日前，由中船科技旗下中船风电和中船海装联合研制的国内首台预制装配梁板式风机基础在中船风电高台北部滩20万千瓦风电项目成功示范运用，填补了国内预制装配式基础在实践运用领域的空白，为风电基础设施建设打破传统作业模式开辟了更为高效和环保的新路径，也为下一步工程化批量应用奠定了基础。预制装配梁板式风机基础项目是中船风电和中船海装联合开展的重点研发项目，聚焦当前风电项目建设中普遍存在的冬季施工困难、基础养护周期长、施工成本高、施工质量难以把控等问题，创新采用化整为零、预制装配的作业模式，将传统模式下风机基础现场一体浇筑变为多个扇形部件预制化生产、批次施工、环形定位安装，攻克了预制基础吊装平稳度、多片预制构件拼装同心度、高效率作业下保持灌浆密实度等技术难题，具有工序简单、节约工期、基础免养护、基础二次利用、冬季施工等优点。运用预制装配梁板式风机基础，高台北部滩风电项目工期可由39天降低至12天，单台基础混凝土和钢筋量可节省20%以上，充分展现出广阔的应用前景，成为中船风电和中船海装在推进创新引领和新技术转化运用上的又一标志性成果。下一步，中船风电和中船海装将持续开展预制装配梁板式基础的应用监测，优化基础设计技术和安装工艺，打造中国船舶品牌特色的清洁能源新产品，并加快新产品在沙戈荒地区及冬季施工新场景地区的应用，为打造能源新质生产力贡献中船智慧和力量。

日本电装公司(DENSO)和JERA公司宣布，他们将共同开发将SOEC与废热利用相结合的高效制氢技术，并在JERA热电站进行联合示范测试。

多年来，日本电装一直在“制造”、“移动产品”和“能源使用”三个领域采取行动，以期到2035年实现碳中和。值得注意的是，由于氢气生产将是解决能源使用问题的关键，该公司正在将通过汽车系统开发培养的技术应用于SOEC的开发，SOEC具有高稳定性和高效率的优势。

根据JERA 2050年零二氧化碳排放目标，JERA正在接受建立氢和氨供应链的挑战，作为其到2050年实现其国内和国际业务净零二氧化碳排放的努力的一部分。在火力发电方面，由于追求零排放火力发电，在发电过程中不排放二氧化碳，该公司正在引入更环保的燃料。

两家公司将利用电装公司开发的SOEC 200kW电解电源，共同开发利用余热的高效制氢技术。从2025财年开始，电装和JERA将在JERA热电站进行联合示范测试。根据200KW联合演示测试的结果，两家公司将通过集成多个SOEC，将技术规模扩大到数兆瓦的水平。

通过此次联合开发和联合示范测试，两家公司将致力于早日建立绿色氢和氨的全球供应链，并为寻找全球脱碳和能源问题的解决方案做出贡献。

SOEC(固体氧化物电解槽)：SOEC使用陶瓷膜作为电解质在高温下工作，电解水蒸气并产生氢气。虽然还有其他制氢方法，如使用碱性液体作为电解质的碱性电解槽，以及使用聚合物膜作为电解质的PEM(质子交换膜)电解槽，但与这些方法相比，SOEC具有所需电能更少、效率更高的特点。

内蒙古发改委消息，2024年上半年，内蒙古动力煤价格整体呈现“涨降涨”态势，同比价格水平低于去年同期。

1-2月份，动力煤市场在春节前后因冷空气、企业停产放假等因素影响小幅回升;3-4月份，随着国内供应逐步增加，需求进入淡季，且中间环节库存偏高，动力煤价格快速回落，至4月底全区动力煤坑口平均价格降至336.31元/吨，较年初下降12.36%;5-6月份，随着下游需求向好，港口动力煤市场行情企稳，动力煤价格小幅回升，至6月底，内蒙古动力煤坑口平均价格为368.62元/吨，较4月底回升9.60%。

2024年上半年，全区动力煤平均价格为363.66元/吨，与2023年上半年相比(下称同比)下降7.28%。

其中，东部地区褐煤平均价格为324.71元/吨，同比下降2.23%;西部的鄂尔多斯市动力煤平均价格为489.79元/吨，同比下降14.31%。

内蒙古发改委预测，综合来看，下半年煤炭供需均有增长，考虑到今年以来中间环节库存持续高位，总体供需预计维持略宽松形势，预测下半年动力煤价格延续上半年区间震荡走势，价格总水平可能高于上半年。

焦炭方面，2024年上半年，全区焦炭价格先降后涨，整体呈“V”型走势。

年初至4月第三周，受下游需求疲软和成本回落共同影响，焦炭价格持续回落，至4月第三周，全区焦炭平均价格降至上半年最低的1477.25元/吨，较年初下降24.24%。4月下旬开始，随着宏观利好政策密集出台，市场预期向好，焦炭价格波动回升，至6月底焦炭价格回升至1647.00元/吨，较最低值回升11.49%，较年初仍偏低15.54%。

