BOB体育官方入口【核心提示】2023年是全面贯彻党的二十大精神的开局之年。《政府工作报告》指出，今年工作要坚持稳字当头、稳中求进，保持政策连续性针对性，加强各类政策协调配合，形成共促高质量发展合力。
今年的能源工作将按照《政府工作报告》的部署，坚持稳中求进，全力保障能源安全，推动发展方式绿色转型，为全面建设社会主义现代化国家提供坚强能源保障。本刊特推出全国两会能源报告，以行业视角剖析能源领域重点议题和能源行业发展趋势，供参考。
东风渐暖，万物启蛰。3月4日、5日，全国政协十四届一次会议、十四届全国人大一次会议在北京相继开幕。今年全国两会是党的二十大后召开的第一次全国两会，党的二十大制定的一系列战略部署在全国两会上通过法定程序转化为国家意志。《政府工作报告》一经公布便备受瞩目，今年发展主要预期目标更是引发热议。
目光聚焦于能源领域。《政府工作报告》回顾了过去五年的工作成就与变革，诸多能源工作亮点直接在列。核电技术等领域创新成果不断涌现。一批防汛抗旱、引水调水等重大水利工程开工建设。发电装机容量增长40%以上。单位国内生产总值能耗下降8.1%、二氧化碳排放下降14.1%。及时解决煤炭电力供应紧张问题，满足民生和生产用能需求。推动新能源汽车、光伏、风电等新兴产业加快发展。增加地方政府专项债券额度，重点支持水利、能源等基础设施和民生工程建设，鼓励社会资本参与建设运营，调动民间投资积极性。统筹能源安全稳定供应和绿色低碳发展，科学有序推进碳达峰碳中和。优化能源结构，实现超低排放的煤电机组超过10.5亿千瓦，可再生能源装机规模由6.5亿千瓦增至12亿千瓦以上，清洁能源消费占比由20.8%上升到25%以上等。
成绩来之不易，更应清醒坚定。今年是全面贯彻落实党的二十大精神的开局之年，也是实施“十四五”规划承上启下的关键之年。《政府工作报告》在今年发展主要预期目标中提出：国内生产总值增长5%左右；居民消费价格涨幅3%左右；居民收入增长与经济增长基本同步；进出口促稳提质，国际收支基本平衡；单位国内生产总值能耗和主要污染物排放量继续下降，重点控制化石能源消费，生态环境质量稳定改善。能源发展的趋势和思路应该融合在这一背景中，紧紧抓住能源发展机遇。
一是着力扩大国内需求。加快推进《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》《“十四五”现代能源体系规划》中所涉及的能源重大工程建设，鼓励和吸引更多民间资本参与国家能源重大工程和补短板项目建设，激发民间投资活力，促进经济平稳运行。
二是加快建设现代化产业体系。夯实能源供应保障基础，提升能源供应链韧性和安全水平。加强重要能源、矿产资源国内勘探开发和增储上产。强化科技创新，推动数字化智能化升级，加快推进能源产业基础高级化和产业链现代化。加快能源领域前沿技术研发和应用推广。
三是深化行业基础性关键领域改革。深化重点领域改革，加快全国统一电力市场体系建设，加强能源法治建设。深化能源领域国资国企改革，从提高核心竞争力、增强核心功能“两大途径”发力。
四是全面加强国际合作。在主要立足国内的前提条件下，在能源生产和消费革命所涉及的各个方面加强国际合作，有效利用国际资源，构建更高质量的能源国际合作体系，实现开放条件下能源安全。
五是推进乡村振兴。提高农村能源资源综合利用效率，培育壮大农村绿色能源产业。巩固光伏扶贫工程成效，持续提升农村电网服务水平，支持县域清洁能源规模化开发。
六是推动发展方式绿色转型。坚持把节约能源资源放在首位，加强生产与消费协同转型。推进煤炭清洁高效利用和技术研发，加快建设新型能源体系。完善能耗、碳排放管理和非化石能源目标制度，健全绿色能源消费促进机制。推动高耗能行业重点领域节能降碳，提升能效水平。
全国表委员们围绕《政府工作报告》中部署的能源发展重点，为加快推动能源高质量发展积极建言献策，能源领域主要议题包括控制化石能源消费、加快建设新型能源体系、稳步推进节能降碳、推动新能源发展与消纳等。
此外，关于关键核心技术攻关、数字化智能化转型等话题成为热点，这充分体现了广大能源人对能源自主创新能力和高质量发展的关注和期待。
2023年《政府工作报告》在“过去一年和五年工作回顾”中提出，“统筹能源安全稳定供应和绿色低碳发展，科学有序推进碳达峰碳中和。优化能源结构，实现超低排放的煤电机组超过10.5亿千瓦，可再生能源装机规模由6.5亿千瓦增至12亿千瓦以上，清洁能源消费占比由20.8%上升到25%以上”；在“对今年政府工作的建议”中提出，“单位国内生产总值能耗和主要污染物排放量继续下降，重点控制化石能源消费，生态环境质量稳定改善”。
党的二十大报告提出，推动经济社会发展绿色化、低碳化是实现高质量发展的关键环节，要加快推动产业结构、能源结构、交通运输结构等调整优化。充分发挥消费侧绿色低碳转型的牵引作用，与供给侧双向发力，是加快形成绿色低碳的生产方式和生活方式的关键。
为推动形成工作合力，我调研提出了《关于加快能源消费侧绿色低碳转型的提案》（简称《提案》）。立足新时代10年能源利用效率提升、能源利用清洁化低碳化等方面的转型成效，对标对表绿色发展、碳达峰碳中和等目标要求以及国际先进水平，《提案》重点梳理了消费侧绿色转型需关注和解决的三方面突出问题，针对性提出了有关建议。
一是关于能源节约。目前我国单位GDP能耗是世界平均水平的1.5倍，用能结构优化和效率提升有待挖潜，如，四大高耗能行业占工业终端用能比重达到65%～70%，公路货运量比重超过70%，城镇民用建筑中30%左右有待实施节能改造，能源节约还有很大提升空间。建议：深入实施节能优先战略，牢固树立节能是“第一能源”的理念，实施重点用能产业升级再造工程，提高新建产能准入门槛，提升企业用能精细化管理水平等。
二是关于用能清洁替代。目前主要用能领域清洁替代的广度和深度有待拓展，工业领域相对容易实现电气化的环节已基本完成替代，余下领域清洁替代技术的经济性不足；交通电气化率仅为4%左右；建筑领域用能的电气化水平还有很大提升空间；氢能冶炼等突破性技术仍处于研发示范阶段。建议：加快推动重点用能领域清洁替代，深入推进工业、交通、建筑领域电能替代，大力开展氢能多元化示范应用，组织实施工业园区用能系统再造专项行动，开展一体化供用能方案设计，推广综合能源站、源网荷储一体化、新能源微网等绿色高效供用能模式等。
三是关于消费侧转型政策机制。加快消费侧绿色转型面临诸多体制机制制约，如，用能阶梯价差引导不够，集中供暖按面积计费，用户主动节能的动力不强；中小企业节能改造和清洁替代投入不足，转型进度相对滞后；电能替代相关财税政策有待完善；促进绿色能源消费的激励机制不健全，用户主动利用可再生能源的意愿不强。建议：健全完善有利于消费侧绿色发展的政策机制，制定实施重点用能行业企业和园区绿色能源消费导向目标，加强共性节能降碳技术集中攻关，加大财税、金融、投资等对先进高效节能产品设备、用能清洁替代技术以及中小企业绿色转型等的政策支持，完善节能政策法规和用能计量体系，强化市场和价格机制对用能行为的引导和激励等。
当前，我国能源行业在碳达峰碳中和目标指引下，正加快推进绿色低碳转型，建设包括新型能源在内的多元能源供应体系。建设全国统一电力市场体系，是我国实现能源结构转型的必经之路，是助力实现“双碳”目标的重要举措。目前全国电力市场体系尚不健全，电力市场发现价格、调节供需、配置资源的功能还未充分发挥。
对此，建议加快建设多层次统一电力市场体系，依托区域电网建设区域电力市场，促进电力资源在更大范围内优化配置。一是完善跨省跨区和省内市场的衔接机制，推动打破省间交易壁垒，促进多层次电力市场协同运行。二是加快跨省跨区输电价格等配套机制改革，完善价格传导机制，疏导一次能源发电成本，进一步发挥市场优化资源配置和保供稳价积极作用。
