科学布局新型储能项目,研发熔盐储能供热和发电丨四川能源领域碳达峰方案
2023.01.12 来自:
1月11日,四川省发展和改革委员会、四川省能源局发布了《四川省能源领域碳达峰实施方案》。其中提出,加快电网智能化改造,满足分布式电源、储能系统、电动汽车等多元化主体大规模接入需求。结合调峰需求、新能源开发和水利工程水资源再利用,在负荷中心和新能源集中送出地等科学布局抽水蓄能和新型储能项目。落实需求侧管理政策措施,完善市场机制,到2025年省级电网形成年度最大用电负荷3%的需求侧响应能力,到2030年基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。
调峰储能项目。推进大邑、道孚等抽水蓄能项目建设。建成甘孜州高海拔新型储能实证基地、德阳压缩二氧化碳储能示范工程、百兆瓦级全钒液流电池储能电站。建设甘孜州高海拔光储一体化项目、阿坝州共享储能项目、甘孜州供电保障光储项目。推进100MW级盐穴、矿洞压缩空气储能、川西光伏制氢示范项目。
大规模新型储能技术攻关。加强大容量电化学、压缩气体等新型储能技术攻关、示范和产业化应用,研发熔盐储能供热和发电、飞轮储能、高温相变材料储热等关键技术。开展百兆瓦级高原光储电站智能运维技术与应用示范。
氢能技术攻关。研究可再生能源制氢技术。研发可再生能源制氢耦合合成氨工艺技术。推进高压气态储氢、液态储氢、固态储氢等复合储氢系统研究。研制70MPa级制氢加氢智能一体化装备。开展长寿命、低铂载量燃料电池膜电极制备技术攻关。开发百千瓦级到兆瓦级发电模块系统。研究燃料电池冷热电三联供核心技术与系统集成。开展水(风)光氢储一体化实证研究和仿真平台系统开发。
拓展新能源消纳场景。推广综合能源服务、用户侧储能、电动汽车智能充电,探索新能源汽车与电网(V2G)能量互动等新模式。
坚持集中式与分布式并举,在保护生态环境的前提下,大力推进风电、光伏发电开发。重点推动凉山州风电基地和“三州一市”光伏发电基地建设,支持基地规划范围外具备条件的县(市、区)有序发展屋顶分布式光伏和分散式风电。加快打造金沙江上游、金沙江下游、雅砻江、大渡河中上游4个水风光一体化可再生能源综合开发基地,同步推进其他流域水风光多能互补开发。加快智能光伏产业创新升级和特色应用,创新“光伏+”模式,推进光伏发电多元布局。因地制宜推动生物质能综合利用,稳步发展城镇生活垃圾发电。加快推进地热资源勘探开发,探索开展地热发电试点。支持发展可再生能源制氢和工业副产氢,建设成渝“氢走廊”,打造成都“绿氢之都”、攀枝花氢能产业示范城市。到2025年,全省风电、光伏发电装机容量分别达到1000万千瓦、2200万千瓦以上,生物质发电装机容量达到175万千瓦左右;到2030年,全省风电、光伏发电总装机容量达到5000万千瓦左右。
详情如下:
四川省能源领域碳达峰实施方案
为深入贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰、碳中和重大战略决策和省委、省政府部署要求,根据国家发展改革委、国家能源局推动能源绿色低碳转型做好碳达峰工作的实施方案和省委、省政府《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的实施意见》和《四川省碳达峰实施方案》,特制定本方案。
一、总体要求
(一)指导思想。
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面贯彻党的二十大精神,深入贯彻习近平生态文明思想和习近平总书记对四川工作系列重要指示精神,落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略,立足新发展阶段,贯彻新发展理念,服务新发展格局,按照省第十二次党代会对能源工作的决策部署,结合四川能源发展实际,统筹能源安全保障与绿色低碳,妥善处理好发展与减排、整体与局部、长期目标与短期目标、政府与市场的关系,推动能源生产和消费绿色低碳转型,加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系,科学有序推动我省如期实现碳达峰目标。
