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。

1—4月，广东、广西、云南、贵州、海南五省区全社会用电量5003亿千瓦时，同比增长11.4%，增速高于全国2.4个百分点，较一季度提高0.9个百分点。其中，第一、二、三产业和城乡居民用电量同比分别增长9.6%、10.3%、15%和11.6%。

生产动力十足 高技术及装备制造业用电量同比增长14.4%

电力消费增长背后，是各行各业高质量发展扎实推进。1—4月，五省区工业支撑作用进一步增强，用电量3012亿千瓦时，占五省区全社会用电量60.2%，较去年同期提高0.5个百分点;五省区高技术及装备制造业用电量同比增长14.4%。其中，在以高新技术企业数量居全国首位的广东，一季度每度电产值为17.35元，领跑五省区。

在粤港澳大湾区，从事高分子辐射改性新材料的研发、制造和销售的高新技术企业——深圳市沃尔核材股份有限公司，通过自主创新实现产品市场销量大增。1—4月，该公司用电量同比增长11.4%。由于生产规模扩张，不久前，该公司通过“产业组团、跨市办电”业务，完成惠州生产基地的办电项目。

在西部，广西玉柴机器集团有限公司自主研制全球首款混合动力电驱无级变速动力总成，实现了国产电驱无级变速“从0到1”的突破。1—4月，该公司玉柴发动机销售呈两位数增长，用电量同比增长达26.2%。

值得一提的是，以新产业、新业态、新模式为代表的“三新”经济展现出蓬勃向上的力量，成为五省区经济发展的重要组成部分。1—4月，五省区“三新”行业用电量同比增长超四成。

消费市场持续恢复 消费类行业用电量同比增长15%

今年以来，文旅消费市场持续高涨，成为拉动五省区全社会用电量增长的重要因素。

以海南为例，1—4月，该省全社会用电量同比增长16.1%，增速居于全国第二。其中，第三产业用电量对当地用电量贡献率超四成。

海南服务消费用电上扬，是五省区消费市场持续恢复的缩影。1—4月，五省区现代服务业、生产性服务业、生活性服务业均呈两位数增长，其中生活性服务业增速最高，达18.7%；消费类行业用电量同比增长15%。

在新场景、新业态、新模式的带动下，五省区服务消费用电量亮点纷呈。

在广东，“百千万工程”深入实施，文旅与乡村产业成为县域经济转型升级的重要引擎，与特色文旅相关的教育、文化、体育和娱乐业用电量同比增长24.8%；在云南和广西，绿色出行成新风尚，充换电服务业用电量同比分别增长77%和63%；在贵州，一体化算力网络国家枢纽节点加快建设，互联网数据服务用电量同比增长48.6%；在海南，旅游餐饮业增势良好，带动八大服务业中批发和零售业、租赁和商务服务业用电量同比分别增长31.4%和27.3%。

外贸向好态势进一步巩固 出口外向型行业用电量同比增长15.2%

走进广东清远万邦（清新）鞋业有限公司，制鞋机器人、智能画线机、自动压标机等自动化、智能化设备有条不紊运行。凭借先进的工艺水平，这家专业生产品牌运动鞋的外资企业在业内积攒了良好口碑，产品远销海外。

数据显示，1—4月该公司订单同比增长20%，用电量同比增加37.6%。“目前我们外贸订单已经排到8月份。”该公司总经理介绍，“为了应对激增的订单需求，我们还将引进新设备、增设生产线，为企业发展提质增效。”

产业转型升级增强了企业“出海”的底气。透过电力数据这扇窗户，可以看见五省区外贸向好态势进一步巩固。

作为中国进出口贸易的重要门户、华南地区超大型船舶首选港，盐田国际集装箱码头1—4月用电量同比增长14.6%，电力消费增速攀升反映港口忙、贸易旺。

1—4月，五省区出口外向型行业用电增速达15.2%，较去年同期提升10.9个百分点。其中，广东3315家出口型抽样企业用电量同比增长5.7%，印证广东外贸继续呈现良好发展态势。

据南网能源院电力规划中心相关人员介绍，工业生产加快增长，服务消费潜力释放,外贸新动能活力澎湃，将拉动二季度五省区全社会用电量延续稳健增长势头。

近日，中国中煤所属中煤建设集团建成国内首条高寒地区长距离大运量、空间转弯双向运输、多点驱动的带式输煤系统。

该输煤系统全长13.6公里，地处内蒙古锡林浩特，春季多风、夏季少雨、冬季严寒，年最低气温达零下40摄氏度，且沿线跨越和穿越公路、铁路、河流、电力线路11条，施工条件极其复杂。该输煤系统中M705带式输送机是一条双向曲线带式输送机。建设期间，为了避开村庄，该公司通过采用水平转弯、空间转弯技术3次，设置半径3公里、4公里、5公里的三处曲线段跨越多种地形，这在国内属于首例。

