低碳转型的核心工具。对于企业而言，绿证已从“可选项”变为“必选项”，从“成本项”变为“资产项”。
互联网 2026-01-04 关键词： 光电并网
日前，中国华能位于内蒙古巴彦淖尔的华能苏计沙地200万千瓦光伏项目全容量并网，国家能源集团位于青海的国能阿特斯海南100万千瓦源网荷储项目一期并网，两大项目配套储能规模超过350MW。
中国华能：华能苏计沙地200万千瓦光伏项目全容量并网发电
12月30日，国家第三批大型风电光伏基地重点项目——华能苏计沙地200万千瓦光伏项目全容量并网发电，首次在沙地环境内实现柔性支架光伏技术应用。
项目位于内蒙古巴彦淖尔市乌拉特前旗，由华能北方公司建设运营，总装机容量200万千瓦，其中包含30万千瓦柔性支架光伏，可通过高净空、大跨距、少基础设计，有效避免沙地环境内传统光伏支架易陷沙、难维护等问题。项目配套建设30万千瓦储能，年发电量可达29.6亿千瓦时，每年可减少二氧化碳排放超268万吨，成为推动地区绿色发展的强劲“引擎”。
项目采用“光草药”产业模式，形成“板上发电、板间固沙、板下育药”的立体生态格局，利用板下种植和沙地治理等措施，有助于当地防沙治沙，实现绿色能源与生态环境的双重效益。
国家能源集团：国能阿特斯海南100万千瓦源网荷储项目一期并网
12月28日，国家第三批大型风电光伏基地项目——青海共和公司国能阿特斯海南100万千瓦源网荷储项目一期425兆瓦光伏项目顺利实现并网发电，较国家第三批大型风电光伏基地项目要求并网时间提前一年完成。
该项目位于青海省海南藏族自治州共和县铁盖乡铁盖村，所处地区海拔约3000至3250米。项目装机容量为42.5万千瓦，通过17回集电线路接入配套新建的330千伏升压站，以1回长约6公里的330千伏架空线路接入红旗750千伏变电站。
项目建成投运后，预计年均发电量约8.6亿千瓦时，年节约标煤约21.41万吨，可有效缓解区域电网调峰压力，增强电网运行的安全性和稳定性，对优化青海省能源结构、推动清洁能源规模化开发、促进地方经济社会可持续发展具有重要意义。
据了解，二期项目总装机容量为375兆瓦，采用700Wp单晶硅组件，配套建设56.25MW/112.5MWh储能系统。
作为高原地区大型光伏项目，在施工建设中，团队克服高海拔、复杂地形与极端天气等挑战，通过优化方案与强化管控，缩短工期20%以上，并创新工艺使安装精度与合格率显著提升。项目秉承生态理念，实施“边施工、边恢复”，打造“板上发电、板间放牧、板下种草”的牧光互补模式。同时积极履行社会责任，修建道路、提供千余人次就业并开展技能培训，助力乡村振兴。
互联网 2026-01-04 关键词： 光热
太阳把辐射能以电磁波的形式投射到宇宙空间，其中，约49%能够到达地球表面，成为人类可以利用的太阳能资源。太阳能发电是利用太阳能的重要方式。
太阳能发电技术主要有光伏发电和光热发电。同样是利用太阳能，光热发电的技术路径与人们熟知的光伏发电有本质不同。
光伏发电是根据光生伏特效应原理，利用太阳能电池将太阳能直接转化为电能。
光热发电则是首先利用反射镜，将分散的太阳光(光能)反射聚焦到集热器上，转化为高温热能;热能通过熔盐等传热储热介质被送入绝热储热罐内“储存”;当电网需要电能时，再通过热电循环系统将热能转化为电能。
光热发电与火力发电的原理基本相同，后端技术设备基本一样，不同的是前者利用太阳能收集热量，后者则是利用燃烧煤等化石能源获取热量。
光热发电兼具调峰电源和储能双重功能。“储能”让光热发电具备了弥补风电、光伏间歇性短板的核心能力，可以摆脱“看天吃饭”的困局。在阴雨天、夜间等没有阳光的情况下，光热发电项目依然能通过储能系统“持续发电”。
为推动我国光热发电技术产业化发展，国家能源局2016年启动首批20个光热发电示范项目，装机规模总量达134.9万千瓦，开启了我国光热发电的商业化进程。经过多年发展，我国已成功掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流光热发电技术，技术装备国产化率超过95%，关键材料与核心设备实现自主可控，已建成全球领先的光热发电产业链。
我国在光热发电技术应用上形成鲜明特色：塔式技术方面，我国实现设备制造与运维的全链条自主化，运行可靠性位居世界领先水平;槽式技术领域，我国以导热油为介质的系统运行水平与国际相当;在菲涅尔式技术领域，我国首创的熔盐介质技术经十余年攻关，已有成熟应用。
互联网 2025-10-20 关键词： 风能
位于福建省福清市的国家海上风电研究与试验检测基地已完成主体建设，目前进入设备检测阶段，预计今年内全面投入运行。该基地作为“十四五”规划国家重点工程，包含陆上检测中心与试验风电场两部分。
海上风电检测基地的陆上检测中心设在福清江阴产业园，建有叶片试验平台与传动链测试平台。上海电建公司承担了传动链试验车间、叶片试验车间及相关土建工程的施工任务。这一海上风电检测设施的建成，将填补我国大功率风电机组地面试验能力的空白。
该基地是我国首个国家级海上风电试验平台，具备对全球单机容量最大风电机组和最长尺寸风机叶片进行检测的能力。海上风电检测基地投入使用后，将支持多领域前沿技术研究，为风电行业技术标准制定提供实验依据。
海上风电检测基地的建设对完善新型电力系统、推进海洋能源开发具有积极作用。作为关键基础设施，该基地将提升我国风电装备研发与认证水平，促进海上风电产业技术升级。
互联网 2025-10-20 关键词： 储能
传统储能系统因电池固定串并联存在“木桶效应”，单体性能差异易导致整簇效率下降与安全风险。而DRBN技术通过离散化电池能量流为“能量片”，将物理硬连接转为程序控制的柔性连接，结合数字能量交换系统(DESS)实现毫秒级网络拓扑动态重构。该系统通过分层控制架构(底层数字能量网卡、中层集线器、顶层交换机)实时采集电池状态并执行指令，形成“电池即节点、能量可寻址”的柔性系统，有效屏蔽电池差异、隔离故障单元，突破传统储能的安全与能效瓶颈。运行数据显示，电站自2024年6月并网以来，累计充电量达1516.83万千瓦时，系统能量转换效率平均值达91.03%，显著高于国家标准对锂离子储能系统效率的要求。
在经济性方面，该电站全年等效利用系数达22.18%，高于行业平均水平，参与电网调峰与电价套利实现经济收益约810万元，验证了数字储能在实际运行中的投资回报潜力。动态可重构电池网络技术还通过高频电力电子开关与智能算法，实现了电池模组毫秒级动态投切与路径优化。2024年至2025年运行数据显示，系统模组压差平均值下降75%，充放电过程中单体最高温度平均值降低17%，模组温升平均值降低32%，展现出卓越的均衡控制能力。此外，该技术支持退役电池梯次利用，降低全生命周期成本，并在系统安全性方面实现“本质安全”，运行期间未发生任何过充、过放、过温等异常事件。
项目构建的智能运维平台融合边缘计算与云端智能，通过毫秒级参数监测与故障早期预警体系，实现从系统告警到元件定位的精准溯源，定位准确率超99%。专家验收结论认为，该示范工程验证了数字储能技术在安全性、能效与经济性方面的综合优势，其动态可重构架构与智能运维系统为大规模电化学储能应用提供了新方案，有望成为推动全球能源绿色转型的重要支撑力量。
青海能源局 2025-08-18 关键词： 绿电动态
青海省2025年可再生能源电力消纳保障
实施方案（征求意见稿）