在上游成本支撑不足、下游需求较弱等因素共同作用下，上半年焦炭同比大幅回落，全区焦炭1-6月份平均价格为1709.01元/吨，同比价格下降19.14%。

内蒙古发改委预测，综合上下游因素，预计下半年，焦炭市场维持供需宽松形势，在上游供需偏紧、下游需求改善预期的影响下，价格总水平将有所上涨。

兖矿能源近日在互动平台表示，“深部厚煤层智能开采关键技术与高端装备研发应用”该项技术是由控股股东和兖矿能源历经多年应用基础上总结形成的科技成果，该技术应用使公司金鸡滩煤矿从年产800万吨提升至年产1700万吨的水平，有效提升了煤炭产量，减少了劳动用工，使人均工效提高了70%。

并进一步提到，目前控股股东及兖矿能源适合使用该科技成果的下属矿井均已应用该技术，相关矿井的核定产能及煤炭产量已反映该技术成效。近两年控股股东及兖矿能源使用该科技成果开采的煤炭产量累计实现收入305亿元。

产能和产量方面，兖矿能源介绍到，目前集团境内在产煤矿核定产能总计1.2亿吨，没有权益产能的概念。

兖矿能源澳洲基地(包括兖煤澳大利亚有限公司及兖煤国际(控股)有限公司的矿井)近三年(2021年-2023年)100%权益的原煤产量分别为6880万吨、5620万吨、6670万吨。由于澳洲需按各矿井具体持股比例折算权益产量，兖矿能源澳洲基地近三年权益原煤产量为5310万吨、4380万吨、5200万吨。

2023年集团境内及境外商品煤总产量1.32亿吨，2024年计划生产商品煤约1.4亿吨。

针对有关公司发展规划及如何提升股价的提问，兖矿能源表示，为加快推进公司高质量发展，切实保障和维护投资者合法权益，2024年公司将围绕矿业、高端化工新材料、新能源、高端装备制造、智慧物流五大产业，坚持做优主业，夯实长期发展坚实基础;精益管理，确保完成年度经营管理目标;规范治理，完善兖矿特色公司治理体系;践行ESG理念，建设可持续发展清洁能源示范企业;传递价值，建立以投资者需求为导向的投关管理体系;回报股东，与投资者共享发展成果。

光明日报兰州8月5日电 记者王冰雅、尚杰5日从中国科学院近代物理研究所获悉，该所科研人员和先进能源科学与技术广东省实验室相关团队合作，利用离子径迹技术研制出一种面向无枝晶锂金属阳极的离子管理膜，为多功能电池隔膜的设计和研制，以及解决高性能锂金属电池的安全性问题提供了新的思路。相关成果日前发表在《先进能源材料》上。

在众多锂电池阳极材料中，锂金属阳极因其具有最高的理论比容量和低电化学电位而受到持续关注。然而，在长期循环过程中，锂金属阳极锂枝晶生长以及锂金属与电解液的副反应，会造成电池性能下降并带来严重的安全问题，阻碍了它进一步的商业化应用。

近年来，科研人员一直在努力寻求解决锂枝晶生长问题。研究发现，均匀的锂离子分布可实现锂金属阳极表面锂均匀沉积并抑制锂枝晶生长。中国科学院近代物理研究所科研人员基于兰州重离子研究装置（HIRFL），利用离子径迹技术和表面化学修饰工艺研制出一种可有效“管理”离子分布和传输特性的电池隔膜——离子管理膜。该离子管理膜具有垂直排列、直径均一、荷负电性的纳米通道，可作为离子分配器和“锂离子导向器”，减小锂离子浓度波动并实现锂离子选择性传输。

该离子管理膜凭借独特的结构和化学特性，具有较高的离子电导率和优异的锂离子转移数，同时将锂金属阳极表面锂离子浓度波动降至最低，使用该隔膜表现出优异的抑制锂枝晶的性能。锂/锂电池应用该隔膜后，在1毫安每平方厘米条件下，可稳定循环1200小时，超过传统商业隔膜2倍多；对于锂/磷酸铁锂电池，该工艺可使比容量达到146毫安时每克，并在1000次循环后保持79.84%的容量，显著高于传统多孔隔膜，即现有商业隔膜的水平。

《光明日报》（2024年08月06日 09版）

《 人民日报 》（ 2024年08月07日 第 17 版）近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》）。《行动方案》提出，到2025年，首批煤电低碳化改造建设项目全部开工，转化应用一批煤电低碳发电技术；相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右；到2027年，相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平。

受可再生能源电力随机性、波动性影响，煤电仍将在一定时期内发挥能源安全兜底保障作用。2023年，煤电以不足40%的装机占比，承担了全国70%的顶峰保供任务。“推动煤电低碳化改造建设，既可以更好发挥存量煤电效能，又可以有力支持新能源开发消纳，还可以助推新兴低碳技术和产业发展，是加快能源绿色低碳转型的重要举措。”中国电力企业联合会规划发展部主任张琳说。

