《国家发改委:第一批风光大基地已开工7500万千瓦》

  • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
  • 编译者: guokm
  • 发布时间:2022-01-05
  • 按照党中央、国务院决策部署,国家发展改革委加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点大型风电光伏基地项目建设,推动风电光伏行业健康快速发展,促进碳达峰、碳中和目标实现。

    第一批约1亿千瓦大型风电光伏基地项目建设稳步推进

    国家发展改革委、国家能源局按照统筹规划、突出重点、生态优先、目标导向、保障消纳的原则,明确了第一批约1亿千瓦大型风电光伏基地项目50个。这些项目以风光资源为依托、以区域电网为支撑、以输电通道为牵引、以高效消纳为目标,统筹风光资源禀赋和消纳条件,重点利用沙漠、戈壁、荒漠地区土地资源,通过板上发电、板下种植、治沙改土、资源综合利用等发展模式,实现生态效益、经济效益、减碳效益等多重效益,在促进我国能源绿色低碳转型发展的同时,能够有效带动产业发展、地方经济发展。

    为进一步推动大型风电光伏基地高质量建设,统筹协调各项问题,国家发展改革委、国家能源局牵头建立了工作推进机制,实施按月调度,指导地方能源主管部门和有关中央企业严格按照要求推动基地项目建设。目前,第一批大型风电光伏基地项目已开工约7500万千瓦,其余项目将在2022年一季度开工。

    光伏项目发展备受关注,社会反响热烈

    2021年10月中旬以来,内蒙古、陕西、甘肃、青海、宁夏等地大型风电光伏基地项目陆续开工,新华社、人民日报、央视新闻联播等中央媒体及各有关媒体均第一时间进行了宣传报道,央视新闻频道多次播出相关报道,新华社客户端多篇报道文章阅读量逾百万人次。国内国际有关媒体及新媒体平台持续跟踪报道,同步发布或转载报道信息。行业专家深入分析我国建设大型风电光伏基地项目的深层次意义,向公众阐释我国大力发展可再生能源对实现能源转型的重要作用。

    2021年以来我国可再生能源快速向好发展

    2021年以来,我国风电、光伏装机容量、发电量均较2020年同期大幅增长。截至2021年11月底,全国风电光伏装机容量5.92亿千瓦,同比增长26.8%,稳居全球风电光伏装机容量首位。其中,风电装机容量3.0亿千瓦,同比增长29%;光伏装机容量2.9亿千瓦,同比增长24.1%。2021年1-11月,全国风电光伏合计发电量同比增长34.7%,其中风电累计发电量同比增长40.8%,光伏累计发电量同比增长24.1%。

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    • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2023-12-04
    • 12月1日,国家发改委、国家能源局发布《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法(征求意见稿)》(下称《意见稿》),此次公开征求意见的时间为2023年12月1日至2023年12月31日。 《意见稿》是为加强抽水蓄能行业管理,规范抽水蓄能电站开发建设,促进抽水蓄能高质量发展,而制定的管理办法。抽水蓄能开发建设是立足于规划建设新型能源体系、构建新型电力系统和推进新能源大规模高比例跃升发展。 省级能源主管部门对初步具备技术条件的常规水电站增建混合式抽水蓄能、依托现有水库建设抽水蓄能、废弃矿井再利用建设抽水蓄能,以及中小型抽水蓄能等各类站点资源。 