(二)基本原则。
坚持目标导向、稳妥推进。将碳达峰、碳中和目标任务落实到能源领域的全过程,制订能源领域碳达峰工作“路线图”“施工图”和时间表。统筹发展与安全,坚持“先立后破”,调动各方积极性,压实各方责任,有力有序推进实施。
坚持节约降碳、绿色转型。实施全面节约战略,持续降低能耗强度和碳排放强度,提高投入产出效率。强化能源科技创新能力,加快数字化与智能化升级,提高能源生产与消费互动能力,供需互促推进能源绿色低碳转型。
坚持双轮驱动、两手发力。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,构建公平开放、有效竞争的能源市场体系。更好发挥政府在规划引领、政策扶持和市场监督方面的作用,深化能源领域体制改革,完善能源绿色低碳发展的保障机制。
坚持民生优先、共享发展。坚持以人民为中心的发展思想,持续提升能源普遍服务水平,强化民生领域能源需求保障,推动能源发展成果更多更好惠及广大人民群众,增进民生福祉。
(三)总体目标。
锚定力争2060年前实现碳中和的远景目标,按照力争2030年前碳达峰进行部署安排。
到2025年,清洁低碳、安全高效的能源体系基本建成。水电、风电、太阳能发电总装机容量达到1.38亿千瓦以上,清洁能源装机占比89%左右,非化石能源消费比重提高到41.5%左右,天然气消费比重达到19%,煤炭消费比重持续降低,电能占终端用能比重达到30%,新型电力系统建设稳步推进,能源低碳消费新模式新业态加快发展,为实现碳达峰奠定坚实基础。
到2030年,清洁低碳、安全高效的能源体系进一步巩固。水电、风电、太阳能发电总装机容量达到1.68亿千瓦,非化石能源消费比重达到43.5%左右,天然气消费比重达到21%,煤炭消费比重进一步降低,电能占终端用能比重达到35%,新型电力系统建设取得重要进展,能源领域二氧化碳排放实现达峰。
二、持续推进能源结构调整优化
(四)全面开发水电。统筹水电开发与生态保护,强化规划引导和科学论证,重点推进金沙江、雅砻江、大渡河“三江”水电基地建设,有序推进其他流域大中型水电建设。加快推进金沙江叶巴滩、雅砻江卡拉、大渡河双江口等水电站建设,核准开工金沙江旭龙、雅砻江牙根二级、大渡河丹巴等水电站,配套推进送出线路规划建设。“十四五”“十五五”期间分别新增水电装机容量2500万千瓦、1300万千瓦左右。着力优化水电结构,优先建设季以上调节能力水库电站,到2025年和2030年,全省具有季及以上调节能力的水电装机分别达到4760万千瓦、4900万千瓦,以水电为主的可再生能源体系更加巩固。(省发展改革委、省能源局牵头,自然资源厅、生态环境厅、水利厅、省国资委、四川能源监管办、国网四川省电力公司等按职责分工负责)
(五)大力发展新能源。坚持集中式与分布式并举,在保护生态环境的前提下,大力推进风电、光伏发电开发。重点推动凉山州风电基地和“三州一市”光伏发电基地建设,支持基地规划范围外具备条件的县(市、区)有序发展屋顶分布式光伏和分散式风电。加快打造金沙江上游、金沙江下游、雅砻江、大渡河中上游4个水风光一体化可再生能源综合开发基地,同步推进其他流域水风光多能互补开发。加快智能光伏产业创新升级和特色应用,创新“光伏+”模式,推进光伏发电多元布局。因地制宜推动生物质能综合利用,稳步发展城镇生活垃圾发电。加快推进地热资源勘探开发,探索开展地热发电试点。支持发展可再生能源制氢和工业副产氢,建设成渝“氢走廊”,打造成都“绿氢之都”、攀枝花氢能产业示范城市。到2025年,全省风电、光伏发电装机容量分别达到1000万千瓦、2200万千瓦以上,生物质发电装机容量达到175万千瓦左右;到2030年,全省风电、光伏发电总装机容量达到5000万千瓦左右。(省发展改革委、省能源局牵头,经济和信息化厅、自然资源厅、生态环境厅、住房城乡建设厅、交通运输厅、水利厅、农业农村厅、省国资委、四川能源监管办、国网四川省电力公司等按职责分工负责)
