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广西丨积极培育氢能产业链 统筹推进基础设施建设

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广西丨积极培育氢能产业链 统筹推进基础设施建设

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2022/09/06 11:35
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2022年9月1日,广西壮族自治区人民政府办公厅印发《广西能源发展“十四五”规划》(以下简称《规划》),氢能方面,《规划》明确: 

 

1)探索氢能等新型能源开发利用:统筹推进氢能基础设施建设,积极探索氢能开发利用。在丙烷脱氢、氯碱、焦化等行业聚集地区发展工业副产氢,优化氢气提纯技术,鼓励就近消纳,降低工业副产氢供给成本。在可再生能源资源条件好、发电成本低、氢能储输用条件较好地区,探索开展可再生能源富余电力制氢。积极推动氢能在工业、交通、储能、分布式发电等领域的多元化应用。

 

2)积极培育氢能产业链:谋划氢能产业发展布局,积极培育绿色低碳氢能制取、储运、加注、应用、燃料电池等各环节产业链,加强核心零部件、关键装备的研发制造和产业化发展。结合新能源汽车产业技术升级,积极发展氢燃料电池系统、加氢站、供氢系统、储氢设施等关键产品,加快玉柴燃氢发动机技术创新成果转换和商业化应用,力争打造全国先进的氢能汽车产业链。

 

3)发挥沿海石油化工产业优势培育工业副产氢,开展钦州石化产业园等工业副产氢开发利用示范。在南宁、梧州等多能互补项目探索开展可再生能源富余电力制氢,探索北部湾海上风电富余电力制氢、核能制氢。在南宁、柳州等市建设一批加氢站。

 

 

 

以下是《规划》节选:

 

第二章  指导思想和主要目标

 

一、指导思想 略
二、基本原则 略
三、发展目标 略
四、发展布局
以服务建设能源强国、构建现代能源体系、推进能源绿色低碳转型、实现碳达峰碳中和国家战略为目标,以西部陆海新通道为纽带,以北部湾国际门户港为支点,围绕共建“一带一路”,高水平推动能源领域全方位开放发展,统筹国家综合能源基地建设,全面打造国家级天然气、石油、煤炭战略储备基地和大型清洁电源基地,完善煤炭油气集疏运体系,畅通能源互联互通通道,深化能源体制机制改革,强化能源绿色合作。“十四五”期间,积极构建西部陆海新通道能源合作走廊、北部湾国际门户港综合能源基地和能源绿色低碳转型三大示范区域的“一走廊一基地三区域”新格局,为建设国家综合能源基地奠定坚实基础。
(一)构建西部陆海新通道能源合作走廊。
全面建设陆海内外联动、双向互济的能源合作通道,促进能源合理布局和转型升级。建设绿色安全电力通道,打造“西电东送”重要通道和清洁能源消纳重要受端,积极推动区外清洁能源基地“送电广西”特高压直流输电通道建设。谋划天然气“南气北输”大通道,布局建设与周边省份互联互通的输气通道,完善沿海输气管道“一张网”,形成多气源互保互供格局。用好“两种资源、两个市场”,提升北部湾国际门户港港口能源集疏运能力,有序扩大海上煤炭油气登陆和“铁海河”运输规模。加快形成立足广西、服务西南中南地区和粤港澳大湾区、融入共建“一带一路”的能源合作走廊,为国家“西电东送”、“南气北输”等战略实施提供支撑。
(二)建设北部湾国际门户港综合能源基地。
依托广西北部湾国际门户港的区位条件和综合资源优势,布局建设北部湾国家级煤炭储备基地、以沿海大型LNG接收站为主的国家级天然气储备基地、以沿海三市为核心的国家级石油储备基地及沿海清洁电源基地,建设南方重要的能源资源储运基地,全面提升区域能源安全保障水平。壮大延伸产业链条,支撑北部湾石化产业等原料用能需求,增强能源产业链供应链安全性稳定性。强化能源战略储备,加强能源储备设施运营管理,更好发挥保障支撑作用。
天然气储备基地。加快建设北海、防城港等沿海LNG接收站大型储气设施,规划布局钦州等LNG接收站,发展LNG冷能综合利用,因地制宜布局地下储气库等储气设施集群,推动北部湾海上油气田天然气登陆联网,谋划南海天然气水合物上岸登陆点,打造南方海上天然气储运枢纽。
石油储备基地。在沿海地区、平陆运河沿线地区、石漠化地区等有序布局中石化北海成品油储备基地等一批大型石油储备设施,谋划布局北部湾海岸海底原油储备及沿海地面原油储备项目,科学开展地下水封石油洞库项目前期工作。
煤炭储备基地。依托沿海大型煤电项目、专业化煤炭码头布局国能广投北海能源基地煤炭储运配送中心、防城港煤炭仓储基地等百万吨级煤炭储运设施,打造北部湾港煤炭储运枢纽,形成布局合理、流通便利的煤炭储备基地。
沿海清洁电源基地。加强核电、抽水蓄能、清洁煤电、天然气发电等保供能力较强的清洁电源布局,逐步建设千万千瓦级海上风电集群,打造若干个百万千瓦级山地风电光伏基地,科学合理配置各类电源和储能设施,推动化石能源与新能源优化组合,形成新能源规模化开发利用示范。
区域能源市场。建设统一开放的区域能源市场,培育大宗能源商品交易市场,发展原油、煤炭、LNG等大宗能源物资集散交易和供应链服务,充分发挥市场储备作用,融入南方区域统一电力市场建设,为综合能源基地能源商品市场化交易提供支撑,服务能源、电力保供稳价。
(三)形成能源绿色低碳转型三大示范区域。
根据资源禀赋及布局,重点形成桂北新能源开发示范区、桂西多能互补示范区和桂中桂东能源创新发展示范区。
桂北新能源开发示范区。在桂林、贺州、柳州等市,以风电等新能源资源集中区域为主,推进新能源规模化集约化开发和市场化消纳,开展集中式储能电站示范建设,推进先进可再生能源发电及综合利用技术示范应用,引领全区新能源高质量发展。
桂西多能互补示范区。在河池、崇左、百色等可再生能源资源丰富区域,统筹水电、风电、光伏发电、火电等多种电源开展多能互补项目示范,加快形成可在全区推广应用的新发展模式。
桂中桂东能源创新发展示范区。在南宁、柳州、来宾、贵港、玉林、梧州等市,加快推进增量配电业务改革试点和天然气大用户市场化交易。优先开展智能电网、园区级源网荷储一体化、综合供能服务站、充换电站、氢能等新业态创新示范,培育综合能源服务和智慧用电模式。打造高可靠性供电示范区,加快南宁市坚强局部电网建设。