为贯彻落实习近平总书记“打造国家清洁能源产业高地”重要指示精神，实现青海清洁能源高质量发展，构建清洁低碳安全高效的能源体系，根据国家发展改革委 国家能源局《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(发改能源〔2019〕807号)、国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司《关于印发省级可再生能源电力消纳保障实施方案编制大纲的通知》（发改办能源〔2020〕181号）、国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》(发改办能源〔2025〕669号)，结合我省实际，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和二十届历次全会精神，深入贯彻习近平生态文明思想，坚持稳中求进工作总基调，完整准确全面贯彻新发展理念，落实习近平总书记“使青海成为国家重要的新型能源产业基地”和“打造国家清洁能源产业高地”重要指示精神，通过实施可再生能源电力消纳责任权重监测考核，完善可再生能源电力消纳保障高效约束机制，高质量打造国家清洁能源产业高地，为推动全国实现碳达峰、碳中和目标作出“青海贡献”。
（二）指标定义
可再生能源电力消纳责任权重是指按省级行政区域实际消纳的物理电量为主、省级绿证账户购买省外的绿证为辅的原则，对电力消费规定应达到的可再生能源电量比重。包括总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重。满足总量消纳责任权重的可再生能源电力包括全部可再生能源发电种类；满足非水电消纳责任权重的可再生能源电力包括除水电以外的其他可再生能源发电种类。可再生能源电力消纳责任权重应在2025年完成，不再转移至2026年。重点用能行业绿色电力消费比例是指按企业对电力消费规定应达到的绿色电力电量比重，以持有的绿证核算为主。我省重点用能行业包括电解铝行业、钢铁行业、水泥行业、多晶硅行业。
（三）工作目标
建立健全可再生能源电力消纳保障机制，不断提升我省可再生能源电力消纳水平，落实完成国家下达的青海省2025年可再生能源电力总量消纳责任权重70.0%，非水电可再生能源电力消纳责任权重30.0%，电解铝行业绿色电力消费比例70.0%，钢铁行业绿色电力消费比例70.0%（只监测不考核），水泥行业绿色电力消费比例70.0%（只监测不考核），多晶硅行业绿色电力消费比例70.0%（只监测不考核）。
二、消纳保障实施机制
（一）省能源局会同省发展改革委，制定我省年度可再生能源电力消纳实施方案，对全省承担消纳责任的各市场主体明确最低消纳责任权重，并对市场主体消纳量完成情况进行考核。
（二）省能源局会同省发展改革委等相关部门，制定我省绿色电力消费比例分解方案，确定重点用能行业企业清单。对全省承担消纳责任的各市场主体明确最低消纳责任权重，对电解铝行业消纳量完成情况进行考核，对钢铁行业、水泥行业、多晶硅行业消纳量完成情况进行监测。
（三）国网青海省电力公司承担消纳责任权重实施的组织责任，依据本实施方案编制“消纳责任权重实施细则”，负责组织省内承担消纳责任的市场主体完成各自消纳责任权重。
（四）各承担消纳责任的市场主体依据本实施方案，积极主动完成可再生能源消纳责任权重和绿色电力消费责任权重。
（五）青海电力交易中心有限公司负责对本省各承担消纳责任的市场主体进行信息管理。负责市场主体账户注销管理、消纳量核算及转让、绿证认购量统计及绿电电力消费比例核算，并向省能源局、省发展改革委和国家能源局西北监管局报送市场主体消纳责任权重完成情况及分析与评估等相关工作。
三、市场主体指标分配
（一）可再生能源电力消纳责任权重分配
按照国家下达的青海省2025年可再生能源电力消纳责任权重，省内各承担消纳责任的市场主体按照如下分配方案承担消纳责任权重及对应消纳量：
第一类市场主体（售电企业）：
1.国网青海省电力公司承担与其年售电量相对应的消纳责任权重，可再生能源电力总量最低消纳责任权重为70.0％，非水电可再生能源电力最低消纳责任权重为30.0％。
2.各类直接向电力用户供售电的独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司(统称“配售电公司”，包括增量配电项目公司)等，承担与其年售电量相对应的消纳责任权重，可再生能源电力总量最低消纳责任权重为70.0％，非水电可再生能源电力最低消纳责任权重为30.0％。
第二类市场主体（电力用户）：
3.参加电力市场交易的电力用户应承担与其年用电量相对应的消纳责任权重，可再生能源电力总量最低消纳责任权重为70.0％，非水电可再生能源电力最低消纳责任权重为30.0％。
4.拥有自备电厂的企业应承担与其年用电量相对应的消纳责任权重，可再生能源电力总量最低消纳责任权重为70.0％，非水电可再生能源电力最低消纳责任权重为30.0％。
各承担消纳责任的市场主体的售电量和用电量中，农业用电和专用计量的供暖电量免于消纳责任权重考核。各承担消纳责任的市场主体共同承担本省内网损和厂用电量对应的消纳量。
（二）重点用能行业绿色电力消费责任权重分配
按照国家下达的青海省2025年重点用能行业绿色电力消费比例，省内重点用能行业的各企业按照其年用电量和国家下达的绿电电力消费比例70.0%核算应达到的绿色电力消费量。其中，对电解铝行业绿色电力消费比例完成情况进行考核，钢铁行业、水泥行业、多晶硅行业绿色电力消费比例完成情况只监测不考核。
四、市场主体管理机制
（一）各承担消纳责任的市场主体均要在消纳责任权重考核开始前，在青海电力交易中心有限公司完成注册及退出工作。青海省电力交易中心有限公司向省能源局、省发展改革委报送本年度本省承担消纳责任的市场主体清单（电网企业、售电公司、批发用户）。
（二）各承担消纳责任的市场主体制定本年度可再生能源电力消纳计划，提出完成消纳任务的需求及初步安排，并报送国网青海省电力公司、青海电力交易中心有限公司、省能源局、省发展改革委和国家能源局西北监管局。
（三）省能源局向全社会公布本年度本省承担消纳责任的市场主体清单，并接受社会监督。
五、消纳责任权重履行
（一）可再生能源电力消纳责任履约方式
1.主要履约方式。
购买或自发自用可再生能源电力。各承担消纳责任的市场主体以实际消纳可再生能源电量，完成消纳责任权重。未完成应承担的最低消纳责任权重，按国网青海省电力公司消纳责任权重实施组织细则执行。
2.补充履约方式。
各承担消纳责任的市场主体可通过以下补充（替代）方式完成消纳量。
（1）参与绿电交易，购买可再生能源电量计为消纳量。
（2）购买可再生能源绿色电力证书，绿证对应的可再生能源电量等量计为消纳量。
3.消纳量的计算。
（1）通过市场购买可再生能源电量。国网青海省电力公司全额保障性收购的可再生能源电量，对经营区内各承担责任权重的市场主体进行分配，按分配电量计入各市场主体的消纳量。电力市场交易的可再生能源电量，按交易结算电量计入市场主体的消纳量。
（2）自发自用的可再生能源电量。按电网企业计量的自发自用电量，全部计入自发自用市场主体的消纳量。
（3）补充方式完成消纳量。通过绿电交易或购买绿证折算的消纳量计入购买方的消纳量。承担消纳责任的市场主体通过绿电交易出售的消纳量，以及出售绿证对应的消纳量，不再计入该市场主体的消纳量。按照权责对等的原则，免于消纳责任权重考核的农业用电或专用计量的供暖电量对应的消纳量不能用于交易或转让。
4.全额保障性收购可再生能源电量对应消纳量的分配。
首先用于完成经营区内居民、农业、重要公用事业和公益性服务、非市场化用电量对应消纳责任权重。如有剩余，将剩余的可再生能源电量向电网企业代理购电用户分配。
（二）重点用能行业绿色电力消费比例履约方式
1.履约方式。
