▲现场 制造业是实体经济的"压舱石"，而新材料产业作为制造业的"底盘技术"与新质生产力的核心源头，贯穿电子信息、装备制造、航空航天等全领域全链条，是 提升产业链供应链韧性、掌握产业升级主动权的关键支撑。 记者今日从成都产投集团获悉，12月25日，新材料产业深加工产业链项目集中签约仪式在彭州双湖科技孵化园举行。此次签约项目立足核心园区 载体与四川石化等链主企业资源优势，聚焦高分子、碳基等关键赛道，以"政府搭台、国企主导、多方参与"为原则，构建起"国企领航、企业协 同、高校支撑、产学研用深度融合"的多元合作生态。 签约项目涵盖高性能石油树脂、碳基新材料、生物质能及低碳循环经济、科技成果转化、产教融合五大类，精准补强产业链关键环节，投产后预计实现产值 100亿元以上，将推动成都新材料产业化工园区从"企业集聚"向"产业集群"跃升，进一步完善产业生态。彭州市及产业园区管委会将持续优化园区配套、落 实扶持政策，打造市场化、法治化、国际化一流营商环境；高校科研机构将深化技术转化合作，签约企业将加速项目建设投产。 下一步，成都产投新材料集团将统筹抓好项目建设与要素保障，持续深耕新材料重点赛道、完善产业链布局，以"成都材料"赋 ...

"十四五"期间，聊城系统谋划、扎实推进一系列绿色低碳转型措施，在节能降碳、产业升级、能源结构 调整、重点领域革新及环境治理等方面取得了阶段性成效，绿色正日益成为高质量发展的鲜明底色。12 月23日，聊城市政府新闻办举行绿色低碳转型主题新闻发布会。聊城市委常委、副市长，市政府党组副 书记陈波介绍了全市绿色低碳转型工作有关情况。 聊城实施"新旧并举、清洁替代"的能源发展路径。推动传统能源转型升级，全市累计关停淘汰落后小煤 电机组30台，装机容量220万千瓦。组织信发9号机组66万千瓦并入公共电网，推动祥光2×66万千瓦机 组复工建设，全市30万千瓦以上机组装机占比由2020年的76.6%提升至93.5%。推进新能源扩量提质。 大力推进光伏、生物质、风电项目建设，全市集中式光伏全部按期并网，9个标段陆上风电项目全部开 工，共形成可再生能源装机容量555.45万千瓦，占总装机的30.51%，比2020年提高18.8个百分点。新能 源发电67.65亿度，比2020年增加49.65亿度；非化石能源占比达到9.1%，较2020年提高5.8个百分点。 重点领域协同发力，绿色生活底色更足 统筹推进重点领域绿色转型，全面推动绿色 ...

全球可再生能源增长与中国引领地位 - 美国《科学》杂志将“全球可再生能源增长势不可当”评为2025年度头号科学突破，认为全球可再生能源生产在多个领域开始超过传统能源，且这一重大转型主要由中国引领 [1] - “十四五”期间，中国可再生能源发电装机占比由40%提升至60%左右，风电光伏每年新增装机容量先后突破1亿、2亿、3亿千瓦关口，实现台阶式跃升 [1] - 目前全球约80%的太阳能电池、70%的风力涡轮机及70%的锂电池由中国生产，且在成本上具备绝对优势 [1] - 中国制造的绿色技术为欧洲、南亚及全球南方数百万家庭提供了可靠且可负担的电力 [1] 中国科技创新能力与全球影响力 - 2025年，中国有4项成果入围《科学》杂志年度十大突破，展现了中国科技全球影响力的持续提升 [2] - 中国在全球创新指数排名中首次跻身前十，“深圳－香港－广州”创新集群排名跃居各国创新集群榜首 [2] - DeepSeek创始人梁文锋、中国科学院深海科学与工程研究所地质学家杜梦然入选《自然》年度十大科学人物榜 [2] - 中国科创成果在2025年实现集群式突破，为经济高质量发展注入了强劲动力 [2] 国家战略与创新机制 - “十五五”规划建议多次提及“科技”和“创新”，凸显了科技创新在国家发展全局中的战略支撑作用，表明了抢占科技制高点的坚定决心 [2] - 抢占科技制高点需要发挥“集中力量办大事”的制度优势，整合研发、人才、技术、资金等创新资源，开展关键核心技术联合攻关 [3] - 需要推动高校、科研院所、企业、金融机构等建立更紧密的协同创新机制，促进科技创新和产业创新深度融合，推动科技成果向现实生产力转化 [3] - 通过推行科研经费“包干制”，实施“揭榜挂帅”、“赛马制”等，为科研人员营造潜心钻研的良好环境，激励其将外部技术封锁压力转化为加快科技自立自强的动力 [3]