 

第三章  主要任务

 

以构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系为目标,围绕推进建设国家综合能源基地战略部署和“一走廊一基地三区域”发展布局,提出能源安全保障、低碳转型、科技创新、产业升级、开放合作、体制改革、服务提升等主要任务。

一、增强能源供应稳定性和安全性

立足自身、补齐短板、多元保障、强化储备,完善产供储销体系,建设和储备一批具备系统托底保供功能的大型可靠电源,全面提升煤炭油气储备能力和能源输送能力,增强风险应对能力。
(一)着力夯实电力供应保障基础。
发挥煤电支撑性和调节性作用。做好电力保供,根据发展需要合理建设先进清洁煤电,加快在建项目投产,确保“十四五”前期新建的5台66万千瓦支撑性煤电机组按期并网。加快推进煤电由主体性电源向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源并重转型。到2025年,确保公用煤电装机规模达到2150万千瓦以上。
安全稳妥发展先进核电。坚持安全为先,稳妥推进先进核电发展,力争“投产一批、开工一批、储备一批、保护一批”核电项目。推进防城港红沙核电二期3、4号机组建成投产。力争“十四五”前期推动防城港红沙核电三期5、6号机组和白龙核电一期1、2号机组核准并开工建设。做好国家规划内其他核电站点的厂址保护,适时启动项目前期工作。稳步开展后续新的核电厂址勘探和普选,待条件成熟时推动纳入国家规划。推动核能在工业供热、海水淡化等领域的综合利用。
提前谋划电力安全保供方案。提前谋划全社会用电量超出预期的替代保供方案,规划储备一批保障电力、热力供应的支撑性电源和促进新能源消纳的调节性电源,结合国家电力供需平衡预警等级发布情况,适时核准、建设。提前谋划广西GDP总量达到5万亿元时支撑经济社会发展的电力供应方案,加快规划储备一批核电、抽水蓄能、应急备用电源、新型储能、调峰气电等项目。
优化完善电网网架结构。加强500千伏主网架建设,推进新江等一批500千伏输变电工程、网架优化完善工程、大型主力电源配套送出工程建设,新建东部500千伏纵向通道,形成更加坚强的“四横两纵”主网架格局。加强重点地区坚强局部电网建设。重点加强负荷密集区域网架结构,建设利华等一批220千伏输变电工程,实现220千伏变电站县域全覆盖,各市基本形成以双环网和双链式结构为主的220千伏骨干网络结构。加强城市配电网建设,建设全面满足乡村振兴、新型城镇化用电需求的城乡配电网,持续扩大110千伏变电站覆盖范围,加快实现乡镇35千伏变电站全覆盖,供电可靠性等相关指标基本达到国内一流水平。
(二)完善煤炭油气产供储销体系。
加强煤炭安全托底保障。建立健全以企业社会责任储备为主体、以各级人民政府储备为补充的煤炭储备机制,鼓励依托大型燃煤火电项目,或在煤炭主要运输通道、主要接卸港口区、重要物流节点、主要消费地区、废弃煤矿场址等重点区域建设煤炭储备项目。完善煤炭运输通道和集疏运体系。加快在防城港、北海、钦州等市建设一批百万吨级煤炭储备基地,到2025年,力争北部湾煤炭储备基地静态储备能力达到1000万吨。建设内陆地区煤炭集散中心,形成沿海与内陆互补、集疏运畅通的煤炭储运体系。持续优化煤炭生产结构,新建崇左红岭煤矿,推进百色、来宾等市具备条件煤矿升级改造或核增产能,增加供给弹性。
提高天然气储备和调节能力。优先依托沿海LNG接收站储气能力履行各方储气责任,加快建设北海、防城港等市的沿海大型储气设施,积极推动钦州LNG接收站等的前期工作,到2025年,力争北部湾LNG储气能力达到15亿立方米。推动实施北部湾海上油气田天然气上岸联网,重点推进涠洲油田伴生天然气等从北部湾港登陆。在内陆临近消费区域和主干输气管线地区因地制宜开展地下储气库先导性试验,适时启动选址前期工作,在平陆运河、西江等具备条件的内河港口开展集约型储气设施建设。完善天然气合同保供机制,保障市场供需平衡,新增天然气量优先保障居民生活需要。有序提高管存调节能力和LNG气化外输调节能力,提升天然气管网保供季调峰水平。支持页岩气等非常规天然气开采利用,推进桂北等页岩气区块试采。
提高石油储备水平。优先依托广西北部湾港口建设大型原油码头、大型储油库,在输油管道干线地区及重要边境城市,有序布局一批10万立方米及以上石油储备项目。在北部湾沿海、石漠化地区等具有独特地质条件的地区,布局建设地下水封石油洞库,积极开展前期工作,做好场址保护。推动企业落实石油储备的社会责任,稳定区内原油供应,提高石油战略储备和商业储备能力。
扩大油气管网覆盖范围。完善油气主干管网、支线管网和互联互通工程,构建布局合理、覆盖广泛、外通内畅、安全高效的现代油气管网。加快推进天然气管网建设,力争全区新建天然气管道里程2600公里,天然气“县县通”覆盖率达到70%。支持“南气北输”通道建设,加快推进广西LNG外输管道桂林支线(柳州—桂林)等输气干线投产。提高油品输送能力和管库联通能力,推进北昆线南宁联通工程等成品油管道工程建设,到2025年,全区成品油管道总里程达到2200公里左右。
(三)全面增强能源安全运行韧性。
加强能源供需监测分析。加强对煤电油气运供需形势的跟踪监测,密切关注市场需求变化及气温、来水情况,强化产运需衔接和保供稳价措施,做好应对极端天气、尖峰负荷等情况的能源保供预案。保障极端情况下最低用能,以及平时经济社会平稳运行、群众日常生活必需等刚性需求。建立健全能源安全供应监测预警机制,建立涵盖能源、应急、气象、水利、地质等部门的极端天气联合应对机制,提高预测预判和灾害防御能力。
维护能源基础设施安全。加强重要能源设施安全防护和保护,完善联防联控机制,重点确保重大电源、枢纽变电站、重要换流站、重要输电通道、大型能源储备项目等设施安全。加强油气管道安全保护,履行管道保护监管职责,盯紧油气管道隐患排查和治理,坚决遏制重大事故灾害发生,健全油气管道保护监测预警体系。全面加强核电安全管理,实行最严格的安全标准和最严格的监管,确保万无一失。加大煤矿安全改造力度,提升煤矿安全保障能力。督促相关企业落实主体责任,强化风险意识,加强风险管控,抓好安全宣传和培训。
强化重点区域电力安全保障。按照“重点保障、局部坚韧、快速恢复”的原则,以首府南宁等中心城市为重点,提升电力应急供应和事故恢复能力,建成南宁市坚强局部电网。合理提高核心区域和重要用户的相关线路、变电站建设标准,优化电网结构,加强事故状态下的电网互济支撑能力。推进应急保障电源建设,鼓励具备条件的重要用户发展分布式电源和微电网,完善用户应急自备电源配置,统筹安排城市黑启动电源和公用应急移动电源建设。
加强安全风险管控和应急管控。持续开展安全运行风险动态评估,加强新能源、新型储能、氢能等重要设施和重点环节维护,加强安全隐患排查,强化各环节安全责任落实。健全油气管道安全、电力安全应急预案和快速响应机制,提高对极端自然灾害、突发事件等安全风险的预防预警、防灾减灾和应急处置能力。推进电力应急体系建设,建立电力安全指挥平台,完善应急设施,健全应急队伍,保障应急经费,开展大面积停电应急演练。强化电力等能源网络安全,加强网络漏洞安全管理,增强关键信息基础设施安全保护能力。