《行动方案》提出了3种改造建设方式：一是生物质掺烧，充分利用农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源，实施煤电机组耦合生物质发电；二是绿氨掺烧，利用风电、太阳能发电等可再生能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电；三是碳捕集利用与封存，采用化学法、吸附法、膜法等技术分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，实施高效驱油、制备甲醇等资源化利用，或因地制宜实施地质封存。

《行动方案》明确了加大资金支持力度、强化政策支撑保障、优化电网运行调度、加强技术创新应用等4方面保障措施，包括发挥政府投资放大带动效应，利用超长期特别国债等资金渠道对符合条件的煤电低碳化改造建设项目予以支持；电网企业要优化电力运行调度方案，优先支持碳减排效果突出的煤电低碳化改造建设项目接入电网等。

中国工程院院士、华北电力大学新能源电力系统全国重点实验室主任刘吉臻告诉记者，近年来，国内外就推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设开展了相关探索，但有关工作仍处于起步阶段，“完成相应改造建设任务，离不开科技创新的引领与支撑。”

《行动方案》提出，加强煤电掺烧生物质、低成本绿氨制备、高比例掺烧农作物秸秆等技术攻关，加快煤电烟气二氧化碳捕集降耗、吸收剂减损、大型塔内件传质性能提升、捕集—发电系统协同、控制流程优化等技术研发，补齐二氧化碳资源化利用、咸水层封存、产业集成耦合等技术短板。掺氨燃烧属于前沿发电技术，以绿氨替代一定比例燃煤进行清洁高效耦合燃烧，可有效降低煤电碳排放水平。

近年来，我国在广东台山等地进行了工业级燃煤机组掺氨燃烧试验，有关技术已经具备规模化示范基础。“在煤电低碳化技术推广过程中，应紧抓工程示范这一关键环节，掌握不同机组条件、不同工况下各类低碳化技术的建设和运行成本，客观全面论证技术的可靠性与经济性，推动煤电低碳化技术从‘实验室’踏入‘应用场’。”刘吉臻建议。

下一步，国家发展改革委、国家能源局将支持各有关方面申报实施煤电低碳化改造建设项目，确定有关项目清单并加强组织实施，持续推动降低煤电碳排放水平。

据悉，北京市发改委发布关于对《北京市可再生能源利用条例》(草案征求意见稿)公开征求意见的公告，根据意见稿显示，本市鼓励单位和个人建设分布式光伏发电项目，在具备条件的关停废弃矿区、垃圾填埋场和荒滩、荒坡等未利用地建设集中式光伏发电项目，在风能资源条件良好且具有一定开发利用效益的区域建设分散式风电项目。

为促进可再生能源高质量发展，推动本市能源绿色低碳转型，北京市发展和改革委员会会同相关部门起草了《北京市可再生能源利用条例》(草案征求意见稿)，现面向社会公开征求意见，欢迎社会各界提出宝贵意见建议。

公开征集意见时间为：2024年7月25日至2024年8月23日。

意见反馈渠道如下：

1.通过电子邮件将意见发送至：wangjy@fgw.beijing.gov.cn

2.通过信函方式将意见寄至：北京市通州区运河东大街55号院1号楼北京市发展和改革委员会能源处(请在信封上注明“意见征集”字样)

3.传真电话：010-55590849

4.联系电话：010-55590480

5.登录北京市人民政府网站(.cn)，在“政民互动”版块下的“政策性文件意见征集”专栏中提出意见。

6.登录北京市发展和改革委员会网站(https://fgw.beijing.gov.cn/)，在“政民互动”版块下的“调查征集”专栏中提出意见。

北京市发展和改革委员会

2024年7月25日

《北京市可再生能源利用条例》(草案征求意见稿)

第一章 总则

第一条【立法目的】 为促进可再生能源开发利用，优化能源结构，保障能源安全，保护生态环境，推动首都经济社会绿色低碳转型和可持续发展，根据《中华人民共和国可再生能源法》等有关法律、行政法规，结合本市实际，制定本条例。

第二条【适用范围】 本条例适用于本市行政区域内的可再生能源开发利用以及相关管理活动。

本条例所称可再生能源，是指自然界中可以循环再生、持续利用的太阳能、地热能、风能、水能、生物质能等非化石能源。

第三条【总体要求和工作原则】 本市落实碳达峰碳中和目标及能源安全发展战略，坚持统筹规划、因地制宜、科学开发、创新驱动、区域协同、合理利用的原则，完善可再生能源开发利用措施，优化可再生能源供应结构和消费结构，支持优先利用可再生能源，促进可再生能源与首都城市规划建设融合发展，推动可再生能源替代传统化石能源，构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系。

