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

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

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%

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。

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。

　　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。

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。

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

近日，中国石化青岛LNG接收站项目三期工程——国内最大容积液化天然气储罐机械完工。据悉，此次机械完工的LNG储罐，直径100.6米、高58米、容积27万立方米，是目前国内内外罐底板直径最长的液化天然气储罐。三期工程投入运行后，青岛LNG接收站年接卸能力将达1100万吨、年供气能力提升至165亿立方米。

机械完工，是国际认可并广泛使用的工程完工报检机制，是船舶及海上平台调试之前的一个重要部分。“LNG接收站工程机械完工，是指在不启动设备前提下，完成施工安装、设备试压、管道吹扫等节点验收，正式进入系统调试阶段。”项目负责人介绍，该储罐建设属于青岛LNG接收站项目三期工程，计划2023年11月投运，届时可实现从“百万吨级”到“千万吨级”华丽变身。

青岛LNG接收站项目，位于青岛董家口经济区，供气范围覆盖鲁、苏、皖、冀、豫等省市，分一、二、三期工程建设。作为目前全省唯一投运的LNG接收终端，一、二期工程分别于2014年11月和2021年8月建成投产，配置6座16万立方米地面全容式混凝土LNG储罐、LNG气化设施、辅助设施及1个兼顾8万至27万立方米LNG泊位，年接转能力700万吨，相当于96亿立方米天然气。截至目前，累计接卸进口液化天然气超4000万吨。

青岛LNG接收站三期工程，包括外输扩能、LNG码头、LNG储罐工程三部分。其中，27万立方米储罐工程于2021年8月正式开工建设，面积相当于1个足球场大小、高度20层楼高。面对尺寸大、工序多、难度高等诸多挑战，中国石化青岛LNG接收站联合参建单位，自主研发27万立方米全容式LNG储罐成套技术，有效破解国内直径最大罐底板浇筑、最厚耐低温钢壁板焊接等多项难题，填补了国内27万立方米LNG储罐建造技术空白。同时，运用视频天眼系统、无感考勤、人员定位等智能化手段，构建工程建设全生命周期安全新格局。

坚持把创新作为建设三期工程的“关键一招”，创新关键路径，聚力提质增效，仅用时18个月，就完成全部储罐主体结构施工，较原计划提前138天。首次采用“坐地式+电伴热”结构，解决超大型液化天然气储罐地基土处理难题，较传统“站立式+对流”桩基承台短柱设计，缩短工期约150天。优化区域化、模块化预制方法，分8部分完成重达220吨罐顶钢结构吊装作业，减少高空作业1.2万人工时。截至目前，27万立方米储罐已完成3.1万立方米混凝土浇筑、1600吨钢筋绑扎及1.6万米基础电伴热预埋管安装。

青岛LNG接收站立足系统内科技创新平台，瞄准LNG产业链条“卡链处”“断链点”协同攻关，在关键物资备件生产建造上，取得“穹顶稳定性分析新技术”“大厚度9%Ni钢板大角焊缝结构专利技术”“LNG储罐内罐抗震设计技术”“T形焊缝疲劳设计技术”等20余项专利技术。据了解，27万立方米储罐建设期间，先后攻克大口径低温阀门、罐内泵、挺杆起重机等核心设备国产化应用，单台采购成本最高降低50%，储罐国产化率提升至95%以上。

下一步，山东将持续推进天然气基础设施建设，加快构建以青岛港、烟台港为重点，威海港、日照港、东营港为补充，布局均衡、管网配套的LNG储运体系，力争“十四五”末，全省沿海LNG天然气保供能力超过350亿立方米，沿海LNG储罐和地下储气库储气能力突破30亿立方米。

（本文刊发于2023年7月28日大众日报16版）

信息来源：大众日报

盛夏时节，在位于山东省临沂市兰陵县卞庄街道代村的兰陵国家农业公园，一排排深蓝色的光伏电板整齐排列在园区屋顶，正源源不断地将光能转化为清洁电能，直接供园区生产用电使用。

作为山东省级现代农业示范园，这个园区现有8处农业生产设施、10家农业加工企业。“园区光伏电站平均每天发电6000度，能满足60%的日常用电需求，相当于每用10度电就有6度是‘绿电’。”兰陵国家农业公园总经理刘雁滨说。

在兰陵国家农业公园，安装在园区屋顶的一排排光伏电板正在发电。新华社记者王志 摄

“能源是碳排放的最主要来源，是‘双碳’工作的重点领域。”山东省发展改革委副主任滕双兴说。近年来，山东不断深化能源供给侧结构性改革，大力发展光伏、风电等新能源，全省能源发展呈绿色低碳转型加速推进态势。

据介绍，兰陵国家农业公园1.82兆瓦分布式光伏电站，采用“自发自用、余电上网”的消纳方式，年发电量218万千瓦时，每年为园区节约电费63万元，减排二氧化碳2190吨，节约标煤880吨，实现降本增效与节能减排双赢。

在山东，不少企业正借助光伏发电向“绿”转型。在济南市历城区力诺科技园，随着3台逆变器合闸送电，首期投用规模3.7兆瓦的力诺光伏站项目一期工程近日并网发电。光伏站采用厂房房顶发电模式，预计年发电量517万千瓦，年收益360多万元，既降低了企业用电成本，又促进了节能减排。

在济南市历城区力诺科技园，力诺光伏站项目一期工程近日并网发电。新华社记者王志 摄

“当前正值迎峰度夏负荷高峰期，能源电力安全保供压力加大。”国网济南市历城区供电公司副总工程师祝永刚说，今年上半年，历城区分布式光伏并网新增户数2958户，同比增长760%。目前，全区光伏发电年可贡献清洁能源3.6亿千瓦时，为电力保供提供了有力支撑。

据统计，截至今年6月底，山东光伏发电累计并网容量4945万千瓦，持续保持全国前列。

光伏发电成为山东能源绿色低碳转型的“催化剂”。“到2030年，全省新能源和可再生能源发电装机规模将突破2亿千瓦，达到煤电装机的两倍。”山东省新旧动能转换综合试验区建设办公室副主任龙钢说。（记者王志）

       今年以来，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏发电基地建设加快推进。随着新能源装机量快速攀升，电力系统的安全稳定遭遇前所未有的挑战。尤其在西部、北部等新能源资源富集地区，清洁能源资源总量巨大但现有调节能力不足的矛盾尤为突出。

　　风光新能源发电具有间歇性、随机性和波动性特点。国家能源局近日发布的《新型电力系统发展蓝皮书》提出，新能源占比不断提高，快速消耗电力系统灵活调节资源，系统平衡和安全问题更加突出。

　　全球能源互联网发展合作组织驻会副主席刘泽洪表示，常规水电和抽水蓄能是较好的调节手段，但受水资源、开发条件等限制，西北新能源富集地区极度缺水，当地开发水电和抽蓄的规模相对有限。电化学储能等新型储能目前成本还较高，存在一定安全隐患，对电力系统的惯量支撑能力也不足。长期看，现有调节手段难以满足西部、北部地区远期新能源大规模开发的需求，需要寻找新的方式。

　　与此同时，为解决西部地区水资源分布不均衡的问题，社会各界对西南到西北的跨流域调水开展了广泛研究。中国水利水电科学研究院水资源研究所水资源调度研究室副主任王超介绍，目前，南水北调中、东线一期工程已经建成投运，经济、社会和生态效益显著。西线工程如今还处在规划论证阶段，面临巨大挑战。如果采取自流方式，上游整体的可调水量很小，对调水规模的影响就很大。如果采取泵站提水的方式，将取水口设置到下游，虽然说工程调水规模可以急剧增大，但又面临提水能耗的问题。