二、积极推动能源绿色低碳转型

坚持生态优先、绿色发展,实施可再生能源替代行动,促进非化石能源高质量跃升发展,加快建设新型电力系统。加大节能降碳力度,持续扩大清洁能源消费,构建清洁高效能源消费体系。
(一)大力发展非化石能源。
加快陆上风电和光伏发电规模化发展。在风能和太阳能资源禀赋较好、建设条件优越、具备规模化开发条件的地区,全面推进陆上风电和光伏发电集中开发。加快推进列入国家规划的大型风电、光伏发电基地建设,积极建设“水风光”、“风光储”等多能互补工程,探索开展“风光火(储)”模式。加快负荷中心及周边地区分散式风电、分布式光伏发电开发,加快实施“千乡万村驭风行动”、“千家万户沐光行动”。积极推动工业园区等屋顶光伏开发利用,开展整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点。推广“光伏+”多元利用,推进光伏发电与农业、交通、建筑、信息产业、环境治理等融合发展。“十四五”期间,全区新增陆上风电并网装机不低于1500万千瓦,新增光伏发电并网装机不低于1300万千瓦。
打造北部湾海上风电基地。规模化、集约化发展海上风电,按照“成熟一批、开发一批”的原则,重点推进北部湾近海海上风电项目开发建设,积极推动深远海海上风电项目示范化开发,统筹规划外送输电通道建设。推动海上风电项目开发与海洋牧场建设、海水制氢、能源岛建设、观光旅游等结合,探索海上风电高质量发展和多元化开发利用新模式。“十四五”期间,全区核准开工海上风电装机750万千瓦,其中力争新增并网装机300万千瓦。
深度开发水电。积极推进大藤峡等在建大中型水利水电项目建设投产,推进红水河干流水电及其他主要河流水电梯级扩机工程,加快开工建设龙滩水电站8、9号机组和八渡水电站等。引导小水电规范发展和合理退出,推进绿色改造和现代化升级。“十四五”期间,确保全区新增水电并网装机110万千瓦,力争达到200万千瓦。
有序推进生物质能多元化利用。因地制宜推进农林生物质热电联产项目建设,鼓励生物质发电向热电联产转型升级。加快构建以发电为主的生活垃圾无害化处理体系,推动生活垃圾日处理需求大于300吨的县域建设集中式生活垃圾焚烧发电项目,探索小规模垃圾热解气化发电试点应用。在农作物种植和畜禽养殖集中区、人口聚集区等区域推动生物天然气示范建设,稳步推进生物液体燃料应用,因地制宜发展农村沼气。“十四五”期间,全区新增生物质发电并网装机100万千瓦。
探索氢能等新型能源开发利用。统筹推进氢能基础设施建设,积极探索氢能开发利用。在丙烷脱氢、氯碱、焦化等行业聚集地区发展工业副产氢,优化氢气提纯技术,鼓励就近消纳,降低工业副产氢供给成本。在可再生能源资源条件好、发电成本低、氢能储输用条件较好地区,探索开展可再生能源富余电力制氢。积极推动氢能在工业、交通、储能、分布式发电等领域的多元化应用。因地制宜开发利用地热能,开发合浦盆地大山角块段等浅层地热资源,探索干热岩开发利用。探索海洋能等新型能源开发利用和创新应用。
(二)积极构建新型电力系统。
推动电力系统形态演进。加快电力系统数字化智能化升级,全面推动新型电力技术应用,开展运行模式和机制创新。推动新能源向集中式与分布式并重转型,电力系统由大基地大网络为主的形态逐步向与智能微电网协调发展转变,电网主动适应大规模集中式新能源和量大面广的分布式能源发展。积极发展分布式智能电网,推动分布式能源与智能电网、智能微电网等多形式融合发展。以用户为中心,加强供需双向互动,推动源网荷储有效衔接。在负荷密集、新能源开发条件较好的工业园区、开发区和增量配电园区,建设一批园区级源网荷储一体化项目,探索电力、热力、天然气等多种能源联合调度机制。
提升电网支撑承载能力。持续完善主干网架结构,增强电网对新能源大规模送出、高可靠接入和大范围配置能力,提升电网动态稳定水平。加快配电网改造升级,持续开展配电网互联互通、智能配电网、主动配电网建设,提高配电网接纳新能源和多元化负荷的承载力和灵活性,促进新能源就地就近开发利用。建设以新能源消纳为主的增量配电网、微电网,实现与主电网兼容互济。建立新型电力调度体系,提升智能调度运行水平,发挥大电网协同互济作用,在确保安全的条件下进一步深化节能调度。
增强电源灵活调节能力。加强新能源发电并网及主动支撑技术应用,提升新能源功率预测能力和控制性能。推进煤电机组灵活性改造“应改尽改”,力争改造后最小发电出力达到额定出力的30%及以下,鼓励供热机组实现全部或部分热电解耦,引导燃煤自备电厂主动调峰。在气源保障能力强、气价可承受、管网建设条件较好、负荷集中区域,因地制宜建设大容量高效天然气调峰发电项目。加快推进已纳入国家规划的20个抽水蓄能电站项目建设,优先满足负荷中心和新能源大规模开发地区调峰需求。完善梯级水电站联合调度机制。“十四五”期间,全区新增天然气调峰发电并网装机80万千瓦以上,力争开工建设抽水蓄能电站装机840万千瓦,推进南宁抽水蓄能电站首台机组投产。
