推进电力能源行业绿色低碳发展

加快构建新型电力系统建设

推动源网荷储协同发力   加快建设新型电力系统

全国政协委员、长沙理工大学电气与信息工程学院常务副院长   杨洪明

“实现碳达峰碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，规划建设新型电力系统同样是一个复杂的系统工程。”杨洪明指出，当前，我国新能源发电装机规模快速增长，新能源本身所具有的间歇性与波动性对整个电力系统的安全稳定运行提出了更高要求，亟须进一步推动源网荷储协同发力，加快建设新型电力系统。

首先，要推动电力系统管理层面的创新。在电源建设方面，不光要关注供给侧集中式电源建设，还要因地制宜聚合分布式光伏、储能等资源，实现分布式能源区域集群互补、协同调控，提升电力供应能力和清洁能源消纳能力。同时，要加快特高压等跨区跨省输电通道建设，进一步发挥大电网资源优化配置平台作用，强化电网统一调度运行，增强全国整体电力保供能力。

其次，要推动电力系统核心设备创新。比如加快储能设备创新，目前，电化学储能、压缩空气储能等新型储能技术的成本依然较高，需要在技术创新方面有所突破。

最后，要推动市场交易机制创新。比如通过完善分布式资源市场交易机制、健全新型储能电站参与电力市场规则等手段，更好促进新能源消纳，激励市场主体自发配置储能资源，进一步提高电力系统运行的稳定性。

将湖南省输变电产业打造成国家先进制造业集群

全国人大代表，特变电工衡阳变压器有限公司党委书记、总经理   种衍民

“2023年是实施‘十四五’规划承前启后的关键一年，也是全面建设社会主义现代化国家开局起步的重要一年。”种衍民表示。

近年来，输变电产业已经发展成我国建设制造强国的优势产业，特高压输变电更是中国制造的一张名片。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，提出“要推动构建新型电力系统，促进新能源占比逐渐提高。加大力度规划建设以大型风电光伏基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系”。

与传统的输电模式相比，特高压输电具有输送容量大、送电距离长、线路损耗低、投资用地省等突出优点，解决了我国电力跨区域远距离输送的难题，成为我国电力运输不可或缺的部分，也给未来全球电力联网提供了技术上的可能。发展特高压输电技术已经上升为国家战略。

当前，湖南省是我国输变电产业基础最好的省份之一，特高压输变电特色突出。目前，湖南省正在积极打造以衡阳市为核心、长株潭为主要基地的输变电产业“一核三地”空间布局，全力推动湖南省输变电产业集群创建国家先进制造业集群，不断提升我国输变电产业在国际的产业竞争力。

种衍民建议：一是支持湖南省输变电产业集群创建“国家先进制造业集群”，将湖南省全力打造的“以衡阳为核心、长株潭为主要基地的国家级输变电产业集群”纳入国家发展规划，并于2023年纳入国家先进制造业产业集群培养范畴。

二是建议国家把湖南省作为中部地区特高压输电设备的重要生产基地进行重点规划，把湖南省输变电产业集群作为“国家先进制造业集群”来重点培育，将湖南省输变电产业打造成国家先进制造业集群，把湖南省打造成中部地区特高压输电设备的重要生产基地。

促进风电产业高质量发展

充分利用已成陆海域资源   推动海上风电建设

全国人大代表，中天科技集团有限公司党委书记、董事长   薛济萍

江苏省如东县拥有海岸线长约86千米，管辖海域面积为 4555平方千米，是江苏省的海洋大县之一。2002年《海域法》颁布实施，如东县获得了全国首个最大的围填海项目（洋口港临港工业区30平方千米）海域使用权证，为如东沿海开发增添了内在活力，一些重大项目也相继落户如东，使其成为全省乃至全国的主要用海县份。薛济萍建议，充分利用已成陆海域资源，为地方经济发展释放更多的空间和活力。

一是简化围填海闲置资源处置程序，促进资源充分利用。建议简化海域使用论证和海洋环评等相关手续，缩短审批流程，加快已围成陆海域资源的充分利用，减轻基层政府早期投资的压力。

二是出台配套政策，推进已成陆海域使用审批试点试验。如东地处淤涨型海域，《海域法》实施前，沿海镇区自行开发，形成了部分高涂蓄水养殖区域，这部分区域在依法用海、规范管理中成为“历史遗留问题”，也是今后一段时期需要规范整治、逐步完善的重点。为了更好地发挥已成陆海域的利用效率，建议在国务院下发文件（国发〔2018〕24号）的基础上，制定出台相应的配套管控政策性文件，开展对已成陆海域使用审批的试点试验，为充分利用沿海资源优势、发展地方经济开辟更为广阔的空间。