履行方式以绿证核算。省内重点用能行业的各企业通过绿电交易、绿电直连、自发自用等方式消纳绿色电力电量，按照其年用电量和国家下达的绿电电力消费比例核算应达到的绿色电力消费量，购买绿色电力证书。青海省电力交易中心有限公司指导重点用能企业通过国家认可的交易平台购买绿证。省内重点用能行业绿色电力消费比例分解方案和企业清单详见附表。电解铝企业未完成应承担的最低绿色电力消费比例，按国网青海省电力公司消纳责任权重实施组织细则执行。
2.消费量的计算。
以青海省电力交易中心有限公司核算的绿证交易结果计入绿色电力消费量。
六、任务分工
（一）省能源局会同省发展改革委承担本省消纳责任权重落实和考核责任，负责明确各承担消纳责任的市场主体承担的消纳责任权重，并进行考核；督促配售电公司以及未与公用电网联网的拥有自备电厂的企业按时到青海电力交易中心有限公司进行账户注册及退出工作，并报送消纳责任权重完成情况等相关数据。省能源局会同省发展改革委等相关部门，制定绿色电力消费比例分解方案，确定重点用能行业企业清单。
（二）国网青海省电力公司依据本实施方案，组织经营区内承担消纳责任的市场主体完成可再生能源电力消纳责任权重，编制“消纳责任权重实施细则”，报省能源局批准后实施。
（三）国网青海省电力公司2026年1月底前向省能源局、省发展改革委和国家能源局西北监管局，报送上一年度本经营区消纳责任权重组织工作完成情况。
（四）青海电力交易中心有限公司负责组织开展省内可再生能源电力相关交易，指导参与电力交易的市场主体优先完成消纳责任权重相应的电力交易。在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对承担消纳责任的市场主体给予提醒。指导重点用能企业开展绿证认购交易工作，统计核算各企业绿证认购量及绿电电力消费比例。
（五）各承担消纳责任的市场主体负责按照国家要求完成相应的可再生能源消纳责任权重，并向青海电力交易中心有限公司作出履行消纳责任权重的承诺。各类市场主体每月初3个工作日内将消纳责任权重完成情况报送青海电力交易中心有限公司，并对数据的真实性、准确性进行承诺。
（六）国家能源局西北监管局负责对我省各承担消纳责任的市场主体的消纳量完成情况、可再生能源相关交易过程等情况进行监管。
七、有关措施
（一）省能源局会同省发展改革委对各承担消纳责任的市场主体年度消纳责任权重完成情况进行考核并公示。
（二）省发展改革委、省能源局和国家能源局西北监管局负责督促未完成消纳责任权重的市场主体限期整改，依法依规予以处罚；对拒不履行消纳责任权重义务的拥有自备电厂的企业制定并执行惩戒措施。
（三）各类市场主体对本单位向青海电力交易中心有限公司提供的数据真实性负责，如有虚假，一经查实，由省能源局会同省发展改革委、国家能源局西北监管局负责依规对其进行处罚。
（四）因自然原因、重大事故或其他不可抗力因素导致可再生能源发电量显著减少或送出受限情况，经报请国家能源局相应核减消纳责任权重。考核时按照国家核减后的消纳责任权重对市场主体进行考核。
（五）省能源局会同省发展改革委、国网青海省电力公司，建立可再生能源消纳责任权重协调机制，保障我省完成国家下达的最低消纳责任权重。
（六）其他保障措施，由省能源局会同省发展改革委结合实际研究制定。
附表1： 省内重点用能行业绿色电力消费比例分解方案
附表2： 省内重点用能行业企业清单
办公室 2025-06-17 关键词： 一度电
节能1度电的碳排放减少量受能源结构、地区电网清洁化程度等因素影响。
一、核心计算结果
根据我国当前电力结构（以煤电为主），节约1度电可减少约0.785-1.0公斤二氧化碳排放，具体数值因数据来源和计算标准略有差异：
直接减排量
若电力全部来自煤电，燃烧1度电消耗约0.3-0.4公斤标准煤，对应排放0.997公斤CO₂；
部分研究采用简化换算，按“1度电≈1公斤CO₂”估算；
若考虑发电效率（约35%-40%），实际碳排放可能更高（如山东煤电一度电排放达0.8-1.0公斤CO₂）。
间接污染物减排
每节约1度电还可同步减少：
0.272公斤碳粉尘（PM2.5等颗粒物）；
0.03公斤二氧化硫（SO₂）和0.015公斤氮氧化物（NOx），这些是酸雨和雾霾的主要成因。
二、动态电碳因子影响
电力系统的碳排放强度（电碳因子）会随能源结构动态变化：
煤电主导时：电碳因子较高，如0.8-1.0公斤CO₂/度；
清洁能源占比高时：电碳因子下降，例如：
西北地区风电占比大时，因子可低至0.5公斤CO₂/度；
水电或光伏发电时，排放趋近于零。
三、实际减排意义
宏观影响
全国每人每天节约1度电，年减排量可达4.9亿吨CO₂（占我国年碳排放量约5%）。
个人行为贡献
空调调高1℃（26℃），能耗降低10%；
关闭待机电器（如电脑休眠），节电30%；
使用节能灯（如LED），能耗减少60%。
四、减排量计算工具
个人可通过公式估算碳排放：
家居用电减排量 = 节电量（度）× 电碳因子（默认0.785-1.0公斤CO₂/度）；
企业减排量 = 节电量（度）× 动态电碳因子（参考本地电网数据）。
总结
节约1度电的碳减排量约为0.785-1.0公斤CO₂，具体数值需结合当地能源结构调整。通过优化用能习惯、支持清洁能源，个人与社会可协同实现更大减排效益。
文字整理：阿雯
办公室 2025-05-30 关键词： 铝制品
1、全生命周期评价方法：如《汽车用铝合金板带产品碳排放评价技术规范》规定铝制品碳足迹核算应遵循生命周期理念，覆盖从原材料获取到产品制造过程环节，即 “摇篮到大门” 的碳足迹边界，包括铝土矿开采、氧化铝冶炼、电解铝生产、加工制造等环节。《中国铝工业产品碳足迹核算平台》也采用此方法，核算边界确定为从铝土矿开采到产品出厂，具体包含铝矿石开采、铝矿石运输、氧化铝制取、阳极生产、烟气处理、电解铝生产、熔铸及加工等环节。
2、国际标准与规范：参考 ISO14067《温室气体 - 产品碳足迹 - 量化要求指南》、PAS2050《商品和服务在生命周期内的温室气体排放评价规范》等标准，以及国际铝业协会等知名机构发布的碳足迹核算方法学。如《中国铝工业产品碳足迹核算平台》采用了国际科学核算方法，与国家标准 GB/T 24067-2024《温室气体碳足迹 量化要求和指南》、国家标准《温室气体 产品碳足迹量化方法与要求 电解铝》（报批稿）要求保持一致。
3、单位产品能耗与碳排放限额：如 GB 21351-2023《变形铝及铝合金单位产品能耗限额》规定了铝及铝合金单位产品能耗的限额等级、计算方法、技术要求及节能管理与措施等，推动铝加工行业节能技术进步 and 提高能源利用效率。
4、行业具体要求：如 YS/T 1545-2022《铸造铝合金行业绿色工厂评价要求》，规定了铸造铝合金绿色工厂的评价要求和方法，包括基本要求、基础设施、管理体系、能源与资源投入、产品、环境排放、绩效等方面，新增了再生铸造铝合金原料、铝灰资源化利用等要求，融入了最新的绿色环保和节能减排技术。
5、评价方法
▶生命周期清单分析（LCA）：对铝制品从原材料获取、生产加工、运输分销、使用维护到最终废弃处理的整个生命周期各阶段进行详细的物料和能源流动分析，计算各阶段的能源消耗和温室气体排放等数据，以全面评估其环境影响。
▶碳足迹核算：依据选定的核算方法学，将生命周期各阶段的数据进行汇总和计算，得出铝制品的碳足迹数值，即产品在生命周期内直接和间接产生的温室气体排放总量，以二氧化碳当量（CO₂e）表示。
▶对标与评估：将计算出的铝制品碳足迹数值与行业平均水平、先进水平或其他相关标准进行对比，评估该产品在碳排放方面的表现，判断其是否符合绿色低碳产品的要求。同时，也可对不同的铝制品或不同的生产过程进行对比，找出碳排放的热点环节和减排潜力所在。8、6、评价指标