加快新型储能技术推广应用。积极发展电源侧新型储能,推进新能源项目合理配套储能,改善新能源场站出力特性。优化布局电网侧储能,发挥储能消纳新能源、削峰填谷、增强电网稳定性和应急供电等多重作用。积极支持用户侧储能多元化发展,鼓励用户侧储能参与系统调峰调频。拓宽储能应用场景,探索储能聚合利用、共享利用等新模式,在新能源装机比例较高地区开展集中式储能示范应用。支持各类社会资本投资储能建设。“十四五”期间,全区新增集中式新型储能并网装机200万千瓦以上。
提升电力需求侧响应能力。整合分散需求响应资源,引导用户优化储用电模式,有效释放居民、一般工商业用电负荷的弹性。引导大工业负荷参与系统调节,鼓励电解铝、铁合金、多晶硅等电价敏感型高载能负荷改善生产工艺和流程,发挥可中断负荷、可控负荷等功能。探索工业可调节负荷、用户侧储能、电动汽车有序充放电等各类资源聚合的虚拟电厂示范。到2025年,电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%以上。
(三)着力加大节能降碳力度。
完善能耗双控与碳排放控制制度。坚持节能优先,强化能耗强度约束性指标管理,有效增强能源消费总量管理弹性,新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量控制,原料用能不纳入能耗双控考核。科学有序实行用能预算管理,优化双控要素合理配置,切实发挥能效标准指挥棒作用。加强产业布局与能耗双控政策衔接,坚决遏制“两高”项目盲目发展,优先保障居民生活、现代服务业、高技术产业和先进制造业等用能需求。推动能耗双控向碳排放总量和强度双控转变。
大力推动煤炭清洁高效利用。发挥好煤炭在能源供应保障中的基础作用,严格控制钢铁、化工、水泥等主要用煤行业煤炭消费,减少非发电用煤比例。推动煤炭集中使用、清洁利用,积极开展散煤综合治理和燃煤小锅炉整治,加快淘汰35蒸吨/小时以下燃煤锅炉,推广热电联产改造和工业余热余压综合利用。
推动煤电高效清洁转型。推动煤电行业实施节能降碳改造、灵活性改造和供热改造“三改联动”。有序淘汰煤电落后产能,分类处置符合淘汰关停条件和服役期满的煤电机组。新增煤电机组煤耗标准达到国际先进水平,持续推动供电煤耗在300克标准煤/千瓦时以上具备条件的煤电机组开展超低排放和节能升级改造。严格规范燃煤自备电厂运行管理,除国家政策允许的领域外,禁止新(扩)建燃煤自备电厂,引导自备电厂与清洁能源开展替代发电。
推进园区集中供热能力建设。在热负荷集中园区规划建设高效清洁供热热源,加强供热管网等配套基础设施建设,逐步替代分散小热电机组和燃煤供热锅炉,扩大集中供热规模,积极引导用热企业向有集中供热条件的区域发展。规划建设一批背压式热电联产机组,对具备条件的燃煤纯凝发电机组开展供热改造,推动核电机组向工业园区供热,支持新建天然气集中供热设施,鼓励燃煤锅炉改建为燃气锅炉,积极开展生物质集中供热。
提升油气清洁高效利用水平。推进炼化产业转型升级,提升石油化工炼化一体化水平,加快绿色炼厂、智能炼厂建设。提高海上油气平台供能中电力和新能源利用水平,加强涠洲油田伴生天然气综合利用。推广LNG冷能等余能综合利用技术。实施严格的燃油标准,持续提升终端燃油产品能效。在满足安全和质量标准等前提下,鼓励生物燃料乙醇、生物柴油、生物天然气等清洁燃料多元化利用。
(四)持续扩大清洁能源消费。
提升终端用能低碳化电气化水平。加强工业领域清洁能源替代,在冶金、陶瓷、玻璃、水泥等行业推广电锅炉、电窑炉使用,鼓励高效利用可再生能源,稳妥拓展工业“煤改电”、“煤改气”。加快推广电动、氢能、天然气和车用乙醇汽油等清洁能源交通工具,鼓励重载卡车、船舶等使用LNG等清洁燃料。完善充换电、加氢、加气站点布局,开展光、储、充、换相结合的新型充换电场站试点示范,新建充电基础设施8万个,在南宁、柳州等市开展换电站应用试点,鼓励传统加油站、加气站建设油气电氢一体化综合供能服务站,力争新建和改造综合供能服务站600座。完善港口岸电、机场空港陆电等基础设施。持续提升铁路电气化率,有序发展重点城市轨道交通系统。推进和支持既有建筑节能改造,鼓励光伏建筑一体化应用。推进数据中心、第五代移动通信(5G)基站等新型基础设施领域节能和能效提升,推动绿色数据中心建设。
广泛形成绿色生活方式。开展创建节能型机关、绿色家庭、绿色学校、绿色社区和绿色出行等行动。加快推进节能设备应用,推广节能家电、高效照明产品,加强日常节电管理和节能改造。加大清洁能源消费宣传力度,倡导简约适度、绿色低碳生活方式和消费模式,坚决遏制不合理能源消费,推动形成绿色低碳生活的社会风尚。