三是完善国土空间规划整体布局，有效增强用海区域的兼容性。如东依海而生，在《江苏沿海地区发展规划》上升为国家战略后，如东先后提出了打造“向海发展战略先导区”和“争当长三角高质量发展排头兵”的奋斗目标。目前，在构建高质量发展新格局中，已率先完成了多规合一的国土空间规划编制工作。为了吸引和承接国家、省级重大绿色新能源产业项目的落户，突破规划瓶颈的制约，建议在新一轮国土空间规划管控要求中，对农渔业用海区域采取适度兼容新能源项目用海等措施，加快新能源项目审批落户的进程。

支持海南先行先试开发深远海风电

全国政协委员、海南省政协副主席   侯茂丰

“充分利用海南自身优势发展海上风电产业，是建设国家生态文明试验区和清洁能源岛的重要支撑。”侯茂丰认为，大力发展海上风电等清洁能源，对海南加快国家生态文明试验区和清洁能源岛建设，具有至关重要的作用。

“海南具备发展海上风电产业的独特优势。”侯茂丰认为，一是海南区位优势明显，为海南发展海上风电提供了广阔的海上平台。二是海南资源优势独特，海风资源非常丰富，深远海风电开发潜力大。三是海南政策优势突出，为海南利用海上风电市场需求发展海上风电装备制造业提供了条件。

为了大力发展海南海上风电产业，侯茂丰建议，一是支持海南先行先试开发深远海风电，组织编制《深远海海上风电发展规划》，开展专属经济区及大陆架海域开发海上风电项目可行性研究，充分考虑通航、风资源、水深和地质等因素的影响，在有条件的区域布局一批海上风电基地先行先试，推动形成规模化连片开发格局。

二是支持海南利用广阔的海上风电市场发展海上风电装备制造业，充分利用自贸港政策，发挥国内国际双循环交汇点作用，使海南成为全国风电装备原辅料进口最便利、最快捷的地方，形成全国风电装备生产、销售的聚散地，建立国家级海上风电装备生产示范基地。

三是支持海南利用国内国际两个市场、两种资源，建立国际海上风电装备技术创新合作平台，并在科研立项、智能制造、首台套奖励等方面予以倾斜，支持海南风电装备面向东南亚实现“装备出海”“技术出海”。

加快绿色氢能产业发展

进一步扶持绿氢制备产业   大力发展绿氢装备

全国人大代表、中国船舶集团有限公司第七一八研究所副所长   郭建增

“氢能是战略性新兴产业的重点方向，以绿电制绿氢也已经成为氢能产业可持续发展的行业共识。但是，绿氢制备产业发展仍面临一些挑战。”郭建增指出，目前绿氢制备产业存在资源与市场的错配难题，绿氢的生产地通常是在风光资源丰富的“三北”偏远地区，而使用地则是在人口和经济较为发达的城市或工业区，目前还尚未建立完善的氢气储存和输运网络渠道；制氢成本居高不下，电力成本高昂，电解水制氢装备造价昂贵，部分关键技术还需要依赖进口。

绿氢作为纯正的零碳能源，对于实现“双碳”目标意义重大，但目前尚没有建立真正的绿氢市场，在一定程度上限制了绿氢的下游应用。

为推动绿氢制备产业健康发展，郭建增建议，一是强化绿氢制备的行业意义，为绿氢发展提供强有力支持，进一步加大绿氢项目开发支持力度，健全绿氢项目激励机制，提升绿氢市场占有率，更大程度地鼓励绿氢制备及下游应用行业的发展。

二是将氢能纳入能源管理范畴，推进氢能服务于社会经济发展，明确氢能在能源体系中的定位，促进基础设施建设，加强氢安全技术研究，形成覆盖全产业链的标准体系，以此带动传统产业转型升级并催生新产业链，对促进社会经济新旧动能转换具有重要意义。

我国氢能产业链建设水平有待进一步提升

全国人大代表、中国石化中原油田党委书记   张庆生

“近年来，国家及各省市层面陆续出台一系列氢能产业支持政策，国内氢能产业链建设日趋完善，但总体来看，该产业仍处于政策扶持及市场培育阶段。”张庆生指出，氢能产业发展尚面临绿氢成本竞争力有待提升、氢能应用场景有待丰富等不足。

