科技日报北京5月23日电 （通讯员赵强 记者刘园园）记者23日获悉，中国煤炭科工集团（以下简称“中国煤科”）武汉设计院科研团队开展的“新街台格庙矿区煤—气资源协同开采理论与技术评价”课题近日顺利完成验收。该科研团队在我国首次深入煤炭与天然气协同开发“无人区”，填补了国内整装煤田煤炭与天然气协同开采领域的空白。

内蒙古新街台格庙矿区地处鄂尔多斯盆地，是煤炭和天然气资源上下叠置的典型代表。

“在新街台格庙矿区，天然气井和管线密布，压覆了大量煤炭资源，给煤炭开采带来重大安全隐患。同样，煤炭开采形成的采空区导致天然气钻井困难、开发受限，煤矿采掘扰动影响现有天然气井及地面设施设备安全。”中国煤科武汉设计院智慧矿山院院长辛德林介绍，天然气与煤炭资源协同开采存在协调难度大、开采成本高、资源浪费多、安全隐患大等诸多难题，国内外尚未在该领域深度开展相关研究。

历经两年科研攻关，中国煤科武汉设计院科研团队为煤炭与天然气的协同开发提供了理论支撑、技术方法和专项方案。

科研团队提出，将天然气井口及管线在地面集中规划成条带状的“天然气开发走廊”，实现煤炭与天然气协同开发。他们分析了不同天然气开发井型下的剖面空间关系，构建了可满足煤—气重叠区整体开发要求的“天然气开发走廊”体系。在此基础上，科研团队从综合确保两种资源高采出率出发，统筹提出了煤—气协同安全开发的规划方案。

实现煤炭和天然气协同开采，还需攻克大量工程技术难题。“一旦天然气井导通煤矿开采层上下的承压含水层，或者导通了天然气储层，那么煤矿将面临重大安全事故。”科研团队成员赵强举例说。为此，科研团队通过调研走访、理论研究和大量计算，提出天然气废弃井立体全井段封堵体系并开展工业试验，为该工程技术难题找到解决方案。

未来，电子、光电、能源等领域需要大面积柔性透明导电薄膜（TCF）。由于铟是不可再生资源且价格昂贵以及氧化铟锡固有的脆性，现代技术广泛应用的氧化铟锡TCF难以满足科技发展尤其是新一代柔性电子器件的需求。目前，科学家已开发出碳纳米薄膜、金属纳米线、导电高分子等替代氧化铟锡的透明导电材料。其中，碳纳米薄膜被认为是最有潜力的候选材料之一。然而，实现柔性透明导电薄膜广泛应用不仅要求其克服透光率和导电性之间的相互制约，而且要能够实现大面积甚至规模化制备。这是困扰碳纳米材料领域乃至TCF领域的难题。

中国科学院物理研究所/北京凝聚态物理国家研究中心先进材料与结构分析实验室纳米材料与介观物理研究组，基于自支撑透明导电碳纳米管薄膜，提出了先进的碳纳米管网络重组（CNNR）策略，设计并研发出创新性的刻面驱动CNNR（FD-CNNR）技术，突破了碳纳米薄膜关键性能之间相互制约的瓶颈，实现了大面积制备和无损转移，为解决大面积柔性TCF问题提供了方案。

该工作基于FD-CNNR技术的独特机制，在单壁碳纳米管（SWNT）和Cu-O重构之间引入一种相互作用，使SWNT网络重组为更高效的导电路径。该研究利用FD-CNNR技术，设计并制备出A3尺寸甚至米级长度的大面积柔性自支撑重组碳纳米透明导电薄膜（RNC-TCF），包括重组SWNT（RSWNT）薄膜和石墨烯与重组 SWNT（G-RSWNT）复合薄膜。后者的面积是现有该种自支撑复合薄膜的1200多倍。这些轻质薄膜表现出优异的柔韧性，具有协同增强的高力学强度、出色的透光率和导电率以及显著的FOM值。研究发现，大面积RNC-TCF能够在水面自支撑，并能够无损转移至其他目标基底上而不受污染。进一步，该研究基于大面积G-RSWNT TCF结合液晶层，制作了A4尺寸的新型柔性智能窗。这一柔性智能窗具有快速加热、可控调光和除雾等功能。研究提出，FD-CNNR技术可以扩展到大面积甚至规模化制造TCF，并可为TCF和其他功能薄膜的设计提供新思路。