明确项目投资主体,省级能源主管部门指导项目所在地政府相关部门,以市场化方式确定项目投资主体。为主要流域水风光一体化基地、大型风电光伏基地等配套的抽水蓄能项目,在符合相关要求的前提下,支持基地开发主体作为抽水蓄能项目投资主体。项目所在地政府相关部门不得要求强制产业配套等。 抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法 (征求意见稿) 第一章 总 则 第一条【制定目的】为加强抽水蓄能行业管理,规范抽水蓄能电站开发建设,促进抽水蓄能高质量发展,制定本办法。 第二条 【开发建设原则】抽水蓄能开发建设立足于规划建设新型能源体系、构建新型电力系统和推进新能源大规模高比例跃升发展,坚持规划引领、需求导向、合理布局、产业协同、有序发展,确保工程质量和安全,实现高质量发展。 第三条 【加强组织协调】国家发展改革委、国家能源局加强组织管理和统筹协调,制定规划和产业政策等,协调重大事项,建立健全技术标准体系。省级发展改革部门、省级能源主管部门牵头建立本地区推进抽水蓄能发展的工作机制,加强全过程管理。 第二章 资源调查与需求论证 第四条 【开展站点资源调查】省级能源主管部门组织开展本地区抽水蓄能站点资源调查普查工作,选择满足地形地质、水源、生态环境等条件的站点,初步评估站点上下库成库条件、防渗条件、水头和距高比、区域地质条件等。各省应建立省级站点资源库并滚动调整,并可根据实际情况,考虑站点合理布局,加深开展抽水蓄能站点资源研究工作。 第五条 【统筹多种类型站点资源】省级能源主管部门对初步具备技术条件的常规水电站增建混合式抽水蓄能、依托现有水库建设抽水蓄能、废弃矿井再利用建设抽水蓄能,以及中小型抽水蓄能等各类站点资源,因地制宜统筹开展资源调查,统一纳入省级站点资源库。 第六条 【加强站点资源保护】省级能源主管部门加强对本地区资源库内站点的保护,做好与相关规划的衔接。对于区域位置较好、建设条件较优但存在生态环境制约因素的项目,制定优化方案,提出针对性措施。 第七条 【开展需求论证研究】省级能源主管部门会同省级发展改革部门组织电网企业、研究机构等开展本地区抽水蓄能发展需求论证,预测5年期不同规划水平年负荷水平和特性、电源结构、电网网架结构等,统筹各类调节资源,综合考虑规划水平年电力保供、新能源合理利用率、电价承受能力等因素,研究提出本地区抽水蓄能发展需求规模建议。 第八条 【复核需求规模】国家发展改革委、国家能源局组织电网企业、研究机构等开展全国分区域分省抽水蓄能需求规模研究论证,对各省(区、市)抽水蓄能需求规模建议进行协调复核,做好与电力发展规划、可再生能源发展规划等的衔接。经复核的需求规模是抽水蓄能中长期发展规划制定(修订)及项目纳规的基础。 第三章发展规划 第九条 【制定中长期发展规划】国家能源局在国家发展改革委的指导下,制定抽水蓄能中长期发展规划,提出发展目标、主要任务、项目布局、建设时序、保障措施等,指导抽水蓄能发展。中长期发展规划提出的各5年规划期重点实施项目,是各省(区、市)抽水蓄能项目核准的基本依据。 第十条 【提出纳规项目布局】省级能源主管部门在开展站点资源调查的基础上,按照经国家能源局确认的需求规模,统筹规模和布局,组织项目综合比选,提出本地区纳入中长期发展规划项目布局的建议,以及每5年项目安排清单和近5年项目逐年安排清单。 第十一条 【布局优化和衔接平衡】国家能源局组织电网企业、研究机构等开展全国分区域抽水蓄能布局优化,衔接平衡各区域、各省(区、市)项目布局,统筹为电力系统服务和为特定电源服务,统筹产业链平衡等,明确各5年规划期全国分区域分省重点实施项目布局。 