非水消纳是什么意思

全文 1940 字，阅读大约需要 5 分钟 未经许可严禁以任何形式转载 南方能源观察 欢迎投稿，投稿邮箱： eomagazine@126.com 编辑 黄燕华 审核 冯洁 6月1日下午，国家发改委等九部委联合发布了《“十四五”可再生能源发展规划》（以下简称《规划》，明确了“十四五”可再生能源发展的主要目标，同时更加注重可再生能源的大规模开发、高水平消纳以及市场化发展。 大规模开发 中国已经承诺二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值、努力争取2060年前实现碳中和，明确2030年风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。截至2020年底，全国风电和光伏发电装机达到5.3...全文

雾霾的成因是一个综合性的问题，大气污染物来源于我们的经济社会、生产生活的方方面面，不是某一个行业、某一个区域的问题，更不是一个单纯的专业问题、技术问题。从国家层面来说，治理雾霾是一项复杂的系统工程，涉及全民和各行各业，需要综合治理。

在强调科学、绿色、低碳发展的新形势下，治理雾霾解决大气污染问题，必须变革目前的生产方式、生活方式、消费方式、思维方式和价值观念，树立起尊重自然、顺应自然、保护自然的生态文明理念，推进生态文明建设。必须按照党的十八届三中全会精神，加快推进生态文明体制改革，对生态环境实行严格的源头保护制度、损害赔偿制度、责任追究制度，完善环境治理和生态修复制度，用制度保护生态环境。因此，必须站在生态文明建设的高度来认识和治理雾霾。

治理雾霾的根本出路是能源发展转方式、调结构。一方面要以提高能源效率为主线，鼓励节约用能，保障合理用能，控制过度用能，限制粗放用能。要下大决心化解产能过剩，加快推进产业转型升级，充分发挥科技创新对生态文明建设的支撑作用，转变能源生产消费方式，控制能源消费总量过快增长。另一方面，要充分认识深化改革是能源科学发展的强大动力，尊重市场规律、加快探索创新，用改革创新解决能源发展中的深层次矛盾和问题。要强化能源体制机制改革，理顺改革总体路径，找准改革切入点和突破口，不失时机推进能源领域改革。从能源行业角度来说，应该坚持“两手抓”，一手抓节能降耗、包括雾霾在内的大气等污染治理，加大工作力度，落实国务院颁布的《大气污染防治行动计划》；一手抓生态文明制度建设，着眼全局，确保完成“十二五”生态文明建设各项指标，到2020年初步形成与全面建成小康社会相适应的生态文明。

二、建立长效机制

我们要充分认识到治理雾霾的艰巨性。“冰冻三尺，非一日之寒”，雾霾是长期积累形成的，驱除雾霾，非一时之效，而更彻底地治理雾霾，需要长期的、战略性的投入，要打“持久战”、“攻坚战”。只有坚定不移地进行全面深化改革，从源头治理,建立起治理雾霾的长效机制,才能从根本上彻底解决中国存在的大气污染问题。否则,不管“临时抱佛脚”的措施有多么“立竿见影”,从长远来看,根本保证不了雾霾天气今后不再重现。笔者认为治理雾霾的长效机制,应该考虑以下四个方面：

（一）政府部门要倡导绿色行政,摒弃唯GDP马首是瞻的传统发展思路。

树立尽量在不破坏原有生态环境的基础上推进城镇化、工业化进程的理念，把环境治理同经济结构调整结合起来，同创新驱动发展结合起来，突出抓好重污染城市治理、能源结构调整、机动车污染减排、高污染行业及重点企业治理、冬季采暖期污染管控等重点工作，努力走出一条以治理污染促进科学发展、转型升级、民生改善，环境效益、经济效益和社会效益“多赢”的新路子。同时，必须改革领导干部考核标准，加强生态文明建设的政绩考核,纠正部分地方和部分领导干部的错误政绩观。要使政府公务人员再不能靠牺牲环境、人民健康为代价创造的GDP来实现提拔的目的。

（二）从全面科学的顶层设计入手，把治理雾霾纳入到法治范畴，发挥法治的规范与引领作用，营造公平的法制环境。只有以法治理念、法治思维、法治手段，凝聚社会共识，形成社会合力，寻求经济发展与生态环境保护之间最大的公约数和平衡点，建立健全由政府、科研机构、企业、社会公众共同参与的包括雾霾在内的大气污染防治新机制，才是真正治本之策。建议尽快修订《大气污染防治法》，同时制定并出台《雾霾防治条例》，深入贯彻落实《大气污染防治行动计划》。

（三）理顺管理体制，提高监管效率。

加强清洁利用监测能力建设，从上到下形成独立的环境监管、行政执法和环境信息公开、社会监督体系，加强环保责任相关制度建设,破除抵制环保的“地方保护主义”。有关部门应该推动污染源自动监控数据联网共享，密切跟踪治理情况，督促各地各部门落实目标责任，明确时间表和路线图。加强清洁利用执法监督，抓好重点耗能单位、重点污染源和治理设施运行监管。提高企业污染物排放的市场准入标准,加大对企业违法排污行为的处罚力度等，解决企业违法排污成本低，守法治污成本高的问题。

（四）必须建立跨行政区域的联动机制。

“长三角、珠三角、环渤海等地区的环境治理问题，不是单个行政区块的问题，而是整个区域问题。必须建立跨行政区域的联动机制，追踪污染空气的生成和过程，综合考虑高耗能、高污染企业的规划布局，在目前人口高度集中的条件下，限制机动车的规模和排放，以及做好未来城市（群）的建设规划等，逐步通过经济结构调整、产业转型升级、能源效率提高、环保企业发展和环保设备使用，实现多种污染物排放的治理和消减。

三、加快发展清洁能源

我国已经成为世界上第一大能源生产国和消费国，2013年能源消费了37.6亿吨标准煤，可以预见未来能源需求还会保持一定的增长速度。能源结构的调整和优化，是一个长期的过程，不可能一蹴而就。能源行业作为我国国民经济的支柱产业，在我国生态文明和美丽中国建设中举足轻重。如何在保证经济社会发展对能源需求的同时，实现生态文明建设的和谐发展呢？就是要加快能源结构调整，促进能源绿色发展。