该工作弥补了大面积石墨烯-碳纳米管复合薄膜领域研究的短板，有望推动大面积、柔性、自支撑、轻质、透明导电碳纳米薄膜的规模化制备。

相关研究成果以Large-Area Flexible Carbon Nanofilms with Synergistically Enhanced Transmittance and Conductivity Prepared by Reorganizing Single-Walled Carbon Nanotube Networks为题，发表在《先进材料》（Advanced Materials）上，并申请了中国发明专利。研究工作得到国家自然科学基金委员会、科学技术部和中国科学院等的支持。

基于硫化物固态电解质的全固态二次电池被认为是最具潜力的下一代新能源体系之一，其中聚合物/硫化物复合薄层化电解质的制备是该类电池大幅提升能量密度和大规模生产的最关键技术之一。特别是干法制造技术因环保、经济效益高、利于制备厚电极并规避有机溶剂等优势，受到广泛青睐。目前，主要基于聚四氟乙烯粘结剂成纤化的主流无溶剂工艺存在粘结性不佳、机械性能差、界面电化学不稳定等劣势。

近日，中国科学院青岛生物能源与过程研究所固态能源系统技术中心研究人员利用熔融粘结技术，干法制备出具有出色柔韧性的超薄硫化物固态电解质膜，其优异的力学性能、离子电导率以及应力耗散特性可有效抑制电池内部应力不均导致的机械力失效。该方法制备的高面载量LiNi0.83Co0.11Mn0.06O2（NCM83）正极与多孔铝集流体具有优异粘结性，可实现界面融合，有效规避传统湿法正极容易产生裂纹的问题，制备出的一体化全固态电池具有优异的界面稳定性、长循环性能。

研究团队针对目前干法制备过程中各组分分散不均问题，提出低压力制备的熔融粘结策略，在粘流态下将低粘度的热塑性聚酰胺（TPA）与硫化物Li6PS5Cl进行预混，较低压力下热压成型，诱导TPA在硫化物颗粒间隙渗透，构建聚合物逾渗网络，实现超薄成膜的同时，兼具优异的柔韧性、热塑性、可弯曲性、拉伸性和较高离子电导率。该研究使用同步辐射X射线断层扫描对循环过后的对称电池进行观测，发现该超薄膜能够有效抑制循环过程中因电极体积膨胀带来的界面分离和电解质碎裂等问题，保持界面稳定，证明在固态电解质内部构建完整的聚合物逾渗网络，不仅有利于其薄层化，更有利于耗散电池运行过程中的不均匀内应力，降低力机械失效风险。

研究团队以正极和薄层电解质的界面熔融粘结为策略制备的一体化全固态电池，适配锂铟负极，707次循环后容量保持率大于80%；适配纯硅负极（μSi），478次循环后容量保持率大于80%，可循环2000次。在高负载NCM83|| μSi全电池中，经过9200小时、1400次循环后，其面容量保持大于2.5 mAh·cm-2，循环寿命超过10000小时，进一步提升NCM83载量到53.1 mg·cm-2，其能量密度超过390 Wh/kg，1020 Wh/L，高于目前文献所报道的高镍三元体系的硫化物全固态电池。研究团队基于该策略分别组装了Bipolar和高面载量单片软包二次电池，表明熔融粘结技术具有出色的实用性潜力，为全固态电池的未来科学研究和工艺技术发展提供了有力参考。

研究成果以Fusion Bonding Technique for Solvent-free Fabrication of All-solid-state Battery with Ultra-thin Sulfide Electrolyte为题发表在《先进材料》（Advanced Materials）上。

英国政府2024年5月22日宣布，位于威尔士安格尔西郡的威尔法(Wylfa)是该国在本世纪启动建设的第三座百万千瓦级反应堆核电厂的首选厂址，目前已就该项目与多家国际能源公司展开磋商。

英国政府2024年3月宣布与日立公司(Hitachi)达成协议，将以1.6亿英镑(2.03亿美元)价格购买位于威尔士北部的威尔法和位于英格兰西南部的奥德伯里(Oldbury)两个核电厂址。这是英政府自上世纪60年代以来首次购买核电厂址。日立曾计划在这两个厂址采用先进沸水堆(ABWR)技术建设总计至少540万千瓦核电装机容量。由于未能与英国政府就融资方案达成一致，日立2020年9月宣布终止这两个核电建设项目。