第十二条 【修订中长期发展规划】中长期发展规划每5年进行滚动修订。在满足发展需求的前提下,重点对发展目标、任务和项目布局等进行调整。省级能源主管部门对本地区实施中长期发展规划情况进行总结评估,研究发展需求、开展项目优选、提出项目调整建议。国家能源局组织修订中长期发展规划,并可根据实际情况及时组织中长期发展规划项目布局调整。 第十三条 【明确纳规项目要求】纳规项目按照《申请纳入抽水蓄能中长期发展规划重点实施项目技术要求(暂行)》规定,应具备相应的工作深度,并提出初步技术方案。对于与水利工程结合建设的项目,应制定投资分摊和运营成本分摊方案。对于项目装机规模发生变化、且不涉及机组台数变化的重点实施项目,省级能源主管部门年底前上报国家能源局。 第十四条 【规范项目纳规程序】省级能源主管部门申请项目纳规应编制专题报告,提出纳规项目可行性,并附省级自然资源、生态环境、水利、林草等主管部门,以及区域和省级电网企业出具的意见。国家能源局组织评估,征求自然资源部、生态环境部、水利部、国家林草局、电网企业(国家电网有限公司或中国南方电网有限责任公司)等单位意见后纳入规划。 第十五条 【特殊项目纳规附加支持性文件】干旱缺水地区的申请纳规项目,应加强项目水源可行性论证研究,并提供省级水行政主管部门出具的意见;利用已建水库或其他单位新建水库的申请纳规项目,应提供水库主管部门出具的意见。 第十六条 【加强专项工作规划】对于主要流域水风光一体化基地、大型风电光伏基地等配套抽水蓄能开发建设,国家能源局组织省级能源主管部门、研究机构等结合基地规划,开展抽水蓄能站点资源调查、初步论证项目可行性等,按程序纳入中长期发展规划。 第十七条 【建立规划项目退出机制】国家能源局对中长期发展规划内重点实施项目实行动态平衡,保持项目合理规模,确保纳规项目质量。对于已列入重点实施项目、但实施过程中无法按规划时序实施的项目,及时调出规划。 第四章 前期工作 第十八条 【制定规划实施方案】省级能源主管部门落实中长期发展规划,制定本地区实施方案,提出重点实施项目前期工作和核准建设安排、保障措施等,并征求省级价格主管部门意见。 第十九条 【明确项目投资主体】省级能源主管部门指导项目所在地政府相关部门,以市场化方式确定项目投资主体。为主要流域水风光一体化基地、大型风电光伏基地等配套的抽水蓄能项目,在符合相关要求的前提下,支持基地开发主体作为抽水蓄能项目投资主体。项目所在地政府相关部门不得要求强制产业配套等。 第二十条 【制定前期工作方案】对于中长期发展规划内近期实施的项目,省级能源主管部门指导项目单位制定项目前期工作方案,明确项目各阶段工作深度要求及时限,衔接做好移民安置规划审核、项目用地及选址、社会稳定风险评估等工作。 第二十一条 【加强前期工作管理】省级能源主管部门指导项目单位加强项目前期工作,按照国家法律法规规定及规程规范要求,组织开展项目预可行性研究和可行性研究,杜绝人为压缩合理勘测设计周期和压减正常设计程序,确保项目勘测设计质量。 第五章 建设管理 第二十二条 【开展投资咨询评估】抽水蓄能项目原则上先评估、后核准,项目核准机关应委托具有相应实力和工作经验的工程咨询单位独立开展项目投资咨询评估,重点评估项目建设必要性、可行性,从严控制成本和造价,充分论证与电价承受能力的适应性。 第二十三条 【严格项目核准】项目核准机关应制定项目管理办法,明确相关程序和要求。核准时应明确项目为电力系统服务或为特定电源服务,并征求省级价格主管部门意见。对于为其他省(区、市)服务的项目,应与相关省份及电网企业达成一致,并在核准文件中予以明确。不得以委托、下放等方式将项目核准权限交由省级以下核准机关。 