　　为增加新的灵活调节资源，同时解决西部地区水资源分布不均的问题，全球能源互联网发展合作组织创新提出新型抽水蓄能理念，并基于这一理念设计调水工程，探索利用资源优势同时解决“水”和“能”的问题。

　　新型抽水蓄能除蓄能和发电功能外，还能实现另一个重要功能——跨流域调水，相当于将抽水蓄能的“点”串联进调水工程的“线”，是实现水和电融合发展的综合性水利电力工程。刘泽洪介绍，新型抽水蓄能以新能源为动力，在水量丰沛的取水河道利用抽蓄机组将水从低位提到高位的调蓄水库进行蓄能；再通过沿等高线自然坡降的引水设施实现跨流域转移；最后将水放入需要补水的目标流域，同时利用高差将水体势能转化为电能，一体化实现提水、蓄水、引水和发电，具有风光赋能、电水协同、抽发分离、运行灵活四大特点。

　　全球能源互联网发展合作组织提出，西部调水工程方案自西南地区的主要河流取水，年调水量400亿立方米，至黄河后一部分补充黄河径流，主要供给甘肃、宁夏、内蒙古、陕西、山西等地用水；另一部分继续调水至新疆，最远到达和田，且兼顾河西走廊地区。同步建设抽蓄装机6.5亿千瓦，发电装机1.9亿千瓦。

　　“这样的融合工程，总体投资与单一调水工程差不多。在同样调水能力的情况下，相当于多了一系列抽水蓄能的电站群，具备了更好的调节能力，能够为电力系统共享一些调节能力。总体上来看，通过一份投资获得两份收益。”刘泽洪说。

　　从经济性方面看，调水成本大约为3.5元/立方米，经济性好。在促进能源转型方面，工程提水段的新型抽蓄、放水段的水电机组均为调节性电源，可为系统提供超过6.5亿千瓦常规抽蓄（或新型储能）的调节能力，满足15亿千瓦至20亿千瓦风光新能源灵活调节要求，有力支撑碳中和目标下西部风光资源的规模化开发。

　　刘泽洪表示，实施基于新型抽蓄的西部调水新方案能够有效消化工程施工产能，带动有效投资，拓展国家发展空间和战略纵深，重塑西北地区生态环境，促进能源低碳转型，具有显著的社会、经济、环境等多方面效益。

　　王超认为，“将清洁能源规模化开发、新型抽水蓄能与西部调水相结合，是一种全新的思路，尤其从整体来看经济性比较好。此外，分析西部调水工程经济效益的时候，不光要分析直接效益，还要更多地分析社会效益和生态效益”。

近日，全省重大实施类项目、潍坊“双招双引”项目——鲁北盐碱滩涂风光储输一体化基地175万千瓦项目在寿光营里镇开工建设。据了解，项目由国家电投吉电股份投资建设，规划装机容量175万千瓦，其中光伏发电150万千瓦、风电25万千瓦，配套建设1084兆瓦时电化学储能，投资金额约100亿元。

“山东风光资源丰富，作为全国风能资源最丰富的地区之一，风能资源总量约6700万千瓦，主要集中在半岛沿岸地区、海岛和山区海拔较高的平坦区域；省域光照时间充足，年均光照时数高达2099至2813小时，可开发利用总量折合标煤达1000万吨以上，大规模、高比例、高质量、市场化发展风光发电优势得天独厚。”省能源局新能源处和可再生能源处负责人介绍，山东锚定“3060”战略目标，把打造新型能源体系建设先行区作为全省能源工作的总抓手、总牵引，坚定不移推进能源结构调整，加快能源绿色低碳转型，可再生能源蓬勃发展、澎湃给力。截至今年5月底，全省新能源和可再生能源发电装机高达8143万千瓦，占总装机比重41.2%，其中，光伏发电装机4759.3万千瓦，稳居全国第一。

潍坊市发展改革委相关负责人告诉记者，鲁北盐碱滩涂风光储输一体化基地，是全省规划布局的五大清洁能源基地之一，依托潍坊、东营、滨州等地盐碱滩涂地资源，着力打造风光同场、储输并举、综合智慧、产业融合、生态友好的“五位一体”风光储输一体化基地。基地总装机容量4800万千瓦，其中，光伏发电4400万千瓦、风电400万千瓦。潍坊纳入基地装机规模1532万千瓦，其中，风电82万千瓦，光伏发电1450万千瓦。鲁北盐碱滩涂风光储一体化基地潍坊片区，是国家电投吉电股份的重要作战阵地，规模效应已初步形成。截至目前，建成投产全省首批“平价+储能”在运光伏电站——恒远400兆瓦光伏项目，既给万亩盐碱滩涂披上“绿衣”，更为全省“平价+储能”光伏电站开辟新路径、提供新方案。

“自2015年以来，国家电投吉电股份已在山东投产新能源装机容量111.12万千瓦，总投资近60亿元，年发电量达16亿千瓦时，纳税1亿元。其中，在潍坊完成投资41.87亿元，装机容量70.7万千瓦，年纳税6400万元，提供1500余个就业岗位。”项目负责人介绍，鲁北盐碱滩涂风光储输一体化基地175万千瓦项目，在方案设计、技术应用、设备选型等方面积极探索创新，持续破解风光消纳难题。据了解，该项目光伏发电单元将全部采用平单轴跟踪支架模式，发电量曲线平滑，没有明显峰谷。同时，“风光同场”电网消纳友好，加之配套储能，助力电网平衡，更为电网及用户所接受。项目建成投产，年发电量将超30亿千瓦时，年可节约标煤101.25万吨、减排二氧化碳258.75万吨，助力能源绿色低碳高质量发展。

下一步，山东将坚持“能并尽并、能并早并”，建立省级鲁北盐碱滩涂风光储输一体化基地项目台账，协调联动自然资源、生态环境、海洋等部门强化要素保障，每月调度工作进展，压紧压实责任，推动项目早开工、早并网。2023年，在运在建装机达到700万千瓦；到2025年，累计开工建设2000万千瓦左右，建成并网1000万千瓦以上；到2030年，力争装机达2500万千瓦以上。

（本文刊发于2023年7月19日大众日报17版）

昆嵛山上，洁白流云在崇山峻岭间自由穿梭，或奔腾如潮，或轻薄似纱。随着梦幻诗画般的云雾褪去，一个巨大的“绿色充电宝”——国网新源山东文登抽水蓄能电站清晰显露。近日，该电站4号机组顺利通过为期15天试运行，各项技术指标均优于设计值，正式投入商业运行。截至目前，已投产的4台机组容量达120万千瓦，累计启动1244台次，成功率达99.84%，服务电网27台次。

“何谓抽水蓄能电站？简而言之，就是抽水和蓄能。抽水蓄能电站具有上、下两座水库，用电低谷时，把下水库的水抽到上水库储存起来；用电高峰时，放出上水库的水带动发电机组发电。”省能源局新能源和可再生能源处负责人向记者介绍，抽水蓄能电站，被誉为电力系统的“稳定器”“调节器”“平衡器”，启动迅速、运维简单、寿命长、事故少、费用低，可为电网提供调峰填谷、调频调相、事故备用、黑启动、需求响应等多种服务，在消纳新能源上更具灵活性、经济性和安全性等。