鼓励单位和个人参与可再生能源的开发利用，依法保护可再生能源开发利用者的合法权益。

第四条【政府职责】 市、区人民政府应当加强对可再生能源开发利用工作的组织领导和统筹协调，将其纳入国民经济和社会发展规划及年度计划，及时研究解决工作中的重大问题。

第五条【部门职责】 市、区发展改革部门负责本行政区域内可再生能源开发利用的管理工作。

经济和信息化、规划和自然资源、生态环境、住房城乡建设、城市管理、农业农村、统计、气象等部门在各自职责范围内负责有关的可再生能源开发利用管理工作。

第六条【区域合作】 本市建立健全与河北省、天津市以及其他地区的协作机制，在可再生能源资源开发、科学技术研究、产业发展、市场交易等方面加强交流合作。

第二章 规划与建设

第七条【资源调查】 市发展改革部门应当会同规划和自然资源部门组织协调住房城乡建设、生态环境、城市管理、经济和信息化、园林绿化、气象等部门和区人民政府开展本市可再生能源资源调查。相关部门应当配合调查，提供所需资料与信息。

可再生能源资源调查结果应当公布;但是，国家和本市规定需要保密的内容除外。

第八条【目标引导】 本市建立健全可再生能源开发利用目标引导制度。

市人民政府应当按照国务院能源主管部门要求，根据国家可再生能源开发利用中长期总量目标及本市碳达峰碳中和目标任务，结合本市可再生能源资源调查结果和技术条件，确定本市可再生能源开发利用中长期目标。

市发展改革部门应当会同区人民政府制定各区可再生能源开发利用引导目标，并按照国家有关规定对目标完成情况进行评估、监测与考核。

第九条【规划编制】 市发展改革部门应当会同有关部门和区人民政府，按照国家可再生能源开发利用规划和本市可再生能源开发利用中长期目标、相关国土空间规划，编制本市可再生能源开发利用规划。经市人民政府批准后按照国家有关规定备案，并组织实施。

编制本市可再生能源开发利用规划，应当统筹可再生能源资源禀赋情况、供给能力、消费需求、开发利用经济性等因素，对可再生能源开发利用作出安排，科学确定可再生能源开发利用目标、主要任务、保障措施等内容。

第十条【规划衔接】发展改革部门应当会同规划和自然资源等部门将可再生能源开发利用目标要求纳入能源发展、供热建设发展等专项规划和其他国土空间规划。

国土空间规划编制部门在编制各级国土空间规划时，应当统筹考虑可再生能源开发利用规划目标和所在地区国土空间发展要求，保障绿色电力输送通道以及重大工程、重点区域可再生能源开发利用设施、储能设施等建设用地需求。

第十一条【项目前端管控】发展改革部门应当会同规划和自然资源、住房城乡建设、城市管理、气象等有关部门加强对可再生能源开发利用工作的指导，推动可再生能源资源调查结果应用于土地一级开发阶段的区域评估，支持区域内建设单位了解可再生能源开发利用条件;在建设项目前期工作阶段，指导建设单位合理安排建设规模、投资规模，编制可再生能源开发利用方案。

节能审查机关应当将可再生能源开发利用纳入节能审查内容。

第十二条【项目建设管控】 新建、改建、扩建建设项目，建设单位对可再生能源开发利用条件进行研究，具备可实施性的，应当依照有关法律法规和国家有关强制性标准，选择合适的可再生能源用于发电、供热、制冷等。

可再生能源开发利用设施，应当与建设项目主体工程同步设计、同步施工、同步验收。设计单位应当按照可再生能源开发利用的国家有关强制性标准进行设计。

政府有关部门应当按照国家和本市有关规定，对建设项目可再生能源开发利用情况进行监督检查，并对已建成的可再生能源系统运行效果进行监测、评估。项目建设主体应当做好相关设备设施的维护管理。

第三章 推广与应用

第十三条【本地发电】本市统筹可再生能源发电与城乡风貌管控、生态环境保护，分类制定并落实可再生能源发电支持措施。按照可再生能源开发利用规划及相关国土空间规划，鼓励单位和个人建设分布式光伏发电项目;在具备条件的关停废弃矿区、垃圾填埋场和荒滩、荒坡等未利用地建设集中式光伏发电项目;在风能资源条件良好且具有一定开发利用效益的区域建设分散式风电项目。

大型太阳能、风能等气候资源开发利用项目应当依法进行气候可行性论证。具体项目范围由市气象部门会同发展改革、规划和自然资源等部门确定并公布。

发展改革、水务、规划和自然资源等部门应当根据相关规划和水资源条件，按照国家有关规定有序推进抽水蓄能电站建设。

第十四条【外调绿色电力】 市、区人民政府加强与外埠的能源合作，支持可再生能源基地和绿色电力通道建设;通过政府间合作协议、政府授权合约、长期购电协议等方式拓宽绿色电力来源，稳定增加绿色电力供给;加强调峰电源建设，优化调度运行，增强绿色电力消纳能力。

鼓励和支持开展跨区域可再生能源发电项目合作和市场化绿色电力交易。

第十五条【新型电力系统建设】市城市管理部门应当会同发展改革、规划和自然资源等部门完善政策措施，支持电网企业加强电网建设，改善电网结构，发展分布式智能电网，完善电网运行管理，构建适应可再生能源发电占比逐步提升的新型电力系统，提高接纳、输送和消费可再生能源电力的能力。

