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3月19日,工信部、国家发改委、科技部、公安部、生态环境部、交通部、国家卫生健康委员会、国家市场监督管理总局等八部门联合发布《关于在部分地区开展甲醇汽车应用的指导意见》(下称《指导意见》),提出“坚持因地制宜、积极稳妥、安全可控,在具备应用条件的地区发展甲醇汽车”,加快能源多元化和清洁能源汽车发展。

《指导意见》重点围绕甲醇汽车制造体系建设、甲醇燃料生产及加注体系建设、甲醇汽车标准体系建设、甲醇汽车应用等4方面提出针对性指导政策。这是自2012年工信部启动五省、涵盖10个城市的甲醇汽车试点工作以来,甲醇作为车用清洁燃料的推广应用首次获得国家层面多职能部门广泛共识。业内解读认为,基于前期试点的成功实践探索,在《指导意见》指引下,甲醇汽车将正式进入商业化、产业化发展新阶段。

推广应用具备基础条件

“这次由八部委专门针对甲醇汽车推广应用联合发布指导性政策文件,相关条款基本涵盖了甲醇汽车产业链各环节,从而使各职能部门和地方政府推动甲醇汽车产业化发展变得有法可依。”中国石化联合会醇醚燃料及醇醚清洁汽车专委会秘书长马良对记者说。

甲醇作为车用替代燃料使用,具有低碳、氧含量高、辛烷值高的特性,有利于充分燃烧,可有效提升发动机功率。

据工信部节能与综合利用司相关负责人介绍,我国开展甲醇汽车研发和应用始于上世纪70年代末,截至目前已历经40余年探索实践。特别是自2012年起,工信部会同有关部门在山西、上海、陕西、贵州、甘肃五省市组织开展的甲醇汽车试点工作,对社会关注的甲醇汽车适用性、可靠性、经济性、安全性、环保性等性能进行科学系统验证,为甲醇汽车推广应用奠定了重要基础。

相关材料显示,截至目前,国内已诞生了吉利汽车、陕西重汽、宇通汽车、一汽靖烨等一批拥有甲醇汽车专有技术、具备甲醇汽车自主开发能力的汽车和发动机制造企业,制约甲醇汽车发展的腐蚀性、冷启动、溶胀性等关键技术问题已得到解决。

工信部、国家发改委、科技部组织的联合专家组开展的试点验收结果显示,我国自主研发的甲醇汽车整车技术水平处于国际领先地位。试点期间,试点的千余量甲醇汽车整车性能等10项指标全部符合国家相关要求和标准。

相关统计数据显示,截至目前,我国已经有约8500余辆甲醇汽车在运行。“推广应用甲醇汽车已具备扎实的基础条件。从目前各地的推进情况看,预计到今年年底,我国在运甲醇汽车有望突破2万辆。”马良说。

立足资源禀赋,因地制宜

甲醇汽车推广应用的另一层价值还在于其可立足我国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋,与煤炭等传统工业转型升级进行统筹协调,培育新动能,促进能源多元化。

据介绍,我国煤炭资源中40%以上是高硫煤,这些高硫劣质煤并不适宜直接作为发电或工业燃料,但可用于生产甲醇。目前我国煤基甲醇占比约为75%,其他利用焦炉气、煤层气等原料也可生产甲醇。2017年国内甲醇产能为8351万吨、产量为6147万吨,开工率约74%,处于产能过剩状态。

“综合我国资源禀赋特点和甲醇汽车发展现状看,推动甲醇汽车区域发展,符合我国国情,不仅有利于充分发挥我国煤炭资源优势、促进传统工业转型升级,而且有利于推动绿色循环发展,实现能源多元化,保障国家能源安全。”工信部节能与综合利用司上述负责人认为。

藉此,《指导意见》提出将“因地制宜、统筹协调”基本原则之一,重点在山西、陕西、贵州、甘肃等资源禀赋条件较好且具有甲醇汽车运行经验的地区,通过加强政策引导,充分发挥市场配置资源的决定性作用,加快甲醇汽车推广应用。意见同时提出,“鼓励在有条件地区的公务、出租、短途客运等领域使用甲醇汽车。鼓励在有条件地区的市政车辆、专线物流运输等领域使用甲醇商用车” 。