作为全省新旧动能转换重点项目、胶东地区首座抽水蓄能电站，国网新源文登抽水蓄能电站位于威海文登界石境内，由国网新源集团有限公司、国网山东省电力公司合资建设，总投资85.67亿元，总装机容量180万千瓦，以两回500千伏出线接入山东电网，年发电量27.1亿千瓦时，可满足106万户家庭一年用电量。电站包括上水库、下水库、输水发电系统、500千伏智能开关站等，上水库峰峦环抱，正常蓄水位625米，总库容977.07万立方米；下水库正常蓄水位136米，总库容1128.32万立方米；水道系统采用“一洞两机”模式布置，3条隧洞贯穿山体，连接上下水库；地下厂房在上下水库之间山体内开挖而成，长度为214.5米，高度为53.5米，跨度为25米，共安装6台单机容量30万千瓦单级混流可逆式水泵水轮机组。

“国网新源文登抽水蓄能电站秉承‘安全、绿色、精益、创新’建设理念，积极探索新技术、新工艺、新设备应用，全力打造绿色样板工程。截至目前，累计获得专利授权51项、行业级工法2项、省部级科技进步奖5项，实现多项创新突破。”项目负责人介绍，首次应用全断面硬岩隧道掘进机施工技术，量身定制全球首台超小转弯半径硬岩TBM“文登号”，累计掘进2307米，能效较传统钻爆法提高4—6倍；首次应用无爆破切割技术，结合地质特点，创新切割工艺，降低爆破风险，增强围岩稳定性，提高边坡及洞室开挖质量；首次应用耐碱玻璃纤维增强复合筋材料，在上水库面板低地应力区域，采用抗拉强度高、耐久性能好、密度小新型低碳建筑材料替代传统钢筋，应用面积4.06万平方米；建成抽水蓄能行业首个500千伏智能开关站，通过专用网络传递站内设备状态及系统数据，实现开关站信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、设备智能化、系统模块化、运行可视化。

下一步，国网新源文登抽水蓄能电站锚定打造“精品工程”，以“拼”的姿态、“抢”的干劲、“实”的作风，高标准、高效率、高质量加速推进5、6号机组建设，奋力为山东绿色低碳高质量发展先行区建设再立新功。

（本文刊发于2023年7月19日大众日报17版）

       7月13日，国家能源局发布6月份全社会用电量等数据。

　　6月份，全社会用电量7751亿千瓦时，同比增长3.9%。分产业看，第一产业用电量122亿千瓦时，同比增长14.0%；第二产业用电量5027亿千瓦时，同比增长2.3%；第三产业用电量1494亿千瓦时，同比增长10.1%；城乡居民生活用电量1108亿千瓦时，同比增长2.2%。

　　1~6月，全社会用电量累计43076亿千瓦时，同比增长5.0%。分产业看，第一产业用电量578亿千瓦时，同比增长12.1%；第二产业用电量28670亿千瓦时，同比增长4.4%；第三产业用电量7631亿千瓦时，同比增长9.9%；城乡居民生活用电量6197亿千瓦时，同比增长1.3%。

打造抽水蓄能+电化学储能+压缩空气储能新高地。截至目前，全省在运储能规模达到511万千瓦。

●在运抽水蓄能装机310万千瓦，分别为泰安一期100万千瓦、沂蒙120万千瓦、文登1—3号机组90万千瓦。在建装机390万千瓦，分别为潍坊120万千瓦、泰安二期180万千瓦、文登4—6号机组90万千瓦。

●在运电化学储能项目67个，规模200万千瓦，居全国首位；在建项目17个，规模180万千瓦。

●在运压缩空气储能项目1个，规模1万千瓦；在建项目1个，规模30万千瓦；年内拟开工项目2个，规模95万千瓦。

●截至2022年年底，全省全口径发电装机容量达到18957.8万千瓦，是2020年的1.2倍。

●可再生能源发电装机历史性突破7210万千瓦，较2020年增长2669万千瓦。

●风电发电装机规模达到2302万千瓦。

●光伏发电装机规模达到4269万千瓦，稳居全国第一。

   储能是构建新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的重要装备基础和关键支撑技术，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，对于应对极端事件、保障能源安全、促进高质量发展具有重要意义。

   为推动“十四五”储能高质量规模化发展，山东坚持以规划为引领、以创新为驱动、以市场为主导、以机制为保障、以安全为底线，高点定位、统筹谋划、科学布局，滚动推进抽水蓄能建设，大力实施电化学储能“百万千瓦”行动计划，探索创新突破压缩空气储能，奋力书写储能高质量发展的山东答卷。截至目前，全省在运储能规模达到511万千瓦。其中，在运抽水蓄能装机310万千瓦，分别为泰安100万千瓦、沂蒙120万千瓦、文登1—3号机组90万千瓦。在建装机390万千瓦，分别为潍坊120万千瓦、泰安二期180万千瓦、文登4—6号机组90万千瓦。在运电化学储能项目67个，规模200万千瓦，居全国首位。在建项目17个，规模180万千瓦。在运压缩空气储能项目1个，规模1万千瓦。在建项目1个，规模30万千瓦。年内拟开工项目2个，规模95万千瓦。

   储能作为护航能源高质量发展的“压舱石”，在“充电”“赋能”新能源快速增长、可再生能源消纳、电网稳定运行等方面作用彰显，绿色转型提速突破。截至2022年年底，全省全口径发电装机容量达到18957.8万千瓦，是2020年的1.2倍。可再生能源发电装机历史性突破7210万千瓦，较2020年增长2669万千瓦。其中，风电发电装机规模达到2302万千瓦，光伏发电装机规模达到4269万千瓦，稳居全国第一。储能破解弃风弃光成效显著，据统计，2022年全年累计减少弃风弃光电量3.6亿千瓦时，可满足68万户居民家庭1个月用电需求，相当于减少标准煤消费18.4万吨，减排二氧化碳5.6万吨。今年1至4月，累计减少弃风弃光电量1.94亿千瓦时，可满足37万户居民家庭1个月用电需求，相当于减少标煤消费9.9万吨，减排二氧化碳3.0万吨。储能作为电力系统调节的重要法宝，2022年全省电化学储能累计放电2.94亿千瓦时，有力支撑电力稳定可靠供应。率先在济南、烟台建设电网故障后调用储能装置，储能快速响应能力得到充分发挥。将全省60余座储能场站接入华北电网系统保护，可减少用户停电200万千瓦。随着储能电站陆续投运，电网黑启动能力持续提升，电网运行的安全性、可靠性显著增强。

政策体系再完善

   按照“竣工一批、开工一批、储备一批、谋划一批”总体思路，明确抽水蓄能“十四五”及中长期发展目标与重点任务，出台全省抽水蓄能电站建设工程行动方案；坚持应规尽规、能开快开、生态优先、因地制宜，严守生态保护红线，加快项目规划布局，科学安排开发时序；全面开展新一轮资源普查，摸清站点条件，划定站址范围，形成抽水蓄能滚动规划报告，力推纳入国家规划。搭建电化学储能“四梁八柱”，出台示范应用实施意见，配套制定行动方案、若干措施，以点带面探索发展路径，形成“实施意见+行动方案+若干措施+示范项目”总体布局；健全储能技术规范，构建涵盖地方标准、团体标准、企业标准等多层次标准体系，启动储能设计、生产、建设、验收、运维、管理等全过程标准制定计划，目前已发布实施地方标准4项、立项8项，《山东省电化学储能电站消防设计审查和消防验收技术导则》《电化学储能发电工程检测规程》等填补相关领域空白；率先建立市场化机制，以电量交易、容量补偿、容量租赁等方式，疏导储能运营成本；优化储能调运，根据电力运行实际实行自调度和统一调度；创新“储能优先”，将储能配置作为集中式风电、光伏项目并网首要条件，按照比例高低排序依次保障并网；依托山东科技大学成立全国首个高校储能专业二级学院，大力培育储能“高精尖缺”人才；组建山东省储能技术创新联盟，涵盖高等院校、科研院所、骨干企业等30余家，产学研用体系不断健全；实行全周期管控，引导企业积极采用先进安全防范技术，全面开展涉网安全检测，定期开展技术监督，确保储能安全……开展全省盐穴可利用资源可行性研究，泰安按照“前端扩能建穴—中端盐穴储能—后端建网延链”思路，编制盐穴储能综合利用规划，配套起草实施意见，强化项目布局，加快盐穴腾退速度，目前确定4对可用盐穴，另有6对盐穴10月底前完成测腔工作。菏泽正与中能建集团积极对接论证，拟采用取矿、造腔、建储能电站的链条方式，规划6台30万千瓦盐穴储能项目。