广州市新能源发展规划核心观点 - 广州市人民政府发布《美丽广州建设规划纲要（2025—2035年）》，提出积极开发利用新能源，构建多元化能源供应体系，并推动重点领域示范应用 [1] 传统能源发展策略 - 夯实煤炭煤电兜底保障，推动煤炭消费减量替代和清洁高效利用 [1] - 合理控制石油消费 [1] - 持续推进天然气利用 [1] 新能源开发利用重点 - 大力推进光伏、生物质能、氢能等新能源开发利用，增加本地绿色电力供应 [1] - 大力发展太阳能分布式光伏发电 [1] - 探索建筑光伏一体化建设及运营模式，开展建筑光伏一体化试点 [1] - 合理开发利用生物质能 [1] 氢能与前沿能源应用 - 推动氢能在交通、电力等领域的示范和规模化应用 [1] - 前瞻部署天然气水合物（可燃冰）开采开发和产业化 [1]

2025中央经济工作会议能源领域核心方向 - 核心方向为“双碳引领下的全面绿色转型” [1] - 提出制定能源强国建设规划纲要 加快新型能源体系建设 扩大绿电应用 [1] - 加强全国碳排放权交易市场建设 [1] 新型能源体系建设的具体路径 - 以更大力度发展非化石能源 加快西北风电光伏、西南水电、海上风电、沿海核电等清洁能源基地建设 [2] - 推进化石能源清洁高效利用 推动煤电由基础保障性电源转为支撑调节性电源 [2] - 加快建设新型电力系统 确保绿电发得出、电网接得住、终端用得好 [2] - 扩大绿电应用的核心是提升可再生能源转化的绿色电力在全社会电力消费中的占比 [2] - 专家指出 新能源发展很大程度取决于新型能源基础设施建设 如大规模布局电网侧储能 [2] - 未来五年应在电网侧加大力度布局储能 以支持可再生能源发展和国家低碳转型 [2] 绿电直连与零碳园区发展 - 国家层面明确“绿电直连”定义 指新能源不直接接入公共电网 通过直连线路向单一电力用户供给绿电 [3] - 政策推动下 零碳园区建设驶入“快车道” [3] - “十五五”时期力争建成100个左右国家级零碳园区 [3] - 绿电直连模式允许源荷分离 但需签订长期购电协议 [4][5] - 众多钢铁企业正积极探索“绿电直连”模式以实现清洁化转型 [4] 绿色低碳产业规模与节能目标 - 目前我国绿色低碳产业规模约11万亿元 [3] - 未来5年该产业规模有翻一番乃至更大的增长空间 [3] - 推进重点行业节能降碳 力争实现节能量1.5亿吨标准煤以上 可减少二氧化碳排放约4亿吨 [3] 可再生能源装机增长数据 - 今年前三季度 全国可再生能源新增装机3.10亿千瓦 同比增长47.7% 约占新增装机的84.4% [5] - 截至今年9月底 全国可再生能源装机达到21.98亿千瓦 同比增长27.2% 约占我国电力总装机的59.1% [5] 整治“内卷式”竞争 - 2025年中央经济工作会议强调深入整治“内卷式”竞争 [6] - 相较2024年“综合整治”的表述 2025年“深入整治”意味着治理进入深水区 [6] - 光伏行业正从供需两端共同发力 市场化推动落后产能有序退出 [6] - 储能行业需警惕非理性低价竞争带来的系统性风险 恶性竞争模式已开始向海外市场蔓延 [6] - 分析认为2026年光伏行业将进入持续的产能出清周期 [6]