一是绿氢成本竞争力有待提升。我国绿氢资源富集区与主要应用市场区错位，风光等可再生资源主要在西北部，绿氢炼化、交通应用主要集中在东部、南部及沿海地区，导致绿电制氢成本短期内仍高于化石能源制氢。

二是氢能应用场景有待丰富。受经济性及有关行业标准制约，氢能应用场景仍然较窄，氢燃料电池车辆保有量增长慢、实际利用率不高，部分地方政府补贴难落实且有退坡趋势；绿氢在电力、化工、冶金和建筑等领域的利用规模较小，推广难度大。

三是技术装备自主化水平有待提高。我国目前在燃料电池和氢能储运等领域的部分关键材料、技术与产品还处于研发阶段，产品性能有待进一步验证，存在国产化程度不高、对外依存度较大等问题。

为了解决这些不足，张庆生建议：一是进一步优化国内氢能产业链布局结构。延续氢能交通领域支持政策，同时重点推动绿氢在工业应用方面有关鼓励及支持政策的出台，如对绿氢生产或消纳企业给予一定的财税支持，并在相关企业经营业绩考核方面给予激励支持政策等。

二是加快统筹建设氢能标准体系。进一步完善氢能在船舶和机车等重型交通，冶金和化工等工业脱碳，储能和发电等能源电力领域标准规范覆盖，加快明确基础设施建设领域政府监管体系，有效发挥政府和政策引导作用，进一步拓展氢能应用场景。进一步明确氢能产业链“制储运用”各环节的管理规范及相关法律法规体系，形成统一高效的氢能项目审批管理制度。

三是加快氢能交通产业链发展。明确支持传统加油站升级为综合加能站，明确支持加油站依法依规开展加氢站、充电站、换电站和分布式光伏发电站的建设与运营，将传统加油站升级为综合加能站，满足多元化补能需求。进一步规范加氢站建设和管理优化流程，在国家部委层面明确归口管理部门，与加油站、加气站归口管理部门保持一致，加快制定规划、报建、竣工验收和经营许可全流程的管理办法，引导地方制定审批流程。进一步加快氢能示范城市群政策落地，形成多样化的氢能交通应用场景。

四是加快绿氢产业链发展。加强绿氢产业顶层设计，从国家层面规划一批绿电制氢、储氢和用氢重大工程，有序推动绿氢在交通、储能、发电和工业等领域应用；加速推进氢能产业化集群建设，形成一批供氢中心、氢能装备制造中心和用氢示范群。加速绿氢产业链国产化替代和示范，完善碳标签制度和法律法规体系，制定完善氢能行业规范、制度法规框架体系以及技术规范，形成统一的行业标准。

积极有序推动核电安全可靠发展

为核能发展提供安全保障

全国政协委员，中国原子能党委书记、董事长   辛  锋

“核电的快速发展对核燃料产业来说，是挑战更是机遇。核燃料作为核电粮仓，有责任和义务在我国核电发展的历程中，提供稳定、可靠、安全和高质量的产品供应，从而保证整个核工业上下游产业链的发展。”辛锋指出，“我们已经开始在各个方面谋篇布局，做了全方位的梳理。我相信依靠国家强大的工业体系和工业能力，再加上我们自身的努力，完全有能力、有信心保障核电的快速发展。”

过去几十年来，核燃料产业为中国核电的发展提供了坚实有力、稳定可靠的保障供应。但随着核电发展的提速，特别是在2022年国家已批复10台核电机组的背景下，核燃料产业也面临更高要求。

针对下一步工作，辛锋表示，从产业链安全角度来看，一是要尤为关注供需平衡的问题，要加强核燃料产能项目的建设来确保未来核电发展的需要。

二是要持续大力推行自主化工作，“这不代表我们要排斥其他的合作方，但我们要做到把饭碗牢牢地端在自己手里，手中有粮，心中不慌。只有这样，如果在未来遇到极限打压的情况，我们才能保持自主、稳定、可靠和安全的核燃料供应，这也是我们燃料系统的初心和使命，也是我们的职责所在。”

除了保障国内的核燃料供应，辛锋表示，坚定不移地走国际化道路是中国原子能成为世界一流企业的必由之路。面对困难重重的国际化道路，辛锋指出，除了有效控制成本，中国原子能也积极与世界的各主要需求方对接，真正做到“跑出去，抢订单，稳增长”。