“双碳”目标下，大力发展新能源是保障我国能源安全和应对气候变化的重要举措。以南方区域为例，预计“十四五”期间新能源新增装机1亿千瓦以上，“十五五”期间新能源再新增约1亿千瓦，到2030年南方五省区新能源装机规模将扩大至2.5亿千瓦。
对此，建议在建设多层次统一电力市场体系的进程中，加快构建适应新型能源体系的市场机制，有序推动新能源参与市场交易，完善发电容量补偿机制，保障火电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源和安全保供电源的建设运行成本合理回收。
由于石化企业对设备运行稳定性要求高，大部分大型机组采用蒸汽驱动，电气化率较低。同时，BOB体育官方网站石化企业现有工艺流程主要依赖化石能源，导致对绿电的消纳能力有限。若能将石化与新能源结合，并落实到具体项目上，将是打造“绿色石化”的有效手段。对此，建议：
一是加大电力替代相关政策支持力度，提升石化企业绿电消纳能力。聚焦乙烯裂解气压缩机、乙烯机、丙烯机等三大机组以及加热换热装备电气化，将超大功率电加热器技术和装备纳入国家重大技术装备研发范围，支持企业开发提升抗晃电能力的技术，提升企业物料平衡、蒸汽平衡、燃料平衡对高电气化率的适应性。
二是支持沿海石化园区配套使用绿电，提升新能源使用比例。充分利用海上风电资源，加强调峰电源建设，鼓励地方政府统筹规划园区建设，为大型石化化工项目提供清洁能源，推进清洁能源与绿色石化产业高效融合，实现互利共赢快速发展，释放出的碳排放指标可兼顾产能建设。
三是鼓励地方政府加强石化园区氢能源产业链、资源循环利用等整体布局，实现新能源新材料统筹发展。建议推动园区全面构建以新能源为主的新型电力系统，特别是在粤东地区统筹谋划、多措并举，加强园区海上风电、氢能源产业链、资源循环利用等的整体布局，实现新能源统筹发展、全面供应，全面提升园区能源结构清洁化、低碳化水平。
2023年《政府工作报告》在“对今年政府工作的建议”中提出，“加快建设新型能源体系”。
习在党的二十大报告中指出，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系，确保能源安全。目前，我国已建成世界最大的清洁发电体系，总装机25.6亿千瓦，其中可再生能源装机超过煤电达到12亿千瓦以上，占总装机比重47.3%，新能源利用率保持95%以上，清洁能源消费占比上升到25%以上。我国能源结构不断优化，绿电消费持续扩大，能效水平稳步提升，降碳减排效果明显，加快构建新型电力系统，积极稳妥推进碳达峰、碳中和，能源电力转型取得显著成效。因此，就加快规划建设新型能源体系提出了相关建议。
新型能源体系的重要特征是清洁低碳，大力发展包括新能源在内的清洁能源，成为新型能源体系建设重要方向。推进“风光水火储”多能互补综合能源供给体系建设，是建设新型能源体系的必然选择，也是实现电力系统高质量发展的客观需要。目前存在着配套政策落实不到位、部分项目市场竞争力不足、相关技术细则及标准不健全、与输电通道建设不匹配、电力系统之外的其他能源品种灵活调节能力亟待挖掘等多重掣肘。
为推进“风光水火储”多能互补体系建设，建议：一是加大政策扶持力度，确保已出台政策有效落实。推动地方制定配套政策，优先使用可再生能源发展总量指标，优先参与跨省区电力输送消纳，优化配置储能设施，不断提升项目市场竞争力。二是完善可再生能源跨区跨省消纳市场机制。加快构建全国统一、区域协调的电力市场体系，健全完善绿电交易机制和跨区域交易规则，促进可再生能源跨区跨省消纳。三是完善技术标准，规范管理体系。加快制定多能互补项目配置新型储能技术导则、储能电站强制性要求和技术标准，规范多能互补项目建设。四是加强电源电网规划协同，加强市场消纳协同。强化外送基地规划与跨区跨省送电规划的衔接与协调，建立多方协同的电能跨区跨省消纳协商平台，推动多能互补项目建设与市场消纳。五是加快探索电力系统之外其他能源品种发挥调节能力的市场。加强电力、工业、建筑、热力等领域基础设施的协同，强化电力市场与天然气市场、热力市场、碳市场的衔接，推动多能源市场一体化发展。
加快发展新能源是构建新型电力系统、助力实现“双碳”目标的重大举措。2022年，我国新增新能源装机1.25亿千瓦，连续3年破1亿千瓦。根据《2030年前碳达峰行动方案》，到2025年，我国新型储能装机容量要达到3000万千瓦以上。
因地制宜发展新能源配储能，要以市场化方式引导各类主体投资建设，鼓励新能源基地集中配置储能，积极发展共享储能、电网侧储能、用户侧储能。同时，要加快建立“新能源+储能”一体化调度机制，推动新型储能产业科技创新，提升储能设施准入标准，确保安全可靠。要推动已出台的政策落地见效，明确储能市场定位，推进源网荷储一体化和多能互补发展，形成可持续的商业模式。
具体而言：一是新能源配置储能要因地制宜。充分挖掘电力系统灵活性资源，推动新能源配置储能向实际需要转变。二是积极推动新能源配置的储能向独立/共享储能发展，提高已建储能的利用率，充分发挥储能调峰调频、功率支撑等多重作用。三是推动已出台的储能“政策包”落地见效，明确储能市场定位，加快电能量市场、辅助服务市场和现货市场建设，丰富交易品种，以市场化方式体现储能的多元价值。
新型储能是构建高比例新能源电力系统的颠覆性技术，能够突破传统电力供需在时间与空间上的限制，变革传统电力系统的形态、结构和功能，有力支撑未来能源电力发展。当前迫切需要在健全新型储能政策体系、突破并形成核心技术体系、完善标准体系、形成稳定的商业模式等环节加快集中攻关重大共性问题，尽快培育形成成熟的新型储能一体化解决方案与集成技术。对此，建议：
一是立足国家端，加快完善政策体系。当前，新型储能电价机制、盈利模式等还不明确，收益方式相对单一，影响了项目投资积极性。建议探索建立新型储能容量补偿机制和容量市场，合理体现储能设施的装机经济效益。推动现货市场逐步放开市场价格上限约束，允许储能等高成本灵活性资源通过短时高电价盈利，明确电储能辅助服务市场准入。鼓励各地积极探索创新各种类型的新型储能价格机制，在条件成熟时先行先试，加快推动储能产业形成稳定合理的收益空间。
二是立足产业端，加快推动构建完整的产业链与创新链。着力完善标准体系。建议进一步创新标准管理机制，重点针对压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等技术路线及时开展技术标准研制，加快形成贯穿设计、制造、检测、运维、应急、退役处置等环节的电化学储能安全标准，超前部署退役电池梯次利用相关标准的研究和基础性工作。积极推动新型储能标准国际化工作，加大与国际标准的对标力度，争取国际标准话语权。集中攻关关键技术。当前各类新型储能技术普遍处于实验示范或商业化初期，仍需加大技术攻关力度与技术集成。建议在政策上支持骨干国有企业通过产业联盟、产业链链长等形式开展先进技术、关键装备和核心材料研发攻关，加大产业化应用支持力度，实现创新链与产业链有效对接。加强产业链延伸培育。当前新型储能在原材料、非锂储能技术装备等个别关键环节还需要补强打通，供应链稳定性水平也有待提升。建议围绕新型储能全产业链不同环节，支持培育一批新型储能“专精特新”企业，带动产业链上下游高水平协同发展。
三是立足市场端，加快形成成熟的商业模式。当前新型储能在电力系统应用的稳定商业模式还未完全形成。建议加大力度支持企业探索新型储能在支撑新能源基地规模化外送、缓解电力供应压力、提升新能源就地消纳能力等应用场景中的一体化解决方案，深度挖掘新型储能融合协同价值。对企业探索共享储能商业模式给予适当政策倾斜。做好储能参与各类市场的统筹设计，实现有效衔接，引导独立储能运营商形成多元化的成本疏导和盈利途径。