记者获悉,山西、陕西、贵州、甘肃作为此前的试点省份,均表态下一步要积极推进甲醇汽车的推广应用。其中,贵州省政府于年初召开推广应用甲醇汽车的专题会议,要求2019年全省要确保推广甲醇汽车1万辆。陕西省亦计划近一两年内要普及2万辆甲醇汽车,西安市去年底印发的《鼓励甲醇汽车产业发展若干政策》,也提出了2019年新增1万辆甲醇出租车的目标。

强调创新驱动,绿色发展

《指导意见》强化甲醇汽车产业合理布局,加快完善产业政策、技术标准和市场应用保障体系,提高市场应用水平。特别强调通过创新驱动,实现绿色发展,提出“立足科技创新,推动甲醇汽车及燃料技术研发与应用,加快甲醇汽车标准体系建设。确保甲醇汽车全生命周期达标排放。实现甲醇燃料生产过程清洁化、高效化,促进甲醇燃料绿色发展”。

根据《指导意见》,从自2019年7月1日起,所有生产、销售、进口的轻型甲醇汽车均应符合国六排放标准,重型甲醇汽车执行重型汽车统一标准于2021年实施国六排放标准。

“甲醇汽车尤其在控制颗粒物排放方面优势明显,其常规污染物排放实现国六排放标准轻而易举。”天津大学内燃机燃烧国家重点实验室副主任姚春德说,事实上,现有在运甲醇汽车常规排放均已满足国五标准。

北京理工大学与天津大学专门开展的甲醇汽车排放特性专题研究也特别指出,“现行满足国四和国五标准的甲醇汽车在全寿命周期的污染物排放均能满足我国现行排放标准要求。”

随着我国甲醇汽车发动机标定和排放后处理技术的不断积累和进步,甲醇汽车的排放控制水平亦在不断提高。“甲醇作为低碳清洁燃料,应用在动力燃烧领域,正在成为我国机动车满足国六排放标准新的技术选项。”工信部甲醇汽车试点专家组秘书长魏安力对记者说。

值得关注的是,《指导意见》特别关注甲醇汽车甲醇、甲醛的排放,在全球范围内首次提出汽车领域的甲醛排放限值要求。对此,受访专家建议,国家有关部门应尽快推动完善相关标准体系建设,为甲醇汽车推广应用扫清执行层面障碍。

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加快解决风、光、水电消纳问题日前正式写入2019年政府工作报告。在能源行业步入高质量发展的今天,可再生能源电力弃电量仍维持在超过每年1000亿千瓦时的高位——消纳问题依然是当前行业的热点、难点。

消纳情况逐年改善

国家能源局统计数据显示,2018年,我国可再生能源利用水平不断提高。全年弃风电量277亿千瓦时,全国平均弃风率7%,同比下降5个百分点;弃光电量54.9亿千瓦时,全国平均弃光率3%,同比下降2.8个百分点;弃水电量约691亿千瓦时,在来水好于2017年的情况下,全国平均水能利用率达到95%左右。

可再生能源弃电的逐年改善是如何做到的?能否有效持续呢?

“首先,限批力度加大,限制了弃风、弃光严重地区的发展速度。”谈到弃电率的下降,华能集团董事长舒印彪的第一反应就是限制开发建设起到的关键作用。

从2016年7月国家能源局印发《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》至今,国家能源局已连续4年对风电投资监测预警结果进行公开发布,对于弃风率较高、年利用小时数偏低、调节电源装机较差的地区采取限制核准、限制建设的手段。同样,2017年开始,在国家层面,对于光伏电站市场开发环境监测评价体系也正式建立。部分省份也针对省内项目开展预警。一系列调控措施,从源头上规范了可再生能源的开发建设。

避免一哄而上、无序建设的同时,在电力调度层面,国家电网公司企业管理协会秘书长全生明坦言,为保障可再生能源消纳,近两年国家电网不得不采取一些非常规措施:“先行调度,如何和电站结算、什么时候结算等因素都暂且不考虑,先把可再生能源消纳调度了再说。通过这样的方法,可再生能源的消纳才达到目前的水平,但这根本不可持续。”

症结指向省间壁垒

非常规手段固然难以持续,那么,一直以来,困扰可再生能源消纳的症结究竟在何处呢?