模式创新再拓展

   在技术路线上，坚持电化学、压缩空气、制氢储氢等多种模式齐头并进。全国首个“高压级联+集中液冷”储能项目在华电莱城电厂投运，两种技术融合应用，工作效率比常规储能提高3.5%—5%；三峡能源庆云储能电站，利用高效液冷管路流程结构，可将电芯温差从3℃降到2℃，有效延长电池寿命。同时，应用全变频自然冷却技术，年能效比达到4.62，高于普通变频机组32%；济宁微山县储能调峰电站示范项目，综合配置“风冷锂离子电池+液冷锂离子电池+固态电池”技术，提升效率2%—3%、降低辅助能耗20%；2021年建成的肥城10兆瓦先进压缩空气储能示范项目，有效验证先进压缩空气储能技术可靠性、可行性。在应用场景上，坚持独立共享、新能源配建、火电联合调频、移动应急、煤矿清洁替代、煤电制氢等多元应用。强化独立共享，2021年，在海阳、庆云、滕州、黄台、孟家，建成总装机规模502兆瓦/1032兆瓦时电化学调峰类储能示范项目5个；2022年，在微山、郯城、山亭、台儿庄，建成总装机规模400兆瓦/800兆瓦时电化学调峰类储能示范项目；截至目前，在沂水、寒亭、鄄城、莱芜，建成总装机规模350兆瓦/700兆瓦时电化学调峰类储能示范项目。强化新能源配建，引导新增风电、光伏发电项目租赁或配建储能设施，截至4月底，全省配建储能达到1465兆瓦时。

   强化火电联合调频，大唐临清、华电莱城两个调频项目作为2021年首批储能示范项目，累计参与调频辅助服务967台次、完成调节里程1055万兆瓦；相关燃煤机组调频能力指标KPD值由2.0左右提升至3.0左右。强化移动应急，山东电工电气研发制造国内首台新一代智能型移动储能车，实现削峰填谷、保电、应急、备用、扩容、智能充售、移动救援多重场景一体化应用。强化煤矿清洁替代，横河煤矿2兆瓦保安电源清洁替代工程建成投运，采用削峰填谷模式，每套储能系统设置预留40%电量，保障风机、提升机正常运行，在突发停电时，实现一个小时内将井下人员安全撤回地面。强化煤电制氢，加快推进华电潍坊3.5万千瓦“煤电+制氢”项目，投产后制氢能力可达6吨/天，可满足5座加氢站供氢需要……在商业模式上，推进储能参与电力现货交易，国家电投海阳储能电站，首次采用自主开发储能现货辅助决策系统预测电价，制订次日充放电方案，实现以自调度模式参与电力现货市场；华电滕州公司对接山东省电力调控中心和交易中心，利用独立储能设施用电特性，优化调整平台申报约束信息，成功提交电能量申报信息；三峡新能源庆云建立“日跟踪、日协调、周总结”电力市场交易机制，参与电力辅助、电网调峰、储能容量租赁等服务；华能济南黄台储能电站，根据季节特点及现货市场实际，探索单充单放、两充两放、小功率充放及分段充放结合模式，有效提升运行效率及收益；莱芜孟家储能电站，依托储能市场化交易运营管理平台，分析不同电力市场环境，实现电价、电价分布概率等数据精准预测。截至目前，上述5家储能电站通过市场机制发现储能价值，先后充、放电2312次，累计充电量36258千瓦时，放电量29008千瓦时。

产业链条再延伸

   坚持市场导向与政府引导、研发创新与推广应用、合作引进与重点培育相结合，建成覆盖材料生产、设备制造、储能集成、工程建设、咨询检测等的完整产业链。在材料生产上，打造瑞福锂业品牌，筑牢产业优势地位；在设备制造上，比亚迪、欣旺达等龙头企业布局山东，潍坊高创、烟台卓越等企业液流电池、固体蓄热等走出差异化道路；在集成建设上，山东电工电气、山东电力工程咨询院等竞争实力稳步提升；在相关服务上，山东电科院、山东电工电气与中国电科院联合成立储能检测技术共享（山东）实验室，枣庄建成国家锂电池产品质量检验检测中心。同时，大力培育骨干企业和产业集群，支持枣庄、泰安、东营等城市，聚力打造全国储能产业聚集区。枣庄“北方锂电之都”。枣庄拥有锂电企业35家，其中重点锂电企业19家，产品种类200多个，形成从锂矿开采加工到正负极、隔膜、电解液等关键材料及动力电池制造、检测检验、终端应用及拆解回收等产业链，实现正极材料10万吨、负极材料4万吨、隔膜16亿平方米、电解液13万吨、电芯10吉瓦、拆解0.4万吨产能规模。泰安“泰山锂谷”储能基地。延长链条发展多元储能，确定实施各类项目10个，总投资182.29亿元；集中打造华能新泰光伏制氢基地示范项目，列入山东第二批氢能重点项目；依托华硕能源开发固态储氢、氢燃料应急（备用）电源等；依托瑞福锂业“龙头”带动，构建肥城“锂精矿加工—基础锂盐—正负极材料—电池组件组装—废旧电池回收利用”全生命周期产业链。截至目前，肥城锂电企业达到15家，产业规模突破100亿元，力争5年内冲刺千亿元。东营电化学储能产业园。立足本地产业及资源要素，引导向上游高附加值储能产业发展；积极推进正负极材料、电解液等锂电池产业链拓展；全国规模最大的锂电池电解液材料供应商——石大胜华公司，成为国内唯一一家具有5种电解液溶剂、7种电解液添加剂和电解液溶质生产资质企业，碳酸酯类产品占全球市场份额40%以上，电池级碳酸酯类产品占国内出口总量70%以上。截至目前，东营锂电池产业在建项目10个，总投资65.4亿元，拟建项目共10个，总投资100.2亿元。2021年，锂电池产业实现营业收入116.76亿元，利税总额26.4亿元，利润21.6亿元。