（一）借鉴国际经验，调整以煤炭为主的能源结构

有关资料显示，发达国家雾霾高发时期，无一例外的特征是煤炭占一次能源消费比例高；其治理雾霾的经验也说明，有效治理雾霾需要尽快改变以煤炭为主的能源结构，将煤炭占一次能源消费比例降到一个比较低的水平。我国治理雾霾也必须从调整能源结构入手，逐步改变以煤炭为主的能源结构，减少煤炭消费。

但是，在相当长一段时间内，煤炭作为主体能源的地位难以改变，并仍将继续承担保障能源安全稳定供应的重任。

1、从能源安全看，立足国内是我国能源战略的出发点。富煤贫油少气的能源资源禀赋特点，决定了我国今后相当长一段时间内，煤炭作为主体能源的地位难以改变。从资源储量看，煤炭资源储量丰富，截至2012年末，全国已查明资源储量1.42万亿吨，占一次能源资源总量的94%。2013年石油、天然气对外依存度已分别达到58.1%和31.6%。必须有一种稳定、可靠、经济的能源资源保障国家能源安全。

2、近三年来，煤炭在我国一次能源消费中的比重以每年1%左右的速度下降，从2011年的69%到2013年的65.7%。从非化石能源发展看，虽然取得了很大成绩，但受技术、经济、安全等方面因素制约，未来供应能力仍存在不确定性，短期内难以大规模替代传统化石能源。为实现十八大报告提出的“两个百年”战略目标，保障国民经济发展，我国能源需求还将持续增加。据测算，到2020年我国能源需求总量将达到52亿吨标准煤，煤炭需求量47亿吨，约占60%。虽然煤炭消费在一次能源中的比例逐年下降,但是长期来看，煤炭仍将是我国的主要能源，目前很难判断煤炭消费峰值何时到来，煤炭仍将承担保障能源安全稳定供应的重任。

（二）控制能源消费总量，加快发展清洁能源

尽管这些年我国一直在大力发展清洁能源，但到2013年清洁能源消费占一次能源消费的比重仅为9.8%，距离2015年清洁能源的比重达到11.4%的规划目标，还有1.6个百分点的距离，也就是说，今年和明年两年，平均每年必须提高0.8个百分点。到2020年，达到我国政府向国际社会作出的两项承诺---非化石能源占一次能源消费的15%左右，单位GDP二氧化碳排放量比2005年减少40%--45%，任务仍然非常艰巨。必须控制能源消费总量，加快发展清洁能源。

（三）水电和核电应是加快清洁能源发展的重点

2013年，全国发电装机容量达到12.47亿千瓦，比上年增长9.25%。全国全口径发电量达到53474亿千瓦时，比上年增长7.52%。其中水电、核电、并网风电、并网太阳能发电装机分别达到2.8亿千瓦、1461万千瓦、7548万千瓦、1479万千瓦，共计3.85亿千瓦，分别占全国发电装机的22.45%、1.17%、6.05%、1.19%，清洁能源发电装机比重达到30.86%；水电、核电、并网风电、并网太阳能发电量分别达到8963、1121、1401、87亿千瓦时，分别占全国发电量的16.76%、2.10%、2.62%、0.16%，清洁能源发电量占全国发电量的21.64%。从上述数据可以看出，在现阶段水电和核电是清洁能源中能够发挥优化能源结构支撑性作用的能源，是加快清洁能源发展的重点。

1、加快推进西南水电基地建设。我国水电资源丰富，具备集中规模开发条件，是供应安全、成本经济的可再生的的绿色能源，替代煤电的安全性、经济性和灵活性都很高，需要放在优先开发的战略位置。要在加强生态保护和做好移民安置工作的前提下，加快核准开工一批大中型水电项目，完善水电相关政策措施，保障水资源充分利用。我国西南地区既是水电资源富集区，也是经济社会发展较落后地区，推进西南水电基地建设既可以为我国经济社会发展提供清洁可再生能源，又可以促进当地经济社会实现较快发展。

2、推进沿海核电开发建设，尽快启动内陆核电站建设。核电是高负荷因子、大功率密集型能源。目前我国核电的发电成本已经低于负荷中心煤电成本，是煤电有经济竞争力的替代电源，且具有低排放特点，有利于减少环境污染。在确保安全的基础上高效发展核电，对保障我国能源电力供应、实现可持续发展具有关键作用。要尽快开工一批核电项目。同时，核电投资要多元化，国家应鼓励具有实力及相关经验的大型发电集团参股东部沿海核电开发，培养其核电开发建设与运营管理能力并获得核电项目开发资质，尽快使大型发电集团具备主要甚至独立承担核电开发建设与运营管理能力。尽快启动内陆核电站建设。（提示：普卫欣美国进口， J@@@@D可找）

3、积极发展风电、太阳能发电等非水可再生能源发电和分布式能源系统。非水可再生能源开发要在充分考虑电力系统消纳能力、电价承受能力以及保持国内产业国际竞争力的条件下积极推进。要积极推进技术较成熟、开发潜力大的风电、太阳能发电和生物质发电等可再生能源发展；加快分布式可再生能源发电建设；提高可再生能源技术研发能力，掌握装备与运行的核心技术，逐步降低发电成本，提高产业化水平。结合城乡天然气管道布局推动分布式冷热电多联供发展，提高天然气利用效率；在有水资源、风资源或太阳能资源地区发展地区鼓励发展小水电、小型风力发电、太阳能利用等分布式能源系统发展，加快研究应用微网技术。

（四）加快推进电网建设

为促进大型能源基地集约化开发和清洁能源高效利用，必须立足自主创新，加快建设坚强主网架，加快建设跨区域输电通道，继续加大投入，加强城乡配电网建设改造，推动各电压等级电网和一、二次系统协调发展，不断提升电网的资源配置能力、安全稳定水平和经济运行效率。依靠现代信息、通信和控制技术，提高电网智能化水平，适应未来可持续发展的要求。

四、进一步提高煤电的清洁化水平

我国煤炭资源禀赋特征决定了煤电具有较好的供应安全性和经济性，在当前煤炭消费总量大，未来还将增加的情况下，必须把煤炭清洁高效利用与发展清洁能源统筹规划，共同推进，才能为建设天蓝、地绿、水净的能源生态文明作出贡献。