为保障项目按期贯通，项目团队采用特殊的“n”形防护罩、灰加湿搅拌装置、EDEM曲线落料溜槽降低粉尘和噪音污染，保护高寒地区脆弱生态；为减少托辊径向跳动引起输送带跳动而产生粉尘，针对现场环境条件，通过防冻粘实验，选用了特殊材质非金属低噪音托辊，以减小运行过程中的振动和噪音。经过全力奋战，该输煤系统空载、重载、煤灰重载一次性试车成功，输煤设备运转平稳，控制系统及各项保护工作正常，沿线无粉尘外逸，达到了高效节能、高度智能、绿色环保的多重效果，被中国煤炭工业协会评为国际领先水平。

今年以来，陕西延长气田采气五厂以全年生产任务为目标，在生产组织、安全管理方面发力，奋力冲刺“双过半”。截至5月24日，2024年累计生产天然气4.46亿方，完成年计划的38.09%。

生产组织方面，该厂一方面根据年度目标任务，按照月度、季度、半年度、年度将生产任务分解到站、到组、到井，分解各采气单位增调弥补产量到月，到周。加强调度值守，紧盯生产定额，实时监控瞬时流量、压力变化，及时发现异常，立即查找原因、解决问题，确保生产高效运行，加大设备维护保养力度，定期组织校验，降低故障发生率。另一方面紧盯产建进度，紧跟建井作业进度发放钻井和试气物资，积极协调沟通物资，提前编报物资计划，合理安排需求节点，动态掌握物资库存和到货情况，加大监督力度，确保按时到货。同时，盯紧子长西项目剩余接入井试气投产进度，加快子长东二期项目接入井建井作业进度。

安全管理方面，该厂一方面组织建井作业、项目建设、气井措施等570人次外包作业人员开展了专项培训，组织开展专项演练4次，现场应急处置12次，进一步提升安全水平。另一方面以安全督查检查为抓手，聚焦项目建设、采气作业、建井作业过程重点环节，持续开展安全督查检查，共计督查检查作业现场115个，查摆整改各类问题524项。通过全面自查与领导干部包联相结合的方式，全面排查所辖范围内的天然气站场、项目建设、建井作业、助采作业及油气技术服务作业现场，包联责任人深入检查作业现场82个，发现整改各类问题350项。同时，提前制定完善了防汛应急工作预案，结合实际提前开展防汛演练，准备砂石料、桩木、水泵、发电机等防汛物资设备，确保安全度汛。

国际能源网获悉，5月27日，国家能源局发布《关于进一步加快煤矿智能化建设促进煤炭高质量发展的通知》。

其中指出，大型煤矿要加快智能化改造，到2025年底前建成单个或多个系统智能化，具备条件的要实现采掘系统智能化。鼓励300万吨/年以上的生产煤矿全面推进主要生产环节智能化改造，力争率先建成全系统智能化煤矿。灾害严重煤矿以及海拔高于2400米或采深大于600米的生产煤矿，要根据地质条件与灾害特点一矿一策制定智能化改造方案，加快推进重点危险环节智能化改造，全面增强生产安全保障能力。发生较大及以上事故的煤矿，复产前要制定智能化建设方案，明确完成时限，按要求限期建成。

原文如下：

国家能源局关于进一步加快煤矿智能化建设促进煤炭高质量发展的通知

国能发煤炭〔2024〕38号

各产煤省（自治区）能源局，有关产煤省（自治区）及新疆生产建设兵团发展改革委、煤炭行业管理部门，有关中央企业：

为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，加快发展新质生产力，推进数智技术与煤炭产业深度融合，进一步提升煤矿智能化建设水平，促进煤炭高质量发展，现通知如下。

一、进一步凝聚行业共识。国家发展改革委、国家能源局等部门《关于加快煤矿智能化发展的指导意见》（发改能源〔2020〕283号）印发以来，各产煤地区结合实际制定实施方案，细化配套支持政策，加快科技创新应用，建成了一批技术先进、引领性强的智能化示范煤矿，减人增安提效成效显著，煤矿智能化建设进入加快发展、纵深推进新阶段。但仍面临着建设进展不平衡、运行水平有待提升、核心技术装备支撑不足、人才保障亟需加强等问题。各产煤省区和煤矿企业要深入贯彻党中央关于加快传统产业转型升级的决策部署，进一步统一思想、提高认识，坚持问题导向、目标导向，强化统筹规划、分步实施，推动煤矿智能化向更大范围、更深层次、更高质量发展，为保障煤炭安全稳定供应、构建新型能源体系提供有力支撑。