面向未来，辛锋表示，中国原子能目前只是走出了万里长征的第一步，未来希望能够实现全产业链的“走出去”，包括零部件和原材料等，随着核电的发展，燃料产业的壮大，能够更多地融入国际发展的产业格局中。“但很多问题也不可能短期内一蹴而就，我们希望在未来的一定时间内，努力达到世界一流的目标，从而也为强国目标贡献中国原子能的智慧和力量。”

加大核电发展力度   拓展核电空间布局

全国政协委员，中国广核集团有限公司党委书记、董事长   杨长利

“我国核电已具备实现更大目标、更高质量发展的扎实基础。”杨长利表示，为充分发挥核电战略价值和积极作用，建议进一步加大力度，在确保安全前提下，未来10年保持每年核准开工10台以上机组的稳定节奏；建议拓展空间布局，在清洁基荷电力供应保障能力不足、碳排放和污染物排放强度过大的内陆地区，尽早启动核电项目的规划建设工作，力争“十四五”时期实现核准开工；建议做好核能供暖示范项目经验总结，进一步开展技术经济性和商业模式研究，条件成熟后尽快在北方地区大中城市推广应用，助力新型城镇化建设。

党的二十大报告将核电技术列为我国进入创新型国家行列的重大成果之一，并强调积极安全有序发展核电。受欧洲能源危机影响，全球更加重视核能在能源安全保障中的战略作用。

杨长利介绍，我国大陆现有在运在建核电机组76台，装机8100万千瓦，位列全球第二，但发电装机和发电量占比仍较小，分别为2.2%和5%，尤其是发电量占比不及世界平均水平的1/2、发达国家的1/3。在碳达峰碳中和目标下，按照2030年、2050年核发电量占比分别达10%和18%测算，核电在运装机容量至少需达到1.5亿千瓦和3.8亿千瓦。

可以看到，在践行“双碳”战略大背景下，我国无法再大规模新增化石燃料进行发电，在风电、太阳能等新能源占比日益提高的电力系统中，需要核电作为稳定电源，与新能源形成互补，发挥基础支撑作用。

“大力发展核能对保障我国能源安全，落实‘双碳’目标和构建新型电力系统具有重要意义。”杨长利表示，目前，我国核电发展空间布局尚不平衡，全部集中在沿海区域。在构建新型电力系统、积极稳妥推进“双碳”目标的新形势下，拓展核能应用的空间布局很有必要。

针对内陆核电的安全问题，杨长利进一步介绍，我国规划的内陆核电厂址具有足够抗震裕量、抵御洪水和干旱的能力。“近年来，针对主要关注的水资源保障、严重事故对流域影响、应急预案可行性等问题，核电界开展了大量深入细致的研究论证，结论表明，在内陆建设核电站，技术上完全可行。”

杨长利表示，中广核作为以核能为主要特色的世界一流清洁能源企业，下一步将做好核能供暖示范项目经验总结，在确保安全的前提下稳步扩大供暖规模，助力新型城镇化建设，为推进中国式现代化建设贡献中广核力量。

开足马力推进“核能+”产业新模式落地

全国政协委员，中国核电党委书记、董事长   卢铁忠

“看到公众对核能的期待令人感动，同时也引发了我们更多对如何安全有序发展核电的思考。”卢铁忠说。

“实现碳达峰碳中和目标，需要结合我国资源禀赋，因地制宜开展高温气冷堆核能多用途利用。”卢铁忠表示。

高温气冷堆具有固有安全性高、蒸汽参数高、可高温热解制氢等优势，可为多产业提供工业蒸汽、氢、电力的能源一体化解决方案。

2021年12月20日，全球首座球床模块式高温气冷堆核电站——山东石岛湾高温气冷堆核电站示范工程送电成功。2022年12月9日，山东石岛湾高温气冷堆核电站示范工程反应堆达到初始满功率，实现了“两堆带一机”模式下的稳定运行，取得又一重要里程碑节点，向实现商运又迈进了一步。

“一台高温气冷堆可以提供3600吨/小时高温蒸汽，或与热化学制氢工厂匹配，可满足180万吨钢/年的能量需求，相比同等规模的传统火电机组，每年可以减排二氧化碳342万吨，将其与石油化工、钢铁冶金等产业工艺耦合，将有效助力石油化工、钢铁冶金等产业在新发展格局下的高质量发展。”