随着新能源大规模接入电网，因其波动性和随机性等特征，对电网稳定和绿电消纳带来了挑战，电力系统对灵活性资源的需求日益提升。储能作为重要的灵活性资源之一，在调峰、调频方面具备调节范围大、响应迅速、控制精确的优势，是非常好的配置。但其健康有序发展需要一个过程，需要市场化机制来培育和引领推进。因此建议合理疏导储能成本，合理界定输配电服务对应的储能成本，并将其纳入输配电定价成本构成范围，并推动发电侧储能的运行和价格政策制定。
以电池储能为主的新型储能是保障新型电力系统安全稳定运行的重要技术和基础装备，也是实现“双碳”目标的重要支撑。近年来，国内电池储能产业快速增长，但产品良莠不齐，对大容量电池储能系统并网运行带来新的安全可靠性挑战。为此，建议：
一要参照核电级安全，建立以失效概率为依据的电池储能系统安全分级评估体系，并将该体系纳入重大项目招标条件，引导电池储能迈向以“核电级安全”为标杆的高质量发展。
二是围绕大容量高安全高可靠电池储能集成系统这一关键领域，加强电化学储能系统测试评估与实证，建设国家级电化学储能实验验证平台。
三要加强电池储能数据的统计发布和共享。建议国家储能平台数据分级分类面向电池企业有序开放，以便电池企业支持平台建立更为准确的储能电站安全预警模型，为储能电池产品的不断优化提供数据支撑。同时，建议储能主管部门和支撑机构参照工信部委托动力电池联盟按月发布厂家电池装车数据，定期发布有公信力的国内储能电池并网总量及生产商并网量数据，为电站设备选型提供关键数据参考。
氢作为清洁的二次能源，在保障国家能源安全、应对全球气候变化等方面将发挥重要作用。目前，受经济性、技术水平及应用场景的制约，国内氢能产业的发展水平有待进一步提高。
建议进一步优化国内氢能产业的布局和结构，延续氢能交通领域支持政策。同时，重点推动绿氢在工业应用方面的有关鼓励及支持政策的出台，如：对于绿氢生产或消纳企业给予一定的财税支持，并在相关企业经营业绩考核方面给予激励政策等。
建议加快统筹建设氢能标准体系，进一步增强氢能在船舶、机车、冶金、化工、储能、发电等领域的标准规范覆盖力度，加快完善基础设施建设领域政府监管体系，有效发挥政策的引导作用，进一步拓展氢能应用场景。进一步完善氢能产业链“制储运用”各环节的管理规范及相关法律法规体系，建立统一高效的氢能项目审批管理制度。
建议加快氢能交通产业链发展，一是明确支持传统加油站升级为综合加能站，明确支持加油站依法依规开展加氢站、充电站、换电站、分布式光伏发电站的建设与运营，满足多元化补能需求；二是进一步规范加氢站建设和管理优化流程，在国家部委层面明确归口管理部门，与加油站、加气站归口管理部门保持一致，加快制定规划、报建、竣工验收、经营许可全流程的管理办法并引导地方制定审批流程；三是进一步加快氢能示范城市群政策落地速度，形成多样化的氢能交通应用场景。
建议加快绿氢产业链发展速度，加强绿氢产业顶层设计，从国家层面规划一批绿电制氢、储氢、用氢重大工程，有序推动绿氢在交通、储能、发电、工业等领域的应用；加速推进氢能产业化集群建设，形成一批供氢中心、氢能装备制造中心、用氢示范群。加速绿氢产业链国产化替代和示范，完善碳标签制度和法律法规体系，制定完善氢能行业规范、制度法规框架体系和技术规范，形成统一的行业标准体系。
发展氢能产业，是党中央、国务院着眼实现碳达峰、碳中和目标，加速推进我国能源清洁低碳转型作出的重大战略决策。从总体看，各地氢能产业布局主要集中在氢燃料电池汽车及相关领域，全产业链发展基础薄弱，技术装备水平不高，产业形态比较单一，发展路径尚在探索阶段，个别地方盲目跟风、同质化竞争、低水平建设的苗头有所显现。从区域看，我国西部地区同样面临上述短板弱项，但同时具备得天独厚的可再生能源资源禀赋和“一带一路”通道区位优势。以甘肃为例，截至2022年底，甘肃全省发电装机容量达6515万千瓦，其中新能源装机3258万千瓦，占电源总装机50.01%。预计到“十四五”末，新能源装机将超过8000万千瓦，富集的风光发电资源为氢能产业提供了天然支撑。
西部地区地广人稀，城市密度低于全国平均水平，城市空间分布稀疏，呈带状走廊模式明显，因地制宜拓展多元应用场景潜力巨大。同时，西部地区资源型企业居多，有较为成熟的工业副产氢供给体系。
一是放大通道优势，打造全产业链示范区。充分考虑西部地区基础和条件，立足河西走廊可再生能源优势，建设绿氢生产及综合利用先行示范区。立足陇东地区多种能源富集优势，布局氢能—多能互补综合能源示范区。
借力“兰白”科技创新区，支持主要企业和重点院校联合引培专业高端人才，合作建设国家工程中心或国家重点实验室，打造氢能产业创新示范基地。在西部资源型企业地区建设工业副产氢提纯制氢示范工程。优先在“通道”节点大城市规划建设制氢、储运、加注等基础设施。
二是依托龙头企业，发展氢能装备制造业。石油化工等能源装备制造业是区域特色优势产业，应加大国有资本经营预算对氢能装备研发制造的扶持力度，大力支持区域大型装备制造企业规模化发展高效电解水制氢设备、大容量高压气态储氢设备、固态储氢、70MPa车载储氢瓶、低温液氢及液氢储运装备，以及大规模甲醇反应装置、合成氨反应装置等核心设备。
依托在建纯氢输送管道项目和新建天然气管道项目，大力支持研究纯氢管道输氢、天然气管道掺氢相关技术和安全标准。加快组建龙头企业牵头的氢能产业创新联合体。基于甘肃省铂族贵金属资源优势，开展氢气净化、电解水制氢及氢燃料电池高效催化材料研发及产业化推广。
三是聚力规模效应，开展多元化应用试点。基于西部地区带状或走廊式的远距离城市分布，支持在省内及跨省份高速公路服务区内布局建设“分布式光伏＋制氢、储氢、加氢”一体化示范应用。利用国家布局在西部地区大型重工业的比较优势，重点推进化工、传统炼化、煤化工、冶金等行业开展氢能替代应用。
作为可再生能源的高效载体，氢能可以大规模、长周期、低成本储存，被视为最具发展潜力的清洁能源。截至目前，全球共有35个国家和地区已经发布氢能发展战略。而多国更是以氢能交通为切入点，拓展到工业、建筑等领域，应用场景日渐丰富。
虽然氢能发展前景广阔，但目前我国氢能产业尚处于示范应用和商业模式探索阶段。在氢能及氢燃料电池产业高质量发展过程中，还存在氢源成本较高、加氢站数量少、氢能基础设施配套不完善等问题。
首先是扩大燃料电池汽车示范城市群数量，以示范运行提质降本。建议扩大燃料电池汽车示范城市群，将经济基础好、氢源丰富、产业配套基础好的地区纳入燃料电池汽车示范城市群，先行先试，推广燃料电池汽车，建立覆盖城市群的低碳、清洁交通体系，用规模化带动高质量、低成本的燃料电池汽车产业发展。
其次是探索多元化氢源供给模式，推动可再生能源绿氢发展。建议探索多元化氢源供给模式，统筹经济性和供应能力，保障氢能产业发展初期需求，满足多元化应用场景需求。如，做好工业副产氢、化石能源制氢产能整合工作，前期支撑燃料电池汽车示范运营；推动风、光、水可再生能源发电及电解水制氢项目，打造可再生能源绿氢基地等。
再次是推进氢能基础设施建设，支持氢能制、储、运、加产业链发展。建议取消须在化工园区内制氢的限制，支持非化工园区可再生能源制氢项目的发展。同时，出台国家层面加氢站审批管理办法，优化相关审批、建设、验收流程，形成从项目立项到经营许可及监督管理全过程的审批办法。合理利用已有加油、加气场地，鼓励综合能源补给站建设。此外，还希望制定加氢基础设施建设运营补助办法，鼓励社会资本积极参与。
最后是探索金融支持、碳交易政策措施。建议推进绿色金融创新试点先行先试，设立氢能产业基金，支持壮大氢能制储运加用全产业链发展。同时，支持产业链相关企业开展碳汇交易试点，搭建碳交易结算平台或运行机制。