二、全面推进建设煤矿智能化发展。新建煤矿原则上按照智能化标准设计建设，采掘（剥）机运通选等主要生产环节可结合实际情况编制智能化专项设计，工艺选择、设备选型等应符合智能化标准规范，在联合试运转和竣工验收时要对智能化生产系统进行评估、验收，保证系统运转正常。在建煤矿特别是大型在建煤矿要结合建设进度优化设计，及时增补智能化建设方案，具备条件的力争在竣工投产前完成智能化建设。

三、加快推进生产煤矿智能化改造。生产煤矿在保障煤炭安全稳定供应的前提下，积极有序推进生产、经营、管理环节智能化改造，重点推进大型煤矿和灾害严重煤矿智能化改造。大型煤矿要加快智能化改造，到2025年底前建成单个或多个系统智能化，具备条件的要实现采掘系统智能化。鼓励300万吨/年以上的生产煤矿全面推进主要生产环节智能化改造，力争率先建成全系统智能化煤矿。灾害严重煤矿以及海拔高于2400米或采深大于600米的生产煤矿，要根据地质条件与灾害特点一矿一策制定智能化改造方案，加快推进重点危险环节智能化改造，全面增强生产安全保障能力。发生较大及以上事故的煤矿，复产前要制定智能化建设方案，明确完成时限，按要求限期建成。

四、创新智能化建设模式。加快推广《全国煤矿智能化建设典型案例汇编（2023年）》推荐的成熟方案，因地制宜探索应用适合本地区、本企业的智能化建设模式。鼓励煤矿企业持续优化完善主要生产系统智能化建设技术方案，强化多系统联动耦合，努力实现单个系统智能化向煤矿整体智能化升级。充分发挥重点企业生产集中优势，开展群矿联合升级建设，推动形成矿区整体规划、梯次推进的建设模式，加快智能化煤矿高水平集群化发展。深入挖掘智能化系统运行中的节能降碳潜力，推广应用智能充填开采、边采边复等绿色开采技术，推动矿区智能绿色协同发展。

五、持续推进智能化系统优化升级。顺应新一代数智技术快速发展趋势，发挥《煤矿智能化建设指南》指导作用，持续提升成套装备智能控制水平和生产系统自主运行能力。井工煤矿评价结果达到Ⅰ类建设条件的鼓励按照中级及以上标准开展建设，达到Ⅱ、Ⅲ类建设条件的鼓励按照初级及以上标准开展建设，重点推进开采系统智能决策自主运行、掘进系统工艺设备高效协同，采掘工作面实现超视距远程控制与现场少人无人，推广应用辅助运输智能调度、固定场所无人值守、通风系统全面感知与实时解算、危险繁重岗位机器人替代。露天煤矿重点推进自主采装、矿用卡车无人驾驶、装运卸机器人化协同作业，提升多工序智能协同水平。选煤厂重点推进高精度煤质在线检测、智能分选控制，实现全流程智能监测、决策与控制。

六、强化信息技术应用支撑。持续推进高精度矿用传感器、控制器、工业基础软件等研发应用，推动终端装备加载自主可控的操作系统，强化数据融合共享。加强新一代通信技术、人工智能（AI）、数据中心等信息基础设施建设，鼓励具备条件的地方建设煤炭工业互联网平台，逐步实现煤矿生产、经营、管理等数据的智能分析和统一管理。推广AI视频智能监控、井下高精度定位、露天矿边坡监测预警等系统，强化关键区域、重点岗位的实时监控。

七、提升系统常态化运行实效。鼓励引导煤矿企业会同科研机构、装备制造企业联合组建技术创新团队，研发便捷可靠的智能运维设备，及时解决运行过程中存在的问题。充分挖掘已建系统的功能潜力，提升场景化应用和现场适应性，推动采煤自动截割与跟机移架、掘进远控截割、露天煤矿卡车无人驾驶编组化运行、选煤厂自动加介与装车等重点生产环节智能系统的精细化、常态化稳定可靠运行。鼓励煤矿企业设立智能化专业运维机构，制定常态化运行管理制度，强化常态化运行成效评价，持续提升运维质量和管理水平。加强智能系统建设运行的调度分析和监督检查，对于建而不用、用而不实的，将视情降低或取消智能化评定等级。