第二十四条 【依法依规办理开工手续】项目单位按照法律法规和相关规定要求,办理项目环评、水资源论证及取水许可、用地审批、工程质量监督注册等手续。未取得必须的合规文件前,项目不得开工建设。项目核准机关应加强协调和监督。 第二十五条【加强工程质量和安全】项目单位是抽水蓄能项目安全生产责任主体,履行好全过程质量和安全责任,督促设计、施工、监理等落实工程质量和安全的相关主体责任。省级能源主管部门依据法律法规和规定落实“管行业必须管安全、管业务必须管安全、管生产经营必须管安全”的相关工作,落实各方责任,强化工程质量和安全工作。 第二十六条【加强安全监管】国家能源局负责全国抽水蓄能电站安全生产的综合监督管理,主要包括施工安全监管、工程质量监督管理及运行安全监管。国家能源局派出机构依职责承担所辖区域内抽水蓄能电站安全生产的监督管理。地方各级政府能源主管部门依照法律法规和有关规定,对本行政区域内的抽水蓄能电站安全生产履行地方管理责任。 第二十七条 【做好项目竣工验收和大坝安全备案注册】省级能源主管部门在完成阶段验收和专项验收的基础上,组织抽水蓄能项目竣工验收。项目单位按照《水电站大坝运行安全监督管理规定》要求,及时办理大坝登记备案和注册登记。 第二十八条 【从严控制重大设计变更】对于出现重大设计变更的项目,项目核准机关严格执行相关规定及技术规范,从严审核、严格控制工程投资增加,征求省级价格主管部门意见,按相关规定履行项目核准变更程序。 第二十九条 【保障电网接入】电网企业在电网规划及实施中,做好与抽水蓄能项目建设的衔接对接,配合项目单位做好接入系统方案研究。在项目接入系统设计的基础上,加快并网工程建设,保障项目建成发挥作用。 第六章 运行管理 第三十条 【规范机组转入商运管理】省级能源主管部门督促项目单位抓好项目建设和生产准备工作,规范抽水蓄能机组试运行考核和转入商业运营管理,确保具备条件的机组及时投入商业运营。对于服务特定对象的项目,机组调试前各方应签订服务协议。 第三十一条 【规范调度运行管理】电力调度机构明确抽水蓄能电站涉网技术规范,及时与电站运行管理单位签订调度并网协议。会同电站运行管理单位制定电站运行调度规程,明确调度运行管理要求等,并严格按照调度规程进行调度运行。 第三十二条 【加强调度运行监管】国家能源局派出机构加强抽水蓄能电站调度运行监管,牵头制定电站并网运行管理考核办法,明确调度运行考核指标、标准及相关措施和要求,建立调度运行监管信息通报机制,定期发布电站调度运行监管信息。 第三十三条 【加强调度运行监测】电网企业建立健全抽水蓄能调度运行监测工作机制,按年度形成调度运行报告上报国家发展改革委、国家能源局。对于主要流域水风光一体化基地、大型风电光伏基地等配套的抽水蓄能电站,基地开发主体按年度上报调度运行报告。 第三十四条 【加强行业发展监测】抽水蓄能行业组织和研究机构建立健全统计监测体系,加强前期工作项目、在建项目投资、进度等方面的监测,发布监测报告。研究建立行业指标体系,定期发布产业发展报告。 第七章 附 则 第三十五条 本办法由国家能源局负责解释。 第三十六条 本办法自公布之日起执行,有效期5年。
  • 《涉及制氢、储氢、氢电耦合!国家发改委发布第二批绿色低碳先进技术示范项目的通知!》

    • 来源专题:能源情报网监测服务平台
    • 编译者:郭楷模
    • 发布时间:2024-09-23