（一）我国燃煤发电的生产情况

2013年，我国燃煤机组装机容量达到78621万千瓦，比2012年增长4.86%，占全国发电装机的63.03%,占比降低了2.64个百分点。燃煤发电量达到39474亿千瓦时，比2012年增长6.70%,占全国发电量的73.82%，占比降低了0.57个百分点。同时,2013年关停小燃煤机组447万千瓦,30万千瓦及以上机组容量所占比例提高1个百分点。全国6000千瓦及以上燃煤机组供电标准煤耗321克/千瓦时,比2012年降低4克/千瓦时。上述表明：当前和今后一段时期内煤电仍是我国的主体电源。

（二）我国燃煤电厂的污染控制已经达到世界先进水平

据初步统计分析，截止2013年底，具备脱硫能力的燃煤机组占煤电机组比例接近100%，脱硫设施运行可靠性水平进一步提高；近2亿千瓦机组完成烟气脱硝改造，全国脱硝机组投入容量接近4.3亿千瓦,煤电脱硝比例接近55%；煤电机组除尘器加大改造力度，高效电袋除尘器、袋式除尘器的应用比例进一步提高。

由于这些污染控制装置发挥了巨大的减排的作用，在发电量持续增长、燃煤量不断增加的情况下，全国燃煤电厂每年烟尘排放总量从1980年的399万吨，下降至2012年的151万吨，每千瓦时的烟尘排放量由1980年的16.5克降至2012年的0.4克；二氧化硫排放量由2005年的1300万吨降至2012年的883万吨，每千瓦时二氧化硫排放量由2005年的6.4克下降至2012年的2.26克；每千瓦时的氮氧化物排放量也由2005年的3.6克下降至2012年的2.4克。2013年,虽然煤电发电量同比增长约6.70%,但预计电力行业烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放总量将分别下降约6%、7%、12%，排放总量将分别降至约142万吨、820万吨、834万吨，相应的污染物每千瓦时排放绩效分别下降约12%、13%、18%。同时，近20多年来除城市供热电厂外，绝大部分纯发电电厂建设在我国西部、北部地区或对环境影响相对较小的地方。当然，燃煤电厂继续减排的空间也在缩小。

在我国新环境空气质量标准修改以来，以减少PM2.5排放为目的的烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放标准和各种环保要求下，新一轮的电厂污染控制的技术改造正在进行。据了解，2013年浙能集团在全国率先启动了“燃煤机组烟气超低排放”项目建设，采用了目前世界上最先进的除尘技术--湿式电除尘技术，该项目实施后使燃煤机组的排放可达到天然气机组的排放标准，将大幅度降低PM2.5等物质的含量。从上所述，由于发电行业大气污染物排放控制技术成熟，单位燃煤的污染物排放强度较低，燃煤电厂对环境的影响不断减少。

总之，要高度重视煤电的清洁高效利用，要把进一步推动煤电的清洁高效利用与发展清洁能源发电放在同等重要的位置。

（三）提高发电用煤占比，有利于我国大气污染防治

实践表明，煤炭利用的清洁化关键是提高煤炭的集中利用程度，减少其在终端分散利用的比例。让煤炭更集中在发电等减排优势明显的领域，实现集中应用，集中治理，同时，尽可能地减少终端分散利用的煤炭。这样，能有效降低大气污染物的排放量。这是一个国际大趋势，据浙江大学资料介绍，2012年，我国电力行业消费煤炭占煤炭消费总量的52.8%。同一时期，美国、德国的发电用煤占比分别高达93.3%、83.9%。说明我国发电用煤占比还有较大的提升空间。进一步提高我国发电用煤占比，将更加有利于我国大气污染防治。

（四）从存量和增量两个方面进一步提高燃煤发电的清洁化水平

建议政府加大政策支持力度，鼓励发电企业从存量和增量两个方面进一步提高燃煤发电的清洁化水平。在存量方面，发电企业要像浙能集团那样，积极采用世界先进技术，对运营机组进行升级改造，使燃煤机组达到天然气机组的排放标准，大幅度降低污染物排放水平。这对我国在天然气资源少、价格高的条件下，优化发展煤电有重要意义；在增量方面，要优化煤电布局，加快西部、北部煤炭基地煤电一体化开发，推进输煤输电并举。在供热负荷落实地区，优先发展热电联产。发电企业要像华能集团那样，在新建项目中研究创新清洁发电技术，建设大容量高参数煤电机组和整体煤气化联合循环机组、循环流化床机组，进一步降低污染排放。

五、重视对非电用煤行业和散煤用户的减排治理

（一）燃煤及污染排放的简略分析

有关研究资料表明：我国燃煤的比例大体上是发电占50%多一点，工业窑炉占25%左右，中小型锅炉占25%左右。燃煤造成的烟尘和二氧化硫的排放大体上占全国的70%左右，工业窑炉的排放大体上占其中的25%，燃煤发电仅占其中的15%左右，其余的主要是中小型燃煤锅炉的排放。也就是说，占煤炭消费25%左右的中小型燃煤锅炉排放的各种污染物，占全部煤炭污染物排放的60%以上。因此，降低燃煤消费和减少污染，要避免“鞭打快牛”之嫌，而要狠抓非电用煤行业和散煤用户的减排治理。

（二）加强对非电用煤行业的减排控制和改造

国家对发电行业制定的污染物排放标准最为严格，取得的效果也最显著，这为钢铁、水泥、化工等重点用煤行业的污染物排放标准制定提供了先行经验。同时，要像对发电行业那样，加强对非电用煤行业的减排监管，加快脱硫、脱硝、除尘改造工程建设。实施钢铁烧结烟气脱硫脱硝，有色金属行业冶炼烟气中二氧化硫含量高的冶炼设施安装硫回收装置。大幅提高焦化行业炼焦炉荒煤气硫化氢脱除效率。水泥行业要实施新型干法窑降氮脱硝，实施烟气脱硫改造。燃煤锅炉和工业窑炉现有除尘设施要实施升级改造。加快采用高效低污染煤粉锅炉替代现有低效高污染中小型锅炉。