三、提升能源科技创新应用水平

加快能源领域关键技术、绿色低碳技术应用,着力推进能源基础设施数字化智能化升级,高水平建成绿色智能电网,推进能源领域科技创新补短板。
(一)加快能源系统数字化智能化升级。
推进传统能源基础设施智能化发展。加快信息技术和能源产业融合发展,加强新一代信息技术、人工智能、云计算、区块链、物联网、大数据等新技术在能源领域的推广应用。积极开展电厂、电网、油气管网、油气储备库、煤矿、终端用能等领域设备设施的智能化升级,提高能源系统灵活感知和高效生产运行能力。加快建设绿色智能电网,推动电网数字化智能化转型,持续增强新型电力系统万物互联和全面感知能力,提升电网信息传输承载能力,推进新一代调度自动化系统、配电自动化系统和一体化通信网络建设,支撑一体化大电网监控预警和分析决策。
推进数字能源平台建设。推动电、油、气等各类能源信息上云,推动能源大数据应用。建设完善广西能源安全预警大数据中心、广西电网应急备用调度数据中心、广西海上风电大数据中心、省级充电服务与监督平台等能源大数据平台。建设以电力为核心的智慧能源平台,整合电力生产、输送、消费大数据,提供应用场景和接口,发展相关智能应用。以能源供需衔接和生产服务为重点,鼓励统一规划建设企业级、园区级、城市级平台。
建设综合能源系统。推进多种能源设施系统集成,加强全产业链和工业园区整体能源利用规划与节能设计,建设集供电、供热(冷)、供气于一体的能源梯级利用系统。积极开展节能型智慧楼宇、智慧城市建设。在能源消费服务领域推行合同能源管理等增值服务模式,积极发展综合能源服务市场主体,鼓励建设综合能源管理平台,通过大数据技术辅助用户挖掘节能潜力。
(二)开展智慧能源创新示范。
建成高可靠性智能电网示范区。加快智能变电站、智能配电房等智能电网技术应用,力争新建110千伏智能化变电站180座,重点建设南宁、柳州、桂林等城市智能电网标杆。推进农村现代智能电网建设,重点打造横州、东兴市等国家县城新型城镇化建设示范县农村智能电网示范样板,建成东兰县农村智能电网标杆。加快中国(广西)自由贸易试验区智能电网建设。
实施智慧能源示范工程。以先进技术突破和体制机制创新为支撑,以多能互补的清洁能源基地、源网荷储一体化项目、综合能源服务、智能微电网、虚拟电厂等新模式新业态为依托,开展智能调度、能效管理、负荷智能调控等技术示范。鼓励发电企业建设智慧电厂,推进“智慧风电”、“智慧光伏”建设。推广电力设备状态检修、厂站智能运行、作业机器人替代、大数据辅助决策等技术应用,实现电站数字化与无人化管理。推进百色市东怀煤矿等建成智能化示范煤矿,开展北部湾煤炭储备基地储运装系统智能化示范。
(三)加强先进技术创新应用。
加快先进清洁能源技术应用。加快大型风电机组、深远海域海上风电、新型高效光伏电池等先进清洁发电技术应用。开展海上风电集群大规模送出、柔性电网装备、直流配电网、微电网等先进输电技术应用。开展电网防灾抗损、网络安全、智能监测预警、高危作业替代等新型电力安全技术应用。鼓励压缩空气、液流电池等长时储能技术应用,探索飞轮储能、超级电容储能、钠离子电池等其他储能技术应用。探索小型堆、高温气冷堆等核电技术应用。适度超前部署一批氢能项目,开展氢能“制储输用”全产业链关键技术应用。
推进先进节能降碳技术应用。全面推广先进适用节能减排技术和节能环保标准,加强能源产供储运各环节节能降耗,提升设备能效。提高化石能源清洁高效利用技术水平,加强煤炭智能绿色开采、生态环境保护等技术应用,探索二氧化碳捕集利用与封存、天然气水合物(可燃冰)等化石能源低碳技术创新应用。