    • 9月20日,《国家发展改革委办公厅关于组织申报第二批绿色低碳先进技术示范项目的通知》(以下简称“通知”)发布。 通知明确:启动第二批绿色低碳先进技术示范项目申报工作。各地区报送数量原则上不超过10个,中央企业申报项目由国资委负责汇总报送。 关于氢能领域,通知围绕低成本(离网、可中断负荷)可再生能源制氢示范项目;先进安全低成本氢储存、运输装备研发制造与示范应用项目;氢电耦合示范项目、固体氧化物燃料电池示范项目提出要求。 低成本(离网、可中断负荷)可再生能源制氢示范项目要求:风光等可再生能源并网或离网场景大规模制氢,电解水制氢规模不低于10万千瓦,并适应可再生能源动态特性,下游一体化耦合化工、炼化、冶金、发电等场景,产量调节范围50%—100%,每小时负荷调整率不低于30%。 先进安全低成本氢储存、运输装备研发制造与示范应用项目要求:重点支持“制储输用”氢能一体化示范项目所配套建设的氢能输送管道项目,且氢能应用场景明确并符合国家有关产业政策。支持绿色氢能装备技术实证基地示范项目,涵盖规模化碱性和质子交换膜(PEM)电解槽测试、储氢系统及工艺检测、移动式加注系统评价、氢气品质分析测试等功能。 氢电耦合示范项目要求:发挥氢在可再生能源消纳、电力系统调节等方面作用,氢电耦合系统装机规模超过清洁能源装机的50%,氢能发电、交通等本地消纳率不低于95%。 固体氧化物燃料电池示范项目要求:先进固体氧化物燃料电池示范项目,重点支持具有分布式调峰能力的项目。纳入先进电网和储能示范项目方向。 此外要求,在建项目开工时间应不早于2023年10月,拟建项目预计开工时间应不晚于2025年6月。项目建设周期一般不超过3年。 原文如下: 绿色低碳先进技术示范项目的通知发改办环资〔2024〕759号 国资委办公厅,各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委: 为贯彻落实《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》有关部署,按照《绿色低碳先进技术示范工程实施方案》(发改环资〔2023〕1093号)工作要求,现启动第二批绿色低碳先进技术示范项目申报工作。 一、为指导地方和企业做好申报工作,我委会同有关部门制定了《绿色低碳先进技术示范项目申报要求》(附件1)。申报项目须满足相关申报要求,并规范填写项目申报表(附件2)。 二、请各地区发展改革委会同本地区有关部门组织开展第二批示范项目申报工作,报送数量原则上不超过10个。中央企业申报项目由国资委负责汇总报送。 三、请各地区发展改革委、国资委于2024年10月11日前将推荐项目汇总表(附件3)及各项目申报表报送至国家发展改革委(环资司)。 附件:1.绿色低碳先进技术示范项目申报要求 2.绿色低碳先进技术示范项目申报表 3.推荐项目汇总表 国家发展改革委办公厅 2024年9月11日 附件1 绿色低碳先进技术示范项目申报要求 一、技术要求 为进一步指导地方和企业做好绿色低碳先进技术示范项目申报,对《绿色低碳先进技术示范工程实施方案》(以下简称《实施方案》)中包括的30个具体技术方向提出如下细化要求: 1.大容量、低成本太阳能热发电示范项目:单机规模不低于20万千瓦,储热时长不低于6小时,镜场面积不低于8平米/千瓦。重点支持单机规模30万千瓦及以上项目。 2.高效大容量风电示范项目:陆上单机容量10兆瓦左右,海上单机容量18兆瓦左右。 3.浅层/中深层地热能供暖/制冷及综合利用示范项目:单体规模不低于100万平米。 4.大容量高效地热能发电示范项目:单机规模不低于2万千瓦,年有效利用小时数不低于6000小时。 5.波浪能发电示范项目:单机规模不低于100千瓦,年有效利用小时数不低于1000小时。 6.潮流能发电示范项目:单机规模不低于1000千瓦,年有效利用小时数不低于2000小时。 