英国政府2024年1月宣布该国70年来最大规模的核能扩张计划——《民用核路线图》。为加强其能源独立性并助力2050年净零排放，英计划到2050年将核电装机容量从目前的588万千瓦提升至2400万千瓦，核电在电力结构中的份额从当前的15%提高到25%。为此，除了欣克利角C和塞兹韦尔C项目，英国还准备使用百万千瓦级反应堆设计再建一座核电厂。此外，英国政府还计划大力推进小堆研发部署。大不列颠核能机构(GBN)隶属于能源安全与净零部(DESNZ)，专门负责协调、监督和促进政府对核能项目的支持，推进核能发展，助力到2050年将核电装机容量提升三倍。

能源界网讯，5月27日，北方国际公告，公司拟通过匈牙利子公司以自有资金1300万欧元收购Aurora Solar d.o.o. 80%的股权，并投资、建设及运营波黑科曼耶山125MWp光伏项目。预计项目总投资10,986万欧元。

本次投资的波黑科曼耶山125MWp光伏项目位于波黑联邦黑塞哥维那-涅雷特瓦州。项目直流侧装机容量为125MWp，本次配置方案总额定交流侧容量为105MW，除购置安装相应光伏组件外，配套建设1座220/20KV升压站。本次项目所涉及土地主要是租赁模式，租用原股东所有土地145公顷。预测运营期内年均等效满负荷小时数1,642h，年均上网电量2.05亿度。项目采用BOO 方式，项目周期26年，其中，建设期1年，运营期25年 。

Aurora Solar d.o.o.是原股东为开发本项目设立的特殊目的公司，负责前期开发工作，已基本取得相关证照。北方国际拟通过匈牙利子公司作为本次并购实施主体。匈牙利子公司以自有资金出资1,300万欧元收购项目公司80%股权。完成上述收购后，双方股东拟同比例增资1,937万欧元，其中匈牙利子公司以自有资金1,550万欧元增资波黑项目公司。增资后的项目公司作为实施主体，从事项目的开发及运营。

本项目总投资10,986万欧元 ，其中北方国际收购项目公司80%股权投资1,300万欧元，工程总投资9,686万欧元。工程总投资 20%部分资金约合1,937万欧元，由项目公司自有资金解决，双方股东根据各自持股比例进行等比例增资。80%部分资金约合7,749万欧元，由北方国际通过自筹金资解决，再以股东借款的形式提供给项目公司，另一方股东Tehnomerkur d.o.o.以其持有的项目公司股权向北方国际进行质押担保。

经测算，项目全部投资内部收益率(税后)为9.68%，项目资本金内部收益率为17.74%，投资回收期为8.85年。

* 项目尚未正式签署投资协议，且需履行国务院国资委、国家发改委和商务部的备案程序。

5月24日，上海市发展和改革委员会等五部门发布关于印发《上海市促进绿色电力消费加快能源低碳转型实施意见》的通知，推进重点领域绿电应用。建设工业绿色微电网，支持企业、园区实施分布式光伏、分散式风电、多元储能等一体化开发。推广建筑光伏一体化建设，发展光储直柔建筑、低碳零碳建筑和产能型建筑。按照“能设尽设”原则，在新建铁路场站、民航运输机场、港口码头、物流枢纽等增建光伏设施，构建综合交通枢纽场站“光伏+储能+微电网”智慧能源体系。

上海市促进绿色电力消费加快能源低碳转型实施意见

为加快规划建设新型能源体系，建立健全促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制，根据《国家发展改革委关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》(发改办体改〔2022〕821号)、《国家发展改革委财政部国家能源局关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》(发改体改〔2023〕75号)、《国家发展改革委财政部国家能源局关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》(发改能源〔2023〕1044号)、《国家发展改革委国家统计局国家能源局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》(发改环资〔2024〕113号)等文件要求，结合上海实际，制定本意见。

一、总体要求

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，加快推动绿电消费试点城市建设。遵循绿色优先、用户为本、互利共赢、协同高效的原则，以“三个衔接”为重点完善交易机制。一是妥善做好市场化价格和政府定价、国补政策衔接，加快建立市内绿电交易市场，释放市内资源潜力。二是推动电碳机制衔接，解决绿电环境属性重复申报问题，提升绿证消费的认可度。三是推动供需机制衔接。定期排摸梳理用户的绿电交易需求和意向，让绿电资源更有效地服务好用户。多措并举推动能源生产清洁化、能源消费低碳化、能源利用高效化，助力实现碳达峰、碳中和目标。