随着国家“双碳”战略纵深推进，石化行业的发展环境也发生着深刻变化。作为基础性产业，石化和化工行业肩负着支撑国民经济发展的重要责任。实现石化行业的绿色发展，推动行业低碳转型，是降低企业生产碳成本，保障石化行业实现高质量发展的必然选择。

“利用核能供热、供汽、供电，是石化行业面临保障稳定供应与清洁低碳转型双重挑战下的优选方案。高温气冷堆与石化耦合可行且必要。”卢铁忠建议：一是优化高温气冷堆项目立项、审批政策。建立国家层面、多部门联动机制，研究编制以高温气冷堆为主力堆型的核能多用途利用专项规划，优化产业配套的高温气冷堆的审批路径和标准，加快高温气冷堆石化耦合与制氢示范项目落地及产业化推广应用。

二是适时启动在一些清洁能源输出省份的核能利用。一方面推动高温气冷堆与该区域的石化、钢铁等高耗能企业耦合发展，加快推动高耗能产业脱碳；另一方面针对高比例发展风光新能源的省份，以核电作为基荷电源，支撑可再生能源基地的电力输出与消纳。

“中国核电事业发展的主要成就，不仅体现在机组数量和规模上，更为重要的是中国核电技术的进步以及安全绿色发展。”谈到我国未来的核电事业，卢铁忠反复提及安全、创新、绿色、和谐发展的重要性。“在实现核能包容式、可持续、共享式发展的道路上，我们将不遗余力。”

支持新型储能产业健康可持续发展

完善容量电费机制

全国人大代表、美的集团副总裁   钟  铮

在欧洲能源危机、“双碳”目标、新能源建设高速发展等背景下，新型储能产业拥有巨大的市场和发展机遇。按照《“十四五”现代能源体系规划》，2025年我国电力总装机容量将达到30亿千瓦，灵活调节电源建设将达到7.2亿千瓦（占比24%）。目前全国灵活调节电源容量只有0.5亿千瓦左右，必须加快发展。相对于抽水蓄能，新型储能调节性能好，建设速度快，不受地域限制。

“新型储能技术仍处于商业化和规模化发展初期，面临不少问题。”钟铮总结了目前新型储能技术面临的挑战：一是新型储能实际利用率不高，未能充分发挥价值；二是投资回报机制不完善，影响行业投资积极性。

因此，钟铮建议：一是建立新型储能共享传统抽水蓄能容量电费机制；二是建议建立储能碳积分制度；三是出台金融支持和财税减免政策；四是激励新型储能技术创新，解决共性技术难题；五是统筹锂资源开发，稳定市场价格。

钟铮指出，储能产业要健康发展，必须要建立稳定盈利的商业模式。因此，钟铮建议一是完善容量电费政策，保证储能投资的基本收益，保障储能在7年左右时间内投资不亏本（电池日历寿命限制）；二是完善辅助服务机制，使储能能够参与电力市场交易和服务，通过辅助服务获取收益。

着力推动新能源锂电池产业高质量发展

全国政协委员，中国诚通控股集团有限公司党委书记、董事长   朱碧新

我国全面实施新能源战略及碳达峰碳中和战略以来，受新能源汽车增长及能源结构革命的带动，新能源锂电池产业高速发展。但是，随着产业结构、规模、资源匹配等情况的变化，发展性问题随之而来。朱碧新提出，目前我国新能源锂电池产业面临三方面主要风险：供应链安全风险、产能无序扩张可能引发的相关风险，以及新能源锂电池产品标准化程度不高带来的行业资源沉没和浪费风险。

可以看到，我国新能源锂电池产业仍在培育发展过程中，如何推动锂电池产业实现高质量发展，朱碧新建议：

一是围绕锂、镍、钴等关键资源，规划建立国家储备，组织有关矿产、材料、电池企业，加强全球资源开发布局和渠道建设；探索建立调控机制，通过价、量调节平衡市场，引导关键资源价格稳定在合理区间，确保产业链供应链安全。

二是针对新能源锂电池材料、设备、电池及整车和储能等产能投入，进一步加强总体规划，建立需、技、产、销预判及联动联调机制。鼓励以战略合作、资本互投等方式，加强企业间的产能精准绑定。对产能规划中的技术级别、制造能力、产品质量等加强指导，并明确标准，提升新建产能的科技水平和技术质量，避免低质低效产能过剩。