纵深推进再提速

   坚持“远近结合、突出重点、渐次推进”原则，加快多技术路径储能体系建设，增强电网调节能力，促进新能源大规模、高比例开发应用，保障电力系统安全稳定运行。梯次推进抽水蓄能电站建设。抽水蓄能按照“储备一批、开工一批、竣工一批”的要求，压茬推动抽水蓄能电站规划建设。到2025年，在运规模达到400万千瓦；到2027年，达到520万千瓦。加快推进在建项目。坚持“一项目一台账”，提速项目进度，确保文登项目年内实现全容量并网，其中，4号机组30万千瓦6月底前建成投运，力争5号机组30万千瓦迎峰度夏期间具备试运行条件、6号机组30万千瓦四季度建成投运。持续推进潍坊120万千瓦、泰安二期180万千瓦项目建设，分别于2027年、2029年建成投运。抓好项目滚动建设。对已纳规项目，加快推进前期手续办理，提速枣庄庄里100万千瓦项目相关手续办理，争取年内核准开工；推动莱芜船厂100万千瓦、五莲街头100万千瓦、蒙阴华皮岭100万千瓦等项目前期工作，力争2024年核准开工。系统谋划接续项目。紧密跟踪国家抽水蓄能中长期规划修编调整进展，全力对上汇报争取，力争全省更多项目纳规，尽快启动前期工作，推动项目早核准、早开工。加快推进电化学储能建设。实施“百万千瓦”行动计划，力争每年新开工项目100万千瓦以上、建成100万千瓦左右。到2025年，在运规模达到500万千瓦左右；到2027年，达到600万千瓦。科学规划产业布局。着力打造“一带、两城、三区、N基地”储能发展格局，“一带”即“海上新能源+储能”应用带，“两城”即济南、青岛两个储能应用示范城市，“三区”即鲁北、鲁西南、鲁中储能多场景应用重点区域，“N基地”即建设一批上下协同、各具特色的配套产业基地。积极拓展应用场景。开展多元化应用试点，以“储能+海上新能源”为重点，建立储能统筹布局、合作建设新模式；以海岛能源网为重点，探索多能互补、联动调度运行新机制；以“冷热双储+火电”为重点，试点推动传统电源向综合能源供应站转变；以液态压缩空气储能等技术为重点，试验一批中小型储能电站。完善市场化运营机制。制定长时储能支持政策，加大容量租赁支持力度，推动新能源和储能联合参与市场。完善虚拟电厂入市政策，细化辅助服务补偿机制。试点推进压缩空气储能建设。坚持科学规划、试点先行，实施优先列入示范、加大容量补偿、落实输配电价、参与现货交易等一揽子支持政策，加快压缩空气储能规模化推广应用。到2025年，在运规模达到100万千瓦左右；到2027年，达到200万千瓦。

       鲁北盐碱滩涂千万千瓦风光储输一体化基地首批项目。盐碱滩涂披“新衣”，光伏发电“绿意”浓。近日，随着寿光山盐15万千瓦盐光互补发电项目二期全容量投产，国家第一批大型风电光伏基地暨鲁北盐碱滩涂地千万千瓦风光储输一体化基地——首批潍坊120万千瓦光伏发电项目全容量并网发电。据悉，基地首批项目装机容量200万千瓦，其中，潍坊片区120万千瓦，东营片区80万千瓦。

       鲁北盐碱滩涂地风光储输一体化基地，是全省规划布局的五大清洁能源基地之一，依托潍坊、东营、滨州等地盐碱滩涂地资源，着力打造风光同场、储输并举、综合智慧、产业融合、生态友好的“五位一体”风光储输一体化基地。基地总装机容量4800万千瓦，其中，光伏发电4400万千瓦、风电400万千瓦。潍坊纳入基地装机规模1532万千瓦，其中，风电82万千瓦，光伏发电1450万千瓦。

潍坊滨海风光储智慧能源示范基地一期300兆瓦光伏发电项目鸟瞰图

      2021年10月28日，国家大型风电光伏基地暨鲁北盐碱滩涂地风光储输一体化基地，首批总规模200万千瓦光伏发电项目开工仪式在潍坊举行，拉开了山东风光资源规模化高质量开发序幕。潍坊承担了120万千瓦光伏发电项目建设任务，项目总投资60余亿元，分别由山东海化、华能集团、国家电投、山东鲁银、国阳新能源等企业投资建设，配套20%、时长2小时的电化学储能，通过220千伏特高压直流输电工程外送至全省各地。投运后，年发电量17亿千瓦时，产值6.5余亿元，替代标煤52万吨。同时，与传统光伏电站不同，项目利用盐田、鱼塘、渣场等资源，因地制宜、量身打造“盐光互补”“渔光互补”“绿光一体”“光伏+综合”等复合型“光伏+”新模式，全面提高土地利用率、亩产效益率，为推进“双碳”战略打造示范引领、提供“潍坊样板”。

华能山盐150兆瓦光伏发电项目鸟瞰图

      “盐光互补”模式。“盐光互补”是指充分利用临时分流区卤库滩涂，在不改变原有卤库制盐、卤虫养殖等功能的基础上，架设太阳能光伏板，建成集发电、制盐、储能等于一体的大型集中式光伏电站。华能山盐15万千瓦、扬光新能源5万千瓦、国阳新能源25万千瓦、鲁银新能源15万千瓦“盐光互补”项目，在保证“土地性质不变、盐田收益不降、生态环境不改”前提下，形成“池上发电、水中制盐”的立体循环产业模式，将昔日“冬天白盐白苇白毛风，夏天鸟不嬉戏草不生”的盐碱地打造成“绿色能源+传统盐业”一体化经济运营体系，极大提升了土地利用率，构建起新发展理念下新能源开发与盐碱地综合利用新模式。

国家电投寿光侯镇100兆瓦渔光互补光伏发电项目鸟瞰图

      “渔光互补”模式。“渔光互补”是在用电负荷高、水产养殖集中，且太阳能资源丰富的池塘水面及塘埂等区域，采用“水上发电、水下养殖”创新模式，开发建设光伏发电项目，实现“渔光”相互交融，多产业互补发展。国家电投寿光官台营子15万千瓦、寿光侯镇10万千瓦“渔光互补”项目，在设计方案、技术突破、智慧运维、设备选型等方面积极探索创新，采用32度倾斜角设计光伏组件安装方式，发电同时实现虾池遮光，水温可下降1—2摄氏度，有效抑制夏季池水变质，防范鱼虾疾病，保障渔民养殖收益。创新组串逆变器及智能光伏技术，降低组件高湿、高温环境下性能衰减速度，防尘、防水提高至最高等级，发电量有效提高5%以上。融合智能光伏电站监控系统与生产管理系统，先进智能诊断技术与生产管理结合，实现20分钟内完成百兆瓦电站快速扫描。应用高效单晶双面双玻光伏组件，背板采用透明玻璃吸收地面反射光，可提高5%—30%的发电量。

国家电投集团寿光官台营子150兆瓦渔光互补光伏发电项目鸟瞰图

      “绿光一体”模式。“绿光一体”是结合荒山荒地、废旧矿场、尾废场坝等生态环境整治，在太阳能资源禀赋优、用电负荷高及亟须开展综合治理的地区，采用“绿中发电，绿电融合”方式建设光伏电站项目，既把荒山废矿打造成绿水青山，又将绿水青山变为金山银山，实现“生态+光伏”有机结合。山东海化集团渣场5万千瓦“绿光一体”项目，聚焦生态环境治理需求，创新推出坝坡造绿、场顶种草、草上发电“绿光一体”综合治理开发模式，全力打造生态光伏示范区。同时，电站建设带动周边交通、仓储、物流、旅游、餐饮等各类产业发展，提供就业岗位2000余个，直接营业增收4738.8万元，年缴纳各类税费达2000余万元，实现生态和经济效益双丰收。