二、建设目标

到2025年，绿电绿证交易机制逐步完善，相关示范工程建设扎实推进，为经营主体提供功能健全、友好易用的绿电绿证交易服务，绿电消费能力显著提升，绿电交易规模达到50亿千瓦时以上。

到2030年，绿电供给和消费多元化发展，全社会绿电消费潜力进一步激发，绿电消费成为全社会的新时尚，市内重点行业企业绿电覆盖率达到国内先进水平，建成绿电消费标杆城市，绿电交易规模达到300亿千瓦时。

三、重点任务

(一)高水平扩大绿电交易市场规模

1.加大绿电多元化供给。深度挖潜市内绿电资源，实施“光伏+”专项工程，加快近远海风电开发，科学建设陆上风电场，结合生活垃圾焚烧设施布局生物质发电项目，因地制宜推进地热能开发，探索海洋能利用试点示范。争取市外清洁电力供应，加快推进蒙电入沪特高压工程，加强长三角区域能源电力合作，通过市场化交易增加市外绿电消纳规模。引导市内绿电企业积极参与本市绿电交易，按年度向社会公布发电企业绿电交易规模和排名。(责任单位：市发展改革委、市规划资源局、市水务局、各区政府、市电力公司、上海电力交易中心、相关发电企业)

2.构建多维度的绿电交易机制。按照全国统一电力市场和绿电交易体系建设的总体要求，建立健全符合上海实际的绿电交易机制，组织制定《上海市绿色电力交易配套实施细则》。省间绿电交易根据《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则(修订稿)》组织开展;定期排摸梳理市场用户的需求和意向，通过政府间电力合作协议等方式做好资源与通道对接。市内绿电交易引入风电、光伏、生物质等多品种绿电参与交易，2024年9月起新并网发电绿电交易企业需自建或购买储能调峰能力;存量新能源原则上给予3年豁免期，后续适时予以调整。根据用电主体需求和发电主体性质设立多元化的绿电交易模式，按照相关电力市场规则开展中长期交易并进行现货交易双偏差结算。依法依规实施绿电交易保障措施，包括设定中长期成交比例、相关价格上下限等，于绿电交易开展前予以公布。(责任单位：市发展改革委、市经济信息化委、市电力公司、上海电力交易中心、相关发电企业)

3.完善绿电交易收益分配机制。绿电交易电价包括电能量价值和环境价值。按照是否享受国家补贴及低价电源等因素，印发准入发电企业名单对发电企业分类。享受国家可再生能源补贴电源，参与绿电交易时产生的高于基准电能量价格以上的环境价值，用于等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有。不享受国家可再生能源补贴的平价电源，电能量价值和环境价值归属企业。竞争配置、国家定价等原因形成的低价电源，原收购价格低于基准电能量价格(暂定为本市燃煤发电基准价，今后按国家和本市有关规定做相应调整)的差价部分，按一定比例统筹用于保持工商业用户电价稳定。(责任单位：市发展改革委、市经济信息化委、市电力公司、上海电力交易中心)

4.积极探索分布式绿电交易。针对分布式可再生能源多点接入、分散布局的特点，结合《上海市绿色电力交易配套实施细则》制订，探索推动分布式可再生能源参与市场交易。在合理承担相应电网成本和政府基金及附加的基础上，引导分布式可再生能源项目注册入市，以双边协商、挂牌交易方式起步，全部准入电量通过自主或聚合等方式参与市内绿电交易，按照实际上网电量接受市场价格和承担市场损益。(责任单位：市发展改革委、市经济信息化委、上海电力交易中心、市电力公司、相关发电企业)

(二)多场景引导用户主动消费绿证

1.加快可再生能源项目建档立卡。落实国家绿证全覆盖等工作部署，组织上海市电力公司、上海电力交易机构、可再生能源发电企业，加快提升可再生能源发电项目建档立卡比例，加快绿证核发进度。力争到2024年6月底，本市集中式可再生能源发电项目基本完成建档立卡，分布式项目建档立卡规模大幅提升。(责任单位：市发展改革委、市电力公司、相关发电企业)

2.加强绿证与能耗双控政策衔接。将绿证交易对应电量纳入“十四五”本市对区和重点领域的节能目标评价考核范围。跨省可再生能源市场化交易购入绿电，按物理电量计入本市可再生能源消费量;跨省购入绿证交易对应电量，按绿证交易流向计入本市可再生能源消费量。在国家有关部门指导下，探索完善政府间购电协议和电网企业代理购电对应绿证的分配和划拨机制。(责任单位：市发展改革委、市电力公司、上海电力交易中心、相关发电企业)