阳光电源股份有限公司董事长曹仁贤直言,可再生能源消纳最主要的难题在于省间壁垒。早在2017年,舒印彪就曾公开表示,可再生能源的消纳以就地消纳为主,缺乏跨省、跨区输电的市场机制。由于省间壁垒造成的弃电量占总弃电量的40%以上。今年全国两会期间,谈及如何改善弃电,舒印彪依旧指出,打破省间壁垒仍需继续努力。对此,全生明深有同感:“但如果单纯依靠电网的力量是很难打破省间壁垒的,必须从制度层面着手推进配额制的落地。”

全生明进一步指出,在配额制的实施过程中,要压实各省主体责任。“以各省级行政区域为主体,组织开展可再生能源电力配额指标的测算和确定、配额完成量的核算和考核。省内也要细化责任和分工。例如,省级能源主管部门牵头,负责组织本省配额落实,并开展对市场主体的考核;各类市场主体主要承担配额义务,并接受完成情况考核;电网企业主要负责组织经营区内的配额实施工作。”对于配额指标的测算和确定,全生明表示,科学选取计算因子尤为重要。“这其中有很多具体问题,比如受可再生能源发电量影响,部分特高压输电通道中可再生能源电量占比低于设计比重,在测算确定受端省级行政区域可再生能源配额时,就不宜采用设计比重或统一的比重数据。”

期待安全、灵活的电力系统

受制于省间壁垒的同时,可再生能源的消纳也对整个系统的安全、灵活提出了更大的挑战。对此,舒印彪指出,火电灵活性改造工作要持续推进。“火电今后要进行深度调峰,才能和风电、光伏等可再生能源相配合。由于灵活性改造涉及调峰,因此辅助服务市场也需要不断完善,逐步推开。目前灵活性改造技术已经没有问题,但需要建立配套的市场机制。企业投入改造后,如果没有经济补偿,会影响到企业调峰的积极性。”同时,舒印彪也强调,要实现可再生能源的最优消纳,必须在电源端实现多能互补。

除电网本身面临的安全运行压力外,中国南方电网有限责任公司总经理曹志安也表示,在促进可再生能源消纳方面,需要协调解决的问题还很多。“以南方电网覆盖区域为例,云贵互联通道工程等后续新增西电东送工程制约因素多、建设难度大;广西等地区燃煤自备电厂违规建设运营问题凸出,亟需规范治理;电力市场配置资源的决定性作用有待进一步发挥。”

远景集团首席执行官张雷也指出,在进一步推进消纳的过程中,需要应用更多的智能化手段和技术。“通过智能互联网的手段,可以更准确地预测天气,更好地预测用电负荷,实现更加优化的调度和消纳。”

“其实,目前可再生能源已经能够比较好地实现自由、灵活消纳。只是因为可再生能源还在持续发展,达成既有目标不是终点。当未来风电、光伏等装机规模继续增长,届时对电力系统灵活度的要求也会更高。相应的技术和其他手段也将随着发展的需要而发展。”舒印彪说。

图为江西彭泽核电厂址二期部分场地上建设的光伏电站

核电,“国之重器”,目前却正面临“无处栖身”的隐忧。

“核电站厂址保护得有人、有资金,保证厂址不被破坏或另作他用,还得有地方政府和周边居民的长期支持。但时间一长,项目职工留不住了,地方和居民也动摇了,有些厂址只是‘两个人一只狗’长期驻守,有些厂址则正面临被破坏的风险,有的甚至已经被征用和破坏了。”沿海某核电项目负责人向记者直言。