第十六条【电力并网】 电网企业应当按照相关规划和规定，科学评估电力系统接纳可再生能源的能力，统筹建设或者改造可再生能源发电项目配套电网设施，并与可再生能源发电项目建设规模和进度相匹配。

电网企业、电力调度机构应当及时提供可用接入点、可接入容量和相关技术规范等信息，为可再生能源发电项目建设、并网接入和电力市场交易提供必要信息服务;按照国家可再生能源发电并网标准，及时提供可再生能源发电并网服务，不得擅自提高或者降低并网标准;优先调度可再生能源发电。

可再生能源发电企业应当配合电网企业保障电网安全。

第十七条【供热供冷】本市引导科学有序开发利用浅层、中深层地热能，在适宜发展区域推广再生水(污水)源热泵，充分挖掘利用余热资源，按照可再生能源供热优先原则，推动可再生能源与传统能源供热、供冷多元有序联动发展。

市城市管理部门应当会同发展改革、规划和自然资源等部门制定并落实可再生能源供热政策措施，支持建设综合能源供热系统和配套储热、储冷设施，鼓励和支持供热企业对既有供热系统进行可再生能源供热改造。

建设需要取水的地热能开发利用项目，应当遵守法律、法规以及国家、本市地下水管理有关规定。

第十八条【生物质利用】本市统筹生物质能开发利用与生态环境保护，支持生物质用于发电、供热、制氢项目，禁止建设排放不符合国家和本市标准的生物质能项目。

发展改革、生态环境、城市管理、规划和自然资源、农业农村、园林绿化等部门应当建立完善政策措施，合理布局、科学指导生物质能项目建设。

第十九条【氢能利用】 本市结合可再生能源开发利用，支持氢能关键核心技术研发、示范和应用，加强国际交流合作，推动氢能产业安全有序发展。

经济和信息化、城市管理、规划和自然资源、交通、发展改革等部门应当完善政策措施，科学布局和建设制氢、加氢基础设施，拓展氢能在交通、供热、发电等领域的应用。

第二十条【燃气热力并网】利用生物质资源生产的燃气、热力和氢，符合国家、本市相关安全质量标准要求以及燃气管网和热力管网入网技术标准的，经营燃气管网和热力管网的企业应当接受其入网。

经营热力管网的企业应当支持具备条件的区域和项目优先利用可再生能源，提高热力管网可再生能源供热比重。

第二十一条【综合应用】本市鼓励综合利用分布式可再生能源、新型储能、新能源汽车和可调节灵活负荷等，发展微电网、虚拟电厂等智慧能源项目。支持建设以可再生能源为主，多能互补、多能联供的综合能源项目。

发展改革、城市管理等部门应当统筹考虑各类新型储能技术成熟度、经济性、安全性等因素，稳妥推动新型储能设施建设。

第二十二条【重点领域】 市发展改革部门应当会同工业和信息化、住房城乡建设、城市管理、交通等部门推动工业、建筑、交通等重点行业可再生能源应用工作，明确重点行业可再生能源替代行动发展目标。

新建建筑工程，建设单位应当依照法律法规和本市有关规定开发利用可再生能源。鼓励和支持具备条件的既有建筑有序实施可再生能源应用改造。

鼓励和支持轨道交通、城市道路、停车及加油(气、电)站等交通基础设施实施可再生能源综合利用。

具备条件的新建产业园区，应当建设以可再生能源为主的综合能源系统，行业主管部门应当加强指导。鼓励和支持具备条件的既有产业园区实施太阳能、地热等可再生能源应用改造。

在城市更新及用能单位能源系统改造升级中，鼓励具备条件的建设项目，充分开发利用可再生能源。

第二十三条【农村可再生能源发展】 市、涉农区人民政府及其发展改革、城市管理、农业农村、园林绿化等有关部门应当加强农村地区可再生能源开发利用的指导，鼓励和支持农村集体经济组织及其成员因地制宜推进分布式光伏发电、地热及热泵供暖、分散式风力发电等可再生能源就地就近开发利用。支持设施农业优先应用可再生能源。

第二十四条【消纳责任】 本市建立并实施可再生能源电力消纳责任权重考核机制。

市发展改革部门应当根据国家有关规定，合理确定本市可再生能源电力消纳责任权重，将其分解到区人民政府及相关市场主体，并对可再生能源电力消纳责任落实情况进行监测、考核。可再生能源电力消纳责任权重完成情况纳入售电公司信用评价和重点用能单位节能目标评价考核范围。

相关供电企业、售电企业以及电力用户(含使用自备电厂供电的企业)等市场主体应当按照国家和本市有关规定，承担消纳可再生能源电力的责任。重点用能单位可再生能源电力消纳责任权重，按照高于全市电力用户平均水平确定。