▶碳排放指标：是铝制品绿色低碳产品评价的核心指标，包括产品全生命周期的碳排放总量、单位产品碳排放量等。如《汽车用铝合金板带产品碳排放评价技术规范》要求计算单位产品碳排放量，以评估不同企业或生产工艺的碳排放水平。
▶能源消耗指标：涵盖铝制品生产过程中的能源消耗总量、单位产品能源消耗等，反映了产品对能源资源的利用效率，与碳排放密切相关。如 GB 21351-2023《变形铝及铝合金单位产品能耗限额》规定了单位产品能耗的限额等级。
▶原材料可持续性指标：关注原材料的来源、可再生性、回收利用率等方面，如使用再生铝的比例越高，通常产品的碳排放相对较低，对环境的影响也较小。
▶环境排放指标：除温室气体排放外，还包括其他大气污染物、水污染物、固体废弃物等的排放情况，以综合评估铝制品生产对环境的影响程度。
6、实际案例
▶中铝矿业有限公司氧化铝厂：受中铝矿业委托，核查组对其生产的发电厂和氧化铝的碳足迹进行核算与评估，采用生命周期评价方法和 PAS2050:2008 标准规定的碳足迹核算方法，计算出平均生产 1 吨氧化铝的碳足迹为 1.128tCO₂eq，其中原材料运输占比 0.20%，产品生产过程排放占比 99.8%。
▶山西瑞格金属新材料有限公司：某咨询服务公司对其生产的铝合金（AlSi7、AlSi10）进行了碳足迹评价，依据 ISO 14067:2018《温室气体 - 产品碳足迹 - 量化要求和指南》，得出 1kg 铝合金 “摇篮到大门” 的碳足迹为 3.16kgCO₂e，其中原材料生产与获取阶段占比 87.13%，产品生产阶段占比 12.87%
办公室 2025-05-30 关键词： 绿色蒸汽
一、定义与内涵：绿色蒸汽目前暂无统一标准定义，但从上海电气的熔盐储热耦合高温热泵绿色蒸汽示范项目来看，其核心在于通过创新的绿色技术，如可再生能源、余热回收、高效储能等，使蒸汽的生产、输送和使用过程更加节能环保、低碳高效。
二、评价维度：
▶能源来源：是否使用可再生能源、清洁能源或回收利用的余热作为蒸汽生产的主要能源。如上海电气的项目中，采用熔盐储热与高温热泵相结合的技术，可利用太阳能、风能等可再生能源产生的电能驱动热泵，也可将工业生产中的余热回收储存于熔盐储热系统，再用于蒸汽生产，减少对传统化石能源的依赖，降低碳排放。
▶生产效率：包括蒸汽发生设备的热效率、能源转化效率等。高效的蒸汽发生设备能够在消耗较少能源的情况下产生更多的蒸汽，减少能源浪费。如采用先进的燃烧技术、热交换技术和自动化控制系统等，提高能源的利用效率，降低生产成本。
▶环境影响：评估蒸汽生产和使用过程中对环境的污染程度，如废气排放、废水排放、固体废弃物产生等。绿色蒸汽应尽量减少污染物的排放，符合环保标准和要求，以降低对大气、水体和土壤等环境要素的影响。
▶系统集成与优化：考虑蒸汽系统整体的集成度和优化程度，包括蒸汽发生、输送、分配、使用和回收等环节的协同运行。通过智能化的控制系统和优化技术，实现蒸汽系统的高效运行和能源的合理利用，提高系统的整体性能和经济效益。
绿色低碳产品评价解析
三、评价原则：
▶生命周期评价原则：对产品从原材料获取、生产加工、运输销售、使用维护到废弃后处理等全生命周期各阶段进行评价，综合考虑能源消耗、温室气体排放、资源利用效率等环境影响因素，以全面准确地评估产品的绿色低碳程度。如《绿色低碳产品评价细则》中就明确了绿色产品评价的生命周期评价法。
▶科学性与规范性原则：评价指标和方法应具有科学依据，数据准确可靠，评价过程规范严谨。采用标准化的评价方法和工具，确保评价结果的客观性和可比性，避免主观随意性和数据造假等不良行为。
▶可操作性与实用性原则：评价指标应尽量简洁明了、易于理解和测量，评价方法和流程应具有可操作性，便于企业和社会各方应用和实施。同时，评价结果应能够为企业的产品改进和决策提供实际指导，为消费者的选择和市场推广提供有效参考。
四、评价指标体系 ：
▶资源属性指标：包括原材料的可再生性、可回收性、资源利用率等。如产品是否使用了高比例的可再生资源或可回收材料，生产过程中水资源、原材料等的利用效率如何，是否有措施减少原材料的浪费等。
▶能源属性指标：涵盖产品生产过程中的能源消耗量、能源利用效率、可再生能源使用比例等。例如，单位产品能耗是否低于行业平均水平，是否采用了节能技术和设备，是否优先使用太阳能、风能等可再生能源来满足生产用能需求等。
▶环境属性指标：主要涉及温室气体排放量、大气污染物排放量、水污染物排放量、固体废弃物产生量等。产品在生产、使用和废弃处理过程中产生的各类污染物排放越少，对环境的负面影响就越小，其绿色低碳程度就越高。
▶品质属性指标：包括产品的性能、质量、可靠性、耐用性等方面。绿色低碳产品不仅要在环境方面表现良好，还应满足消费者对产品基本功能和质量的需求，具有较好的使用体验和较长的使用寿命，以减少产品的频繁更换和资源浪费。
▶低碳属性指标：重点关注产品在全生命周期内的碳排放总量，以及与同类产品相比的碳减排效果。如产品是否通过优化设计方案、采用低碳材料、改进生产工艺等方式，有效降低了生产过程中的直接碳排放和间接碳排放，是否有助于消费者在使用过程中减少碳排放等。
五、评价方法：
▶符合性评价方法：依据绿色低碳产品评价标准中的各项指标要求，对产品进行逐项验证和评估，判断其是否符合相应的标准和规范。只有当产品同时符合基本要求和评价指标要求时，才能被认定为绿色低碳产品，如《绿色产品评价通则》中规定的符合性评价方法。
▶生命周期评价方法：通过收集和分析产品全生命周期各阶段的数据，量化评估其对环境的影响，包括能源消耗、资源利用、温室气体排放等，以确定产品的绿色低碳性能。这种方法能够全面、系统地反映产品的环境影响，但数据收集和计算过程较为复杂，需要专业的技术支持和工具软件的应用。
▶对标评价方法：将产品的各项指标与行业平均水平、先进水平或标杆企业进行对比分析，以评估产品在绿色低碳方面的相对优势和不足。通过与行业领先者对比，企业可以明确自身的改进方向和目标，制定相应的提升策略，促进整个行业的绿色低碳发展。
六、相关标准与工具：
▶国家标准：如 GB/T 33761-2024《绿色产品评价通则》，规定了绿色产品评价的基本原则、评价指标和评价方法，为绿色低碳产品的评价提供了框架和指引。此外，还有针对具体产品的绿色设计产品评价技术规范等标准，如 T/CCSA 302-2021《绿色设计产品评价技术规范 通信用户外机房、机柜》等，对不同类型产品的绿色低碳评价提出了详细的技术要求和指标体系。
▶行业标准与团体标准：一些行业组织和社团也制定了相关标准，如中国产学研合作促进会发布的 T/CAB 0032—2018《绿色设计产品评价技术规范 盘管蒸汽发生器》，为特定领域的绿色低碳产品评价提供了依据。
▶评价工具与软件：目前市面上有多种生命周期评价软件和碳足迹核算工具等，如 SimaPro、GaBi 等，这些工具可以帮助企业更高效地收集和分析数据，进行产品的绿色低碳评价和环境影响评估。
办公室 2025-03-20 关键词： 新能源
绿色能源的先进技术正不断推动全球能源结构转型，涵盖太阳能、风能、储能、核能等多个领域。以下是一些关键技术的总结，结合了科学研究、产业应用及国际合作的最新进展：
1、太阳能技术
• 高效光伏电池：晶体硅太阳能电池转换效率已超过25%，量产技术领先全球 。新一代钙钛矿太阳能电池因其低成本和高效率（实验室效率超20%）成为研究热点，预计2025年实现商业化应用 。
• 光伏热电联供系统：结合光伏发电与热能利用，提升整体能源效率，例如太阳能窗技术可将建筑外立面转化为发电单元 。
• 太阳能储能技术：光热储能系统通过熔盐储热等技术，解决太阳能间歇性问题，提升电网稳定性 。
2. 风能技术