(六)推进非化石能源非电利用。因地制宜推进地热能、空气热能等可再生能源供暖制冷等规模化应用,到2025年,力争累计新增地热能、空气热能应用面积2000万平方米。探索非粮生物天然气和液体燃料替代化石能源路径。(经济和信息化厅、科技厅、自然资源厅、住房城乡建设厅、省能源局等按职责分工负责)
(七)加快建设新型电力系统。适度超前规划建设电网通道,加快推进川渝特高压交流目标网架建设。以水风光一体化可再生能源综合开发基地为重点,推动水风光一体化送出工程建设应用。全面推进四川电网500千伏主网架优化,构建相对独立、互联互济的“立体双环网”主网结构。加强城市电网建设,提高城网负荷转供水平和防灾抗灾能力。巩固农村电网建设,提升乡村电气化水平。鼓励建设以消纳新能源为主的智能微电网,解决偏远地区用电问题。推动交通网与能源网融合发展,探索交通领域源网荷储协同技术。加快电网智能化改造,满足分布式电源、储能系统、电动汽车等多元化主体大规模接入需求。加快天然气应急调峰备用电源建设,到2025年,新增气电装机容量约850万千瓦。结合调峰需求、新能源开发和水利工程水资源再利用,在负荷中心和新能源集中送出地等科学布局抽水蓄能和新型储能项目。落实需求侧管理政策措施,完善市场机制,到2025年省级电网形成年度最大用电负荷3%的需求侧响应能力,到2030年基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。(省发展改革委、省能源局牵头,经济和信息化厅、科技厅、自然资源厅、交通运输厅、水利厅、四川能源监管办、国网四川省电力公司等按职责分工负责)
三、强化能源绿色低碳转型关键技术创新
(八)加强科技攻关。围绕低碳零碳负碳等领域,实施一批前瞻性、战略性前沿科技项目。重点推进化石能源绿色开发和清洁利用、二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)、新型电力系统、氢能、储能、高效光伏、大容量风电、先进核电、可控核聚变、生物质燃料替代、零碳供能等基础前沿技术攻关。持续完善能源装备研发制造体系,提高清洁能源装备自主研制能力。聚焦大容量冲击式水轮发电机组、新型高效低成本光伏发电、超大功率风力发电机组、全球领先高效清洁燃煤发电装备、重型燃气轮机、柔性直流输电技术、非常规油气勘探开发设备、大型压缩/液化天然气成套设备等领域,开展核心材料、核心设备、关键零部件等“卡脖子”工程技术攻关。加强重点领域节能技术创新,开展低功耗存储设备和软件开发、数据中心绿色运营等领域技术攻关。(科技厅牵头,省发展改革委、经济和信息化厅、教育厅、省能源局等按职责分工负责)
(九)推进试点示范。实施节能降碳技术改造示范工程,支持取得突破的关键技术开展产业化应用。加快氢能“制储输用”产业链建设,探索在钢铁、化工、交通运输、建筑等领域规模化应用。研究直流配电网在分布式能源消纳、新能源汽车充电等领域的应用。发展能源大数据服务应用,实现多领域能源大数据集成融合。开展智慧能源试点示范。加强信息技术、CCUS技术与能源融合发展。(科技厅牵头,经济和信息化厅、住房城乡建设厅、交通运输厅、省能源局、国网四川省电力公司、省大数据中心等按职责分工负责)