在构建新型电力系统进程中，电能与氢能可共同作为绿色能源的终端形态，电氢、氢电耦合是未来能源创新发展的一种路径。氢储能具有大规模、长周期、清洁低碳、便于存放的优势，可实现与电能的相互转换，对可再生能源消纳、灰氢综合利用、电力系统稳定、移动电源供电以及分布式能源发电都具有重要作用。
以氢为燃料的燃料电池具有无污染、无噪音、无排放等优点，可以将氢能转化为电能馈入电网，也可以作为用户的自备微型电厂。
燃料电池发电将对中国深度脱碳起到举足轻重的作用。但目前燃料电池并网发电的技术还不成熟，政策尚未出台，燃料电池发电与可再生能源发电、以及传统煤电上网发电存在较大差异。现阶段，燃料电池并网发电无经济性可言。为此建议，应尽快制定燃料电池并网发电管理制度、确定燃料电池并网电价形成机制、完善燃料电池热电联供鼓励政策等。
氢能是未来国家能源体系的组成部分，目前氢能储运中存在着运输半径小、成本高的问题，是制约我国氢能产业发展的瓶颈。
加大对已有燃气管网的“绿色改造”，在推动社会的节能减碳方面，无论是减碳成果还是经济效益都有着更显性、直接的价值。基于香港中华煤气在能源领域160年的创新积累和服务经验，建议将香港已成熟使用的天然气掺氢经验引入内地，在内地进行试点推广。此举既能降低天然气的碳排放，又是一种低成本且高效的输氢方式，能创造更多的社会效益和经济效益，在助力实现“双碳”目标方面具有重大意义和价值。
内地已有相对完善的天然气管道，这些管道平均能承受掺氢比例为10%～20%以下的掺氢天然气，因此可以在内地加快推进天然气管道掺氢试点，低成本、高效地提高我国清洁能源的使用占比。
对此，建议制定氢气管道输送专项规划，加快出台天然气掺氢的国家标准和行业标准体系，完善对天然气掺氢产业链的补贴及金融支持政策，培养“政产学研用”人才，推进天然气管道掺氢的示范城市和试点项目等。
2023年《政府工作报告》在“过去一年和五年工作回顾”中提出，“生态环境明显改善。单位国内生产总值能耗下降8.1%、二氧化碳排放下降14.1%。地级及以上城市细颗粒物（PM2.5）平均浓度下降27.5%，重污染天数下降超过五成，全国地表水优良水体比例由67.9%上升到87.9%”；在“对今年政府工作的建议”中提出，“推动发展方式绿色转型。深入推进环境污染防治。加强流域综合治理，加强城乡环境基础设施建设，持续实施重要生态系统保护和修复重大工程”，“完善支持绿色发展的政策和金融工具，发展循环经济，推进资源节约集约利用，推动重点领域节能降碳减污，持续打好蓝天、碧水、净土保卫战”。
建议我国加快建立能源与工业协同降碳的体制机制，打通源端“能源”与荷端“工业”之间的政策壁垒，更好促进“源网荷储”一体化项目的应用和推广，形成协同“降碳”合力，促进绿色低碳产业高质量发展。具体可从以下三方面着手：
一是积极开展“协同降碳”产业园区试点工作。工业是我国最主要的用电领域，2022年，全国工业用电量占全社会用电量比重为64.8%，而工业用电又主要集中在省级以上工业园区内。据测算，截至2022年，我国共有国家级和省级工业园区2543家，贡献了全国工业产值的50%以上。因此，优先在省级及以上的产业园区中开展“协同降碳”试点有着事半功倍的效果。建议国家开展“零碳”产业园区创建试点工作并逐步推广，着力解决制约“源网荷储”一体化推进的体制机制障碍，加强顶层设计，强化统筹协调，将以单个企业进行局部改造为主的发展模式向以整个区域进行系统改造升级为主的发展模式过渡，鼓励各地创新管理模式，不断总结经验，形成可复制可推广的建设和运营模式。
二是大力培育提供系统优化解决方案龙头企业。“源网荷储”一体化工业园区应用场景需求的不断涌现，将为我国创建具有世界影响力的绿色低碳解决方案领军企业提供重要机遇，同时将极大促进全球绿色低碳产业的快速发展。然而，从当前实际发展情况而言，拥有系统优化解决方案的龙头企业严重不足，急需开展能源运营企业、设备制造企业以及工程设计企业间的协同创新工作。因此，建议国家出台鼓励创新协同的产业政策，提供首台套示范应用的奖励，在绿色信贷、税收减免、人才引进等方面综合施策，促进我国在绿色低碳领域科技自立自强，培育相关龙头企业加快发展。
三是加快构建拥有国际话语权的碳科技体系能力。以“零碳”产业园区创建为重要载体，加快建立健全我国碳达峰、碳中和标准计量体系，推动建立国际互认的碳计量基标准、碳监测及效果评估机制；加强数字化赋能，发挥我国5G+工业的互联网技术优势，建立数字化碳排放管理平台，打通能源与工业间数据壁垒，将碳生产、碳计量、碳监测等指标统一纳入平台管理，实现碳排放的可视化与动态监测；加强人工智能与大数据的使用，在数据显示与监测的基础上，辅助开展分析研判，提供决策与发展建议。
目前，全国碳市场建设仍处于初期阶段，仍存在配额分配不够科学合理、管理层级不够完备等问题。对此，建议：
一是建立规范的交易规则，尽快出台《碳排放权交易管理暂行条例》，建立碳交易的合理指标分配和定价机制，构建统一规范的碳排放统计核算体系。统筹碳排放权、用能权、节能量、绿证交易等相关市场机制改革工作，保护交易双方的合法利益，推动能源“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。同时，制定碳减排鼓励政策，对达到减排数量标准的给予碳排放配额奖励，实现减排技术和碳交易市场的融合对接。
二是健全完善碳市场管理层级。鼓励集团型企业发挥集团化和集约化管控优势，统筹做好下属企业碳排放配额的内部平衡和碳市场平台交易工作，增大整体推动、先进带动落后的减排力度。
三是进一步丰富碳市场交易主体和交易产品。适时引入多元化市场主体，通过增加交易主体及其需求的多样性，扩大市场容量，活跃市场交易；除了以全国碳市场的碳排放配额作为基准产品的现货交易之外，应尽快建立相关的衍生品市场，丰富碳市场产品种类，给企业提供更丰富、更多元的套期保值工具，帮助企业做好中长期的碳减排规划。
四是尽快实质性地恢复CCER的一级市场交易机制。尽快开展项目开发指南、审定与核查规则、注册登记和交易规则、方法学等重要配套管理制度和技术规范的研究工作，完善相关方法学与管理机制设计，理清与其他减排工具之间的政策协同关系，尝试以北京绿色交易所为基础打造CCER的线上集中撮合平台，提升CCER交易的市场化水平。
五是建立健全除发电行业外的碳排放数据统计和核查机制，完善相关行业的MRV指南。建议加快建设全国范围内的统一规范的行业碳排放统计核算体系，推动不同行业碳排放标准、核算和认证的统一；逐步建设全国性的碳监测评估体系，构建全面系统的全国碳市场数据保障服务支撑体系。
碳市场的启动为我国实现双碳目标提供了碳排放权交易的市场化平台。截至目前，全国碳市场总体运行平稳，但也存在一些问题：非临近履约期交易清淡，市场活跃度较低；石化、钢铁、有色、造纸、化工、建材等工业领域暂未被纳入全国碳市场，大量的企业和排放未被纳入履约考核；中国核证自愿减排量（CCER）市场暂未重启，CCER存量不足；民间市场主体缺乏参与碳市场自愿交易的途径，且可参与交易的品种、交易和管理制度不明确等。目前我国碳市场已纳入发电行业，覆盖全国碳排放量约45%，但还有大量高耗能行业未被纳入。
建议尽早将水泥、钢铁和电解铝等高能耗行业纳入全国碳市场，并尽快明确其纳入的时间节点及碳配额分配原则。同时提出，碳交易产品和交易方式的多样化有利于提升市场活跃度，进而加快全国碳市场的市场化进程。建议在现阶段全国碳市场现货交易的基础上，借鉴国际碳市场经验，进一步增加如碳远期、碳期权、碳期货等碳金融产品种类，并引入远期交易、展期交易、掉期交易等更多交易方式。