7.先进核能发电与核能综合利用示范项目:采用新堆型技术的商业项目,核能综合利用示范项目应为用于供热、供汽、海水淡化、核能制氢等综合利用用途(包括与石化等行业耦合发展)的商业核电(能)项目。 8.大型煤电机组耦合生物质和低碳燃料掺烧发电示范项目:重点支持生物质掺烧和绿氨掺烧项目,其中生物质掺烧以农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质燃料为重点,绿氨掺烧主要利用可再生能源富余电力通过电解水制绿氢并合成绿氨,项目煤电机组应具备掺烧10%以上生物质燃料或绿氨能力。 9.新型储能示范项目:重点支持纳入国家新型储能试点示范的项目,支持采用共享模式参与系统运行,在建项目应建设进展良好,建成项目应可为电力系统提供调峰调频等服务。 10.抽水蓄能示范项目:重点支持变速抽水蓄能机组项目。 11.源网荷储一体化和多能互补示范项目:按照《国家发展改革委 国家能源局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》相关要求,支持由各省(区、市)组织实施的“一体化”项目。项目需满足不占用存量公网负荷资源,不降低存量电源参与系统调节能力等技术要求。 12.虚拟电厂示范项目:结合电力保供、新能源发展等需求,运用先进智能化控制技术,通过虚拟电厂对分布式新能源、可控负荷、新型储能等调节资源进行聚合,增强系统调节能力,项目聚合资源规模超过10万千瓦。 13.新能源汽车车网互动示范项目:项目应纳入国家发展改革委、国家能源局等四部门组织的车网互动规模化应用试点,包含车网互动规模化应用城市和车网互动规模化应用双向充放电(V2G)项目,具体技术指标符合相关要求。 14.柔性直流输电示范项目:含特高压直流工程、“背靠背”联网工程、海上风电送出工程等,设计输电容量不低于100万千瓦,接入交流电力系统电压等级500千伏及以上。 15.低成本(离网、可中断负荷)可再生能源制氢示范项目:风光等可再生能源并网或离网场景大规模制氢,电解水制氢规模不低于10万千瓦,并适应可再生能源动态特性,下游一体化耦合化工、炼化、冶金、发电等场景,产量调节范围50%—100%,每小时负荷调整率不低于30%。 16.先进安全低成本氢储存、运输装备研发制造与示范应用项目:重点支持“制储输用”氢能一体化示范项目所配套建设的氢能输送管道项目,且氢能应用场景明确并符合国家有关产业政策。支持绿色氢能装备技术实证基地示范项目,涵盖规模化碱性和质子交换膜(PEM)电解槽测试、储氢系统及工艺检测、移动式加注系统评价、氢气品质分析测试等功能。 17.氢电耦合示范项目:发挥氢在可再生能源消纳、电力系统调节等方面作用,氢电耦合系统装机规模超过清洁能源装机的50%,氢能发电、交通等本地消纳率不低于95%。 18.绿色(低碳、近零碳)数据中心示范项目:重点支持国家算力枢纽节点,统筹数据中心发展需求和新能源资源禀赋,科学整合源荷储资源,通过就近供电、聚合交易、就地消纳的“绿电聚合供应”等模式,提升算力与电力协同运行水平,降低电网保障容量需求,通过绿证交易等方式推动数据中心绿电占比超过80%,可调节能力超过10%。 19.超低能耗、近零能耗民用建筑先进示范项目:重点支持以太阳能地热能等可再生能源利用、供暖供冷高效节约技术示范为建设内容的项目(无供暖供冷地区不列入),项目规模不少于2万平米,其中超低能耗、近零能耗建筑应达到《近零能耗建筑技术标准》(GB51350-2019)等相关行业标准和技术规范,超低能耗、近零能耗建筑面积占比不低于70%。 20.