核电建设对地理位置、地质条件、水文状况、人口密度等因素要求高,所以我国能够建设核电站的厂址少之又少。据了解,从上世纪90年代到本世纪初,我国共有43个核电项目厂址初步可行性研究报告通过审查。如果这些稀缺资源遭到破坏,“国之重器”将无栖身之处,而这正是我国核电可持续发展面临的严峻问题。

“我国核电厂址资源保护迫在眉睫,刻不容缓。”在刚刚结束的全国两会上,全国政协委员、国家电投国核工程公司总经理王明弹发出呼吁。

厂址保护难度与日俱增

“保护好稀缺的核电厂址资源,要克服来自各个方面的困难和障碍。这是厂址保护与外界环境不断变化之间的一场博弈。”过去10年,先后作为两个内陆核电项目负责人,江西核电有限公司(以下简称“江西核电”)总经理袁毅亲历了厂址保护之难,“离项目正式启动建设日期越远,厂址保护遇到的现实问题就越多,保护起来就越难。”

据了解,在已完成初步可行性研究报告审查的43个项目中,内陆核电项目占到30个,分布在辽宁、吉林、安徽、河南、四川以及重庆等8个省市,其余在沿海省市。而截至目前,承载了44台运行机组和13台在建机组的13个核电基地均位于沿海,大部分内陆和沿海厂址保护工作均面临不小风险,其中,内陆厂址尤甚。

记者在采访中了解到,近年来,城镇化进程加快,但核电建设长期停滞,难以带动地方乃至区域发展,地方政府势必转而选择发展其他产业,进而对核电厂址保护形成冲击。尤其是面对长时间的保护需求,地方政府很难坚守核电规划不变,部分沿海地区甚至考虑在核电厂址优先规划建设其他工业项目。

在此背景下,我国于2018年1月开始实施核安全管理基本制度的顶层法律——《核安全法》。其中第二十一条明确规定,省、自治区、直辖市人民政府应当对国家规划确定的核动力厂等重要核设施的厂址予以保护,在规划期内不得变更厂址用途,并提出了具体要求:省、自治区、直辖市人民政府应当在核动力厂等重要核设施周围划定规划限制区,经国务院核安全监督管理部门同意后实施;禁止在规划限制区内建设可能威胁核设施安全的易燃、易爆、腐蚀性物品的生产、贮存设施以及人口密集场所。

对此,中国核能行业协会专家委员会常务副主任赵成昆告诉记者,包括核电厂址在内的核设施厂址筛选有明确且严格的安全标准和要求,除了要考虑地理位置、地震、地质、水文等自然因素外,还要考虑人口密度、废物排放、应急撤离等社会因素。“总体分析,国内厂址资源有限,必须提前做好储备和保护工作,以免厂址因环境发生改变或遭破坏而无法开发利用。”

在此之前,国家发改委、国家能源局2016年印发的《电力发展“十三五”规划(2016-2020 年)》也曾明确要求,深入开展内陆核电研究论证和前期准备工作,认真做好核电厂址资源保护工作;2017年,中国工程院在《推动能源生产和消费的支撑与保障》研究成果中指出,核电厂址资源是中国可持续发展核电并达到一定规模的主要制约因素之一,一方面应开发对核电厂址要求相对较宽松的核电新技术,另一方面要特别强调核电厂址资源的保护与开发。

“从长远考虑,保护核电厂址,是为核电未来规模化发展,以及在能源结构调整中发挥作用作战略性储备。”一位长期从事核电政策研究的业内人士告诉记者。

中电联日前发布的《中国电力工业现状与展望(2019)》(以下简称《展望》)明确提出,要实现2030年核电装机达到1.37亿千瓦的建议目标,从2020年到2030年,每年需投运6—8台机组。

有鉴于此,《展望》在提出“抓紧启动东部沿海地区三代核电项目,适时启动内陆三代核电项目,实现核电的合理布局和可持续均衡发展”的同时,也明确提出“加强重点核电厂址开发与保护,明确厂址开发与保护的主体责任,确保核电厂址可用、够用”。

厂址长期保护与地方短期发展不相容

据了解,2008年,国家曾批准湖南、湖北和江西开展内陆核电前期工作,但自2011年项目搁浅至今,员工陆续离职,目前只有少部分人员留守现场保护厂址。此外,一些拟建待建的沿海核电项目也面临养人难、保护性投入少的问题。