此外，应鼓励民间市场主体参与碳市场。开放非控排企业、机构及个人进入碳市场，并降低其入市门槛，通过市场化机制增强碳市场的覆盖面和活跃度。同时，尽快重启CCER市场，加快落实自愿减排市场建设。根据不同类别新能源项目的市场存量，项目开发的额外性，甄选出一批符合碳市场交易需求、能稳定推进碳市场有序发展的自愿减排项目，并支持开发对应的方法学工具，积极推进新能源行业参与到碳市场中。
二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）是应对全球气候变化的关键技术之一，是实现“双碳”目标的重要路径，但在缺乏方法学和交易机制的情况下，其项目经济性难以实现，大规模商业化应用面临挑战。
为此，建议将CCUS项目尽快纳入我国自愿减排机制。重启并打造全国统一的CCER市场，让更多碳减排项目参与碳市场，同时完善相关配套机制，充分激发企业开展自愿减排项目的积极性、主动性、创造性，降低控排企业碳市场的履约成本。同时，建议研究并发布CCUS方法学，从国家层面组织开展CCUS方法学研究，或对企业开展的方法学研究进行认定并尽快发布，推动CCUS项目获得碳减排量，提升项目经济性，推动CCUS项目规模化效益化发展。此外，还建议，参考国际经验出台支持政策，加快完善CCUS行业规范、制度法规框架体系以及技术规范，出台CCUS量化核证国家标准，并参考国际经验，探索制定面向碳中和目标的CCUS税收优惠和补贴激励等支持政策。
在“双碳”目标下，碳足迹的核算和评价对碳减排有着重要指导意义。我国目前尚未建立系统的行业碳足迹数据库，而开展产品碳足迹评价是减少碳排放行为的重要基础，能够帮助企业辨识产品生命周期中主要温室气体排放过程，制定有效碳减排方案。对此，建议：
一是发挥云计算和大数据优势，加强数字化协同管理。碳足迹核算和评价涉及石化产品全过程，数据分布广泛，各个环节数据算法各异，计算复杂，对结果及时性以及计算性能提出了高要求。建议基于目前原油勘探开发、原油运输、物料进出厂、物料加工、能源消耗、辅助生产、三剂消耗、产品销售等环节已有的数字化基础，通过市场激励和政策引导，发挥云计算和大数据优势，加强各产业链数字化协同管理，进一步完善碳足迹核算和评价工作。
二是建立石化行业动态碳足迹数据库。基于现有的石油化工产品碳足迹核算和评价技术标准、方法学研究，结合石油化工行业主数据、业务流程等标准化成果，快速形成石化行业的碳足迹行业数据库，并形成标准，推广认证，逐步形成主要产品碳标签，实现产品碳足迹对标管理、动态管理。
三是采用碳足迹动态数据库支撑石化行业的基准线法碳配额。“十四五”期间，石化行业大概率将被纳入全国碳市场，配额分配问题将是其中的关键，与“鞭打快牛”的历史法相比，基准线法将大大提高公平程度，可以实现对减排控排企业的鼓励与支持，能够更好地促进行业的低碳发展。然而，基准线法对相关数据要求很高，只有使用动态的碳足迹数据库，才能准确地确立行业基准并确保配额公平分配。
四是探索工业互联网标识解析和碳标签的应用结合。目前，工业企业正在积极开展应用探索，供应链管理和产品质量追溯初见成效，工业互联网标识解析方法和技术所具备的跨地域、跨企业、跨流程，端到端全生命周期管理优势，恰恰契合石油化工产品碳足迹贯穿上中下游企业的油气开发、炼化生产、产品销售的全过程数据收集、查询和标识的需求，并最终通过标识生成碳标签，形成对产品碳足迹的追溯。
五是政府加大碳标签技术支持和财政补贴。目前，许多企业还不具备测度产品碳标签的完备技术，商品加注碳标签的额外成本将给企业带来压力。在碳标签施行初期，政府可以考虑提供一定的技术支持和财政补贴，在全国范围统一碳足迹标签的测算标准，为消费者提供准确有效的参考依据。
2023年《政府工作报告》在“过去一年和五年工作回顾”中提出，“发挥煤炭主体能源作用，增加煤炭先进产能，加大对发电供热企业支持力度，保障能源正常供应”；在“对今年政府工作的建议”中提出，“推进能源清洁高效利用和技术研发”。
一是走好煤炭清洁高效利用之路。构建清洁能源生产、储备、转换与生态工程固碳于一体的产—储—固智慧新型负碳绿色能源供应体系。
二是走好煤炭与新能源耦合发展之路。开发具有深度感知、执行、管控功能智能装备，实现煤及共伴生资源的精准协同开采，推进煤炭与风、光、水、氢等能源的多能互补，协同增效，促进可再生能源的安全消纳。
三是走好煤炭行业绿色矿山建设之路。针对开采损伤—生态修复—保育管护全周期，开展煤矿区碳汇体系以及计量方法研究，提升碳汇和损失防控能力。开展矿区低碳综合整治关键技术以及基于煤基固废耦合多源固废的生态修复和土壤改良产品研发，研发高潜水位煤矿生态开发碳减排与固定协同增效关键技术。
近年来，由于受煤炭需求大幅增加和矿区自身发展规律等影响，矿区煤炭资源开发强度不断加大，煤矿资源逐渐枯竭，产能接续面临困难。为此，建议：
一要加大煤炭资源评价和资源勘探工作力度。做好煤炭地质普查，积极开展煤炭精查，加快增加煤炭资源储量，规划建设新的大型煤炭矿区，提高煤炭资源支撑保障能力。把安全生产置于首要位置，加强煤炭地质灾害防范。
二要在煤炭资源配置上向大型煤炭矿区倾斜。在总量控制和确保能源安全的前提下，优先核增大型煤炭矿区产能项目，优先核准煤炭资源接续的新建煤矿项目，增强大型煤炭矿区稳产增产潜力。在煤炭资源配置上，支持大型企业在资源富集矿区建设大型现代化煤矿和安全高效煤矿，优化煤矿项目证照办理手续。
三要积极推动深部煤炭安全开采与环境保护实现高水平科技自立自强。支持在深部煤炭安全开采与环境保护领域具有领先创新能力的国家级科研平台，开展多场耦合致灾机理、煤与瓦斯共采理论等基础研究，打造深部煤炭安全开采与环境保护国家战略科技力量。
煤炭在我国能源安全中“压舱石”地位短时间不会改变，安全始终是煤炭生产的底线，只有实现煤炭开采安全，才能保障能源保供安全。
新能源要替代化石能源尚需时日，为此应高度重视煤炭在新型能源体系建设中的作用，要立足我国能源资源禀赋，实现煤炭等传统能源与新能源、可再生能源互为支撑、互相补充、互相促进。
俄乌冲突爆发后，全球能源正常贸易受阻，国际能源供应格局深刻调整，能源供应紧张局势加剧，世界各国通过提高能源供应多元化水平、加强能源基础设施互联互通、发展可再生能源等政策措施，维护本国能源安全。从我国的国情看，煤炭占我国已探明化石能源资源总量的97%左右，是资源最丰富的能源。在相当长的时期内，煤炭仍是我国能源安全的核心支撑。建设新型能源体系，应立足我国能源资源禀赋，促进煤炭等传统能源的清洁高效利用，促进煤炭等传统能源与新能源、可再生能源协同发展，推动煤炭与清洁能源技术、产业与模式的有机融合。因此，建议：
首先，应进一步加强对中长期煤炭供需形势的研判。立足新发展阶段，根据“双碳”目标要求、我国能源资源的禀赋特点、能源结构调整方向，遵循市场规律和自然规律，开展煤炭供需形势研究，把握中长期煤炭资源供求趋势、区域分布、结构特征，科学确定煤炭资源开发节奏，完善煤炭市场长效机制，维护市场供需平衡，提高全国煤炭供应质量和效率。
其次，应发挥好煤炭资源优势，加强能源系统一体化整合。强化系统理念、整体观念，坚决避免自行建设、重复建设、标准各异、数据难以共享的弊端，加强煤炭的清洁高效利用，发挥好煤炭资源的优势，运用先进科学技术和系统工程方法，把煤炭、石油、天然气、新能源等各个子系统、分系统整合一个紧密结合的有机整体，统一规划、统一建设、协调运行，实现“1+1>
2”的效应。
再次，建立国家新型能源体系建设部际协调机制，协调解决相关重大问题。新型能源体系是一项复杂的系统工程，涉及煤炭、石油、天然气、新能源及相关行业、国家相关部门、地方政府、科研机构和大型企业。需要建立部际协调机制，通过跨专业、跨领域的深度融合，在产业政策、规划布局、技术研发、市场准入、投资管理、节能环保等多方面，协调解决发展中出现的重大问题，推动相关工作落到实处。