3.加强绿证对产品碳足迹管理的支撑保障。研究将绿证纳入本市产品碳足迹核算基本方法，明确绿证在产品碳足迹计算中的一般适用范围和认定方法。按照成熟一批、推进一批、持续完善的原则，稳步推动绿证在重点产品碳足迹核算体系中的应用。在本市重点领域和成熟行业的产品碳标识认证中，积极考虑绿证因素。(责任单位：市发展改革委、市商务委、市市场监管局、市生态环境局)

4.助力推动绿证国际互认。鼓励行业协会、有关企业、相关机构、专家学者等充分利用多双边国际交流渠道，积极发声并参与国际议题设置研讨，参与推动绿证核发、计量、交易等国际标准研究制定，助力提高绿证的国际影响力和认可度。(责任单位：市商务委、市市场监管局)

(三)抓重点推动绿电消费水平提升

1.营造绿电消费良好氛围。按照鼓励自愿、健全强制、差别消费原则，多措并举扩大本市绿电消费比重，支持各类企业使用绿电实现绿色低碳高质量发展。引导重点用能单位制定具体方案，开展绿电消费替代，适时向社会公布重点用能单位绿电消费比例。发挥外向型企业、行业龙头企业等示范带动作用，择优选择一批用能较大、符合条件、有意愿的企业、园区，开展全绿电消费示范。持续推动本市企事业单位稳步提升绿电消费水平。(责任单位：市经济信息化委、市发展改革委、市商务委、市机管局、市国资委)

2.推进重点领域绿电应用。建设工业绿色微电网，支持企业、园区实施分布式光伏、分散式风电、多元储能等一体化开发。推广建筑光伏一体化建设，发展光储直柔建筑、低碳零碳建筑和产能型建筑。按照“能设尽设”原则，在新建铁路场站、民航运输机场、港口码头、物流枢纽等增建光伏设施，构建综合交通枢纽场站“光伏+储能+微电网”智慧能源体系。引导独立计量的工商业充电桩全部参与绿电交易，探索其他工商业充电桩和私人充电桩通过优先发电划转匹配等方式，持续提升新能源车绿电消费比重。推动5G基站、数据中心、超算中心等新型基础设施与可再生能源等融合发展。(责任单位：市发展改革委、市经济信息化委、市住房城乡建设管理委、市交通委、上海电力交易中心、市电力公司)

(四)高起点健全绿电消费核算体系

1.完善“电-碳”衔接机制。充分发挥上海在碳市场、碳金融方面的领先优势，率先探索“电-碳”市场协同路径，不断完善绿电消费与本市碳交易连接机制。完善统一规范的碳排放统计核算体系，建立绿电消费纳入地方、行业、重点产品等碳排放核算的制度规则，定期发布适用于不同场景下的本市电力、热力碳排放因子。推动绿电消费与碳交易、自愿减排交易建立信息互通机制，确保可再生能源绿色环境属性不重复申报与使用。加快研究绿证在本市碳市场管理和运行中应用的可行性，丰富碳市场纳管企业履约清缴的途径。(责任单位：市生态环境局、市发展改革委、市经济信息化委、市统计局、市电力公司、上海电力交易中心、上海环境能源交易所)

2.建立全市通用绿电消费核算标准。依托区块链技术全面记录绿电生产、交易、消费等各个环节信息，实现绿电全生命周期可信溯源。建立符合上海实际、标准统一、接轨国际的绿电消费认证体系，依托电力交易平台和账户体系完善绿电消费核算工作规则、规范。建立企业绿电消费数据库，出具绿电消费清单和报告，为全市有需求用户提供科学规范、标准高效的绿电消费核算服务。(责任单位：市电力公司、上海电力交易中心、市发展改革委、市统计局)

3.推动绿电消费信息披露演示。建立覆盖全市范围的上海绿电绿证生产消费演示系统，生产侧每日更新绿电生产情况;结合相应用户实际用电情况，按照通用消费核算标准滚动计算更新全市绿电绿证消费情况。适时引入分区域、分行业、分用户的绿电消费实时查询展示，打造全市绿电生产消费的“晴雨表”和“成绩单”。(责任单位：市电力公司、上海电力交易中心、上海环境能源交易所)