开展科技创新示范应用。围绕能源领域关键零部件、软件系统、新材料、新工艺等关键技术开展创新研究和示范应用。依托重大能源工程,加强首台(套)重大技术装备等示范应用,重点在先进可再生能源发电和综合利用、核能综合利用、灵活高效燃煤发电、燃气轮机等关键技术领域开展示范应用。加快推进一批新型储能示范应用。探索发展氢能在可再生能源消纳、工业领域氢能替代,以及氢燃料电池在重型车辆、分布式发电中的示范应用。支持开展以5G技术为基础的新一代电力物联网关键技术及成套设备示范应用。
加强能源科技协同创新能力。建立产学研有机结合、技术与应用相互促进、上下游协同推进的技术创新机制。鼓励驻桂企业联合高等院校、科研院所和行业上下游企业共建研发创新平台,支持引进或建设国家海上风力发电工程技术研究中心(广西分中心)等能源创新平台。

四、培育壮大能源装备产业集群

以发展风电、智能电网、光伏发电、新型储能、氢能等新能源装备制造产业链为重点,提升产业链核心价值,在全区培育差异布局的能源产业集群。到2025年,力争新能源装备产业产值达到500亿元以上。
(一)打造风电装备核心产业基地。
加快构建集风电装备研发设计、关键装备制造、装备配套、总装集成和海上安装施工及全寿命周期运维等全核心要素于一体的产业链,初步形成风电高端装备制造产业集群。在沿海城市和百色市等产业条件较好区域,引进一批大型风电叶片、发电机、齿轮箱、控制系统等关键零部件生产企业,重点建成北部湾海上风电产业园等。支持南宁等高新技术企业聚集区建设风电大数据中心和风电咨询设计研究平台,重点发展风电大数据、咨询、技术研发等服务产业。
(二)打造智能电网装备产业基地。
以智能制造为基础,围绕全区智能电网升级改造、智能微电网建设、轨道交通电气化、新能源接入消纳等需求,着力发展智能电网装备、智能运维等产业。加快打造产业集聚明显、龙头企业集中的智能电网产业园,重点推进柳州等智能电网产业基地建设。加快推进智能电网产业与新能源技术、信息技术、储能技术深度融合,推动智能输变电设备和智能配电产业向成套化、高端化、智能化方向发展,提升智能电网建设所需设备本地化供给能力。
(三)建设光伏发电装备产业集群。
依托柳州、桂林、玉林、百色等市装备制造业聚集优势,积极布局光伏电池组件、光伏逆变器、智能管控运维等产业链环节。依托北部湾沿海港口物流优势和硅产业优势,积极引导光伏产业链各环节配套装备制造企业与北部湾沿海光伏玻璃等生产企业开展合作,健全产业链条。加快形成以上游硅料—光伏玻璃生产,中游电池和辅材加工,下游组件—逆变器—储能设备配套为核心的全产业链,建设先进光伏高端装备制造基地,打造特色鲜明、布局合理、立足广西、面向东盟的光伏产业集群。
(四)建设新型储能装备产业集群。
在南宁、柳州、玉林等市布局新型储能装备产业园区,以新型储能系统成套装备为重点,大力引入国内储能系统设备制造龙头企业,带动高效电池组、电池管理系统、储能变流器和能量管理系统全产业链发展。探索高能量密度电化学储能、压缩空气储能、超级电容电能质量调节系统等装备制造产业发展。
(五)积极培育氢能产业链。
谋划氢能产业发展布局,积极培育绿色低碳氢能制取、储运、加注、应用、燃料电池等各环节产业链,加强核心零部件、关键装备的研发制造和产业化发展。结合新能源汽车产业技术升级,积极发展氢燃料电池系统、加氢站、供氢系统、储氢设施等关键产品,加快玉柴燃氢发动机技术创新成果转换和商业化应用,力争打造全国先进的氢能汽车产业链。