文章核心观点 在“双碳”目标引领与“十五五”能源转型关键期，小众能源（包括天然气分布式能源、生物质能、地热能、海洋能等）的战略价值愈发凸显，其合理开发利用将成为主流能源的重要补充，为能源安全、生态保护及“双碳”目标落地提供支撑 [1] 分布式天然气 - 分布式天然气以天然气为原料，可就近实现冷热电多能供给，综合能源利用率超70%，兼具低碳清洁、启停灵活等优势 [3] - 行业核心制约为成本与气源：气电综合成本0.59~0.72元/千瓦时，远高于主流电源；天然气对外依存度高、储气不足 [3] - 政策红利注入发展动力：《天然气利用管理办法》（2024年修订）将其列为“优先类”，叠加“十五五”燃气调峰电站投产高峰规划，其应用场景覆盖工业园区、酒店、数据中心等多元需求 [3] 生物质能 - 我国是生物质“制造”大国，但能源化利用率仅11.8%，远低于欧美 [5] - 2024年底生物质发电装机4599万千瓦，年发电量超2083亿千瓦时；生物天然气、生物柴油等非电利用领域初具规模，其中生物天然气毛利率超30%、生物柴油突破40% [5] - “十五五”期间需从战略高度推进开发，在巩固发电基础上，拓展生物制氢、纤维素乙醇等产业化应用 [5] 生物质发电 - 生物质发电包括农林生物质、垃圾、沼气发电三类，2024年装机分别为1709万千瓦、2738万千瓦、252万千瓦 [7] - 受电力市场化推进、电价补贴退坡影响，不少电厂亏损关停，亏损成因包括补贴退坡滞后导致现金流紧张、燃料供应链不稳定（秸秆可收集量仅为理论量的50%且集中于东北、华北）、政策变动与技术不稳定叠加导致发电效率偏低 [7] - “十五五”脱困需多管齐下：技术上推广“微波裂解”等技术提升秸秆热值40%；运营上走“规模化、产业化、标准化”道路；盈利上挖掘调峰服务潜力，探索热电联产、绿电直连等新模式 [7] 生物质掺烧 - 2024年6月，《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》将“生物质掺烧”列为煤电降碳首要方式 [10] - 生物质燃料含硫量和灰分低，掺烧可有效减排，山东寿光电厂项目年掺烧25万吨，减排二氧化碳31万吨，已形成可复制模式 [10] - 我国年生物质资源产生量超90亿吨，60%回收利用率即可保障能源化需求；IPCC已明确“生物质能+碳捕集（BECCS）”为碳中和核心路径 [10] 地热供暖 - 2025年《关于持续推进城市更新行动的意见》将供热管网列为更新重点，地热供暖成为北方城市清洁取暖重要方向 [12] - 当前我国集中供暖95%依赖化石燃料，北方采暖年碳排放约10亿吨，占全国10% [12] - 我国地热资源占全球1/6，直接利用规模世界第一，2025年底水热型供暖面积将近9亿平方米，为“十五五”规模化推广奠定基础 [12] 地热发电 - 我国地热发电起步早但发展滞后，目前装机仅61.47兆瓦，位列世界第十九，远低于美国、印尼等国 [14] - 滞后原因主要为：经济性差（羊八井电站上网电价0.93元/千瓦时）、高温地热资源80%集中于藏南等经济落后地区、配套政策不完善 [14] - 地热发电具有稳定性强、年利用小时高（羊易电站8732小时）等优势，“十五五”实现赶超需攻关核心技术、探索梯级利用降低成本、完善电价补贴与税费减免政策 [14] 干热岩发电 - 干热岩是地下2~10千米、温度超150摄氏度的高温岩石，我国探明资源量达856万亿吨标准煤，可满足4000年使用需求 [16] - 干热岩发电无温室气体排放，储量丰富，但目前距商业化仍有差距，需突破勘探开采技术、应对成本与地震风险 [16] - 中美欧均加速布局，我国预计2035年增强型地热系统成本下降80%，“十五五”作为攻坚期，若实现技术与成本突破，干热岩发电有望成为未来能源“颠覆者” [16] 海洋能 - 海洋能包括潮汐能、波浪能等，我国近海技术可开发量6.5亿千瓦 [19] - 近年我国海洋能规模化加速，“奋进号”潮流能、“南鲲号”波浪能装置相继投运，波浪能、潮流能装机居世界前列 [19] - 目前海洋能利用仍处于研发示范阶段，存在成本高、技术待攻关等问题；2025年发布的《关于推动海洋能规模化利用的指导意见》提出2030年装机达40万千瓦 [19] 海洋能融合发展 - 《关于推动海洋能规模化利用的指导意见》支持海洋能与海水淡化、海上油气平台等融合试点，“海上风光+海洋牧场”、“风电+制氢”等模式加速涌现 [21] - 我国7600多个岛屿中部分偏远海岛面临供电难题，波风光储多能互补模式已在福建试点成功，跨界融合可显著降低成本、提升资源利用率 [21] - 当前融合发展仍处培育阶段，“十五五”期间，面对深远海新能源开发成本高的挑战，推动“海洋能+”综合利用，打造规模化示范项目，可带动全产业链发展 [21] 可燃冰 - 我国南海可燃冰资源量相当于650亿吨石油，可供使用130年以上，但开发面临高效安全提取与生态保护难题 [23] - 我国1998年立项开发，2017年神狐海域试采成功，2025年大湾区全运会用其点燃圣火 [23] - 可燃冰商业化的最大障碍是成本高企，当前开采成本8元/立方米，远高于常规天然气；“十五五”若能实现开采技术革命性突破、降低成本，将为海洋能源开发注入新希望 [23]