(五)全过程强化绿电科技服务支撑

1.推进智能电力交易平台建设。依托数字化、移动化“e-交易”电力交易平台，建立完善绿电绿证交易市场注册、电费结算、信息查询等全过程业务办理，精准服务用户绿电消费需求。开设绿电绿证交易专区，为经营主体提供“一网通办、三全三免”的交易服务。推动电力交易平台与上海绿色金融服务平台对接，探索开展绿电交易信息共享，交易主体绿色信用信息披露。(责任单位：上海电力交易中心、市电力公司、市委金融办、市发展改革委、上海征信公司)

2.推广创新技术示范应用。发挥电网信息平台和能量枢纽作用，做好源网衔接和科学调度。加快分散式小微资源聚合、新型储能充放特性、电动汽车集群控制等关键技术研究，按照“技术成熟一个，主体入市一个”的原则，明确资源聚合商、虚拟电厂、新型储能等新型经营主体市场准入规范，充分发挥调节能力满足省间或市内绿电交易的曲线约束要求，引导各类灵活资源主动参与调节，持续增强绿电消纳能力。推动人工智能、物联网、区块链等新兴技术与可再生能源深度融合，发展智能化、联网化、共享化的可再生能源生产和消费新模式。(责任单位：市科委、市发展改革委、市经济信息化委、市电力公司、上海电力交易中心)

3.强化一站式绿电绿证交易服务体系。打造“规范化标准-协同化响应-多元化体验”的一站式绿电交易服务体系。在全市A级供电营业厅设立“绿电服务微网点”，专席受理用户绿电绿证交易需求，规范建立政策讲解、需求对接、交易指导、凭证发放等统一服务标准。组织微网点受理专席、供电公司服务人员等成立前中后台梯级绿电服务团队，形成“前台跟踪客户动态，中台汇集分析数据，后台优化决策建议”协同化响应模式，编发《绿电服务手册》，常态开展绿电绿证交易专题宣传。至2025年全市供电营业厅全覆盖设立绿电服务微网点，构建全市绿电绿证交易服务“15分钟互动圈”。(责任单位：市电力公司、上海电力交易中心)

四、组织实施

1.加强组织领导。市发展改革委加强绿电绿证交易统筹协调，按年度发布绿电交易准入发电企业名单，市经济信息化委排摸全市绿电年度需求总量、组织重点企业积极参与绿电交易，市生态环境局、市发展改革委等相关部门发布电力、热力碳排放因子。市区联动加强协同配合，强化区域、部门、行业间合作，督促各项目标任务落实落细。

2.完善政策保障。充分发挥绿电消费重点企业的示范引领作用，激发市场需求和企业发展的内生动力。制定完善政策措施，统筹用好相关政策和资金，针对创新引领明显、带动面广、社会效益大的绿电关键技术等给予重点扶持，为经营主体提供绿色低碳咨询、绿色项目投融资等服务。

3.加强人才支撑。建立行业专家智库，聚焦绿电绿证交易建设过程中的重点、难点问题开展研究。按照社会化、市场化目标，高起点做好绿电绿证交易相关人才培养工作，利用人工智能、大数据等新技术，加快建设高水平电力交易平台，打造全国领先的绿电交易机构。

4.做好宣传推广。开展多层次、多形式的绿电绿证交易宣传，传播绿色低碳发展理念，提高公众对绿电消费的认知度和感知度。搭建行业合作平台，打造绿电消费示范园区，激发经营主体创新活力，营造全社会共同参与推进绿电生产消费的良好氛围。

5月24日，丰田汽车公司宣布，其正在研发液氢发动机汽车项目，使用液氢作为能源，对氢气储存罐的结构进行优化，使氢气的携带能力提升1.5倍，从而将续航里程从90公里增加到135公里。改进后的液氢发动机汽车GR Corolla将于24日至26日在富士赛车场(静冈县小山町)参加24小时耐力赛。

氢气燃烧过程中不会产生二氧化碳(CO2)，因此有望降低温室气体排放。氢发动机通过将氢燃料直接注入发动机并燃烧来产生动力，且由于其采用内燃机原理，因此可以利用现有发动机零部件和技术。丰田期望使液氢发动机汽车成为碳中和助力。