市场主体可以通过自建可再生能源发电项目、购买绿色电力或者购买绿色电力证书等方式落实可再生能源电力消纳责任。

第二十五条【消费促进】 本市建立健全可再生能源消费促进机制，鼓励优先使用可再生能源，推动实现可再生能源在能源消费中的比重目标。

鼓励单位和个人优先消费可再生能源，参与绿色电力或者绿色电力证书交易。重点用能单位和重点碳排放单位应当按照国家和本市有关规定提升可再生能源消费水平。绿色发展示范区、低碳园区等重点区域应当开展可再生能源综合应用示范，提高可再生能源消费比重。公共机构和国有企业可再生能源消费在能源消费总量中的占比应当高于全市平均水平。鼓励单位制定并向社会公布本单位可再生能源消费目标和使用情况。

本市按照国家有关规定完善可再生能源消费统计核算方法，完善能源消费总量和强度双控制度，探索推动碳排放权交易市场与可再生能源消费联动。

市城市管理部门应当按照国家有关规定建立健全绿色电力交易机制，规范交易行为，完善交易服务措施，稳妥有序推进绿色电力交易，为各类市场主体购买绿色电力证书、使用绿色电力提供智能化、便利化服务。

可再生能源发电企业、电网企业和电力交易机构以及经营燃气管网、热力管网的企业，应当及时、准确向用能单位提供可再生能源消费凭证。

第四章 支持与保障

第二十六条【科技创新】 本市将可再生能源科学技术研究和成果转化工作列入北京国际科技创新中心建设规划，鼓励和支持开展新型电力系统、新型储能、太阳能、地热能、风能、氢能和燃料电池等领域基础性、关键性和前沿性重大技术、装备的研究、开发、示范和推广应用。

市科技、发展改革等部门应当支持企业与高等学校、科研机构合作，建设可再生能源领域的科技创新平台和公共服务平台，推动可再生能源领域重点实验室、工程研究中心等重大科技基础设施建设，加强技术联合攻关。

第二十七条【产业发展】 市有关部门应当按照国家可再生能源发展产业指导目录和本市产业促进政策，将可再生能源开发利用纳入本市高精尖产业发展规划，支持新材料、智能电网、氢能、新型储能、先进光伏等符合区域产业布局的可再生能源产业发展。

鼓励可再生能源高端制造业和咨询设计、研发试验、检测认证科技服务业以及综合能源服务业等新业态发展。

支持高等学校、科研机构、企业与天津市、河北省以及其他地区在可再生能源主要设备、关键部件研发和生产制造等领域开展产业合作。

第二十八条【标准引领】市发展改革部门应当组织开展可再生能源开发利用相关地方标准的制定和修订工作，完善标准体系。市场监督管理部门应当做好可再生能源领域地方标准立项、审查、批准、发布工作。

市政府有关部门在制定和修订工业、建筑、交通、电力、热力等领域相关标准时，应当结合实际提出促进可再生能源开发利用的要求。

鼓励企事业单位、行业协会加强国际标准研究，参与国际标准化活动;根据本市经济社会发展状况及可再生能源开发利用技术和产业发展情况，制定严于国家标准、行业标准的团体标准和企业标准。

第二十九条【优化审批】本市按照国家和本市有关规定推动可再生能源支持政策直达快享、精准推送，优化可再生能源开发利用项目的相关审批程序、简化申报材料，缩短审批时间。

对建设项目主体工程立项手续中已经明确可再生能源开发利用内容的，不再单独办理立项手续。

以可再生能源为主、多能互补的综合能源项目，可以作为整体统一办理批准、核准、备案手续。

第三十条【财政支持】 市、区人民政府及其有关部门应当根据可再生能源开发利用需要和财力状况，合理安排资金支持可再生能源科技研发和成果转化、开发利用示范工程建设、农业农村可再生能源利用等事项。

第三十一条【绿色金融】 本市按照国家有关规定鼓励金融机构发展绿色金融业务，对符合条件的可再生能源开发利用项目优先提供信贷、债券、保险、担保等绿色金融服务。

第三十二条【统计制度】 市统计部门应当会同发展改革等相关部门依法健全可再生能源统计制度，完善统计指标体系和统计方法。

相关单位应当根据可再生能源统计制度有关要求，真实、准确、完整、及时地报送可再生能源统计相关数据。

第五章 附 则

第三十三条【术语解释】本条例中下列用语的含义：

(一)绿色电力，是指利用风能、太阳能等可再生能源生产的电能。

(二)绿色电力证书，是指对可再生能源发电项目所发绿色电力颁发的具有独特标识代码的电子证书，是可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定绿色电力生产、消费的唯一凭证，1个绿色电力证书单位对应1000千瓦时可再生能源电量。

(三)新型储能，是指抽水蓄能以外、以输出电力为主要形式的储能技术，是构建以可再生能源为主的新型电力系统的重要支撑技术。

(四)微电网，是指由分布式电源、储能装置、能量转换装置、负荷、监控和保护装置等组成的小型发配电系统。

(五)虚拟电厂，是指通过先进信息通信技术和软件系统，实现分布式电源、储能系统、可控负荷、电动汽车等分布式能源的聚合和协调优化，作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统。