• 大型化与智能化风机：海上直驱风电机组单机容量达18兆瓦，叶片长度超过200米，显著提升发电效率 。
• 垂直轴风力发电机：适应低风速环境，降低对土地需求，适合分布式能源场景 。
• 海上风电技术：欧洲和中国在海上风电领域领先，预计2025年全球装机容量超100吉瓦，推动深远海能源开发 。
3. 储能技术
• 固态电池：能量密度达400Wh/kg，安全性优于传统锂离子电池，2025年有望商业化，应用于电动汽车和电网储能 。
• 液流电池：长寿命和高稳定性使其成为电网储能优选，中国在钒液流电池领域实现技术突破 。
• 氢能储能：电解水制氢与燃料电池技术结合，推动氢能在交通和工业领域的应用，例如东方电气的氢燃料电池系统已实现战略布局 。
4. 核能技术
• 第四代核电技术：高温气冷堆和钍基熔盐堆技术取得突破，后者利用钍资源丰富、安全性高的特点，甘肃钍基熔盐堆项目有望重塑全球核能格局 。
• “华龙一号”：自主三代核电技术，已在国内外投入运行，提升核电站安全性和经济性 。
5. 智能电网与微电网
• 智能调度与实时监测：通过大数据和AI技术优化电力分配，提升电网稳定性，如美国加州智能电网项目 。
• 微电网集成：结合光伏、风电与储能系统，实现100%可再生能源自给自足，适用于偏远地区或灾害应急场景，荷兰和中国的示范项目已见成效 。
6. 其他新兴技术
• 波浪能与海洋能：清华大学研发的波龙气动式波浪能转换技术，实现高效能量捕获，为海岛供电提供新方案 。
• 生物质能：高效气化发电系统提升生物质能转化效率，农村沼气工程结合智能管理技术，促进农业废弃物资源化利用 。
• 地热能：增强型地热系统（EGS）通过人工储层开发深层地热资源，扩大应用范围。
大众日报 2023-08-29 关键词： 推进能源革命
在“四个革命、一个合作”能源安全新战略科学指引下，全省能源工作绿色发展的号角清晰响亮、改革创新的活水澎湃激荡、探索前行的鼙鼓激越高昂、奋勇争先的足音坚定铿锵……
能源是经济社会发展的重要物质基础，关乎全局、关乎民生、关乎未来。推进能源革命、完善供应体系、确保能源安全，是全省绿色低碳高质量发展先行区建设赋予能源工作的重大使命。全省能源工作始终牢记能源保障这个“国之大者”，统筹安全和发展，聚焦“调结构、保供应、抓安全”，下基层、察实情、听意见、谋对策，形成一批高质量调研成果，着力做好“后半篇文章”，加快构建新型能源体系，全力保障能源可靠稳定供应，抓实抓牢能源行业安全管理，切实把调研成果转化为解决现实问题、推动能源事业高质量发展的实际举措，在推进新时代能源革命中担当作为奋勇争先，扛起扛牢绿色低碳发展和保障能源安全双重使命，努力为山东绿色低碳高质量发展先行区建设贡献能源力量。
锚定绿色低碳
加快构建新型能源体系
推进绿色低碳高质量发展先行区建设，能源是减污降碳的主战场，必须以超常思维、非常之举，科学调整能源布局，全面优化能源结构，创新激活能源动能。作为传统能源大省，面对能耗总量偏大、能源结构偏煤的实际，全省能源工作坚持高点定位、通盘谋划、先立后破，把新能源和可再生能源放在更加突出位置优先发展，坚定不移推进绿色低碳高质量发展。截至2023年6月，全省新能源可再生能源装机达到8382万千瓦，是2020年底的1.7倍；占电力总装机的41.8%，提高11个百分点。其中，光伏装机达到4946万千瓦，是2020年底的2.2倍，稳居全国首位；生物质装机达到417.3万千瓦，是2020年底的1.14倍，居全国第二；风电装机达到2421万千瓦，是2020年底的1.3倍，居全国第四；抽水蓄能装机达到340万千瓦，是2020年底的3.4倍。
伴随着新能源更大规模、更高速度发展，全省电力系统消纳利用新能源压力持续增长，成为能源高质量发展亟待破解的新课题。对此，全省能源工作聚焦关键优势领域，供消两端双向发力，协同推进大型清洁能源基地开发和电力系统调节资源建设，着力打造十大千万千瓦级新能源供给消纳能力，加快构建新型电力系统，为全国贡献“山东经验”。
——着眼供给端，聚力打造“五大千万千瓦级清洁能源供给基地”。充分发挥全省拥有广阔的海岸线、优质的核电厂址和丰富的盐碱滩涂地、采煤沉陷区等资源优势，聚焦海上风电、胶东半岛核电、鲁北盐碱滩涂地、鲁西南采煤沉陷区、海上光伏五大领域，聚力打造五大千万千瓦级清洁能源基地。
打造千万千瓦级海上风电基地。坚持系统谋划、分步实施，海陆统筹、融合发展，以渤中、半岛南、半岛北三大片区为重点，规划总装机3500万千瓦，加快推进海上风电规模化开发。2021年，半岛南3号、半岛南4号项目当年开工、当年投产，山东实现海上风电“零突破”。2022年，在全国率先启动平价项目开发，开工250万千瓦、建成200万千瓦，年度建成规模居全国首位。当前，积极推进海上风电各项工作，推动海上风电加速向深远海发展。2023年底，装机400万千瓦以上；到2025年，装机500万千瓦以上。
打造千万千瓦级核电基地。核电是推动能源转型发展的重中之重。积极安全有序发展核电，加快项目审批开工节奏，打造梯次开发、接续发展的良好局面，已成为山东优化能源结构、保障能源安全、实现“双碳”目标、应对气候变化的重要手段。目前，海阳核电1、2号机组分别于2018年10月、2019年1月投入商运，已累计发电超过950亿千瓦时，节约原煤消耗约3990万吨，减排二氧化碳约1亿吨；二期工程于今年4月实现全面开工。荣成石岛湾厂址两个国家科技重大专项顺利实施，高温气冷堆示范工程正在开展功率运行试验，国和一号示范工程1号机组开始热试工作；石岛湾扩建一期工程于7月通过国务院常务会议审议并予以核准。招远核电一期工程前期工作加快办理。截至目前，全省核电在运在建及核准装机1060万千瓦，累计发电超过950亿千瓦时。到2025年，在运核电装机达到570万千瓦。积极推动核能综合利用走在前列，着力打造核能强省。海阳核电一期工程在确保安全稳定运行的同时，在国内率先开展大型压水堆热电联产研究与实践，分阶段建设“暖核一号”核能供热工程。2019年到2023年，从全国首个核能供热商用示范工程到全国最大核能供热项目，从全国首个“零碳”供暖城市再到跨区域核能供热，“暖核一号”为全国核能创新发展开辟新路径、作出新示范。积极引导后续核电项目，开展热电联供同步设计、同步建设、同步运行，创新跨区域供暖合作新模式，海阳核电二期工程建成投运，4台机组将具备2700兆瓦的核能供热能力，每个供暖季可提供热量约3000万吉焦，满足约300万居民的清洁取暖需求，为全国核电基地大规模、远距离、跨区域开展零碳供热贡献“山东方案”。
打造千万千瓦级鲁北盐碱滩涂地风光基地。这是全省在能源领域积极贯彻落实黄河重大国家战略的具体项目举措，已纳入国家“黄河下游绿色能源廊道”，开发规模达4800万千瓦，其中，光伏发电4400万千瓦、风电400万千瓦。充分挖掘潍坊、滨州、东营等盐碱滩涂地资源，坚持风光同场、储输并举、综合智慧、产业融合、生态友好“五位一体”，协同推进基地开发，项目建设取得阶段性成效。纳入国家首批大型风电光伏基地200万千瓦光伏发电项目已全部建成并网；成功争取740万千瓦项目纳入国家第三批大型风电光伏基地，已陆续开工建设；组织基地“十四五”开发计划1888万千瓦，正加快推动前期工作。截至目前，基地在运在建规模达到495万千瓦。持续发挥风光一体开发模式出力稳定、经济高效等优势，优先推进风光同场项目建设。加快电网送出工程建设，提升电力系统调节能力，保障鲁北基地新增项目送出需要。到2023年底，将全面建成华润财金、潍坊滨海等首批国家大型风光基地项目，开工滨州沾化、东营利津等国家第三批大型风光基地项目，在运在建装机达到700万千瓦；到2025年，装机800万千瓦以上。