八、加快关键技术装备研发应用。发挥技术创新联盟等创新平台要素集聚优势，围绕制约智能化发展的关键技术瓶颈，综合运用“揭榜挂帅”“赛马”等方式，引导煤矿企业和社会力量开展科技攻关，重点突破高精度地质探测、煤岩识别、工作面设备群协同控制、（半）连续开采智能成套装备、智能单兵装备、辅助作业机器人等技术难题。加大重大技术装备示范应用，将煤矿智能化先进适用技术装备列为能源领域首台（套）重大技术装备支持范围，推动提升国产化、成套化水平。

九、发挥标准引领作用。推进落实《煤矿智能化标准体系建设指南》（国能发科技〔2024〕18号），指导有关方面加快制修订智能化设计与建设规范、接口协议与信息交互、新型智能传感与控制系统、运行维护与质量评价等急需标准，建立健全煤矿智能化基础通用、生产系统、技术装备、信息基础、运维保障与管理等标准体系。加大煤矿智能化标准制修订支持力度，研究建立煤炭装备全国标准化、煤矿智能化行业标准化等技术组织，在国家标准和能源、煤炭行业标准立项和经费等方面予以重点保障。

十、加大政策支持力度。新建煤矿采掘系统按智能化设计、生产煤矿实现采掘智能化的，按照煤炭先进产能标准管理，在产能置换、核准核增、产能储备、复工复产等方面享受差别化政策。国家在煤矿安全改造中央预算内投资、碳减排支持工具、制造业中长期贷款等专项中予以重点支持，智能化建设工作进展及成效作为煤矿安全改造中央预算内投资安排的重要参考。各产煤省区要结合实际进一步完善激励政策，研究设立专项奖补资金，加强示范项目建设推广，强化智能化煤矿项目建设要素保障，为智能化建设创造良好条件。

十一、加强人才队伍建设。创新智能化人才引进、培养、选拔方式，鼓励煤矿企业与高等院校、科研机构、装备制造企业共建智能化教育培训实践基地，培育煤矿智能化复合型人才，提高一线职工智能化操作水平。推动智能化煤矿劳动力转型，完善煤炭行业职业分类，制定智能巡检、运维、集控、监测、通讯、网络、数据工程师等岗位配置及专业技能等级标准，鼓励煤矿企业设立智能装备工程师、运维技师等专业岗位，优化薪酬分配制度，畅通智能化人才发展通道。

十二、强化任务实施和指导协调。各产煤省区煤炭行业管理部门（煤矿智能化建设牵头部门）要会同有关部门，加强煤矿智能化整体谋划和协同推进，根据本通知精神研究制定落实意见，科学合理确定建设目标，指导大型煤矿和灾害严重煤矿明确智能化建设任务和完成时限，引导其他具备条件的煤矿全面推进智能化建设，建立项目实施清单台账，落实意见及项目清单于2024年7月底前报送国家能源局。有关中央企业按以上要求做好本通知落实工作。各产煤省区要建立健全监测调度和定期会商机制，按照我局煤矿智能化建设定期调度工作的通知要求，按时报送建设进展和运行成效。国家能源局会同有关部门，进一步发挥煤矿智能化发展协调机制作用，强化顶层设计、政策支持和指导协调，研究解决工作推进中的重大问题。

国家能源局

2024年5月21日

在全球能源转型的大背景下，生物质能作为一种绿色、低碳的可再生能源，正受到越来越多的关注。记者在近日举办的第五届全球生物质能创新发展高峰论坛上了解到，当前我国生物质能产业取得了显著的发展成果。一方面，发电利用规模实现跨越式增长。截至2023年底，全国生物质发电并网装机容量达4414万千瓦，较2013年增长4倍以上；另一方面，生物质能非电利用规模不断扩大，生物天然气、生物质清洁供暖和生物液体燃料产业已初具规模。

不过，多位专家指出，作为推动我国实现碳达峰碳中和目标的重要一环，目前生物质能资源潜力待挖，应进一步提高其战略地位，加强政策引导和扶持，多方参与共同持续促进生物质能产业健康、高质量发展。

潜力巨大

当前，生态环保和绿色能源发展已经成为全球发展的主线，生物质能的零碳属性，在应对全球气候变化、缓解能源供需矛盾、保护生态环境等方面发挥着重要作用。生物质能已成为国际能源转型的重要力量，尤其在电气化难以脱碳的领域，发挥着重要作用。