“有些长期停滞的储备厂址,员工积极性大打折扣,大量人才跳槽,甚至有的厂址只剩下零星几个人。” 赵成昆告诉记者,“尤其是员工工资、日常开销、学习培训、公众沟通和科普等,每年都是笔巨大的开支。”

对于开支问题,某内陆核电项目负责人深有感触:“核电企业难以统筹前期工作安排,财务费用与管理费用居高不下,厂址保护经济压力日益增加。此外,厂址附近区域条件变化,如输电通道、取排水口位置等,可能增加后续论证工作的难度,项目开发成本会随之攀升。”

袁毅也告诉记者:“时间越长,随着地方经济的发展,厂址周边环境也存在不断变化的风险,给后续论证工作增加难度,甚至可能对国家稀缺的核电厂址资源产生破坏。”

赵成昆进一步指出,核电项目选址严格,以致选址所在地区的环境承载力有限,如果项目落地,其他工业项目审批就只能暂缓,地方的短期发展就会受影响。“地方政府几年一换届,等待的耐心有限,对核电发展、核电厂址保护的规划、认知难免会发生变化。”

对此,袁毅告诉记者:“随着长江经济带、中部地区崛起等国家重大战略的深入推进,中部地区作为承载东南部产业转移的核心区域,经济增速迅猛,能源需求快速增长。核电对于一次能源资源禀赋较差、电力装机不足的内陆省份而言具有重要现实意义,相应的厂址保护也由此变得十分关键。”

一味限制

不如开发性保护

传统的核电厂址保护对规划限制区(5km)范围内的新建、扩建、迁入等予以强制限制。对前期工作耗时较长的项目,尤其是内陆项目,袁毅认为,以限制为主的保护措施效果未必最佳。“结合地方区域发展,要实现厂址的有效保护,迫切需要核电企业创新方式方法,合理进行开发性厂址保护,推动地方与核电企业共同发展。”

记者了解到,包括江西核电在内的一些核电企业,已经在探索开发性厂址保护。“开发性核电厂址保护的侧重点在于开发,即在不影响核电厂址条件的基础上,通过在规划厂址内开发光伏发电、风电等优质产业项目等,提升核电开发企业在当地的影响力和发展能力,以达到开发与保护并重的效果,最终保证核电厂址的长久保护。这样一来,核电厂址保护及前期工作也更易得到地方政府和民众的支持。”袁毅分享了江西核电的尝试。

据了解,江西核电利用彭泽核电厂址二期部分场地,已建成20.89mw的移动式光伏电站,并在厂址周围规划开发建设了分散式风电等优质项目。此外,中核浙能、国家电投湖南核电、中核辽宁核电等核电企业也在核电厂址中尚未进行工程建设的区域开发了新能源项目。

采访中,也有专家提出,目前真正的稀缺性厂址到底有多少?20年前初选的所有厂址,都得到保护了吗?

赵成昆认为,随着时间推移,地方经济社会的发展都发生了变化,早期筛选的一些厂址可能已不再具备条件。“建议以国家为主导,各地结合自身能源禀赋和现实需求,精准规划选择核电厂址。”

赵成昆还表示,厂址保护是长期工作,国家应尽早明确地方政府的责任,将核电发展列入长期战略规划,保证优质厂址资源不被破坏。

记者注意到,近年来,一些西部省区也明确提出了发展核电的意愿。例如青海省明确,要利用“十三五”后两年积极开展研究,做好规划、踏勘选址等前期工作;宁夏也公开表示,将根据国家核电发展政策,积极推进核电项目厂址普选论证及保护工作。

“核电建设要根据需求来驱动,哪个地方有需求、有条件,就可以规划。”中国工程院院士叶奇蓁向记者表示,“我国的厂址非常稀缺,国家也进行了相关规划,坚决不能另作他用,对于已经做了前期准备的厂址,还要多与民众进行沟通,以便更好地保护好厂址,为核电未来发展打好基础。”

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