(六)新型电力系统，是指以确保能源电力安全为基本前提、以满足经济社会发展电力需求为首要目标、以最大化消纳新能源为主要任务，以坚强智能电网为枢纽平台，以源网荷储互动与多能互补为支撑，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动基本特征的电力系统。

第三十四条【施行时间】本条例自 年 月 日起施行。

近日，我国多地高温天气迅速发展，局部地区最高气温达40摄氏度，用电需求持续攀升。7月31日，长江干流之上世界最大清洁能源走廊顶峰保供，高峰出力超过7000万千瓦，创历史新高。白鹤滩水电站出力达1600万千瓦，实现投产以来首次满发运行。

三峡集团长江电力积极承担迎峰度夏电力保供责任，在国家电网、南方电网的统一调度下，在保证防洪安全的前提下，持续加大世界最大清洁能源走廊电力供给力度，充分发挥梯级电站骨干电源点作用和强大的顶峰能力，有效缓解了用电区域供电紧张局面，满足广大人民群众生活生产用电需求。

当前，我国正处于防洪度汛、迎峰度夏关键期，三峡集团长江电力将始终坚持人民至上、生命至上，严格按照国家防总、长江防总调度指令和水利部有关工作部署，统筹考虑上下游防洪安全形势，继续加强水文气象预测预报，深入开展梯级水库联合优化调度，加强梯级电站巡检和机组运维管理，全力保障长江流域防洪安全和国家能源安全，切实把“时时放心不下”的责任感转化为“事事心中有底”的行动力，以实际行动彰显责任担当。

今年上半年，石化行业经济运行已扭转了去年收入、利润、进出口总额全面下滑的局面，正在呈现筑底企稳的态势。但行业依然要保持冷静，切勿盲目乐观。这是记者从8月6日在西安召开的2024全国石油和化工行业经济形势分析会上了解到的信息。 中国石油(8.490, 0.07, 0.83%)和化学工业联合会党委副书记、副会长傅向升介绍说，上半年，石化全行业实现营业收入8万亿元，同比增长5.1%；实现利润4294.7亿元，同比下降1.6%；进出口总额4740.8亿美元，同比下降2.5%。同比数据比去年同期有明显改善。 但值得注意的是，由于持续受到上游原料价格高位、下游市场需求不振、产品价格低位徘徊的影响，石化行业上半年效益尚未全面扭转下滑态势。数据显示，油气板块和化工板块收入、利润实现“双增长”；而炼油板块收入占全行业30%，利润却只占0.07%，利润下降幅度高于90%。 对此，傅向升解释说：“上半年，油气、化工等各板块的财务费用、管理费用等成本项几乎均呈增加态势，在此基础上亏损企业的亏损额也出现增加，综合作用下直接影响了今年石化全行业和企业的经济效益。” 记者从会上了解到，效益提升是今年业内热议度最高的话题。工信部运行监测协调局二级巡视员孟燕表示，上半年，石化行业生产、投资总体平稳，但效益出现小幅下降。因此，行业要特别关注国内有效需求不足、部分企业盈利能力压力较大、外部环境依然复杂严峻，地缘政治冲突风险加剧等问题。接下来，工信部将多措并举，全力促进工业经济平稳增长。 傅向升指出，今年行业经济运行面临的最大挑战是利润继续下降。在经济大环境“筑底盘整”的艰难时期，“保生产稳定，保市场、渡难关，强内功、求生存”应是今年企业生产经营的基本目标。 对此，商务部对外贸易司二级巡视员承春认为，企业要多在“卡脖子”技术的突破上下功夫，同时中小企业要加强跨境电商新业态的发展，推进国际市场的开拓。 “行业要以科技创新为核心，提高传统要素质量、扩大新要素投入，实现量的合理增长和质的有效提升，实现经济高质量增长。”中国宏观经济研究院产业经济与技术经济研究所研究室主任、研究员徐建伟也为行业建言。 对于下半年石化产业高质量运行的总体工作思路，傅向升强调，国内“稳增长”政策效应正在逐步显现，市场积极因素集聚增多，为石化产业高质量发展创造了有利条件。下半年，石化行业要突出创新驱动和绿色低碳转型，重点在降本增效、挖掘内需潜力、本质安全和加快发展新质生产力上下功夫，培育壮大新兴产业和未来产业，持续巩固上半年回升向好态势，推动石化产业动能转换、结构升级和质效提升再上新台阶。 本次会议由石化联合会主办，陕西延长石油（集团）有限责任公司协办，石化联合会信息与市场部、山东隆众信息技术公司承办。

随着全球能源结构的转型和中国“双碳”目标的推进，新型电力系统的建设显得尤为重要。

国家发改委网站8月6日消息，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局近日印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》），明确将在2024—2027年重点开展9项专项行动，包括电力系统稳定保障行动、大规模高比例新能源外送攻坚行动、配电网高质量发展行动、新一代煤电升级行动、电动汽车充电设施网络拓展行动等，并在其中对系统友好型新能源电站、智能微电网项目、共享储能电站、虚拟电厂、电动汽车参与电力系统互动等方面予以明确支持。