（三）加强对散煤用户的减排控制和改造

我国冬季需要采暖的人口超过7亿，其中至少有2亿人相对分散居住，中国能源结构和经济发展等现实情况决定了燃煤中小型锅炉和部分居民用煤将长期存在。由于中小型燃煤锅炉大多缺乏专业管理，存在设备和系统设计不科学、运行情况复杂而不稳定、环保设施不完善或建设滞后，加之燃煤混乱多变以及政府监管不到位，法律法规体系不健全等原因，使得其高污染、低效率和安全隐患问题十分严重，所以控制中小型燃煤锅炉各类污染物的排放是当务之急。

建议国家对散煤用户进行深入的调查，研究其存在的原因、改造的成本和替代的方法；研究制定中小企业、居民尽快用上清洁能源及天然气、以电代煤的支持政策以及政府加强监管的措施。

一、各省级能源主管部门会同经济运行管理部门要切实承担牵头责任，按照消纳责任权重认真组织制定实施方案，积极推动本行政区域内可再生能源电力建设，推动承担消纳责任的市场主体积极落实消纳责任，完成可再生能源电力消纳任务。各地要在2021年2月底前向国家发展改革委、国家能源局报送2020年可再生能源电力消纳责任权重完成情况。

二、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司要切实承担组织责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重组织调度运行部门和交易机构等，认真做好可再生能源电力并网消纳、跨省跨区域输送和各类市场交易。国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司所属省级电网企业和内蒙古电力（集团）有限责任公司要在2021年1月底前向省级能源主管部门、经济运行管理部门和能源派出监管机构报送2020年本经营区及各承担消纳责任的市场主体可再生能源电力消纳量完成情况。

三、国家能源局各派出机构要切实承担监管责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重积极协调落实可再生能源电力并网消纳和跨省跨区交易，对监管区域内各承担消纳责任市场主体的消纳量完成情况、可再生能源电力交易情况等开展监管。各派出机构要在2020年12月底前，向国家能源局报送监管报告。

国家发展改革委、国家能源局有关部门将加强跟踪监测，计划2020年9月组织开展全国可再生能源电力消纳责任权重执行情况评估，并根据评估情况督促各省级能源主管部门、各电网企业、各派出机构进一步落实2020年可再生能源电力消纳责任，研究提出2021年可再生能源电力消纳责任权重初步安排。

中国经济增长方式正向着绿色低碳转变，2021 年能源高效利用被写入政府工作报告，其战略地位日益突显。2020 年风电装机 71.6GW，同比增长 178%，装机光伏 48.2GW，同比增长 60%，均创 历史 装机新高，远超市场预期。可再生能源的消纳问题同步得到重视，风光储一体化解决电网消纳难题，光伏和风电产业链前景更加确定

部分西北部省份的弃光、弃风现象依然较严重

2020年风电累计发电量 4,743 亿千瓦时，同比增长 14.4%，光伏发电 2,605，同比增长 16.9%， 风电、太阳能累计发电量占全部发电量的比重为 9.5% ，同比提升 0.9 pct。2020 年全国弃风率 3.4%，同比减少 0.6pct，全国弃光率 2%，同比持平。

但从各省份表现来看， 部分西北部省份的弃光、弃风现象依然较严重 ，且装机量普遍超过年初电网对非水可再生电力消纳目标。

2020 年弃光率排名前三的省份是西藏（25.4%）、青海（8%）、新疆（4.6%）， 与 2019 年弃光率前三的省份相同，排名略有变化，西藏（24.1%）、新疆（7.4%）、青海（7.2%），三个省份的弃光率均有所下降。从装机量来看，实际装机量超过国网年初规划消纳目标的八个省份中，均有不同程度的弃光现象。

2020 年弃风率排名前三的省份是新疆（10.3%）、甘肃（6.4%）、内蒙古（5.6%）， 与 2019 年弃风率前三的省份排名相同，排名略有变化，新疆（14%）、甘肃（9%）、内蒙古（7.6%），三个省份的弃风率均有所下降。另外青海（4.7%）、河北（4.7%）的弃风率也较高。 从装机量来看，实际装机量超过国网年初规划消纳目标的十三个省份中，除福建、安徽、江苏外，均有不同程度的弃光现象。

风光储一体化应对电网消纳

我国弃风、弃光情况已连续多年改善，面对“碳中和”目标，预计可再生能源装机需求未来持续高增，对电网消纳提出更高要求。我们认为当下解决光伏风电消纳问题的主要途径有两个：一是 风光项目及配套特高压项目同步配合建设 ；二是利用储能平衡电网调峰， 风光储一体化保障可再生能源的有效消纳 。

在 3 月 5 日国家发改委、国家能源局发布的《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》中明确提出，利用存量常规电源，合理配置储能，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源，积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”， 探索 增量“风光储一体化”，严控增量“风光火（储）一体化”。

2019 年全年全 社会 用电量 72255 亿千瓦时，同比增长 4.5%； 2020 年全年全 社会 用电量为 75110 亿千瓦时，同比增长 3.1%；其中 12 月用电量 8338 亿千瓦时，同比大幅增长 17.3%，主要由于经济活动持续恢复、工业活动复苏、气温影响等。2021 年 1-2 月全国全 社会 用电量为 12588 亿千瓦时，同比增长 22.2%。

依然看好行业产业链龙头

光伏 ：产业链来看，硅料供需偏紧、EVA 树脂供需持续紧张、玻璃供需阶段性紧张、硅片价格因供给释放节奏以及成本曲线支撑或好于预期、电池盈利处于底部区间，当前行业 2021 年估值中位数约 26 倍，高成长行业相对偏低， 龙头公司 21 年 21-23 倍 、22 年 14-18 倍，进入底部区间。推荐关注单晶系硅片、组件行业领航者 隆基股份 ，多晶硅料、电池片双龙头 通威股份 ，设备商龙头 晶盛机电 。

风电 ：1-2 月国内新增 3.57GW，同增 260.6% ，验证行业景气，风电产业链中整机环节弹性大、零部件环节业绩确定性较高，此外本轮风电景气周期出现明显大型化的趋势，对产业链影响深远，值得关注， 当前行业 2021 年估值中位数 14 倍，性价比较高 。看好风机制造商龙头 金风 科技 ，风机叶片国内市占率第一的 中材 科技 ，风电风塔 制造+风电电站开发双轮驱动的 天顺风能 。