现代公路养护工程绿色化示范项目:重点支持集约节约用材、清洁高效能源及绿色低碳的现代公路养护工程技术,实现旧路面材料零废弃,旧料再生利用率40%以上,施工碳排放减少30%以上,施工能耗降低20%以上。 21.低碳(近零碳)机场建设示范项目:重点支持机场区域微电网建设,采用先进光伏、储能等建设机场区域智能微电网,提高电力柔性负荷,项目建设与实施不得影响飞行安全与航空通信,装机规模不低于100千瓦。 22.低碳(近零碳)港口码头、港区建设示范项目:重点支持达到《绿色港口等级评价指南》五星级绿色港口水平的港口、港区。 23.高速公路服务区超快充充电基础设施建设示范项目:符合国家相关技术标准的高速公路服务区超快充充电站,重点支持国家高速公路网“71118”主通道中重大节假日充电繁忙服务区(包括充电设施时间利用率超过40%的服务区)超快充充电基础设施建设项目。单站充电总功率不低于1000千瓦,超充终端(单枪)最大充电功率不低于360千瓦,支持充电电压不低于800伏特。重点支持光储充一体化项目,光储充一体化项目中电动汽车充电绿电占比不低于50%。采取集成打包方式上报,重点支持覆盖服务区不少于20个、总投资规模不低于2000万元的项目。 24.港口(港区)、物流园区集疏运示范项目:重点支持采取铁路专用线、封闭式皮带廊道、新能源集卡等措施,实现绿色集疏运(通过铁路、水路、新能源汽车和封闭式皮带廊道疏运煤炭、铁矿石等大宗散货)比例大幅提升的项目。 25.绿色智能船舶示范项目:重点支持应用液化天然气(LNG)、甲醇、氢燃料等新能源清洁能源或纯电池动力船舶;或采取空气润滑、风帆、节能附体等能效技术,且节能效率达10%以上;或满足《船舶节能产品使用技术条件及评定方法》(GB/T 27874-2023)确定的技术条件及评定方法的绿色船舶。智能船舶为应用智能航行、智能辅助等智能技术,符合《船舶自主航行试验技术与检验暂行规则》等技术规范有关要求,经船舶检验机构检验合格并取得相应证书的智能船舶。 26.空管新技术和程序研发应用示范项目:在确保民航运行安全的前提下,积极稳妥推进连续爬升/下降、点融合、尾流重分类、MDRS重要天气预报产品等空管新技术,提升空管运行效率和天气预报准确率,支持具有自主知识产权、效率或减排成效可量化的项目。 27.先进液体燃料研发生产应用示范项目:以纤维素、木薯、清洁低碳氢与二氧化碳合成等生产绿色柴油、可持续航空燃料、绿色甲醇、绿氨等绿色清洁液体燃料,建设规模为万吨及以上。 28.可持续航空燃料生产应用示范项目:生产方面,重点支持以废弃油脂为原料、通过自主知识产权的油脂加氢(HEFA)工艺生产炼制可持续航空燃料的项目,工艺出油率应超过40%。掺混加注方面,重点支持以管道装置或管内自循环装置完成可持续航空燃料与传统航油掺混为建设内容的项目,最大程度利用现有设施设备完成可持续航空燃料供应保障,掺混后的航油应符合适航要求,且不同点位取样密度差不得超过3%。应用方面,重点支持在商业航班上使用掺混可持续航空燃料航油的项目,且已连续运营半年以上。 29.低碳(近零碳)产业园区示范项目:一是支持零碳产业园区建设,在具备条件的地区探索绿电直供模式,实现新能源装备和产品“以绿制绿”;二是支持既有产业园区绿色低碳改造,通过建设智能微电网,实现源网荷储协同运行,推动可再生能源就地开发利用,开展用户侧负荷管理,显著降低园区碳排放和电力尖峰负荷,提升园区综合能效。 30.碳捕集利用与封存示范项目:重点支持煤电、石化、化工、钢铁、建材等行业碳捕集利用与封存项目,煤电机组项目年捕集量不低于100万吨,石化、化工、钢铁项目年捕集量不低于30万吨,建材(水泥)行业项目年捕集量不低于30万吨。优先支持配套建设二氧化碳输送管道、进行咸水层地质封存或二氧化碳驱油的全流程项目。 