最后，应尽快出台政策支持和鼓励新能源发电与煤电的供电组合。煤电与新能源联营最终的目标是促进新型电力系统建设，关键是有效解决安全、清洁、经济的阶段性不平衡问题。比如煤电开发的集中式新能源项目，以煤电厂为投资主体，以改造后的调峰裕度为条件获取新能源开发建设指标。新能源与煤电在同一出线时可以实现出力的平衡互济，但非物理连接性项目，仅能实现经济效益的互补。
目前具有物理连接性的项目主要形式为利用煤电厂厂区大规模的空余用地，增建集中式光伏，并入煤电厂升压站，同一出线送出。未来应鼓励煤企布局新能源发电，如风电项目和光伏项目的融合开发，包括露天的煤矿、采煤沉陷区建风电厂、煤炭塌陷区的“渔光互补”光伏电站等绿电项目。
近年来，一些地区煤炭老矿井积极抢抓国家推进供给侧结构性改革机遇，加快产业结构调整和转型升级，走出了一条新时代煤炭老矿区转型发展的新路。但还有部分地区的一些老煤企、老矿井，面临设备、技术、人才、资金、环境等制约，后续发展乏力。对此，建议：
一要研究制定支持煤炭老矿井转型发展的配套政策。研究化解老煤炭企业金融债务、政策性破产、统筹就业补助资金等政策措施，多渠道解决企业转型发展和职工安置的资金缺口。研究政策免除或减免关闭煤矿银行贷款本息，在混合所有制改革、企业发行股票和公司上市、老矿井改造搬迁、煤化电热一体化示范项目建设、中央财政特殊转移支付支持、解决企业社会保险历史欠账等方面给予重点支持。
二要支持优势企业与老矿井老煤炭企业兼并重组。鼓励新建重大项目、新兴项目向老煤炭企业倾斜，推动煤炭上下游产业一体化发展，培育发展新兴产业和新能源产业。
三要给予老矿井老煤炭企业税费优惠支持措施。允许企业转型发展项目减免增值税、企业所得税；对于利用企业所属煤矿工业广场、已征用或租用的土地上建设的转型发展项目，给予免交土地税费等政策支持。
四要鼓励老矿井老煤炭企业组建生产性服务项目公司。提供更多岗位安置煤炭职工；鼓励老煤炭企业与大型企业联合参与国际合作，到“一带一路”沿线国家开展产能合作和工程承包。
2023年《政府工作报告》在“对今年政府工作的建议”中提出，“加强重要能源、矿产资源国内勘探开发和增储上产”。
油气是战略资源，关乎国计民生和国家安全，保障油气供应责任重大。近年来，由于主力油田进入开发后期及资源劣质化，我国油气稳产增产难度日益增大。为此，建议：
一是深化优化油气矿业权管理改革，进一步筑牢油气行业资源基础。建议进一步完善油气矿权区块竞争性出让方式，参考国际通行方式，增加“技术标”权重，更加注重企业资质、综合技术能力水平；加大对承担油气保供主体责任企业的支持力度，构建以承担能源保供主体责任公司为主、其他资本为辅的出让体系。
二是加大油气生产财税支持力度，助力油气行业增加供给。加大对低品位和难动用资源的财税优惠力度，减征和免征资源税、增值税先征后退等。减免老油田“尾矿”资源税、减免增值税等，出台尾矿开发补贴政策等。中长期继续延续页岩气资源税减免优惠和财政补贴，同时加大页岩气资源调查评价资金投入和勘探开发技术研究支持力度。出台页岩油支持政策。
三是灵活运用国家储备，推进储备的及时建设和高效运营。建议以储备应急保障为前提，更加灵活地运用储备，让运营主体实现一定的盈利，回补储备建设和运维成本，形成“以油养油”的良性发展机制。
2019年12月31日，自然资源部发布《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》（下称《意见》），将探矿权首次登记期限从三年延长至五年，每次延续时间从两年延长至五年；探矿权申请延续登记时扣减首设勘查许可证载明面积的25%。《意见》自2020年5月1日开始实施，试行三年。这意味着到2025-2027年，中国海域油气探矿权面积将缩减为现矿权面积的75%；此后，每次探矿权到期延续登记，仍将继续缩减。近年来，海洋油气产量成为国内增产的主力。国家能源局数据显示，2022年中国海洋原油产量约5800万吨，增量占全国增产总量的60%以上。《意见》主要目的是为防止探矿权人不按照批准的实施方案勘查，鼓励探矿权人积极进行勘查投入。BOB体育官方网站但油气勘探是周期较长的持续性工作，五年探矿权有效期不足以支撑一个新区进行地震资料采集部署、详细资源勘查等工作，不利于充分挖掘油气资源。此外，海域的探矿权有其特殊性，部分海域勘探开发作业范围有限，如继续缩减，将制约油气勘探开发进程。
因此建议，在中国渤海、东海、南海北部等油气资源富集海域，有针对性设立国家油气资源保障基地，不受矿权持有期限制，匹配设置中长期储产量规划目标，持续研究和投入，为油气储产量增长提供矿权保障。针对海域特殊性，建议将渤海、东海、南海北部等油气勘探开发作业受限的海域，尤其多年无法实施有效作业的地区设置为“特殊海域”，享有探矿权延续登记不缩减的保护政策，可长期持有，并享有探矿权费用优惠。此外，建议，允许油气矿业权人在采矿权内开展立体勘探；探矿权管理要与国家油气发展规划方案密切结合等。
2023年《政府工作报告》在“过去一年和五年工作回顾”中提出，“推动高端装备、生物医药、光电子信息、新能源汽车、光伏、风电等新兴产业加快发展”。
近年来，相关部门、各地区和企业积极规划建设清洁能源基地，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地，对保障我国能源安全、推进绿色低碳转型起到重要作用。
为此，建议对参与风沙源地光伏治沙等项目的企业，在沙化土地流转、税收减免等方面给予政策支持。国家电投在产业布局、开发模式及技术研发上具有先发优势，下一步将继续开展清洁能源基地建设，牵头开展技术、产业、金融等方面的国际合作。
随着光伏装机规模大幅增长，作为光伏产业的核心原材料，硅能源产业同步快速发展。2022年，国内高纯晶硅总供应量达90万吨左右，其中国产81万吨，进口9万吨。2023年，国内总产量预计将达到150万吨左右，其用电需求也将同步增长。按生产1千克高纯晶硅用电60千瓦时计算，全年用电需求总量将达900亿千瓦时左右。150万吨高纯晶硅可生产600GW光伏发电系统，年发电量高达7800亿千瓦时，系统可以稳定运行25年以上，整个生命周期回报的电力是投入的50倍以上，是典型的“小能源”换“大能源”产业，硅能源产业是保障国家能源安全、推动能源革命的重要支撑。
然而，目前，晶硅光伏产业的主要聚集区都存在着不同程度的用电需求无法保障、季节性限电限产问题，客观上对硅能源产业发展造成了一定制约和影响。2022年，受夏季高温天气影响，国内多地出现电力短缺，山东、四川、浙江、安徽、江苏、云南等省份均出现季节性限电限产，导致硅能源等绿色高载能产业在需求旺季被迫降低负荷运行，对晶硅光伏产品的按时供给和交付带来一定影响。
为促进硅能源产业持续健康发展，建议在工业领域优先保障硅能源生产企业用电需求。在保障民生用电的基础上，明确不将硅能源企业纳入有序用电范围，支持硅能源产业最大程度发挥产能，有效保障光伏产业链、供应链稳定安全，支撑光伏产业稳健快速发展。
同时建议，将硅能源产业的原料及产业链各环节生产能耗不纳入能耗总量考核。当前我国出现的电力短缺问题，其根本原因是化石能源不断退出，可再生能源发展速度未能跟上所致。建议加快硅能源产业发展，进一步强化硅能源产业的能源正向回报属性，持续释放先进产能。同时，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放“双控”转变。
此外，还建议提高硅能源产业零碳、低碳能源自给率。建议允许其自建光伏、风能电站，配套完善相应体制机制、政策措施，优惠减免过网费，实现自发自用，既满足增量用能需求，又不增加碳排放。同时，鼓励光伏、风电、水电等绿电优先保障供给硅能源生产企业，真正实现绿色能源生产绿色能源的零碳循环。