科特迪瓦能源结构与转型目标 - 科特迪瓦能源结构高度依赖化石燃料，2023年火电、水电和光电发电量占比分别为69%、30%和1% [1] - 科政府发布国家能源战略，目标是到2030年将可再生能源发电量占比提升至45% [1] 生物质能发展现状与规划 - 生物质能是科特迪瓦能源转型的重要解决方案，指所有可通过直接燃烧、发酵或化学转化等方式转化为能源的有机物 [1] - 根据科特迪瓦《国家可再生能源计划》，预计到2030年生物质能电站装机容量可达750兆瓦，届时预计共有15座生物质能电站投入运营 [1] Biovea生物质电站项目详情 - Biovea生物电站是科特迪瓦即将投入运营的最大生物质电站，由Biovea Energie公司负责运营 [1] - Biovea Energie公司由西非农业企业SIFCA、投资基金Meridiam和法国电力EDF三方合资成立，三方持股比例分别为24%、36%和40% [1] - 该电站投产后年发电量为46兆瓦，可满足170万人的电力需求，并创造1000个就业岗位 [1] - 电站每年利用52万吨棕榈废料作为燃料，可使该地区1.2万棕榈种植户年收入增加20% [1]

文章核心观点 - 《国家碳达峰试点（成都）实施方案》印发，提出八大重点任务以推进成都市国家碳达峰试点城市建设 [1] 推动能源清洁高效利用 - 积极开发利用清洁能源，支持光伏、氢能、生物质能等应用，推动制氢母站、液氢站、加氢站网点建设，加快构建半小时加氢网络 [1] - 推动工业园区屋顶光伏“能建尽建”，到2030年可再生能源发电总装机容量超150万千瓦 [1] - 全面加强重点用能单位节能管理，鼓励企业节能改造和绿色升级 [1] 推进产业结构优化调整 - 探索建设低碳零碳园区，推进园区循环化改造和低碳化零碳化改造 [1] - 前瞻布局先进核能等未来产业，大力发展锂电、新能源汽车、节能环保、绿色氢能、新型储能、高端能源装备产业，加快打造绿氢之都 [1] - 加强高耗能高排放项目管控，推动落后产能有序退出，到2027年先进能源产业规模达到2000亿元 [1] 资源节约集约循环利用 - 开展固体废物源头减量和资源化利用工作，计划到2030年城市生活垃圾资源化利用率提高至87% [2] - 到2030年一般工业固体废物综合利用率高于96%，秸秆综合利用率高于98%，建筑垃圾资源化利用率达55% [2] 绿色低碳科技创新 - 聚焦氢能、新型电力系统、建材等领域，采用“揭榜挂帅”“赛马制”等攻关方式加快突破先进技术 [2] - 加大二氧化碳捕集利用封存等前沿和颠覆性技术研发力度 [2]