10月29日，中国石油化工集团有限公司（下称中石化）新闻办发布消息称，下属新星公司将参与开发位于陕西渭南市大荔县的分散式风电项目，总装机容量20兆瓦。这将是中石化首个风电项目。

中石化称，分散式风电是一种小规模分散式、布置在用户附近、高效可靠的发电模式。虽然总容量较小，但它可利用已建成的电网进行输送，更加灵活，可实现风能资源的有效利用和就地消纳。

上述项目整体占地面积约35平方公里，设计安装八台单机容量2.5兆瓦风力发电机组，建成后上网年发电量可达4286.5万千瓦时，相当于年节约标准煤1.32万吨。

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎对界面新闻表示，与其他央企风电项目最小为50兆瓦相比，中石化20兆瓦的总装机容量非常小，加之中国分散式风电的市场空间仍有局限性，未来进行大规模发展的可能性较小。

彭澎认为，中石化上述风电项目仅是“试水”。

风能是中石化未来构建新能源体系的业务之一。今年3月30日，中石化董事长张玉卓在2019年度业绩发布会上提出“一基两翼三新”的发展格局。

其中，在新能源领域，中石化提出将着力建设以风光热氢为引领的新能源体系，积极引领发展氢能，推进太阳能、风能发展，优化发展生物质能。

随着中石化此次加入，中国油气巨头“三桶油”齐聚风电领域。

中国石油天然气集团有限公司（下称中石油）和中国海洋石油集团有限公司（下称中国海油）在风电领域的布局稍早。

去年4月，中国电建集团山东电建四川公司发布消息称，中标了中国石油海洋工程（青岛）海上风电项目A、B段电气设备安装施工项目。

山东电建四川公司表示，该项目位于江苏省灌云、如东海域 ，A标段风电场拟安装95台单机容量为4.2 MW风力发电机组，总装机容量400兆瓦。B标段共布置50台单机容量为4兆瓦的风电机组，总装机规模200兆瓦。

中石油在《2019年环境保护公报》里表示，将适度发展风电和光伏等。但截至目前，尚未看到中石油对外公布相关风电项目的最新进展。

与中石化和中石油相比，中国海油在海上风电的发展决心更大、行动也更积极。

2019年年初，中国海油正式透露在 探索 海上风电业务。同年4月30日，中国海油第一个合作开发的江苏海上风电项目开工。今年9月15日，该项目实现并网发电。

据中国海油介绍，江苏海上风电场中心离岸距离39公里，水深约12米。该项目规划装机容量300兆瓦，计划在海上建设67台风机，首批风机已实现并网发电。项目预计今年底前全部投产，年上网电量达约8.6亿千瓦时。

这次是中国海油重返风电领域。2006年，中国海油首次提出进军上海风电业务，并将其列为“未来30年重点投入”领域，但后因盈利情况欠佳，2014年中断了新能源业务的发展。

去年6月10日，中国海油首次发布了《绿色发展行动计划》，提出大力发展海上风电产业开发等新能源新业务。

中国海油首席执行官袁光宇称，海上风电是诸多清洁能源、可再生能源种类中，与中国海油契合度最高的领域。中国海油有丰富的海上工程资源和生产作业经验，均可以应用到海上风电领域。

今年7月2日，中海石油（中国）有限公司全资子公司中海油融风能源有限公司在上海正式揭牌成立。该公司的发展思路是“本着低成本、市场化的原则，先近浅海练兵，后深远海发力，积极稳妥推进海上风电业务”。

中国海油正在同步开发广东省附近海域海上风电场，未来还将在深远海风电和分散式海上风电研发和投资方面持续发力。

在全球石油需求增长放缓，能源向低碳清洁转型的大背景下，“三桶油”进军风电等可再生能源行业是大势所趋。加之今年新冠疫情“雪上加霜”，全球石油企业加速转型成为必然。

2019年中国的可再生能源发电量结构中，水电、光伏发电、风电、生物质发电占比分别是63.73%、19.89%、10.10%、5.45%，同比增速分别是5.7%、10.9%、26.3%、20.4%。

其中，风电是增长速度较快、电源占比高的一类。

第三方咨询机构WoodMackenzie估算，以江苏沿海的风资源算，海上风电项目内部收益率约为8%-10%。在福建、广东等地海域，投资成本较高，约为1.8万-2.2万元/千瓦，但由于风资源更为优越，内部收益率可达10%-12%。

但风电行业留给“三桶油”的时间和空间并不多。

彭澎表示，陆上风电经过15年的高速发展后，适合安装风机并具备消纳条件的区域，已基本被开发了；80%的优质项目已沉淀在电力央企手里，通过交易进行产权置换的可能性较小。

“经过补贴阶段后，海上风电未来的发展规模也有限。“彭澎认为，从短期和中期看，风电尚难和光伏竞争。

与光伏发电相比，目前风电的发电成本更高。去年10月国网能源研究院发布的《2019年中国新能源发电分析报告》显示，当前陆上风电平均度电成本约为0.38元，海上风电平均度电成本约为0.64元；光伏电站平均度电成本约0.377元。

该报告预计，2020年中国陆上风电度电成本将下降至0.3-0.4元，光伏发电度电成本将下降到0.26-0.3元。

受困于建设安装技术不成熟和海上风机运维成本高企，海上风电是度电成本最高的可再生能源之一。

目前海上风电标杆电价为0.85元/度，相当于每度电补贴约0.4元，是陆上风电度电补贴金额的3倍。若去除中央补贴后，地方不支持海上风电补贴，且其成本未能实现降低，海上风电前景存忧。

“长期看，海上大型风电项目能否以合适的价格融入未来电力市场，存在较大的不确定性。”彭澎表示。

今年3月，财政部、国家发改委、国家能源局联合《关于促进非水可再生能源发电 健康 发展的若干意见》，明确提出新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准(备案)并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。