中国正加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点大型风电光伏基地项目建设。在进一步促进先进光伏技术产品应用方面，建议在风光基地项目建设过程中倡导先进技术占据一定比例，留存10%的空间作为创新技术竞争配置要求，通过加强先进技术应用，引导光伏行业高质量发展。同时建议风光基地项目进行混改，优化商业模式，通过1+N模式，明确民营企业的参与比例，吸引更多民营企业参与风光基地竞选，激活市场活力。
因户用光伏对农村经济发展、美丽乡村建设、共富模式探索意义重大，国家正大力推进户用光伏产业发展。但部分地方受变压器限容、整县推进政策执行出现偏差、备案并网流程复杂等因素影响，户用光伏行业持续、健康发展受到制约，不利于“双碳”目标实现。因此建议，鼓励社会资本参与加快农网升级改造进程，在试点县（市、区）开展台区变压器扩容、增容、升压改造。呼吁不应以开展整县试点为由，暂停、暂缓户用光伏项目备案、电网接入等工作。此外，建议进一步优化户用光伏的备案、并网流程及要求，明确户用光伏的各类业务模式均以自然人名义备案、并网，统一电网接入要求，简化业主电站建设流程。在户用光伏行业发展过程中，应鼓励国央企与民企强化深度合作，共同联合开发。同时出台户用光伏的准入门槛、建设标准、运营资质等规范要求，保障户用光伏产业的健康发展。
目前全球光伏产能集中在中国及东南亚，主要应用市场如欧美等国本土化制造诉求强烈。为规避贸易壁垒风险增加，中国光伏企业需要逐步构建其海外建厂等全球化能力，以获得更大市场空间。全球化是中国制造的战略发展方向，对此建议中国光伏企业要加快完善全球产业布局，从输出产品转变为输出工业能力，推动供应链的全球化和海外的本土化经营，实现经营规模增长。此外，光伏企业要适应全球能源市场需求，需要具备国际视野且有着深厚的全球化市场能力、供应链与工业4.0制造方式的积淀。
我国全面实施新能源战略及碳达峰碳中和战略以来，BOB体育官方网站受新能源汽车增长及能源结构革命的带动，新能源锂电池产业高速发展。但是，随着产业结构、规模、资源匹配等情况变化，发展性问题随之而来。目前我国新能源锂电池产业面临三方面主要风险：供应链安全风险、产能无序扩张可能引发的相关风险，以及新能源锂电池产品标准化程度不高带来的行业资源沉没和浪费风险。我国新能源锂电池产业仍在培育发展过程中。就如何推动这一产业实现高质量发展，建议：
一是围绕锂、镍、钴等关键资源，规划建立国家储备，组织拥有关键资源和主业职责的矿产、材料、电池企业，加强全球资源开发布局和渠道建设；探索建立调控机制，通过价、量调节平衡市场，引导关键资源价格稳定在合理区间，确保产业链供应链安全。
二是由相关部门牵头，针对新能源锂电池材料、设备、电池及整车、储能等产能投入，进一步加强总体规划，建立需、技、产、销预判及联动联调机制。鼓励以战略合作、资本互投等方式，加强企业间的产能精准绑定。对产能规划中的技术级别、制造能力、产品质量等加强指导、明确标准，提升新建产能的科技水平和技术质量，避免低质低效产能过剩。
三是由相关部门牵头，组织主要产业企业、协会机构等共同协作，进一步强化对电池、电池系统等相关产品的外观（尺寸等）标准化和配装标准化政策的制定推行，加快统一相关标准。
2023年《政府工作报告》在“过去一年和五年工作回顾”中提出，“一些关键核心技术攻关取得新突破，载人航天、探月探火、深海深地探测、超级计算机、卫星导航、量子信息、核电技术、大飞机制造、人工智能、生物医药等领域创新成果不断涌现”。
我国现有在运在建核电机组76台，装机8100万千瓦，位列全球第二，但发电装机和发电量占比仍较小，分别为2.2%和5%，尤其是发电量占比，不及世界平均水平的二分之一、发达国家的三分之一。
在“双碳”战略大背景下，我国无法再大规模新增化石燃料进行发电，在风电、太阳能等新能源占比日益提高的电力系统中，需要核电作为“稳定电源”，与新能源形成互补，发挥基础支撑作用。
作为高效能源，能量密度高、无间歇性、受自然条件约束少，核电具有稳定供应能力，是增强能源安全的重要选项。在迎峰度夏、迎峰度冬的用电高峰时段，核电可以充分发挥其稳定可靠、适宜承担电网基本负荷的比较优势。
目前我国能源发展面临区域性供需矛盾。华中地区经济快速发展，能源资源禀赋不足，碳减排压力大，电力供需矛盾突出，需要核电保障供应安全，缓解煤炭和电力的远距离输运矛盾，促进能源结构转型。西北地区是新能源大规模集中开发的重点地区，西南地区高度依赖水电，电力系统的波动性大，需要核电作为基础支撑，提升电网可靠性和经济运行水平，保障极端情况下的电力稳定供应。
我国核电已经具备实现更大目标、更高质量发展的扎实基础。为充分发挥核电战略价值和积极作用，建议进一步加大力度，在确保安全前提下，未来十年保持每年核准开工10台以上机组的稳定节奏；建议拓展空间布局，在清洁基荷电力供应保障能力不足、碳排放和污染物排放强度过大的内陆地区，尽早启动核电项目的规划建设工作，力争“十四五”实现核准开工；建议做好核能供暖示范项目经验总结，进一步开展技术经济性和商业模式研究，条件成熟后尽快在北方地区大中城市推广应用，助力新型城镇化建设。
能源是人类实现可持续发展的关键因素之一。而现有的能源形式当中，无论是石化能源还是可再生能源都或多或少存在各自的限制。相比于现阶段人们使用的石化、风电等能源，可控核聚变发电具有诸多优势，首先是燃料丰富，地球储备的石化能源迟早有一天会枯竭，而核聚变的燃料“氘”可以直接从海水当中提取，资源十分丰富。其次是核聚变可以实现无碳排放，也不会产生长寿命的放射性产物，对环境十分友好。第三是可控核聚变发电的原动机和火电等形式的类似，都是“烧开水”的模式，那就意味着可以在一定空间范围内实现大功率电能的稳定输出，不受地域、气候等外界因素的影响。
在我国政府大力支持和科研人员的努力下，我国核聚变技术研究已从跟跑大步跨越到并跑，部分技术甚至实现领跑，2022年新一代“人造太阳”（HL-2M）突破100万安培，创造了国内等离子体运行新纪录。
为加快推进聚变能开发进程，早日实现聚变能技术高水平自立自强、助推“双碳”目标的实现、促进能源新体系构建和保障国家能源安全，应充分发挥我国现有核科技工业体系的作用，强化顶层设计和统筹，有目的有原则引导并调动核工程等相关优势单位积极参与核聚变能开发，有组织有分工地促进相关单位优势互补，协同攻关聚变堆核心关键技术，逐步完善我国聚变能源技术研发工业体系，推进核聚变能研发高质量发展。
为此，建议：强化顶层设计和统筹，通过加强政策、资金、平台等稳定支持，一方面持续强化聚变技术研究，力争尽早全面实现技术领跑；另一方面发挥新型制优势，依托我国完整的核科技工业体系和丰富的核工程经验的优势，强化聚变核工程研究，以核聚变领域的专业院所为核心，充分调动核工程单位、业主单位、制造商、监管部门等各方积极参与，逐步完善聚变能的技术开发体系和工业体系，借鉴和吸纳核电工程设计、建造、运行、项目管理先进经验，加快解决短板与“卡脖子”问题，加速推进核聚变能开发全面迈入工程技术的研发与验证阶段，积极抢占聚变能研发制高点。
高温气冷堆具有固有安全性高、蒸汽参数高、可高温热解制氢等优势，可为多产业提供工业蒸汽、氢、电力的能源一体化解决方案。利用核能供热、供汽、供电，是石化行业面临保障稳定供应与清洁低碳转型双重挑战下的优选方案。高温气冷堆与石化耦合可行且必要。
建议优化高温气冷堆项目立项、审批政策，建立国家层面、多部门联动机制，研究编制以高温气冷堆为主力堆型的核能多用途利用专项规划，优化产业配套的高温气冷堆的审批路径和标准，加快高温气冷堆石化耦合与制氢示范项目落地及产业化推广应用。