行业脱碳目标与投资需求 - 葡萄牙化工、石化及炼油行业需加大脱碳投入以实现2050年净零排放气候目标 [1] - 实现脱碳目标所需总投资估算为300亿欧元 [1] - 行业目前年均投资约10亿欧元，但仅部分资金专门投向脱碳领域 [1] 脱碳投资方案与资金来源 - 300亿欧元脱碳成本估算源自与咨询公司安永合作开展的研究 [1] - 投资将主要用于电气化改造、可再生气体开发以及碳捕集、利用与封存技术应用 [1] - 化工行业属于资本密集型行业，每年已投入大量资金，且具备进一步加大投资的能力 [1] 行业排放现状与政策背景 - 葡萄牙制造业温室气体排放量占全国总量的26% [1] - 化工、石化及炼油企业的排放量占工业总排放量的三分之一以上 [1] - 在欧洲，实现碳中和是法律规定的义务，行业对此无异议 [1]

文章核心观点 - 印度尼西亚作为东盟第一大经济体，经济增长动力充沛，正加速能源结构转型，为可再生能源投资提供了广阔的市场空间 [2] - 中国连续12年成为印尼最大贸易伙伴，中资企业有望在印尼能源转型进程中发挥更大作用 [2] - 文章旨在从电力市场现状、投资政策及主要挑战三个方面，为中资企业在印尼开展可再生能源投资提供参考 [2] 印尼电力市场概况 - 印尼电力体系由多层级机构协同治理，立法与决策由中央政府和议会主导，2001年分权后地方政府在电力基础设施发展中拥有更大自主权 [3] - 能源与矿产资源部是核心职能部委，其下设的电力局和新可再生能源局分别负责全行业监管和可再生能源政策制定与实施 [3] - 国家电力公司（PLN）是电力系统主导企业，掌握发、输、配主要资产，私营企业主要通过IPP模式参与发电业务 [5] - 印尼电力结构以化石能源为主，截至2024年总装机容量100.65GW，传统能源占78.5%，可再生能源仅占14.2%，其中风光发电占比约1.05%，发展潜力巨大 [5] - 印尼尚未形成统一全国电网，系统由7个主岛电网及600余个孤网系统构成，呈现"分散为主、局部联网"格局 [5] - 电力规划采用集中式管理，核心文件包括国家能源政策（KEN）、国家电力总体规划（RUKN）、区域电力计划（RUKD）和电力供应商业计划（RUPTL） [7][8][9] 可再生能源发展目标与规划 - 2025年批准的《2025—2034年电力供应业务规划》（RUPTL）规划未来10年新增发电容量69.5GW [10] - 2025—2029年规划新增12.2GW可再生能源装机，配套3GW储能与3.5GW燃煤机组 [10] - 2030—2034年计划大幅加速可再生能源发展，拟新增17.1GW光伏、7.2GW风电、11.7GW水电、5.2GW地热、0.9GW生物质能及两座小型核电机组 [10] - 规划总投资预计达1855亿美元，其中约73%由IPP承担，PLN负责其余部分，并同步规划输电与储能系统以保障消纳 [10] 可再生能源投资政策与环境 - 根据2021年第10号总统令，1MW以上发电项目及输配电项目均允许100%外资控股，为中资企业以IPP模式进入市场提供了政策通道 [13] - 政府推行"国内产业优先政策"（TKDN），但对光伏等项目本地化比例已阶段性放宽至20%，并允许在特定截止日期前使用进口组件 [13] - 2022年第112号总统令（PR 112）确立了与燃煤脱钩的分技术、分地区上限电价体系，为可再生能源定价提供独立空间 [14] - 采购流程简化为直接指定和直接选择两类，后者对大多数可再生能源项目采用"技术预审+最低价中标"方式，需在180天内完成程序 [15] - 2025年可再生能源购电协议指南对合同条款做出调整，包括PPA执行期最长30年、开发模式转为BOO模式、明确再融资权利和碳资产归属等 [16][17][18][20] 投资面临的主要挑战 - 政策执行存在审批周期长、流程复杂、跨部门协调难度大等问题，部分地方政府管理经验不足可能导致审批进度滞后 [21] - 项目融资普遍依赖外资，本地银行支持能力有限，存在融资成本高、贷款期限不匹配、以及美元计价与印尼盾结算带来的汇率波动风险 [22] - 尽管TKDN政策放宽，本地组件在效率、成本和供应链稳定性方面的不足仍可能影响项目并网计划和投资回报 [23] - 土地私有化程度高、地权分散、登记信息不完善，导致土地获取成本高、周期长，且存在权属争议风险 [24] - 电网互联程度低，可再生能源富集区域消纳能力有限，电网系统对间歇性电源的适应机制和储能部署滞后，影响并网可行性与运行稳定性 [25]