去年为止，搭载氢燃料发动机的COROLLA均以氢气为燃料。一般来说，如果能改为液氢，燃料的密度提高，同体积下可提供更多燃料，实现续航距离的大幅提升。

由于氢气必须高压填充，储氢罐不得不设计成圆柱体。但如果换为液氢，储氢罐便摆脱了高压这一限制。未来也可根据需求更改储氢罐的形状，方便安装在汽车底部，装箱运输的效率也能实现极大提升。

丰田在2021年的24小时富士耐力赛中首次发布GR Corolla，这是一款采用气态氢作为能源的氢动力汽车，并在2023年的比赛中首次使用液态氢作为能源。液氢的续航里程较气态氢更为持久，但需要更先进的加注和储存技术，所以此次参赛旨在通过比赛发现问题并将其应用于商业化。

气态氢采用柱状储罐以确保高压均匀分布，而液态氢的压力低于气态氢，且储罐形状可根据需求进行调整，例如制成椭圆形，以便更高效地利用车内空间。因此，新款储氢罐液氢的携带量将是柱状模型的1.5倍，是压缩至70兆帕(MPa)的气态氢气携带量的两倍以上。

此外，在今年的比赛中，对液氢进行增压并将其输送至发动机的泵的耐久性得到了显著提升，目标是实现无需更换即可完成比赛。去年的比赛中，液氢泵曾两次更换。

近日，我国首个大容量钠离子电池储能电站——伏林钠离子电池储能电站在广西南宁投运，标志着钠离子电池大规模储能工程技术研制取得关键性突破。“钠离子储能电站可以智能化参与电力调峰，实现灵活存储和释放新能源电量，把清洁电力送到千家万户。”南方电网广西电网公司南宁供电局高级工程师罗传胜介绍。

作为国家重点研发计划“百兆瓦时级钠离子电池储能技术”项目示范工程的一期工程，伏林钠离子电池储能电站装机容量10兆瓦时。整体建成后，项目容量将达百兆瓦时，每年可发出清洁电能7300万度，相应减少二氧化碳排放5万吨，满足3.5万居民用户的用电需求。那么，钠离子电池储能有何独特优势与市场前景?

与锂离子电池储能形成互补

当前，我国正加快推动新型储能多元化高质量发展。在产业规模化增长的同时，新技术不断涌现，技术路线百花齐放。在全国已建成的新型储能项目中，以锂离子电池为代表的电化学储能占比超95%，处于绝对主导地位。

然而，锂离子电池原材料依赖进口、资源短缺，难以支撑我国新型储能产业可持续快速发展。我国迫切需要能有效替代或与锂电池储能形成互补的储能技术。

全国电力储能标准化技术委员会副秘书长、中国南方电网有限责任公司战略级技术专家陈满介绍，钠离子电池与锂离子电池的电化学机理相似。相对于锂离子电池，钠离子电池原材料储量丰富、易于提取、成本低廉，低温条件下性能更好，在大规模储能方面优势明显。

突破关键技术

尽管我国在钠离子电池产品研发制造、标准制定以及市场推广应用等方面的工作已全面展开，但把钠离子电池应用于大容量储能电站在国际上还没有先例。

“虽然钠离子电池和锂离子电池反应原理相似，但要结合前者充放电特性研制出成套储能系统，还需要攻克很多新难题。”南方电网储能股份有限公司技术专家李勇琦说。

“我们围绕高性能电芯规模制备、系统集成和安全防控等关键技术开展攻关，形成具有自主知识产权的钠离子电池制备及系统集成技术。”项目负责人、南方电网广西电网公司创新管理部副总经理高立克介绍。作为主要技术参与方，南方电网储能股份有限公司储能科研院结合钠离子电池充放电特性研制出成套储能系统。

高性能电芯是整套钠离子电池储能系统的基础单元。经过长达一年半的研究，项目团队研制出全球首款长寿命、宽温区、高安全210安时钠离子储能电池。“从性能看，这种钠离子电池具有工作温区宽、充电速度快和倍率性好等优点，12分钟可充电90%。”中国科学院物理研究所研究员胡勇胜介绍。

促进新能源发电高比例消纳

随着关键技术取得突破，钠离子电池储能有望成为成本最低的电化学储能方式。其大规模应用可加快推动我国新型储能电站向集中式、大型化趋势发展，促进新能源发电高比例消纳。

“钠离子电池储能进入规模化发展阶段后，成本造价可降低20%—30%。在充分改进电池结构和工艺、提高材料利用率和循环寿命的前提下，度电成本可下探至0.2元/千瓦时。”陈满表示，“这是推动新型储能应用的重要技术方向。”