打造千万千瓦级鲁西南采煤沉陷区“光伏+”基地。这是推进采煤塌陷地综合治理与新能源开发融合发展的有益实践。目前，在济宁、泰安、枣庄、菏泽等地，建成一批“光伏”领跑者基地，基地在运在建装机320万千瓦。强化不适宜复耕复垦的采煤沉陷区资源合理利用，为加快光伏项目建设夯实基础。大力推广渔光互补、农光互补等开发模式，实现光伏开发、特色种养殖、生态治理修复一体化发展，年内开工济宁时代永福、菏泽中鲁等160万千瓦项目。到2025年，装机300万千瓦以上。未来，将结合采煤塌陷地新变化，谋划建设一批光伏项目落地。
打造千万千瓦级海上光伏基地。山东光照条件好，具备规模化开发海上光伏条件。按照由近及远、由易到难、示范先行、分步实施总思路，统筹推进海上光伏规模化、集约化、协同化发展，打造技术先进、生态友好、智慧融合的“环渤海、沿黄海”双千万千瓦级海上光伏基地，总装机4200万千瓦。建立政企定期会商机制，加快办理项目用海前置手续，尽快形成多种可复制可推广的开发模式。挖掘海上风电资源，打造“风光同场”一体化开发模式，积极支持项目纳入省级重大项目库，减免海域使用金，尽快实现海上光伏市场化、规模化开发。2022年，完成首批10个、1125万千瓦项目竞配，建成全球首个深远海风光同场漂浮式光伏实证项目。2023年，加快推进首批桩基固定式海上光伏项目前期工作及实证试验，尽快探索形成一批可复制可推广开发模式。到2025年，装机200万千瓦。
——着眼消纳端，聚力建设“五大千万千瓦级电力调节资源”。立足省情发展实际，深度挖掘抽水蓄能电站、煤电机组、燃气机组等传统领域资源，大力发展新型储能，扩大电力用户调峰资源，加快推进电力调节资源建设。
加快布局千万千瓦级抽水蓄能电站。抽水蓄能电站具有调峰、填谷、事故备用等多种功能，是目前技术最成熟的储能设施。截至目前，全省在运在建抽水蓄能电站装机达700万千瓦，其中在运装机340万千瓦，开展前期工作项目4个、规模400万千瓦。按照“竣工一批、开工一批、储备一批、谋划一批”思路，梯次推进抽水蓄能电站建设，2023年底全面建成文登项目，核准枣庄庄里项目，推动储备项目纳入国家规划重点实施项目名单；到2025年，在运装机400万千瓦。
加快建设千万千瓦级新型储能设施。新型储能，作为构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。随着新能源和可再生能源装机比例迅速增加，推动新型储能高质量规模化发展势在必行。近年来，山东能源行业锚定“双碳”战略目标，坚持把新型储能作为提升电力系统调节能力的重要手段，高起点谋划、高标准组织、高效率推进，新型储能蓬勃发展，走在全国前列。截至2023年7月，全省已建成并网新型储能项目82个、规模283万千瓦，继续保持全国首位。按照“一带、两城、三区、N基地”总体布局，即“海上新能源+储能”应用带，济南、青岛两个储能应用示范城市，鲁北、鲁西南、鲁中储能多场景应用重点区域，一批上下协同、各具特色的配套产业基地。积极推进压缩空气、飞轮等储能新模式，探索“风光氢储”一体化建设新路径，实现多技术、多途径、多场景发展。2023年底，建成华电莱城等项目，装机达到300万千瓦左右；到2025年，装机600万千瓦左右；到2030年，装机1000万千瓦。充分利用泰安等地丰富盐穴资源，重点推进泰安肥城300兆瓦级盐穴压缩空气储能示范工程建设。示范工程投运后，将在压缩空气储能领域实现单机功率、转换效率、储能规模3项全球第一。
加快谋划千万千瓦级煤电支撑能力。立足“以煤为主”能源资源禀赋，加强煤炭清洁高效利用，是深入落实“双碳”目标的重要举措。而“三改联动”则是提高煤电机组煤炭清洁高效利用水平的有效手段。近年来，全省能源行业积极推广应用新技术新装备，以煤电机组节能降碳改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”为牵引，积极推进煤炭清洁高效利用，全面推动煤电机组清洁高效发展。截至2022年底，累计完成“三改联动”3266.5万千瓦；2023年，计划完成600万千瓦以上；到2025年，共完成6500万千瓦左右，其中灵活性改造2500万千瓦左右。继续发挥煤电“压舱石”作用，系统推进煤电机组“三改联动”，重点推进灵活性改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。
加快推进千万千瓦级燃气机组建设。燃气机组响应快、效率高、启停灵活，可深度参与电网调峰。立足能源供给多元化发展，统筹天然气供给、可再生能源消纳和电网稳定运行，因地制宜、分类施策，积极推进重型燃机、分布式燃机、“风光燃储一体化”项目建设。2022年，优选首批8个重型燃机示范项目，规模850万千瓦左右。截至目前，全省在建装机652.7万千瓦，其中重型燃机509.2万千瓦，分布式燃机127.5万千瓦，“风光燃储一体化”项目16万千瓦。到年底，在建装机达到700万千瓦以上；到2025年，在运在建装机800万千瓦左右；到2030年，在运在建装机2000万千瓦左右。
加快构建千万千瓦级需求侧响应能力。需求侧响应是电力系统调节的一种灵活性手段。2022年可调节负荷需求响应资源达到706万千瓦，迎峰度夏期间，最大响应负荷达397万千瓦，为电网稳定运行作出积极贡献。全面系统摸排全省资源，进一步扩大可调节负荷需求响应资源。到2025年达到1000万千瓦，到2030年达到1500万千瓦左右。
通过五大千万千瓦级清洁能源供给基地、五大千万千瓦级电力调节资源建设，推动新能源和可再生能源快速发展，到2023年底，总规模达到8500万千瓦以上；到2025年，装机达到1亿千瓦左右。
统筹省内省外
保障能源可靠稳定供应
能源作为经济社会发展的基础和动力源泉，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要。全省能源行业锚定为绿色低碳高质量发展先行区建设提供坚强能源保障这一重大使命，认真落实“全省电力迎峰度夏工作”会议精神，把保供应、保运行、促发展作为头等大事，坚持以绿色低碳发展为重点，以重大项目建设为支撑，充分利用省内、省外两个市场、两种资源，抓好电力、煤炭、天然气供应“三链条”，确保能源可靠稳定供应。
增强电力供应链。做实“内强”和“外拓”两篇文章。“内强”，强化省内支撑。加快支撑性电源建设，加快支撑性调节性电源建设，上半年投产煤电机组190万千瓦，抽水蓄能机组120万千瓦，新型储能128万千瓦，均为迎峰度夏电力保供提供有力支撑。严格机组管理，坚持机组检修“四方联审”，迎峰度夏、度冬期间不安排直调机组检修，严控非计划停运和降出力，确保机组“应发尽发”“满发满供”。优化负荷管理，通过给予需求响应补偿，引导电力用户自愿调峰；扩大市场化需求响应资源池，确保具备600万千瓦实际响应能力。落实峰谷分时电价政策，已实现晚高峰移峰200万千瓦。
“外拓”，拓展外电规模。加强对上汇报沟通，实现国家跨省区送电计划有效落实，确保2023年迎峰度夏、度冬期间送入负荷稳定在2200万千瓦、1800万千瓦，力争达到2600万千瓦、2000万千瓦。坚持“高质发展增量、高效利用存量”，持续扩大省外来电规模。加快“陇电入鲁”新通道建设，确保2025年底前建成送电，同步建设千万千瓦级“风光火储”一体化配套电源基地。深化与内蒙古、吉林、宁夏等送端省份合作，加快推进配套电源建设，最大限度用足用好既有通道。到2025年，形成“五交四直”受电格局，接纳省外电量达到1500亿千瓦时。今年迎峰度夏以来，累计接纳省外来电786.22亿千瓦时，外电最大送入负荷达2698万千瓦，有力保障全省电力安全可靠供应。