五、积极融入能源开放共赢新格局

坚持本地开发和能源调入并举保障能源安全稳定供应,深化电力、天然气、煤炭合作,力争打造海上天然气枢纽,推进广西与周边省份能源基础设施互联互通。促进能源投资贸易、技术标准、人才等全方位开放合作。
(一)打造海上天然气枢纽。
规划新建LNG专用泊位,建设完善深水航道和接卸码头等基础设施,建成北部湾海上天然气登陆点,推进涠洲油田伴生天然气等从北部湾港登陆,形成海气资源、LNG资源与陆上管道气资源“多气互保”格局。积极参与南海油气和天然气水合物试采,远期建成南海天然气水合物登陆接收基地。到2025年,力争北部湾LNG年周转能力达到1500万吨。
(二)构建能源合作输送大通道。
建设绿色安全电力通道。发挥好“西电东送”直流输电通道作用,持续推进金中直流、昆柳龙直流输电送桂,提高特高压输电通道利用率。加强与青海、甘肃等西北清洁能源资源富集省份电力合作,力争推动青海、甘肃等西北清洁能源基地送电广西输电通道相关工程纳入国家规划。积极引入藏东南清洁能源,力争推动藏东南清洁能源送电粤港澳大湾区输电通道增加广西落点,实现部分清洁电力输送广西。加强与越南等东盟国家电力基础设施互联互通。
建设海上天然气外输通道。统筹沿海LNG接收站配套外输管道建设,推动沿海LNG接收站与已建干线管网互联互通。完善与云南、贵州、湖南、广东等周边省份联络线布局,重点加快新疆煤制气外输管道广西支干线等天然气管道干线建成投产;以百色市为枢纽,加快推进广西LNG外输管道与云南等省际互联互通管道建设;积极开展与湖南、广东等省际互联互通管道前期工作。推进与西南中南地区管网深度融合,形成“南气北输”新格局。
(三)建设区域性能源交易中心。
培育发展能源商品交易平台,为广西综合能源基地多种能源商品市场化交易提供支撑。在大宗煤炭油气交易等领域积极培育形成运营规范、具有较大影响力的交易平台,加快形成集贸易、调度、投融资等于一体的综合性能源商品交易市场。加快推进天然气市场化建设,适时推进广西煤炭交易中心建设。搭建电力市场化平台,加强区域电力资源优化配置。
(四)拓宽能源合作深度广度。
开展能源项目投资贸易合作。用好《区域全面经济伙伴关系协定》(RCEP),推进能源领域贸易投资自由化和便利化。鼓励区内有实力的能源企业及中央驻桂企业,以产能合作和能源工程为重点,积极参与资源富集省份、共建“一带一路”国家新能源、智能电网开发投资和建设运营合作。
深化能源产业链合作。充分发挥“中国—东盟电力合作与发展论坛”等高层次国际电力交流合作和对话平台作用,深入开展能源领域技术标准、管理标准、技术培训等全方位合作,推动能源、装备、港口、物流联动,推动产业链高度协同,强化与粤港澳大湾区、长江经济带等产业链上下游深度对接和分工协作。不断深化可再生能源领域国际合作,推动建立清洁能源合作中心。
推动能源人才交流合作。鼓励能源企业积极与区内外高校、科研机构等开展高层次人才交流合作,依托中国—东盟人才资源开发与合作广西基地和南方电网等中央企业国际合作平台,加强区域能源人才培训和交流。