这意味着2021年之后将取消海上风电国家补贴。

按照中国《可再生能源发展“十三五”规划》目标，到2020年，风电项目电价可与当地燃煤发电同平台竞争，光伏项目电价可与电网销售电价相当。在部分资源条件较好的地区，这一目标已基本实现。“十四五”期间，中国风电、光伏发电将全面迎来平价上网时代。

尽管如此，“三桶油”在风电领域也有机会。彭澎表示，“三桶油”旗下的油田矿区和炼化企业大多建有自备电网，具备消纳太阳能和风能电力的电网条件，可以根据情况重新布局可再生能源的电力供应。

另外，“三桶油”具备大量的油田区块，如果有风资源比较好的区域，也可以进行开发。“三桶油”油田矿区集中分布在西北和东北地区，太阳能和风能资源较为丰富，且以盐碱地、戈壁荒漠为主，占用耕地和林地少，无高大遮挡物，具备良好的场地条件和资源条件。

彭澎建议，“三桶油”可以尽可能地开拓新的市场，比如做能源管理，开展综合能源、清洁能源和智慧能源等新的增值业务。

广西推动绿色低碳发展的重要举措包括：

1、推进产业生态化和生态产业化

2、加快发展大健康产业

3、积极发展绿色金融

4、促进资源节约和高效利用

广西：以节能降碳推动绿色发展迈上新台阶

一、稳步控制二氧化碳排放增长

印发《广西节能减排降碳和能源消费总量控制“十三五”规划》《广西“十三五”控制温室气体排放工作实施方案》，每年发布能耗双控及控制温室气体排放工作要点，分解落实重点任务。积极推动召开自治区应对气候变化及节能减排工作领导小组会议，定期召开厅际联席会议，研究部署重点工作。多措并举控制二氧化碳排放过快增长。

二、产业结构调整取得积极进展

制定《广西优化主导产业布局基本思路》，引导各地结合实际确立主导产业。推动传统产业转型升级，持续壮大先进制造业和战略性新兴产业，积极打造了汽车、电子信息等10个千亿级工业产业集群，形成了蔬菜、优质家畜等6个千亿级特色农业产业集群。新能源汽车产能达23万辆、在建产能达26万辆。

三、能源利用绿色化水平明显提高

“十三五”新增投产核电109万千瓦，可再生能源930万千瓦，非水可再生能源发电装机占全区发电总装机的19.9%，较2015年提高14个百分点。2018-2020年实现清洁能源全额消纳，核电、风电利用小时位居全国前列。天然气管道总里程达2683公里，消费量占能源消费总量的7%，较2015年提高3.5倍。

四、林业碳汇稳步增长

实施珠江防护林、沿海防护林、退耕还林等重点工程，全区森林资源总量稳步增长，森林碳汇规模逐渐扩大。2020年，森林碳储量超过4.2亿吨，森林碳汇功能不断增强；累计建立自然保护地223处，总面积3384万亩，基本形成覆盖全区的自然保护网络。

未来的生活是什么样子?打开电器，电能大多来自水电、风电等清洁能源，而非传统的火电走出家门， 马路上再难见到石化汽油车的身影，取而代之的更多是新能源 、清洁燃料 汽车 等……

自从2020年中国“双碳”目标后，随后，中央经济工作会议、中央 财经 委员会第九次会议等均提出做好碳达峰、碳中和工作。碳达峰、碳中和成为全 社会 热议的话题。

为实现2030年之前二氧化碳排放达峰的目标，各地陆续推出详细的进程规划，而像石化、煤炭等高污染、高能耗行业，将面临新的能源结构调整压力。近期，全国17省市(自治区)已发布的“十四五”规划和2035远景目标，均涉及新能源利好消息。规划文件均在绿色低碳发展、清洁能源转型方面进行了着重强调，其中，广东、江苏、河北等部分省市出台的文件中制定的目标水平整体较高。

河北省：

建设张家口国家可再生能源示范区、以及构建综合能源体系，加快清洁能源设施建设，强化能源安全保障能力推动绿色低碳发展，推进排污权、用能权、用水权、碳排放权市场化交易。实施清洁能源替代工程，不断提高非化石能源在能源消费结构中的比重。降低能源消耗和碳排放强度。

上海市：

在“十四五”规划期间，优先将节能环保产业做大做强，持续推进能源结构优化，推动重点行业和重点领域绿色化改造，加快培育符合绿色发展要求的新增长点，延展绿色经济产业链。在公共领域全面推广新能源 汽车 ，加快构建与超大城市相适应的绿色交通体系。

贵州省：

2021年，贵州省将抓好四个水风光一体化基地建设，利用现有水电站送出通道，大力发展光电、风电、氢能等非化石能源，加快清洁能源推广，可再生能源并网装机新增600万千瓦。

　 　 西藏：

十四五期间，西藏将加快推进“光伏+储能”研究和试点，推动清洁能源开发利用和电气化走在全国前列。到2025年底，装机容量将突破1000万千瓦水电建成和在建装机容量突破1500万千瓦。

　 　 甘肃省：

甘肃酒泉将加快建设风光水火核多能互补、源网氢储为一体的绿色能源体系，主攻千万千瓦级风电、光伏光热、电网升级、调峰电源、储能装置等八类工程，致力于建成千亿级规模的清洁能源产业链。

陕西省：

十四五期间，将大力发展风电和光伏，有序开发建设水电和生物质能，扩大地热能综合利用，提高清洁能源占比。

山西省：

全力培育生物基新材料、光伏、智能网联新能源 汽车 等潜力型新兴产业，打造一批全国重要的新兴产业制造基地。深化能源革命综合改革，促进可再生能源增长、消纳和储能协调有序发展，提升新能源消纳和存储能力。

青海省：

推进重点行业和重点领域绿色化改造，支持建立动力电池、光伏组件等综合利用和无害化处置系统，发展光伏、风电、光热、地热等新能源。建设多能互补清洁能源示范基地，促进更多实现就地就近消纳转化。发展储能产业，贯通新能源装备制造全产业链。打造海南、海西清洁能源基地，推进黄河上游水能资源保护性开发，开展水风光储等多能互补示范。

江苏省：

江苏将继续发展光伏产业，同时大力发展海上风电和“光伏+”产业。到2025年底，全省光伏发电装机将达到2600万千瓦。其中，分布式与集中式光伏发电装机分别达到12GW、14GW，江苏省在“十四五”期间预计新增光伏装机9.16GW。