对于《实施方案》中包含、但未列出具体要求的技术方向,项目具备技术先进性和示范性的,亦可申报。 二、新增支持方向及技术要求 近年来,绿色低碳技术创新步伐加快。为更好适应新形势新要求,新增如下技术方向纳入绿色低碳先进技术示范工程支持范围: 1.热电联产解耦改造示范项目:对煤电热电联产机组实施热电解耦改造,提高灵活运行水平,最小技术出力达到30%以下。纳入化石能源清洁高效开发利用示范项目方向。 2.煤电机组耦合新能源“灵活性+低碳化”示范项目:重点支持为风电光伏基地提供调峰的煤电机组,采用“新能源+热泵+熔盐储热”等技术路线,实现机组深度调峰和碳减排。纳入化石能源清洁高效开发利用示范项目方向。 3.超低浓度瓦斯利用示范项目:重点支持对浓度8%以下瓦斯(含风排瓦斯)通过无焰氧化方式发电供热的项目,减少甲烷直接排放,年利用瓦斯量(折纯)100万立方米以上。纳入化石能源清洁高效开发利用示范项目方向。 4.固体氧化物燃料电池示范项目:先进固体氧化物燃料电池示范项目,重点支持具有分布式调峰能力的项目。纳入先进电网和储能示范项目方向。 5.系统友好型新能源电站示范项目:整合源储资源,优化调度机制,应用先进控制技术,升级功率预测系统,实现新能源与配建储能一体化运行、按曲线调控,在负荷高峰时段新能源电站的置信容量不低于装机规模的10%,具有电网主动支撑能力和自我调节能力。纳入先进电网和储能示范项目方向。 6.构网型技术应用示范项目:针对风电、光伏大基地等新能源集中送出需求,以及新能源占比较高的边境、电网末端地区电力保供需求,应用构网型控制技术,提升新能源稳定送出和消纳能力,以及电力保供能力。纳入先进电网和储能示范项目方向。 7.高载能工业负荷灵活用电改造示范项目:具备灵活响应能力的负荷不低于工业用户报装最高用电负荷的20%。纳入工业领域示范项目方向。 8.交通能源融合示范项目:重点支持在公路水路基础设施开发利用光伏、风电等新能源,建设“分布式光伏+储能+微电网”交通能源系统、综合能源补给站等。纳入交通领域示范项目方向。 9.多式联运快速转运换装设备研发与示范应用项目:纳入交通领域示范项目方向。 除上述新增支持方向外,其他项目如符合绿色低碳要求,满足技术水平领先、减排效果突出、示范效果明显等条件,亦可申报。 三、开工时间及建设周期 (一)在建项目开工时间应不早于2023年10月,拟建项目预计开工时间应不晚于2025年6月。 (二)项目建设周期一般不超过3年。 (三)已完工项目不得参与申报。 四、合规性要求 (一)申报项目应符合环境容量、土地规划等准入条件,以及产业政策、产业规划要求。 (二)已开工项目须履行立项程序(核准、备案),以及城乡规划、用地审批、节能审查、环评批复等手续。 (三)未开工项目如未完成相关审批程序,须由当地主管部门出具能够在开工前完成相关手续办理的书面承诺。 五、填写要求 (一)项目申报表(附件2)正文及附件内容请控制在50页以内。 (二)项目申报表“是否为新增支持方向”一栏,若申报项目属于本要求明确列出的9个新增支持方向,应勾选“申报要求列出的新增方向”;若不属于,则应该勾选“其他新增方向”。 (三)若申报项目满足多个细分项目类型,应在项目申报表“是否多种技术融合应用”一栏勾选“是”,并在“具体类型”一栏依次列出,用顿号隔开。 (四)示范工程项目汇总表(附件3)“主要建设内容”参照《绿色低碳先进技术示范项目清单(第一批)》填写,包括:项目类别(如“非化石能源先进示范项目”)+技术路线(项目采用××技术,破解××难题)+建设内容(主要建设××)+建设成效(项目投产后,可××,每年可减少碳排放约××万吨)。