六、深化能源关键领域改革

深化电力、油气体制机制改革,加快现代能源市场建设,持续深化能源领域“放管服”改革,更多依靠市场机制促进能源绿色低碳转型和提升能源普遍服务水平。
(一)大力推进油气体制改革。
深化油气管网运营机制改革,按照国家“管住中间、放开两头”的总体改革要求,构建油气“一张网”发展新格局,推动形成上游多渠道供应、中游统一集输、下游销售充分竞争的油气市场体系。推进油气管网设施向第三方市场主体公平开放,提高油气集约输送和公平服务能力,压实各方保供责任。在保障安全稳定的基础上,完善城镇燃气管理制度,鼓励城镇燃气企业为已有明确天然气来源的下游用户提供配气服务。加快形成市场化价格机制,减少配气层级,形成主体多元、竞争适度、价格合理、统一开放的天然气交易市场。加快发展储气容量交易市场,研究制定储气容量交易方式、管理模式。有序放开油气开采开发市场,多渠道引入社会资本勘探开发。
(二)持续深化电力体制改革。
深入推进统一电力市场建设。加快构建和完善中长期、现货和辅助服务市场相衔接的电力市场体系,推动构建全区统一电力市场。完善电力中长期交易机制,开展电力现货市场运行,健全调峰、调频、备用等电力辅助服务市场化机制,完善电力辅助服务成本分摊和收益共享机制。全面放开经营性电力用户发用电计划,按照国家部署完善电网企业代理购电机制,有序推动工商业用户直接参与电力市场交易。完善适应电力现货市场的优先发电、优先购电机制。推动热电联产、天然气发电、新能源等发电主体及微电网、储能、负荷聚合商等新兴主体参与市场。推动绿色电力交易与绿色电力证书交易、碳排放权交易的良好衔接。
完善新能源市场化消纳机制。完善以可再生能源电力总量消纳责任权重为导向、多方参与落实的可再生能源电力消纳长效机制。创新有利于非化石能源发电消纳的电力调度和交易机制,推动非化石能源发电有序参与市场交易,以市场化方式拓展消纳空间,试点开展区内及省间绿色电力交易。明确储能独立市场主体地位,建立健全储能支持政策,引导可再生能源通过建设储能和调峰能力多渠道增加并网规模。
持续完善电力价格机制。进一步理顺输配电价结构,完善增量配电网价格形成机制。持续推进上网电价改革,落实燃煤发电、天然气发电、核电等上网电价市场化改革政策,以及风电、光伏发电、抽水蓄能和新型储能价格机制。从有利于节能的角度深化电价改革,完善峰谷分时电价政策,引导用户错峰用电、削峰填谷,落实阶梯电价等绿色电价政策。
持续推进电网体制机制改革。推进地方电网与主电网多形式融合发展,加强电网互联,统一规划、统一规范管理、统一技术标准、统一市场机制,推动地方电网参与全区电力市场化交易,努力实现全区城乡用电“一张网”。推动独立供电区域体制改革。规范电力交易调度机构运营。持续深化电网企业主辅分离、厂网分离改革,支持多元化社会资本投资抽水蓄能电站建设。稳步开展增量配电网建设,深化配售电改革,进一步向社会资本放开售电和增量配电业务,激发存量供电企业活力。
(三)不断提升能源服务水平。
激发能源市场主体活力。放宽能源市场准入,支持各类市场主体依法平等进入负面清单以外的领域。健全分布式电源发展新机制,推动电网公平接入。培育壮大综合能源服务商、电储能企业、负荷集成商等新兴市场主体,破除能源新模式新业态在市场准入、投资运营、参与市场交易等方面存在的体制机制壁垒。创新电力源网荷储一体化和多能互补项目规划建设管理机制,推动项目规划建设实施、运行调节和管理一体化。
加强能源治理和监管。深入推进“放管服”改革,以市场化手段和竞争机制有效防范廉政风险。优化能源市场监管,加大行政执法力度,维护市场主体合法权益,促进市场竞争公平、交易规范和信息公开。强化能源行业监管,保障能源规划、政策和项目有效落地。健全电力安全监管体系,推进理顺监管体制,加强能源项目建设施工和运行安全监管。加强能源行业自然垄断环节监管,强化公平开放、运行调度、服务价格、社会责任等方面的监管。严格落实能源安全责任,督促能源企业落实安全主体责任和安全措施。
持续优化用能营商环境。以公用供能企业为重点,持续优化报装审批流程,精简报装材料,压缩办理时间,推行全程代办、水电气业务报装“一站式服务”、“一网通办”,提高能源服务水平。进一步提升“获得电力”指数,持续压减办电时间、简化办电流程、降低办电成本,大力推进供电“转改直”,稳步减少存量转供电。

七、积极推动乡村能源变革

加快完善农村和边远地区用能基础设施,加强乡村清洁能源保障,开展农村减污降碳行动,满足广大农村地区经济社会发展清洁用能需要,全力支撑乡村振兴战略实施。
(一)完善乡村用能基础设施。
提升农村能源基础设施和公共服务水平,实施农村电网巩固提升工程,持续加强脱贫地区、边远地区等电网薄弱地区电网建设,建设农村现代智能电网,提高农村电力保障水平,全面达到“两率一户”等指标要求。全面推进独立供电区域改革,重点提高工矿厂区、农林区、小水电等自供区电网供电质量。在具备条件的农村地区、边远地区探索建设高可靠性可再生能源微电网。稳妥推进涠洲岛电网跨海联网工程,开展海岛型源网荷储一体化建设。在气源有保障、经济可承受的情况下,有序推动供气设施向农村延伸。支持革命老区重大能源基础设施项目建设。
(二)加强乡村清洁能源保障。
提升农村绿电供应能力,积极推广“农业农村+”可再生能源模式。推动屋顶光伏、农光互补、渔光互补等分布式光伏建设,在光伏资源较好地区开展屋顶分布式光伏整村、整乡、整县推进示范工程,有序发展分散式风电,形成新能源富民产业。开展农村生产生活垃圾、禽畜粪污、农作物秸秆能源化利用,建设农村大型沼气和生物天然气等燃料清洁化工程,进一步提升农村家用小型沼气工程利用水平,实现种养、燃料、有机肥一体化的农村生态循环经济。
(三)开展乡村减污降碳行动。
大幅提高电能在农村能源消费中的比重,加强生物燃气利用。推动农村用能电气化升级,推广农村绿色节能建筑和农用节能技术产品,加快淘汰老旧农业机械,推广农用电动车辆、节能环保农机、节油渔船,发展节能农业大棚,推广使用节能环保灶具。以县域为单位开展绿色低碳发展示范区建设,探索建设“零碳”示范村庄。

 

国家政策

工信部征求智能网联汽车车载人脸识别系统技术要求及试验方法推荐性国标
交通部:推动公路沿线充电基础设施建设 新增公路服务区充电桩3000个
国家能源局:稳步开展氢能试点示范,重点发展可再生能源制氢
国家发改委:聚焦汽车等国家级新区年产值达千亿元产业,支持实施制造业技术改造升级工程
郑州丨到2025年底全市充电基础设施规模力争达到22.7万个
多项氢能项目列入 国家发改委征求绿色低碳先进技术示范项目
国家发改委:提高北京城市副中心充电桩(站)覆盖密度,提升新能源汽车电池续航能力和充换电效率
国务院:持续推进城市公交车电动化替代,支持老旧新能源公交车和动力电池更新换代

地方政策

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