浙江省：

大力发展生态友好型非水可再生能源。实施“风光倍增工程”，到2025年为止，光伏、风电装机容量分别达到2800万千瓦和630万千瓦的目标，新增光伏发电1300万千瓦，积极发展建筑一体化光伏发电系统。

四川省：

四川的“三州一市”光伏基地，即甘孜、阿坝、凉山州及攀枝花市，在“十四五”期间的总装机容量预计达到2000万千瓦。

基于在资源和政策方面的优势，成都将氢能产业的发展纳入“十四五”规划。为了完善氢能产业的基础设施，成都将在2022年之前建设加氢站15座以上1条氢能源新型轨道1个氢燃料发动机研究中心等。

山东省：

在“十四五”期间，新增光伏发电1300万千瓦，2021年山东新增可再生能源发电装机将达到409万千瓦以上。积极发展建筑一体化光伏发电系统，高质量推广生态友好型“光伏+农渔业”开发模式。近日，山东利津县刁口乡40MW渔光互补光伏项目并网。项目采用“渔光互补”光伏发电模式，提升了单位面积土地的经济价值。

云南省：

“十四五”期间，云南将优先布局绿色能源开发，以绿色电源建设为重点，加快金沙江、澜沧江等国家水电基地建设。统筹协调风能、太阳能等新能源开发利用，以金沙江下游、澜沧江中下游大型水电站基地以及送出线路为依托，建设“风光水储一体化”国家示范基地。

广东省：

十四五期间，要推进能源革命，积极发展风电、核电、氢能等清洁能源，建设清洁低碳、安全高效、智能创新的现代化能源体系。制定实施碳排放达峰行动方案，推动碳排放率先达峰。

江西省：

积极有序推进新能源发展，到2025年力争装机达到1900万千瓦以上，其中风电、光伏、生物质装机分别达到700、1100、100万千瓦以上。

内蒙古：

大力发展新能源，推进风光等可再生能源高比例发展，壮大绿色经济，推进大规模储能示范应用。“十四五”期间，新能源项目新增并网规模达到5000万千瓦以上。到“十四五”末，自治区可再生能源发电装机力争超过1亿千瓦。

辽宁省：

培育壮大氢能、风电、光伏等新能源产业，推动能源清洁低碳安全高效利用，推动能源消费结构调整。“建议”指出要打好关键核心技术攻坚战，聚焦洁净能源等产业部署一批创新链。

电力工业发展的基本方针是：以科技创新为动力，以转变电力发展方式为主线，坚持节约优先，优先开发水电，优化发展煤电，大力发展核电，积极推进新能源发电，适度发展天然气集中发电，因地制宜发展分布式发电，促进绿色和谐发展。

优先发展水电。我国水电资源丰富，具备集中规模开发条件，而且水电技术成熟，优先开发利用绿色、可再生的水电资源，是实现我国资源可持续发展的重要支撑。要在坚持统一规划、加强生态保护和做好移民安置工作的前提下，加快核准开工一批大中型水电项目，推进重点流域水电梯级综合开发，因地制宜开发中小型水电站，完善水电相关政策措施，保障水电资源充分利用。加大抽水蓄能发展力度，提高电力系统运行经济性和灵活性。

加快水电流域规划和勘测设计，保证水电基地连续滚动开发。继续加快开发13个水电基地，重点开发四川、云南和青海境内的大型水电基地电站，积极开展西藏境内河流水电流域规划、前期工作，适时开工建设。积极开发中小型水电站，促进能源供应结构优化，促进水电资源在更大范围内优化配置。在河流规划、勘探设计、施工建设和投产运行全过程落实和强化生态环境保护，做到同步规划、同步建设和同步运行。结合区域、河流的生态环境和移民实际，进一步优化调整河流开发规划方案，适度控制高坝大库容水电站布局。成立国家级移民管理机构，统筹全国水电移民管理协调工作，负责装机容量在1000万千瓦以上的水电基地、100万千瓦以上水电站以及跨省水电站移民的协调管理工作。逐步推广移民先行政策，体现以人为本的发展理念，使地方经济和人民群众真正从水电开发中受益。

重视水电基地消纳市场研究。在满足本地区电力需求的基础上，合理地将水电输送到市场需要空间大、电价承受能力高的东中部地区消纳。重视西南地区水电季节性电能消纳研究，依靠价格和市场机制，扩大消纳范围，最大限度减少弃水。加强水电输电规划研究，加快输电通道建设，促进电源电网协调发展。加强水电开发管理，合理开放水电投资市场，鼓励市场竞争，促进水电基地加快开发。实施走出去战略，积极推动周边国家水电资源开发和向我国输电。

把抽水蓄能电站纳入电力系统进行统筹优化和规划布局，研究制定促进抽水蓄能电站健康有序发展的投资模式和定价机制，加大抽水蓄能开发力度，提高电力系统运行的经济性和灵活性，促进可再生能源发电的合理消纳。

在“十二五”期间，6个大型水电基地可投产大型干流电站主要有溪洛渡、向家坝、锦屏梯级、糯扎渡等，预计可投产容量5200万千瓦左右；其他省区市以及四川、云南两省的非干流水电可投产容量3550万千瓦左右，全国水电投产规模8750万千瓦左右。到2015年，全国常规水电装机预计达到2.84亿千瓦左右，水电开发程度达到71%左右（按经济可开发容量计算，下同），其中东部和中部水电基本开发完毕，西部水电开发程度在54%左右。

优化发展煤电。煤炭是我国的主要一次能源，煤电作为我国发电能源的基础地位仍将持续较长时间。考虑中东部负荷中心地区土地资源、大气污染、运输瓶颈、经济性等因素，优化煤电布局，加快西部、北部煤炭基地煤电一体化开发，建设坑口电站群，推进输煤输电并举；在供热负荷落实地区，优先发展热电联产；积极应用大容量高参数煤电机组和整体煤气化（IGCC）、循环流化床（CFB）等先进清洁燃煤发电技术，实现煤电可持续发展。