稳固煤炭供应链。重点抓好“四稳”。稳储备，督促承储企业严格落实省委、省政府下达的迎峰度夏、度冬实物储备任务，保障全省煤炭应急需求。同时，加快山东能源唐口、枣矿物流园二期等煤炭储备项目建设，稳步提升政府可调度煤炭储备能力。稳产量，组织开展采掘提升年活动，督促煤矿企业在确保安全的前提下，“一矿一策”优化生产计划，严格按核定生产能力组织生产，统筹安排矿井检修和职工轮休，没有特殊情况不停产，力争2023年煤炭产量稳定在8600万吨左右。稳库存，压紧压实发电企业主体责任，加大电煤采购调运，确保存煤可用天数不低于20天、目标25天、力争30天。稳调入，加大晋陕蒙等省外煤炭资源开发，推进“铁路+”多式联运体系建设，巩固省外煤炭调入能力。加强对上汇报对接，积极争取铁路运力计划支持。完善电煤运输、装卸等各类应急预案，确保极端天气电煤运输畅通。
完善天然气供应链。突出做好“四抓”。抓设施建设，加快推进沿海LNG接收站及配套储气设施建设，力争2024年底自建储气能力达到14亿立方米左右，到2025年沿海LNG年接卸能力达到2500万吨。加快山东天然气环网建设，到2025年新增天然气管道里程1500公里左右，总里程达到8500公里以上，能够满足省外管道天然气和沿海LNG接收站输送需求。抓合同签订，主动对上沟通对接，争取气源支持，特别是增加民生用气供应。积极督促上游企业和城燃企业签订供用气合同，争取早签、多签、应签尽签，保障计划气源落实落地。抓价格疏导。加强天然气价格监测监管，顶格实施国家相关价格政策，理顺天然气价格上下游联动机制。抓应急处置。根据可压减气量不低于上年日峰值用气量30%的要求，动态分级完善可中断用户清单，细化落实到具体企业。按照“保民生、保公用、保重点”要求，健全完善“压非保民”应急预案，开展实战演练，提升应急保障能力。通过以上举措，2023年天然气综合保供能力达到260亿立方米，到2025年将达到400亿立方米。
强化底线意识
抓牢能源行业安全管理
牢固树立“管行业必须管安全”理念，充分发挥省政府安委会煤矿、油气管道“两大”专业委员会作用，持续开展安全生产专项整治，能源安全生产形势稳定向好。紧盯煤矿、油气、电力、新业态新模式4个关键领域，持续精准发力，从根本上消除事故隐患，从本质上提升安全水平。
狠抓煤矿安全生产。突出做好“四抓”。突出抓好驻矿监管，充分发挥驻矿监管员“前哨”“探头”作用，对全省所有煤矿选派驻矿监管员，实现驻矿监管无盲区、全覆盖，进一步压实监管责任。突出抓好隐患排查，坚持把风险化解在隐患前、把隐患消除在事故前，组织开展拉网式、起底式排查，彻底摸清查实风险隐患，特别是深化冲击地压、水、火、顶板等隐蔽致灾因素普查治理，全省煤矿共普查重大灾害546项，全部落实治理措施。突出抓好执法检查，采取“四不两直”、明察暗访等方式，开展全覆盖执法检查，做到凡检查必执法、凡执法必从严，对违法违规行为“零容忍”，以严格执法倒逼煤矿企业落实主体责任。突出抓好本质安全，围绕“减人、提效、保安全”，深入推进智能化建设，推动智能化由采掘工作面向矿井全系统延伸、由省属煤矿向市县煤矿拓展。截至2023年7月，全省共建成国家级智能化示范煤矿6处，已开展智能化建设煤矿76处，占比87.36%。
加强油气管道保护。针对全省油气长输管道里程长、密度大，老旧管道多、风险隐患大的实际，相继组织开展长输老旧管道及高后果区专项整治、油气长输管道占压专项排查清理等多轮专项行动，进行拉网式、起底式风险排查，摸清查实每一处风险隐患。积极推动老旧管道“以旧换新”，鲁宁线等一批老旧管道分段实施迁改。
强化电力安全运行管理。制定完善迎峰度夏、度冬和重点时期保电预案，组织开展各类应急演练，提高电网应急处置能力；持续开展电力设施和电能保护，做好关键设备巡检维护；开展重要电力用户供用电安全隐患排查，提升供用电安全水平。
抓好能源新业态新模式安全管理。积极联合应急、消防、自然资源、海事等部门，从项目设计、建设、运行等环节，重点加强新型储能电站、海上风电、抽水蓄能电站等安全管理，严防安全生产事故发生。
永立潮头，奋勇争先。山东能源行业立足新发展阶段、贯彻新发展理念、主动融入新发展格局，始终胸怀能源这个“国之大者”，担当作为能源这个“省之要事”，用心抓实能源这个“民之所系”，勤勉敬业、追求卓越，深入推进能源革命，聚力打造新型能源体系，全力推动能源发展各项事业再上新台阶，为开创新时代社会主义现代化强省建设新局面作出积极贡献。
能源界 2023-08-18 关键词： 垂直轴风能
8月14日，宝鸡钢管公司研制的3台垂直轴风力发电机在长庆油田第九、第七采油厂已投运20天，运行平稳。这一填补中国石油新能源装备空白的新型风力发电装备，为油田绿色低碳发展再添利器。
2022年，垂直轴风力发电机研发制造项目启动以来，项目组深入风能资源丰富的多个油区进行实地调研，摸清风能资源条件和油区用能需求，攻克了现场风机风叶结构选型、风叶吊装时受力不均、叶轮与机舱对接时摆幅过大等技术难题。
此次应用在长庆油田的垂直轴风力发电机为H型，功率为5千瓦，高13米，塔筒最大直径为0.7米，叶片长度为7米，扫风面积近35平方米。
相比于水平轴风力发电机，垂直轴风力发电机采用直立式轴、纵向排列桨叶，可放置在地面，占地面积小，便于安装和维护，且无须偏航系统。此外，还具有受风性能好、风能利用率高、启动风速低、疲劳寿命长、噪声小等优点。该产品非常适合给风能条件较差、远离电网的油田井场分布式供电，为采油、注水、集输和生活等提供便捷、高效、绿色的能源保障。
国家发改委 2023-08-18 关键词： 退役风电设备 储能设施 循环利用
8月17日，国家发改委等6部门发布《关于促进退役风电、光伏设备循环利用的指导意见》(以下简称《指导意见》)。
《指导意见》指出，到2025年，集中式风电场、光伏发电站退役设备处理责任机制基本建立，退役风电、光伏设备循环利用相关标准规范进一步完善，资源循环利用关键技术取得突破。到2030年，风电、光伏设备全流程循环利用技术体系基本成熟，资源循环利用模式更加健全，资源循环利用能力与退役规模有效匹配，标准规范更加完善，风电、光伏产业资源循环利用水平显著提升，形成一批退役风电、光伏设备循环利用产业集聚区。
以下为原文
国家发展改革委等部门关于促进退役风电、光伏设备循环利用的指导意见
发改环资〔2023〕1030号
各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局、工业和信息化主管部门、生态环境厅(局)、商务主管部门、国资委：
近年来，我国新能源产业快速发展，风电、光伏等新能源设备大量应用，装机规模稳居全球首位。随着产业加快升级和设备更新换代，新能源设备将面临批量退役问题。为全面贯彻党的二十大精神，深入贯彻《2030年前碳达峰行动方案》有关部署，加快构建废弃物循环利用体系，促进退役风电、光伏设备循环利用，现提出如下意见。
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，全面贯彻党的二十大精神，深入贯彻习近平生态文明思想，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，加快发展方式绿色转型，深入践行全面节约战略，积极构建覆盖绿色设计、规范回收、高值利用、无害处置等环节的风电和光伏设备循环利用体系，补齐风电、光伏产业链绿色低碳循环发展最后一环，助力实现碳达峰碳中和。
(二)基本原则
——坚持系统观念。 坚持从设备全生命周期角度考虑风电、光伏设备退役问题，加强产业链上下游协同，促进退役风电、光伏设备循环利用，实现资源利用效率最大化。
——坚持创新驱动。 着力推动退役风电、光伏设备循环利用技术创新、模式创新，促进循环利用技术进步、成本下降、效率提升。鼓励有条件的地方和企业率先行动，培育先进技术和商业模式。