建议适时在一些清洁能源输出省份启动核能利用。一方面，推动高温气冷堆与该区域的石化、钢铁等高耗能企业耦合发展，加快推动高耗能产业脱碳；另一方面，针对高比例发展风光新能源的省份，以核电作为基荷电源，支撑可再生能源基地的电力输出与消纳。
过去几十年来，核燃料产业为中国核电的发展提供了坚实有力、稳定可靠的保障供应。但随着核电发展的提速，特别是在2022年国家已批复10台核电机组的背景下，核燃料产业也面临更高要求。
铀矿资源是重要的战略矿产和能源资源，是核能发展的物质基础。上一轮找矿突破战略行动中铀矿找矿取得了突出成绩，探索了很多值得推广的成功经验和良好做法，在国家对天然铀需求继续向高位攀升的新形势下，建议后续进一步发挥铀矿专业化队伍的支撑作用，加大铀矿基础地质工作的投入力度。
针对下一步工作，从产业链安全角度来看，一是要尤为关注供需平衡的问题，要加强核燃料产能项目的建设来确保未来核电发展的需要。二是要持续大力推行自主化工作，这不代表我们要排斥其他的合作方，但我们要做到把饭碗牢牢地端在自己手里，手中有粮，心中不慌。只有这样，如果在未来遇到极限打压的情况，我们才能保持自主、稳定、可靠、安全的核燃料供应，这也是我们燃料系统的初心和使命，也是我们的职责所在。
2023年《政府工作报告》在“对今年政府工作的建议”中提出，“加快建设现代化产业体系。强化科技创新对产业发展的支撑。持续开展产业强链补链行动，围绕制造业重点产业链，集中优质资源合力推进关键核心技术攻关”，“加快前沿技术研发和应用推广，促进科技成果转化”。
虽然我国拥有最完整的工业体系，但是“大而不强”“全而不优”的问题仍然突出，产业基础依然薄弱，装备制造业产业链还存在“卡脖子”短板。同时，部分基础材料、关键部件等面临着国产化推广受阻的困境。国内部分企业在采购装备时，指定或者信赖国外产品的情况还较多，在招标文件、合同及技术协议中明确指定采用进口产品，导致国产化应用推广进程受阻。为此，建议：
一是加大装备制造行业关键核心技术攻关支持力度。建议国家有关部门系统梳理装备制造业产业链卡点堵点问题，将装备制造长期依赖进口的核心技术零部件和元器件、关键基础材料原材料等列入“卡脖子”清单，按照“揭榜挂帅”“赛马”等机制，组织实施、压茬推进关键核心技术攻关，指导行业内相关单位开展攻关或者联合攻关，并给予政策和研发资金支持，提升装备制造业产业链自主可控水平。
二是优化关键设备、重要原材料国产化应用环境。建议国家有关部门店 出台政策，对新审批项目的特定设备规定较高比例的国产化率，并以示范项目、首台套项目、政策补贴等多种方式促进项目投资方积极使用优秀的国内产品，从而扩大国内的产业应用规模，加快形成国家集群式产业优势，打造关键设备、重要原材料国产化良好产业生态和应用环境。
三是加强装备制造业国际产业链合作。建议多措并举稳定外贸，引导企业优化国际市场布局，对于我国有优势的领域，比如高铁、新能源电力装备、动力电池等领域，鼓励企业“走出去”，抢占全球向绿色低碳和数字化转型机遇。同时要鼓励相关企业积极参与国际标准的制定，发挥我国市场大、产业化进展快的优势，提升国际标准制定话语权。
对照《政府工作报告》提出的今年发展主要预期目标和工作重点，2023年能源工作任务更为艰巨，每项任务的内涵更为丰富、清晰。下一步，有力有效落实《政府工作报告》提出的建设现代化产业体系、推动发展方式绿色转型等2023年能源工作任务的同时，要清醒认识到当前能源发展面临的新形势、新挑战。
第一，能源安全保障任务依然艰巨。近年来，我国能源自给率保持在80%以上，总体来看，我国能源安全是有保障的。当前，世界百年未有之大变局加速演进，世界进入新的动荡变革期，多种超预期、难预料的因素相互叠加激荡，保障能源安全面临前所未有的挑战和压力。从国际看，在地缘冲突、气候变化、汇率波动等多种因素影响下，国际能源供需形势依然错综复杂，不确定性因素依然较多。从国内看，国内经济恢复发展带动了能源需求的稳定增长，区域性、时段性能源供需矛盾依然存在，极端天气下的能源保供，保证不断电、不停电的任务依然很重。
作为能源的生产和消费的大国，确保能源的安全始终是做好能源工作的首要任务，需要以提高能源供应稳定性和弹性保障“能源的饭碗必须端在自己手里”，防范能源领域“黑天鹅”“灰犀牛”事件。一方面，加快构建富有韧性、坚强可靠的能源供应链，大力增强国内资源的生产保障能力，立足我国能源资源禀赋，进一步强化能源的战略储备。另一方面，不断推进能源资源进口多元化，更好利用国内国际两个市场、两种资源，实现开放条件下的能源安全。
第二，能源绿色低碳转型将持续推进。加快能源绿色低碳发展，既是保障能源安全、破解资源环境约束的需要，又是建设美丽中国、实现可持续发展的要求，也是促进经济结构升级、催生发展新动能的途径。党的二十大报告提出，推动能源清洁低碳高效利用。《政府工作报告》也要求，推动发展方式绿色转型，统筹能源安全稳定供应和绿色低碳发展，BOB体育官方网站科学有序推进碳达峰碳中和。《“十四五”现代能源体系规划》提出，非化石能源消费比重在2030年达到25%的基础上进一步大幅提高，可再生能源发电成为主体电源，新型电力系统建设取得实质性成效，碳排放总量达峰后稳中有降。
在此背景下，能源绿色低碳转型任务将非常艰巨，未来加强能源消费和生产协同转型是关键。这涉及推动构建以清洁低碳能源为主体的能源供应体系、大力推进化石能源清洁开发利用、加强终端用能的清洁替代等方面。既包括在供应侧采取风电、太阳能等新能源发电措施，也包括在消费侧采取电能、氢能、太阳能直接利用、地热能直接利用、生物质能直接利用等多种手段。与此同时，适应清洁能源比例提高的新形势，新型能源体系成为能源转型的重中之重。
第三，能源基础设施建设将进一步加强。目前我国在加快“十四五”规划的重大项目建成投产，积极拓展有效投资空间。“十四五”期间，我国风电和太阳能发电量将实现翻倍。预计“十四五”期间能源重点领域投资较“十三五”增长20%以上，将为扩大有效投资、促进经济平稳运行提供强劲动力。加强能源基础设施建设有三个重要方向：首先是加大新型电力基础设施建设力度，推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地、西南水电基地以及电力外送通道建设。其次是强化能源安全保供基础设施建设，加快提升网间电力互济能力，增强油气供应能力，完善原油和成品油长输管网体系建设，加快天然气管网建设和互联互通。第三是探索同一市场主体运营多能互补、多能联供区域综合能源系统，使电网企业、燃气供应企业为综合能源服务运营企业提供支持。
第四，能源科技自立自强将加快实现。“双碳”目标下，加快构建新能源供给消纳体系，提升能源产业链现代化水平，创新是重要动力。党的二十大强调，坚持创新在我国现代化建设全局中的核心地位，要求加快实现高水平科技自立自强。《政府工作报告》提出，加快建设现代化产业体系。围绕制造业重点产业链，集中优质资源合力推进关键核心技术攻关。当前及今后一个时期，科技领域竞争将是大国博弈主战场。
新时代新征程，下一步，能源领域需要充分发挥科技创新引领驱动作用，加快完善能源科技创新体系，以高水平能源科技自立自强支撑引领能源高质量发展。集中攻关突破能源领域主要短板技术装备，加快研究快速兴起的前瞻性、颠覆性技术以及新业态、新模式，形成一批能源长板技术新优势。完善政策体系，优化关键设备、重要原材料国产化应用环境。推动创新链和产业链、BOB体育官方网站资金链、人才链深度融合，实现规划、任务、项目、政策、资源、资金一体化融通衔接。推进重大创新平台建设，加强标准体系建设。