推行煤电一体化开发，加快建设大型煤电基地。贯彻落实国家西部大开发战略，加快山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆等煤炭资源丰富地区的大型煤电基地建设，合理控制东部地区煤电装机规模，坚持输煤输电并举。在煤电基地推广煤电一体化开发，在矿区因地制宜发展煤矸石综合利用项目。

鼓励发展热电联产。统筹燃煤、燃气多种方式，结合城市热网、工业园区建设、小锅炉替代等，统一规划高参数、环保型机组、符合国家政策的热电联产项目。企业自备电源建设应与周边区域电源、热源和电网发展统筹规划。

推进煤电绿色开发，大力推行清洁煤发电技术。西部和北部地区主要布局建设大容量、空冷、超临界燃煤机组，东中部受端地区适量布局建设负荷支撑的大容量超超临界燃煤机组。加快现有机组节能减排改造，因地制宜改造、关停淘汰煤耗高、污染重的小火电。

“十二五”期间，全国规划煤电开工规模3亿千瓦，其中煤电基地开工1.97亿千瓦，占66%；投产规模2.9亿千瓦，其中煤电基地投产1.5亿千瓦，占52%，东中部受端地区投产8500万千瓦，占28%。2015年我国煤电装机预计达到9.33亿千瓦。

大力发展核电。随着能源需求加速增长，化石能源的成本和价格不断攀升，目前我国核电的发电成本已经低于负荷中心煤电成本。大力发展核电，即在确保安全的基础上高效发展核电，是保障我国能源电力供应、实现可持续发展的关键。

高度重视核电安全，强化核安全文化理念。坚持在确保安全的基础上高效发展核电。加快制定颁布核电安全技术标准，明确核电准入门槛，健全核电安全机制。优先采用先进安全核电技术，在核电站设计、制造、建设、运行、退役的全过程中，建立高标准质保体系和核安全文化体系。

坚持以我为主，明晰技术发展路线。坚持压水堆-快中子增殖堆/高温气冷堆-核聚变堆技术路线。全面掌握第三代核电工程设计和设备制造技术，加快发展三代核电后续项目，尽快实现我国先进压水堆的自主设计、自主制造、自主建设和自主运行目标。加快开工建设高温气冷堆示范工程，开工建设快中子增殖堆示范电站。组织核聚变技术攻关，争取走在世界前列。

统一技术标准体系，加快实现核电设备制造国产化。在消化吸收国外标准的基础上，结合国情，逐步建立、完善与国际接轨的我国核电技术标准体系。抓住引进第三代核电技术建设自主化依托工程和第二代改进型机组批量发展的机遇，对技术难题进行定点联合攻关，实现设计、制造一体化的生产模式，提高核电成套设备制造技术和能力。

理顺核电发展体制，加快推进市场化、专业化进程。发挥市场机制，推行多业主、专业化，逐步增加核电建设控股业主数量。理顺核电投资、建造和运营机制，大力推行核电计划、工程管理和运行维护的专业化发展。培育广泛参与、公平竞争、健康有序的建设市场。做好核电人力资源规划，加快核电人才队伍建设。加强科技研发平台建设，建立产研用相结合的技术创新体系。

建立立足国内、面向国际的核燃料循环体系。成立国家级核燃料公司，加快构筑适应国内外两种资源、两个市场的核燃料循环体系，加大国内铀资源勘探力度，增加资源储备，加强与国外铀资源勘探与开发的合作，完善铀贸易三渠道并举的天然铀资源保障体系。加快乏燃料处理设施建设，尽快形成相适应的能力，完善核燃料循环工业体系。

规划至2015年，我国核电装机4294万千瓦，主要布局在沿海地区。2011年开工建设我国首个内陆核电，力争2015年投产首台机组。

积极推进新能源发电。非水可再生能源开发要在充分考虑经济社会电价承受能力和合理保持国内经济的国际竞争力的条件下积极进取。积极推进技术较成熟、开发潜力大的风电、太阳能发电和生物质发电等可再生能源发展。加快小型可再生能源发电建设，解决偏远农村地区用电问题。促进可再生能源技术和产业发展，提高可再生能源技术研发能力和产业化水平。

积极发展风电。风电开发要实现大中小、分散与集中、陆地与海上开发相结合，通过风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力。重点在“三北”（西北、华北北部和东北）地区规划和建设大型和特大型风电场，结合地区特点，实现与煤电等电源打捆外送。同步开展风电开发、消纳市场和送电方案等研究，促进风电科学发展。

规划至2015年，风电装机容量为1亿千瓦。

促进发展太阳能发电。发挥太阳能光伏发电适宜分散供电的优势，在偏远地区推广使用户用光伏发电系统或建设小型光伏电站，解决无电人口的供电问题，重点地区是西藏、青海、内蒙古、新疆、宁夏、甘肃、云南等省（区、市）。在城市的建筑物和公共设施配套安装太阳能光伏发电装置，扩大城市可再生能源的利用量，并为太阳能光伏发电提供必要的市场规模，重点在北京、上海、江苏、广东、山东等地区开展城市建设屋顶光伏发电。为促进我国太阳能发电技术的发展，做好太阳能技术的战略储备，在甘肃敦煌、青海柴达木盆地和西藏拉萨（或阿里）建设大型并网型太阳能光伏电站示范项目，在内蒙古、甘肃、青海、新疆等地选择荒漠、戈壁、荒滩等空闲土地，建设太阳能热发电示范项目。

“十二五”期间，重点在经济发达和西北太阳能资源丰富地区发展太阳能电站，2015年太阳能发电规划容量达到200万千瓦左右。

适度发展天然气集中发电。天然气是清洁的化石能源，经济附加值较高。随着民生、交通、工业用气的快速增长，可供发电用气量较为有限。天然气应优先用于城乡居民生活和非电行业，天然气集中发电在电网中主要起调峰作用。在东部沿海地区配合LNG接收站的建设，适度建设燃气电站。在天然气丰富地区建设天然气电站解决当地用电问题。

因地制宜发展分布式发电。结合城乡天然气管道布局推动分布式冷热电多联供发展，提高天然气利用效率；在有水资源地区鼓励发展小水电；在有风资源或太阳能资源地区发展小型风力发电、太阳能利用等；推动分布式发电和储能设施结合的分布式能源供应系统发展，加快研究应用微网技术。