      “光伏+综合”模式。滨海能源风光储智慧能源示范一期30万千瓦项目，依托海化集团制卤区，采用“盐光互补”“渔光互补”等综合模式开发，配套建设智慧能源管理平台、蓄能系统、变电系统、科普教育、海水淡化、生态观光等设施产业。其中，规划建设的智慧能源管理平台，采用智能集中控制系统，通过统一的构架平台，实现信息集控并对升压站、光伏区的远方监视、操作控制、分析决策和运行生产管理，平衡优化多个能源品种。无人机智能巡检系统，发现故障后自主分析原因并将检测结果上传监控平台，实现自动检测。此外，项目首次引用集中式箱逆变一体机，具有技术性能先进、易维护、综合发电成本低等特点；光伏组件采用半片组件技术、多主栅组件技术、PERC双玻双面电池技术，发电效率可提升21%左右；光伏支架主要采用平单轴跟踪支架，发电效率可提升10%以上。

       奋进新征程，实干开新局。在项目推动建设中，省、市能源主管部门坚持“一线工作法”，深入现场调查研究，详细了解项目建设难题，制订工作方案，明确解决时限，协调联动自然资源、生态环境、电网接入等有关单位，优化审批程序、缩短审批流程、加快审批进度，及时打通土地、规划、电网接入等堵点，全力做好要素保障。各项目业主单位围绕施工节点，倒排工期、挂图作战，优化施工顺序，合理调配资源，力推项目加速施工。严把工程质量，组织专业技术人员对作业人员进行技术交底，明确工艺流程、质量标准，通过现场抽检、监理监督、智能巡检等方式，确保项目建设质效双优。据了解，项目于2021年10月举行开工仪式；11月，海化渣场光伏电站项目首桩施工；2022年7月，海化渣场光伏电站项目建成并网，滨海能源、国家电投侯镇等5个项目陆续开工，在建容量达80万千瓦，并网容量5万千瓦；9月，国家电投官台营子、国家电投侯镇渔光互补项目第一方混凝土浇筑完成，标志着潍坊片区项目全部进入主体施工阶段，在建容量达115万千瓦，并网容量5万千瓦；12月，国家电投侯镇、国惠鲁银等项目建成并网，在建容量42万千瓦，并网容量78万千瓦，建设任务超过60%；2023年2月，滨海能源、国家电投官台营子等项目建成并网，在建容量35万千瓦，并网容量85万千瓦；5月，华能山盐项目建成并网，基地首批潍坊120万千瓦光伏发电项目全容量并网发电。

       下一步，山东将坚持“能建尽建、能并尽并、能发尽发”，充分发挥风光一体开发出力稳定、经济高效等优势，开工滨州沾化、东营利津等新增大型风光基地项目，今年在运在建装机达到700万千瓦；到2025年，累计开工建设2000万千瓦左右，建成并网1000万千瓦以上，完成投资500亿元以上；到2030年，力争装机达2500万千瓦以上。

        实施节能降碳改造、供热改造、灵活性改造。“缸体温度正常！”“轴承振动值正常！”近日，华电山东公司6台大机组节能降碳改造收官之战——邹县电厂5号机组集控室一派繁忙景象，机组正在并网开启竣工前各项试验，采集数据、调整参数、稳定燃烧……“按照预期目标，5号机组改造后供电煤耗可降低17克/千瓦时以上，年可节约标煤约4.2万吨，机组煤炭利用效率和灵活性将得到质的提升。”正在现场指挥调试的邹县电厂总工程师李鑫对改造效果信心满满。
　　大力推动煤电节能降碳改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”，是实现煤电机组能效提升的有效途径。作为拥有45台煤电机组的发电企业，华电山东公司锚定“双碳”目标和能源保供责任，先行先试，蹚出“三改联动”新路径。
　　“公司现有的600兆瓦及以上机组中，邹县电厂、潍坊公司的机组投入时间较早，能耗指标明显落后于同类型新机组，节能改造势在必行。”华电山东公司生产技术部主任赵训海告诉记者，早改一天，就早受益一天。2020年7月，国内首批、中国华电首台百万千瓦机组通流节能改造项目——邹县电厂8号机组改造顺利竣工，该项目荣获全国电力行业管理创新一等奖、中国华电科技进步一等奖。2020年至今，华电山东公司先后实施完成了邹县电厂2台635兆瓦机组、2台1000兆瓦机组，潍坊公司2台670兆瓦机组，合计6台大容量机组改造升级工作，年可节约标煤约40万吨，相当于减排二氧化碳约104万吨。在大幅降低机组能耗水平的同时，也为国内同类型机组节能改造提供示范借鉴。
　　供热是民生工程、民心工程，也是煤电企业转型发展的“生命工程”。“面对未来供热需求增长，此次5号机组大修期间我们特意对中低压联通管进行改造，预留了一个供热接口。”李鑫告诉记者，邹县电厂在2010年至2018年，已先后完成4台335兆瓦机组的抽汽供热改造。随着供热面积的继续扩展，2022年，又完成了4号机组的切缸改造，抽汽能力又增加了150吨。邹县电厂的供热发展史，也是华电山东公司多年来不断加大供热改造力度、做强做优做大供热版图的缩影。目前，山东公司现有的45台火电机组中，已有37台机组完成供热改造，其中8台高背压改造，12台切缸改造，17台联通管打孔抽汽，总供热面积达到2.4亿平方米，这个数字，不仅在中国华电各区域公司高居榜首，在山东也是名列前茅，为全省民生供热提供了坚实保障。
　　当前，国家积极构建以新能源为主体的新型电力系统，但风光电具有随机性、间歇性特点，为了给新能源消纳释放更多电量空间，现阶段煤电已经成为深度调峰、助力新能源消纳的“主力军”，对煤电机组的负荷调节能力也提出了更高要求。华电山东公司“一机一策”灵活性改造的实践探索，推动了煤电机组向基础保障性和系统调节性电源并重的转型。2019年，该公司所属章丘公司4号机组完成燃烧器和全时段脱硝改造，成功达到30%额定负荷要求。2020年和2022年，邹县电厂8号机组和7号机组灵活性改造实施后，最低不投油稳燃负荷达到30%。2022年，潍坊公司实施2号机组改造后在25%锅炉最大出力工况下可以不投油连续安全稳定运行。目前，华电山东公司已完成11台机组灵活性改造。2022年，华电山东公司45台机组为消纳新能源，日内启停多达1432次。

10万千瓦、20万千瓦、50万千瓦……100万千瓦，2022年5月6日6时56分，随着集控室大屏幕上，机组输出功率稳步增长，华电国际邹县电厂7号机组通流改造项目圆满完成。这是继全国首台100万千瓦等级全通流改造项目——华电邹县电厂8号机组通流改造项目后，实施的又一超超临界百万千瓦等级煤电机组节能降碳改造力作。