“此次投运的储能电站，用钠离子电池储能系统可以灵活地进行模块化组合扩展。好比用积木搭房子，积木越多，规模越大。”高立克介绍，通过模块化组合灵活扩展，电站能达到百兆瓦时级以上规模。

高立克表示，未来钠离子电池将继续在能量密度、循环寿命等方面突破，实现度电成本持续降低。随着电站运行数据不断积累，百兆瓦时级钠离子电池储能系统集成技术及应用示范项目在系统集成技术方面还可以持续优化，储能系统投资成本有望进一步降低。这有利于钠离子电池储能规模化应用。

国际氢能燃料电池产业高端峰会23日在韩国首尔举行。中国科学技术协会主席万钢，中国科协专职副主席、书记处书记孟庆海，清华大学教授、中国科学院院士、国际氢能燃料电池协会理事长欧阳明高，韩国氢能融合联盟(H2KOREA)会长金宰弘等出席活动。

万钢在致辞中指出，氢能作为未来清洁能源体系的重要组成部分，具有来源多样化、驱动高效率、运行零排放的特点，是交通领域实现绿色低碳转型的重要能源载体，发展氢能在应对气候变化、维护能源安全、保障大气清洁、构建现代能源体系等方面具有重要意义，发展氢能已经成为全球面向“碳中和”目标的共同战略选择。他认为，近年来，全球氢能与燃料电池汽车产业发展步伐不断加快，但是，距全面市场化的目标，仍存在系列瓶颈问题，仍需全球各方协同合作，不断加强关键技术攻关，持续优化发展环境。

金宰弘指出，在全球向碳中和社会过渡的背景下，氢能产业将在运输、工业和发电等碳密集型行业的脱碳过程中发挥重要作用。未来，韩中两国有必要加强合作，扩大氢能相关贸易。

欧阳明高在报告中分享了燃料电池汽车(FCEV)推动绿色氢能产业链发展的前景。他指出，中国已建立起涵盖氢能生产、储存、运输、加注、利用和关键核心部件研发制造等价值链的完整产业生态系统。

当天，会议还举行了“道路交通深度脱碳撬动氢能规模化应用”圆桌讨论，深入探讨不同类型的燃料电池车的减排贡献和商业化发展。

本次会议由国际氢能燃料电池协会、中国汽车工程学会、H2KOREA、韩国汽车工业协会共同举办，来自中国科学技术协会、国际组织、韩国相关协会、高校、研究院所和跨国企业的近200名嘉宾与会，旨在推动全球氢能产业生态的合作建设，实现产业共赢。

国家能源局综合司、国家林业和草原局办公室近日印发《关于有序推进光伏治沙项目开发建设有关事项的通知》，要求推进荒漠化防治与风电光伏一体化工程建设，促进光伏产业和防沙治沙融合发展，因地制宜、科学有序实施光伏治沙项目。

在保护好生态的前提下，将光伏开发与传统治沙相结合，开展光伏治沙项目建设，对于推进生态治理和实现“双碳”目标具有重要意义。通知提出，光伏治沙项目场址原则上应在满足光伏电站建设条件的基础上，优先利用未经治理的沙化土地。综合当地气象、水资源、地质、地形、地貌和植被特征等因素，合理确定场址范围和建设规模。

按照“以水定绿”的原则，在光伏电站场区范围内及其周边需要治理的区域，工程、生物措施相结合，科学制定防沙治沙方案或草原修复方案。在水资源条件允许的地区，优先选择抗寒、抗旱、耐盐碱的灌木、草种，合理确定林草植被初植密度，适度发展林沙产业、草产业和循环经济。

通知要求，光伏治沙电站建设总体上应按照电站与防沙治沙措施“同步设计、同步施工、同步投运”的原则统筹组织，防沙治沙或草原修复项目开工时间应不晚于光伏电站项目开工时间，光伏电站项目竣工验收前，应完成生态修复项目建设。

同时，要建立废物回收利用机制，对于使用过程中出现破损或者达到使用寿命年限的光伏组件等要及时回收，高效处置再利用，防止造成环境污染。光伏治沙项目应做好生产生活用水及其他水资源的循环利用，保障必要的生态用水，持续巩固防沙治沙成果。在水资源承载能力允许的情况下，鼓励光伏治沙电站项目与生态经济、景观旅游等产业相结合，同步做好相关配套产业规划和实施方案。