三是组织主要产业企业、协会机构等共同协作，进一步强化对电池、电池系统等相关产品的外观（尺寸等）标准化和配装标准化政策的制定推行，加快统一相关标准。

光伏发电进入高质量发展新阶段

推动户用光伏行业高质量发展

全国政协委员、正泰集团董事长   南存辉

在“双碳”目标引领下，我国光伏发电行业进入了大规模、高比例、市场化和高质量发展新阶段，户用分布式光伏装机迎来爆发式增长。2022年，户用分布式光伏新增装机25.25吉瓦，同比增长17.3%。户用光伏累计装机容量接近70吉瓦，每年可发绿电达700亿千瓦时。户用光伏已成为推动我国落实乡村振兴战略、如期实现碳达峰碳中和目标的重要力量。

在南存辉看来，户用光伏的用户基础庞大，对农村经济发展、美丽乡村建设、共富模式探索意义重大，也是我国实现能源结构转型的重要生力军，国家正大力推进其发展。

“随着装机规模逐渐增大，户用光伏在部分地方受变压器限容、整县推进政策执行出现偏差、备案并网流程复杂等因素影响，制约了户用光伏行业持续、健康发展，不利于‘双碳’目标实现。”南存辉表示，为了推动户用分布式光伏发电行业高质量发展，一是鼓励社会资本参与加快农网升级改造进程，在试点县（市、区）开展台区变压器扩容、增容、升压改造。不以开展整县试点为由暂停、暂缓户用光伏项目备案和电网接入等工作。

二是进一步优化户用光伏的备案、并网流程及要求，明确户用光伏的各类业务模式均以自然人名义备案、并网，统一电网接入要求，简化业主电站建设流程。在户用光伏行业发展过程中，鼓励国央企与民企强化深度合作，共同联合开发。

三是建议出台户用光伏行业的准入门槛、建设标准和运营资质等规范要求，保障户用光伏产业的健康可持续发展。

优先保障硅能源产业用电需求

全国人大代表、通威集团董事局主席   刘汉元

随着光伏装机规模大幅增长，硅能源产业同步快速发展。2022年，国内高纯晶硅总供应量达90万吨左右，其中国产81万吨，进口9万吨。2023年，国内总产量预计将达到150万吨左右，其用电需求也将同步增长。

“按生产1千克高纯晶硅用电60千瓦时计算，全年用电需求总量将达900亿千瓦时左右。150万吨高纯晶硅可生产600吉瓦光伏发电系统，年发电量高达7800亿千瓦时，系统可以稳定运行25年以上，整个生命周期回报的电力是投入的50倍以上，是典型的‘小能源’换‘大能源’的产业，是真正意义上的‘新煤炭’‘新石油’。”刘汉元表示。

目前，晶硅光伏产业的主要聚集区都存在着用电需求无法保障、季节性限电限产问题，客观上对硅能源产业发展造成了一定制约和影响。作为光伏产业的核心原材料，高纯晶硅是整个光伏产业链上唯一还有进口占比的环节，其技术含量和工艺复杂程度高，需要较长时间持续稳定生产，才能保证高洁净度系统环境，产品品质、纯度才能得到保障。

因限电不仅影响产品品质和产量，给企业造成严重经济损失，减缓了进口替代，而且影响系统稳定性，增大安全风险，给企业生产带来较大安全隐患。

2022年，受夏季高温天气影响，国内多地出现电力短缺，山东、四川、浙江、安徽、江苏和云南等省均出现季节性限电限产，导致硅能源等绿色高载能产业在需求旺季被迫降低负荷运行，对晶硅光伏产品的按时供给和交付带来一定影响。

为促进硅能源产业持续健康发展，刘汉元建议：一是在工业领域优先保障硅能源生产企业用电需求。在保障民生用电的基础上，明确不将硅能源企业纳入有序用电范围，支持硅能源产业最大程度发挥产能，有效保障光伏产业链、供应链稳定安全，支撑光伏产业稳健快速发展。

二是支持硅能源产业发展，其原料及产业链各环节生产能耗不纳入能耗总量考核。加快硅能源产业发展，进一步强化硅能源产业的能源正向回报属性，持续释放先进产能。同时，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放“双控”转变。

三是提高硅能源产业零碳、低碳能源自给率。建议允许硅能源生产企业自建光伏、风能电站，配套完善相应体制机制、政策措施，优惠减免过网费，实现自发自用，既满足增量用能需求，又不增加碳排放。同时，鼓励光伏、风电和水电等绿电优先保障供给硅能源生产企业，真正实现绿色能源生产绿色能源的零碳循环。（杨歌）