　　据悉，此次邹县电厂围绕百万千瓦机组汽轮机通流改造、锅炉燃烧设备及烟风系统流场优化、DCS国产化改造三条工作主线，实施标准项目1596项、特殊项目107项、技改项目42项。从目前运行数据分析，改造后，机组供电煤耗每千瓦时降低20克以上，每年可节约标煤10万吨，减排二氧化碳26万吨、二氧化硫16吨、氮氧化物40吨、烟尘2吨以上，各项能耗、环保指标均达到国内领先水平。
　　“在技术改造方面，百万机组先后实施第四代通流提效、高效密封等技术，实现热耗水平下降，节能减排效果显著。”华电国际邹县发电厂生产技术部负责人介绍，经过深入分析和反复论证，确定“汽轮机组热耗高”是影响机组供电煤耗的重要因素，决定利用国内现有先进、成熟节能技术，实施配汽方式（增设补汽阀）、通流技术、高压模块、叶片构型、汽封型式、进汽密封等应用创新，显著提高了机组节能降耗和运行可靠性水平；并同步实施空预器预防ABS堵塞改造、燃烧设备及烟风流场优化改造等项目，在降低燃烧热损失、提高锅炉效率的基础上，有效提高锅炉低负荷稳燃能力和机组灵活性调节能力。
　　“此次节能降碳改造圆满竣工，不仅大大提高了百万千瓦机组清洁生产能力，为企业能源保供、提质增效、升级发展注入强大动力，也对探索百万千瓦级存量煤电机组高质量发展之路具有重大意义。”华电国际邹县发电厂相关负责人告诉记者，早在2020年4月，企业锚定国家“双碳”战略目标，探索推进煤炭清洁高效利用，率先实施8号机组通流改造，成为国内首批百万千瓦机组节能升级改造项目。在缺乏可借鉴经验背景下，山东电力人逢山开路、遇水搭桥、敢闯敢创，先后召开设计联络会、专项筹备会、技术交底会30余次，克服工期紧、任务重、难度大等重重难题，强化施工组织、优化施工顺序、保障安全高效，于2020年4月6日正式开工，同年7月14日竣工。
　　百万千瓦机组节能改造项目大获成功，给予企业上下极大鼓舞，为同类超超临界百万千瓦机组节能降碳改造提供示范样板。2021年初，邹县电厂又完成一台亚临界60万千瓦机组节能改造工作。同年7月16日，参与全国碳市场首批交易，获得交易额660余万元。邹县电厂负责人告诉记者，先后进行改造的3台机组，机组效率分别提升3.7%、2.5%、3.6%，实现全年碳配额盈余。到2022年底，将全面完成全厂8台机组节能改造。改造完之后，全年可减少煤炭消耗36万吨，碳减排量接近百万吨，为大机组节能降碳改造、煤炭高效利用，树立“新样板”。

供热改造“华能黄台方案”

2016年供热以来，家住济南盛福街道居民王女士一家深感温暖。“这几年每到冬天，家里温度始终保持在20℃以上，各个房间温度也都很均匀，在家里穿着薄衣裳就很暖和。”回想起寒冷冬季家里“飘红”的温度计，再看看现在的室温，王女士脸上洋溢着满意的笑容，这是华能济南黄台发电有限公司供热改造给居民带来的红利。
　　早在2014年，华能黄台电厂作为省会“城市电厂”，根据“加快构建清洁、高效、安全、可持续的现代能源体系，清洁高效地发展煤电”要求，成立专业组织机构，深入开展火电机组供热、灵活性改造研究，做好技术改造方案储备，成熟一项，推进一项，确保温暖市民的同时，能耗指标始终走在行业前列，打造城市“绿色名片”。
　　高背压供热改造树标杆。2014年11月18日，黄台电厂7号机组顺利完成高背压供热改造并投运，成为当时省内单机容量最大的高背压机组。改造完成后，在供热工况运行时，冷水塔及机组循环水泵退出运行，由热网循环泵建立起新的“汽—水”交换系统，机组冷源损失降为零，机组循环热效率从43%突破性地提高至91%以上，热耗及发电煤耗降幅超过50%，新增供热面积800万平方米，在燃煤量保持不变情况下，减少煤炭消耗量20余万吨，减排二氧化碳38万余吨，7号机组也因此自2016年以来，连续6年荣获中电联同类型机组能效对标一等奖。2016年黄台电厂又投资近亿元进行8号机组高背压供热改造，实现8号机组供热能力900万平方米，全厂供热能力提升到4500万平方米。至此，黄台电厂7、8号两台高背压供热机组同时运行，在机组能耗水平大幅降低的同时，为济南市提供了更多稳定可靠的清洁热源，开创了国内同一电厂两台30万千瓦等级高背压机组同时运行之先河。
　　“切缸”改造创先河。为进一步满足地区供热发展需要，黄台电厂用实践践行理念，用创新破解难题，2018年至2019年，先后对9、10号机组进行“切缸改造”。“切缸”是指机组运行中，将原低压缸进汽量从每小时100吨快速减至20吨以下，截留热量用于供热；同时“汽轮机切缸”有效提高机组灵活性，为参与电网深度调峰奠定基础。2018年，“切缸”改造在国内同类型机组尚属首例，无任何经验可供参考，各类问题“井喷”涌现。为解决叶片安全性和辅机系统适配性两大难题，该厂迅速成立攻关小组，经过多次试验，研发出一种汽轮机末级叶片水蚀防护涂层及其制备方法，起到完美保护叶片的效果。与此同时打破常规，在叶根安装套管及热电偶，测点接入DCS监测，解决颤振、鼓风等重大技术问题。
　　2018年3月7日，该厂10号机组圆满完成汽轮机“切缸”试验，这是国内首台顺利完成汽轮机“切缸”试验的35万千瓦超临界机组。2019年10月10日，9号机组顺利完成“切缸”改造，至此该厂4台机组全部完成供热改造，供热能力达到5300万平方米，进一步稳固山东省内最大绿色清洁热源企业地位，为煤电机组供热改造提供“新方案”。

灵活性改造“国能寿光路径”

“锅炉运行正常，各项参数及技术指标完全正常，具备点火条件，现在点火。”随着值班长点火口令，操作员投入等离子点火装置，集控室液晶屏幕上跳动起红色火焰……这是记者在国家能源集团寿光电厂看到的一幕，乍一看感觉跟其他现代化燃煤电厂并无不同，不过随着负责人介绍，这座看似普通的电厂内，蕴藏着灵活性改造的“绿色密码”。
　　国能寿光电厂2×100万千瓦燃煤汽轮发电机组，采用超超临界前后墙对冲锅炉，配置40只点火油枪和8只微油点火装置，用于点火、暖炉和低负荷稳燃。“随着山东新能源发电占比增加，煤电机组承担起深度调峰任务，需要通过改变出力工况适应负荷变化。”项目负责人说，“深度调峰是电网负荷峰谷差较大时，电厂通过降低出力，发电机组超过基本调峰范围的一种运行方式，深度调峰负荷率一般为40%至30%。”据悉，灵活性改造之前，寿光电厂深度调峰负荷可降低至40万千瓦，但为保障长期低负荷锅炉燃烧稳定性，需要投入大量燃油进行稳燃，燃料损耗同步增多。同时，未燃尽油滴会粘污电极，造成锅炉电除尘器无法正常投入，大量烟尘直接排放到大气，给环境带来污染。
　　“深调虽好，操作不易。深度调峰常被比作‘在钢丝上跳舞’，为攻克锅炉燃烧稳定性、环保和辅机系统安全性等因素制约，我们蹚出了灵活性改造‘国能寿光路径’。”寿光电厂负责人介绍，项目保留原有微油点火系统，将前墙最下层8只燃烧器改造为国家能源集团最新一代DLZ-HV-200型高效等离子体点火及稳燃系统，不仅可节省配套的消防、避雷、防静电系统的投资以及运行成本，而且能有效避免机组低负荷运行期间锅炉燃烧排放污染物超标和燃烧效率下降等风险。据悉，寿光电厂2号锅炉灵活性改造于5月20日开始，6月30日机组点火启动成功。机组改造后，实现设备长期35%负荷稳定运行，降低电耗20％—40%，设备重量减轻近80%，大幅度提升阴阳极使用寿命3至5倍以上。同时，相较微油点火每200小时可节约161.6万元。
　　“等离子点火是一种新型的锅炉点火燃烧技术，通过直流电流在介质气压0.01—0.03兆帕的条件下接触引弧，并在强磁场下获得稳定功率的直流空气等离子体。同时，等离子体在燃烧器内形成局部高温区，煤粉颗粒在高温区内迅速燃烧，实现锅炉冷态无油启动，是一种高效、稳定的锅炉启动点火方式。”省能源局电力处负责人介绍，目前，煤电机组主要通过少油和无油点火方式。其中，少油点火技术投资小、可靠性高，锅炉启动速度快，但每次启动和维持稳定燃烧，要消耗大量燃油。等离子体点火作为无油点火方式之一，具有结构简单、操作方便等特点，通过提供冷却水、压缩空气、交流电源和煤粉，便可实现无油启停和稳燃目的，环保、经济效益十分显著。
　　记者了解到，寿光电厂深化灵活性改造前期工作。第一时间成立机组灵活性改造领导小组，靠前指挥、统筹协调；创新大数据分析技术，准确预测不同时间段机组最大出力；优化机组协调系统逻辑，有效保障调峰稳定性及快速性；完善锅炉给水流量、风量、一次调频等控制和保护程序，不断提高机组安全；制定《深度调峰运行技术措施》和《深调事故预案》，反复组织操作人员进行仿真机演练，确保每项操作安全规范。
　　宝剑锋从磨砺出，梅花香自苦寒来。截至目前，国能寿光电厂2号锅炉自灵活性改造投运后参与调峰约30次，平均负荷率75%，点火成功率100%，火检强度100%。下一步，该厂将以此次改造为契机，精心组织、科学调度，在保障建设质量和安全的前提下，全力推进1号锅炉灵活性改造。