国家能源局电力司有关负责人表示，接下来将采用先行先试的工作方法。在各项关键领域中，选取攻关收益高、提效潜力大、引领效应强的方向开展探索，发挥好试点的引领带动作用，以“小切口”解决“大问题”。开展典型地区高比例需求侧响应国家能源局数据显示，截至2024年6月底，全国可再生能源发电装机达到16.53亿千瓦，同比增长25%，约占我国发电总装机的53.8%，其中，风电光伏发电合计装机（11.8亿千瓦）已超过煤电装机（11.7亿千瓦）。同时，可再生能源发电量也迈上新台阶。今年上半年，全国可再生能源发电量达1.56万亿千瓦时，同比增加22%，约占全部发电量的35.1%。

国家能源局电力司有关负责人指出，新型电力系统“双高”（高比例可再生能源和高比例电力电子设备）特性日益凸显，安全稳定运行面临较大风险挑战。针对电力系统生产结构、运行机理和功能形态转变过程中可能出现的系统稳定问题，《行动方案》提出着力优化加强电网主网架、提升新型主体涉网性能、推进构网型技术应用、持续提升电能质量，为新型电力系统建设提供安全稳定保障。

自然资源保护协会清洁电力项目副主任刘明明告诉21世纪经济报道记者，现阶段我国电力系统正经历重塑，由原本以燃煤机组和化石能源为核心的模式，转向清洁化、电气化。这一变革在需求侧展现出更为鲜明的特点。

刘明明表示，随着“双碳”目标的提出，我国需求侧资源发展逐渐进入3.0阶段，电力系统的充裕性需求增加，需要探索多种模式，以发挥需求侧资源的常态化作用。电力需求侧资源要实现常态化运行，面临单体资源潜力小而散、激励不足和投资高三方面的挑战。“数字化+智能化”和“聚合化+市场化”两大路径，可以实现需求侧资源的常态化发展。

《行动方案》也明确将开展需求侧协同能力提升行动，将在尖峰负荷问题突出或新能源消纳困难的地区实施高比例需求侧响应，充分激发需求侧响应活力，实现典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的5%或以上，着力推动具备条件的典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的10%左右。

“需求侧资源常态化运行需要完善的政策环境。”刘明明建议，接下来需要对需求侧资源的主体地位提供制度保障，规定聚合商的市场角色和权责，允许聚合商参与批发电力市场、辅助服务市场和容量市场；为需求侧资源实现价值创造市场机会，提供健全的交易规则并加强市场监管，确保所有参与资源的同质同权；为需求侧资源提供服务确定框架体系，对调度、通信、计量、评估等内容进行规范，确保用户侧设备具备快速响应、获取即时反馈信息的能力。新一代煤电升级虽然非化石能源的发电占比不断提升，但煤炭是我国的主体能源，在能源保供中发挥“压舱石”和“稳定器”作用。国家能源局数据显示，截至2023年底，我国煤电装机容量约11.7亿千瓦，占全国电力总装机的40%，发电用煤约占全国煤炭消费总量的60%，碳排放量约占全国碳排放总量的40%。

“未来一段时期，煤电仍是我国电力可靠供应的重要支撑电源，实现碳达峰目标要加快低碳化改造，进一步提升运行灵活性。”国家能源局有关负责人如此表示。

《行动方案》明确，将探索与新型电力系统发展相适应的新一代煤电发展路径。以清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰为主线任务，推动煤电机组深度调峰、快速爬坡等高效调节能力进一步提升，更好发挥煤电的电力供应保障作用，促进新能源消纳；应用零碳或低碳燃料掺烧、碳捕集利用与封存等低碳煤电技术路线，促进煤电碳排放水平大幅下降。以合理的政策、市场机制支持煤电机组优化运行方式。

实际上，此前印发的《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》已经明确提出了生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存等三种煤电低碳化改造建设方式。

以生物质掺烧为例，改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上生物质燃料能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低。“十三五”以来，我国在山东十里泉、日照等燃煤电厂实施生物质直燃掺烧，有关技术已具备规模化示范的基础。

生物质能是重要的低碳、零碳能源，我国生物质资源储量丰富，但资源化利用尚不充分。利用大型燃煤机组掺烧农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源，是优化能源资源配置、实现资源循环利用的有力举措。

中国电力企业联合会规划发展部主任张琳告诉21世纪经济报道记者，在资金支持、政策支撑、优化电网调度等多角度保障下，煤电低碳改造示范项目将如期推进，可优选农业废弃物或沙生植物丰富区域开展生物质掺烧改造；在新能源丰富且消纳具有一定压力地区，开展绿氨示范；在适宜地区实施烟气碳捕集利用与封存，推广应用二氧化碳高效驱油等地质利用技术、二氧化碳加氢制甲醇等化工利用技术，因地制宜实施二氧化碳地质封存。