——坚持分类施策。 综合考虑产业发展阶段、设备类型和退役情况，远近结合、适度超前，加快规范集中式风电场、光伏发电站设备循环利用，逐步完善分布式光伏设备处理责任机制。
——坚持区域统筹。 结合各地风电、光伏设备生产和退役情况，因地制宜布局退役设备循环利用产业集聚区，支持退役风电、光伏设备在区域间协同利用，加快培育资源循环利用产业。
(三)主要目标
到2025年，集中式风电场、光伏发电站退役设备处理责任机制基本建立，退役风电、光伏设备循环利用相关标准规范进一步完善，资源循环利用关键技术取得突破。到2030年，风电、光伏设备全流程循环利用技术体系基本成熟，资源循环利用模式更加健全，资源循环利用能力与退役规模有效匹配，标准规范更加完善，风电、光伏产业资源循环利用水平显著提升，形成一批退役风电、光伏设备循环利用产业集聚区。
二、重点任务
(一)大力推进绿色设计。 引导生产制造企业以轻量化、易拆解、易运输、易回收为目标，在产品设计生产阶段进行绿色设计。积极实施《光伏制造行业规范条件》等规范要求，深入开展“绿色设计示范企业”创建。鼓励生产制造企业在保障产品质量性能和使用安全的前提下，在产品设计生产过程中优先选用再生材料。引导生产制造企业强化信息公开，面向设备回收、资源化利用主体公开零部件原材料、产品结构等详细信息和资源循环利用技术建议。(工业和信息化部、国家发展改革委按职责分工负责)
(二)建立健全退役设备处理责任机制。 督促指导集中式风电和光伏发电企业依法承担退役新能源设备(含零部件，下同)处理责任，不得擅自以填埋、丢弃等方式非法处置退役设备，不得向生活垃圾收集设施中投放工业固体废弃物。督促指导发电企业将废弃物循环利用和妥善处置作为风电场改造升级项目的重要内容。(国家能源局、生态环境部按职责分工负责)督促指导发电企业拆除风电、光伏设备后及时做好周边生态环境修复。(国家能源局、自然资源部按职责分工负责)指导发电企业完善退役风电、光伏设备报废管理制度，提升报废资产处置效率。落实国有资产交易流转有关要求，进一步优化国有退役风电、光伏设备处理处置制度，推动企业高效、规范处置相关资产。(国务院国资委、国家能源局按职责分工负责)
(三)完善设备回收体系。 支持光伏设备制造企业通过自主回收、联合回收或委托回收等模式，建立分布式光伏回收体系。鼓励风电、光伏设备制造企业主动提供回收服务。支持第三方专业回收企业开展退役风电、光伏设备回收业务。支持发展退役新能源设备拆除、运输、回收、拆解、利用“一站式”服务模式。鼓励生产制造企业、发电企业、运营企业、回收企业、利用企业建立长效合作机制，畅通回收利用渠道，加强上下游产业衔接协同。引导风电机组拆除后进行就地、就近、集中拆解。引导再生资源回收企业规范有序回收废钢铁、废有色金属等再生资源。(国家发展改革委、工业和信息化部、商务部按职责分工负责)
(四)强化资源再生利用能力。 鼓励再生利用企业开展退役风电、光伏设备精细化拆解和高水平再生利用，重点聚焦风电机组中的基础、塔架、叶片、机舱、发电机、齿轮箱、电控柜等部件，以及光伏组件中的光伏层压件、边框、接线盒等部件开展高水平再生利用。支持龙头企业针对复杂材料加快形成再生利用产业化能力，重点聚焦风机叶片纤维复合材料，以及光伏组件中半导体材料、金属材料、聚合物等，探索兼顾经济性、环保性的再生利用先进技术和商业模式。(工业和信息化部、国家发展改革委按职责分工负责)
(五)稳妥推进设备再制造。 严格用户单位采购再制造产品质量把关。稳妥推进风力发电机组、光伏组件再制造产业发展，率先发展风电设备中发电机、齿轮箱、主轴承等高值部件，以及光伏逆变器等关键零部件再制造。稳妥有序探索在新能源运营维修领域应用再制造部件，支持风电、光伏设备生产制造企业和运维企业拓展再制造业务。鼓励研究机构、行业组织和骨干企业共同搭建风力发电机组、光伏组件零部件再制造检测验证平台。培育风电、光伏再制造设备第三方鉴定评估机构，促进行业规范发展。(国家发展改革委、工业和信息化部、市场监管总局按职责分工负责)
(六)规范固体废弃物无害化处置。 加大对退役风电、光伏设备回收利用处置全过程环境污染防治的监管力度，严格退役设备无害化处置的污染控制要求，确保符合国家环境保护标准，减少终端固体废弃物带来的环境污染风险。(生态环境部负责)
三、强化保障措施
(一)加大技术研发力度。 将退役风电、光伏设备循环利用技术研发纳入国家重点研发计划相关重点专项。开发风电、光伏设备残余寿命评估技术，构建设备寿命评估方法学和技术体系，推动设备及关键部件延续利用和梯次利用。开展光伏组件高纯分离、稀有金属回收提取、复合材料回收利用、再生资源高值利用、风电设备零部件再制造等重点难点技术攻关，突破核心技术装备，研究建立全材料整线回收工艺。加快光伏组件回收等产业技术基础公共服务平台建设。加快开展利用技术体系集成示范，推动形成若干“政产学研用”一体化的科技成果转化模式。(科技部、工业和信息化部按职责分工负责)
(二)强化资金和政策支持。 利用中央预算内投资现有资金渠道，加强对退役风电、光伏设备循环利用项目的支持。依法落实节能节水、固定资产加速折旧、资源综合利用产品增值税即征即退等相关税收优惠政策。研究将退役风电、光伏设备循环利用产业纳入绿色产业指导目录。丰富绿色金融产品和服务，为符合条件的退役风电、光伏设备循环利用类项目提供融资便利。鼓励有条件的地方制定退役风电、光伏设备循环利用产业专项支持政策。(国家发展改革委、财政部、税务总局、人民银行等部门按职责分工负责)
(三)健全标准规范体系。 研究制定风电和光伏设备绿色设计、综合利用等标准规范。支持行业协会、龙头企业、第三方研究机构等研究制定退役风电、光伏设备相关技术标准。(工业和信息化部、国家能源局、国家发展改革委、市场监管总局等部门按职责分工负责)研究制定特殊环境下退役风电、光伏设备的绿色拆解及不同材质(含金属和复合材料)零部件回收利用标准。完善寿命期内风电设备、光伏组件及相关零部件运行评价标准，将设备及零部件可回收、可循环利用作为评价的重要内容，推动开展绿色认证工作。(市场监管总局负责)加快研究以填埋、焚烧、回收利用等方式处理废弃风机叶片、光伏组件整机和零部件的环境影响，针对废弃风电和光伏设备回收、利用、处置过程的污染控制问题，研究制定废弃风电光伏设备污染防治技术规范。(生态环境部负责)
(四)培育重点地区和企业。 结合各地风电、光伏设备生产和退役情况，指导支持部分重点区域建设退役新能源设备循环利用产业集聚区。(国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局会同有关部门负责)支持中央企业发挥示范引领作用，率先加强退役风电、光伏设备循环利用，建设一批重点项目。(国务院国资委、国家发展改革委会同有关部门负责)
四、加强组织实施
(一)加强组织领导。 国家发展改革委加强统筹协调，加大对退役风电、光伏设备循环利用工作的推进力度。各有关部门按职责分工，制定相关配套政策，形成协同推进合力。各地要充分认识退役风电、光伏设备循环利用的重要意义，采取有力措施强化政策落实。
(二)强化宣传引导。 各地、各有关部门要加大对退役风电、光伏设备循环利用优秀项目和典型案例的宣介力度，推广一批可借鉴、可复制的先进经验。鼓励地方、行业协会和相关机构组织开展技术产品对接交流会、应用示范现场会等活动，促进先进技术产品模式交流推广。支持行业协会、第三方研究机构以编制行业发展报告等形式，梳理技术趋势和发展实践，推广最新技术模式，宣传典型案例，引导行业健康发展。
国家发展改革委
国家能源局
工业和信息化部
生态环境部
商务部国务院国资委
2023年7月21日