     国家电网积极推动绿电绿证两个绿色市场协同发展，通过市场机制全面反映绿色电力的电能价值和环境价值。发挥能源央企示范带动作用，国家电网总部通过参与绿电交易，率先、全面用上绿色电力，成为首个总部用能全绿电的央企，为树立央企绿色发展品牌形象，促进全社会提高绿色电力消费意识，引导能源消费绿色低碳转型发挥了积极作用。

一是积极稳妥推进绿电市场建设。国家发展改革委、国家能源局绿电交易试点启动以来，国家电网持续加大工作力度，积极引导广大市场主体参与绿电交易，推动绿电交易规模持续扩大。截至11月13日，北京电力交易中心共组织绿电交易291笔，成交电量204.15亿千瓦时，共有5383家发电企业、2749家电力用户参与了绿电交易。同时，通过央视、人民日报等20余家媒体、30多个频道和栏目对绿电交易进行了40多次报道，广泛开展宣传推广，形成了良好的舆论氛围和传播推广效应。

二是为用户购买绿证提供新渠道。经国家发展改革委、国家能源局批复同意，北京电力交易中心于9月16日正式开启绿色电力证书交易市场，截至11月13日，共达成双边交易113笔，交易绿证77.92万张。有力促进了绿电和绿证的协同发展，双轮驱动，双翼齐飞，通过市场机制全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，为企业消费绿色电力提供了更加灵活的渠道。

三是发挥能源央企示范带动作用。国家电网总部通过参与绿电交易，与山西光伏发电企业达成交易电量1200万千瓦时，实现西单总部大楼、都城大厦两个办公区下半年100%使用绿色电力，成为首个总部用能全绿电的央企，为树立央企绿色发展品牌形象，促进全社会提高绿色电力消费意识，引导能源消费绿色低碳转型，助力“双碳”目标实现发挥了积极作用。

四是推动国内国际标准和专利体系建设。近期，国家电网在打造具有国内、国际影响力的促进绿色电力消费“中国方案”方面，取得了新的突破。国际上，向国际电信联盟（ITU）提交的《基于区块链的绿电消费信息溯源参考架构》、向国际电工委员会（IEC）提交的《面向互联电力系统的绿色电力获取-国际通用准则》两个国际标准提案正式获批立项；在国内，向国家能源局提交的《电力区块链 绿电交易》等4项能源行业标准获批立项。截至目前，已累计在绿电领域成功立项国际标准3项，行业标准4项，打出了标准体系建设的“组合拳”，将有力促进构建有序、高效的绿色电力市场体系，引导绿电绿证市场健康发展。

下一步，国家电网将充分发挥优化能源资源配置的枢纽平台作用，为电力用户购买绿色电力提供便捷可行的途径，有效满足用户绿电消费需求，扩大绿电交易规模。充分发挥能源央企示范引领作用，推动所属单位高比例使用绿色电力，鼓励全量使用绿电，制定计划，积极采取措施，推动逐步实现生产办公用电全量使用绿色电力。

信息来源： 国家发展改革委

近日，中国电力沂水300兆瓦/600兆瓦时独立储能电站示范项目一期现场控制室内，操作人员神情专注、紧盯屏幕，随着调度并网指令下达，项目40组储能单元全部送电完成，大屏上负荷曲线逐步上升，设备运行状况良好……“功率值正常，现场设备已并网运行！”以此为标志，项目一期成功并网。

“新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在新能源比重不断提高的新型电力系统中发挥重要调节作用，是实现碳达峰碳中和的重要支撑。”省能源局能源节约和科技装备处负责人介绍，随着新能源装机占比迅速增加，省外来电大幅增加，煤电机组改造提速提效，电网调峰形势日趋严峻，加速新型储能高质量、规模化发展势在必行。为此，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2022年底，全省在运新型储能项目58个、规模155万千瓦，跃居全国首位。

沂水300兆瓦/600兆瓦时独立储能电站示范项目，由中国电力国际发展有限公司投资建设，占地面积约75亩，分三期建设。一期投资4.5亿元，采用集中式1500V高压风冷储能系统先进集成技术，建成容量100兆瓦/200兆瓦时储能系统，包括40台储能电池舱及40台PCS交直流转换一体舱。新建220千伏升压站1座、220千伏送出输电线路，路径长度5公里。一期项目建成投运，纳入全省电网统一调度管理，主要参与电力辅助、电网调峰、储能容量租赁等服务，年可实现“削峰填谷”电量约6000万千瓦时，压减煤炭消费约1.9万吨。

“项目建成运行，可有效解决当地新能源消纳问题，且在鲁中南地区电力系统安全稳定运行上发挥重要作用。”项目负责人介绍，在技术应用上，采用磷酸铁锂电池储能模式，技术可行性已得到有效验证，项目落地为规模化推广应用提供示范；采用国际领先集中监控能量管理技术，可对电网调峰、调频、电压控制、计划曲线等实现毫秒级控制响应；配置高压风冷、液冷散热系统，电站效率提高2%—3%，能耗降低20%；配置极早期监测、防爆泄压、防火隔热、主动通风换气、热气溶胶定点喷射、水消防喷淋等六大防护系统，为储能电站拧紧“安全阀”。在运营模式上，纳入全省电网统一调度管理，参与电力现货交易、电力服务市场，提供调峰、调频、黑启动等服务。在产业融合上，拓展应用场景，融合已建成投产的临沂首座电动重型卡车换电站，实现清洁稳定电力供应，推动交通运输行业电能替代，加速电动重卡产业发展。

为推动项目早落地、早投产，中国电力履责守责，攻坚突破，加速项目“提档”达效。成立质量监督工作专班，安排专人驻厂监造，紧盯原材料质量，紧盯生产工序，保障设备一次性通过出厂验收。科学制订施工方案，优化调整施工措施，狠抓过程精细管理，全面提高施工效率，项目进度一路“升温”加速。强化政企沟通协调，相继攻克用地规划许可、环评能评、招标投标、施工许可、设计审查、电网接入等重点难点，实现项目依法合规管理、有力有序推进、高质高效建设。2022年4月7日，列入2022年度山东储能示范项目；7月1日，开工建设；8月15日，完成土建基础浇筑；9月23日，完成电池舱及PCS舱吊装；2023年3月18日，并网投产。