中国产业发展促进会会长于彤指出：“生物质能作为全球公认的零碳可再生能源，是落实‘双碳’目标的重要一环。我国是全球生物资源最丰富的国家之一，具备加快发展生物质能源的有利条件，对城乡各类有机废物进行无害化、减量化、资源化利用，将对我国环境、能源和粮食安全发挥巨大作用。在全面推进乡村振兴战略的大背景下，推进生物质能源化利用和资源循环利用是我国低碳经济和可持续发展的必然选择。”

中国产业发展促进会生物质能产业分会此前发布的《3060零碳生物质能发展潜力蓝皮书》显示，我国主要生物质资源年产生量约为34.94亿吨，生物质资源作为能源利用的开发潜力为4.6亿吨标准煤。截至2020年，我国秸秆可收集资源量6.94亿吨，畜禽粪便总量达到18.68亿吨，林业剩余物3.5亿吨，生活垃圾3.1亿吨。但这些资源实际转化为能源的不足0.6亿吨标准煤，还有巨大潜力待挖。

“生物质能不仅来源广泛，包括农作物秸秆、畜禽粪便、林业废弃物和生活垃圾等，而且具有多种利用形态，如固体成型燃料、液体燃料和气体燃料等。这些特性使得生物质能在未来的高比例可再生能源体系中，成为一种稳定、连续、易操作的基荷能源。”中国工程院院士杜祥琬表示。

诸多制约

据介绍，生物质发电是目前我国生物质能利用的最主要方式。截至2023年底，我国生物质发电装机容量4414万千瓦，约占全球生物质发电装机容量的29.43%。生物质发电之外，生物质能利用也正朝着非电利用的方向发展。截至2023年，我国生物天然气产量约5亿立方米，占全球生物天然气产量5.6%；生物燃料乙醇产量340万吨，约占全球生物燃料乙醇产量的3.82%；生物柴油产量220万吨，约占全球生物柴油产量的3.93%。此外，生物质制可再生甲醇、可持续航空燃料（SAF）等相关项目也处在规划建设中。

尽管取得了一定进展，但多位专家指出，相较于风、光等可再生能源，我国生物质能发展较慢，产业规模仍较小。

“现在生物质的多元化开发利用技术不少，而且很多技术非常先进。但是由于对属性认识不清，导致了对原料价格的无法控制，使得我们的生物质资源利用率比较低。”中国工程院院士陈勇指出。

清华大学建筑学院副院长杨旭东认为，生物质能有一个很大的特点，即资源分散且分布不均匀。与传统的煤矿、气田这种易于集中开发的资源相比，生物质能能源密度较低，要把它开发利用起来，就面临收、储、运等问题，其中涉及到很多非技术因素，容易造成成本增加和管理上的困难。

“生物质能产业原有的商业模式已不适应新时代的要求，尤其是在电价补贴政策退坡后，如何探索新的盈利模式成为关键。”中国产业发展促进会副秘书长兼生物质能产业分会秘书长张大勇指出，“目前，生物质能的生态环境价值和绿色价值往往被市场忽视，这需要行业内外的进一步认识和重视。此外，产业规模较小导致创新能力不足、社会资本投入有限，产业体系和政策支持尚不健全，这些都是制约生物质能产业发展的重要因素。”

双轮驱动

多位与会专家指出，未来的生物质能产业将更加注重创新驱动和绿色价值的实现。一方面，需要加强顶层设计，明确生物质能产业的战略地位，制定有利于产业发展的政策措施；另一方面，要加快生物质能的多元化技术开发，如生物质天然气、燃料乙醇、生物柴油和可再生甲醇等，提高产业的附加值和经济性。同时，加强产业链建设和协同发展，健全行业创新体系，鼓励企业加大研发投入，提升生物质能技术的转化率和降低成本。

在国际可再生能源署政策咨询项目官员冯金磊看来：“第一，政策驱动和连续性是非常重要的，尤其是针对长远的目标；第二，在工业利用、航空领域比较超前的生物质能利用方面，技术是主要的障碍，通过技术的突破来降低成本还需要走一段路；第三，投资方面需要政策的引导以确保产业发展的可持续性。”

“展望未来，为持续促进生物质能产业健康、高效发展，我们应进一步明确生物质能开发利用的政策导向，多措并举提高产业附加值和经济性，扎实推动生物质能利用创新升级和多元化发展。”中国能源研究会特邀副理事长郭智表示，“一方面要着重发展灵活可控的生物质能技术，提高其在电力市场和辅助服务中的参与度，满足电力系统的调峰调频需求；另一方面要持续拓展生物质能非电利用规模，深入研究和稳妥推进生物天然气、生物液体燃料等领域的试点项目，创新投融资和商业模式，构建可持续的商业化、产业化发展路径。”