(十)完善创新体系。加快建设天府永兴实验室、四川省碳中和技术创新中心,培育创建一批重点实验室、工程(技术)研究中心,支持高等院校、能源企业在川设立能源科研机构。鼓励龙头企业联合高校院所整合行业资源牵头组建联合创新体。落实知识产权、金融、税收等相关配套政策,引进优势企业,形成具有较强创新能力和市场竞争力的能源装备产业集群。采取“揭榜挂帅”“赛马”等机制支持企业参与财政资金支持、市场导向明确的绿色技术创新项目。强化企业创新主体地位,鼓励产业链优势企业、高校、科研院所加强合作,加快形成创新型、应用型、技能型的低碳技术人才梯队。不断完善能源技术创新服务体系,推动能源科技领域产学研用融合发展。(科技厅牵头,省委组织部、省发展改革委、经济和信息化厅、教育厅、财政厅、人力资源社会保障厅、省市场监管局、省国资委、省能源局、四川省税务局等按职责分工负责)
四、大力推进能源产业链碳减排
(十一)加强能源企业碳足迹监测。依据国家能源分行业产业链碳足迹核算标准和碳排放计量体系,开展能源企业碳排放总量和强度监测评价管理,建立碳排放台账。做好已纳入国家甲烷排放监测的油气田试点工作,推动一批燃煤电厂纳入国家碳监测评估试点。加强能源项目规划、设计、建设、运行、退役的全过程碳管理。探索开展同行业企业碳排放强度对标试点,推进燃煤燃气发电、油气生产与加工、电网等重点能源企业制定碳减排路线图。(省发展改革委、经济和信息化厅、生态环境厅、省国资委、省市场监管局、省统计局、省能源局、国网四川省电力公司等按职责分工负责)
(十二)推动重点产业领域节能降碳。优化能源生产工艺流程,推广应用安全节能技术和设备。稳妥有序淘汰煤电落后产能,整治和规范企业自备电厂运行。推进煤电机组技术革新,开展节能降碳改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”。支持炼化企业实施绿色、低碳、清洁化技术改造。推动炼化产业由“燃料型”向“燃料化工型”转变和精细化发展。支持油气勘探开发企业通过清洁替代、技术设备升级、零散气回收、CCUS等方式减少生产过程碳排放。加快能源产业链数字化升级,提高能源系统整体效率,力争到2025年,四川电网综合线损率控制在7%以内。油气生产、输送和加工转换环节二氧化碳排放在2030年前实现达峰。(经济和信息化厅、省能源局牵头,科技厅、应急厅、国网四川省电力公司等按职责分工负责)
(十三)提升资源综合利用水平。强化煤炭矿区废弃物资源化利用,推广洁净煤技术应用,积极发展高效洗煤、配煤和型煤综合利用技术。到2025年,煤炭废弃物资源化率、原煤入选率分别达到80%和85%以上;到2030年,煤炭废弃物资源化率、原煤入选率均达到90%以上。持续提高瓦斯抽采利用水平,到2025年,煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用率达到60%;到2030年,煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用率达到70%。加强煤炭和油气开发、转运、储运等环节的余热、余压、冷能等资源回收利用。推进退役动力电池、光伏组件、风电机组叶片等新兴产业废弃物循环利用。探索利用退役火电机组的既有厂址与输变电设施建设储能或风光储设施。(省发展改革委、经济和信息化厅、科技厅、自然资源厅、生态环境厅、应急厅、省能源局、国网四川省电力公司等按职责分工负责)
(十四)开展煤炭矿区和油气田生态环境治理。合理利用采煤沉陷区、关闭退出煤矿、露天矿排土场等发展光伏等清洁能源产业,促进资源枯竭型地区转型发展。积极提升煤矿开采区、油气田林业碳汇能力,促进采区有机融合当地生态文明建设。加强煤炭和油气资源开发项目环境影响评价管理。(自然资源厅、生态环境厅、省能源局等按职责分工负责)
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