# 在电费基础上加收服务费被罚款17.3万元！ 近日信用中国（甘肃）官网公布兰州鑫盛顺物业管理有限责任公司的行政处罚决定书。兰州鑫盛顺物业管理有限责任公司作为转供电主体，在向转供电用户收取电费时，在电费的基础上加收服务费，其行为违反了《中华人民共和国电力法》相关规定，构成电力价格违法行为，被兰州市市场监督管理局警告并罚款17.3万元。 经查，当事人公司成立于2005年，隶属于兰州国资利民资产管理集团有限公司。公司业务范围主要是为工贸大厦及郑家台三个小区提供物业服务，并为工贸大厦及相邻虹云宾馆等单位提供电力转供。当事人与国网甘肃省电力公司兰州供电公司签订《高压供用电合同》，约定当事人在向各转供电用户代收电费后向国网甘肃省电力公司兰州供电公司缴纳电费，当事人属于转供电主体。 2019年12月，当事人因在转供电环节不执行政府定价的行为，受到兰州市城关区市场监督管理局的行政处罚之后，以转供电设备建设成本高、电力损耗较大、物业成本较高为由，将收取的电费重新进行设置，分为电费和服务费两个收费项目，并于2020年1月份开始，采取口头约定的方式向其提供转供电的30户公司及个人在每月电价的基础上收取服务费。当事人收取转供电用户电费时，采取分户计量、抄表计数的方式，按照国网甘肃省电力公司兰州供电公司在每月初统计的电费清单列明的收费标准进行实收实缴。当事人收取服务费的标准是以转供电用户每月的用电量和服务量为基准，在转供电用户每千瓦时的用电基础上加收0.28元至0.38元不等的服务费。收取电费和服务费时向转供电用户开具增值税发票，并记入当事人公司财务账册中的主营业务收入科目。经统计，当事人从2020年1月至 2021年5月期间，共计收取转供电用户电费和服务费3726245.78元，其中电费2599342.53元、服务费1126903.25元。 根据甘肃省发展和改革委员会、甘肃省住房和城乡建设厅、甘肃省市场监督管理局《关于进一步明确转供电收费政策规范转供电主体收费行为有关工作的通知》（甘发改价格〔2020〕年347号）文件的规定：损耗率最高不得超过10％。虽然当事人未对损耗率等数据进行核算，但转供电损耗的事实客观存在，按照损耗率最高不得超过10％的要求，当事人的电损费用最高为电费2599342.53元的10%，即2599342.53元×10%＝259934.25元。当事人在电费中加收的费用为服务费减去电损费用，即1126903.25元－259934.25元＝866969元。 根据《中华人民共和国电力法》第六十六条规定，兰州市市场监督管理局对当事人予以警告并处违法收取费用0.2倍的罚款173393.80元，处罚决定日期2022年3月29日。

# 2021年市场化交易电量为2015年的近5倍 电力市场“决定性作用”凸显！ 2021年，全年市场化交易电量3.7万亿千瓦时，同比增长17.2%，占全社会总用电量的44.6%，是2015年市场化交易电量的近5倍。2021年电力体制改革不断深入，市场体系建设扎实推进，电力市场在资源配置中的决定性作用进一步体现。电力作为一种特殊商品，长期以来实行“计划定价”，无法像其他大宗商品一样随行就市。自2015年3月15日中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）起，我国开启了电力商品化之旅。7年间，电力市场在路径依赖与换挡升级碰撞、历史遗留和新问题的交织中，取得了诸多可喜成绩，也面临一系列艰巨任务。 市场化交易规模跳增 随着国家发改委去年10月印发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（下称“1439号文”）落地实施，电力市场化发展进入质、量并重的新阶段。1439号文建立健全了‘能跌能涨’的市场化电价机制，通过价格信号进一步提升发电积极性的同时，加强了市场价格及市场力监控，稳定了市场预期。从现货市场来看，现货市场价格先升后降，基本体现了燃煤发电的成本变化。伴随着电力市场在资源配置中的决定性作用进一步增强，电力市场交易规模呈现出“日新月异”的增长态势。 国网经营区内，全部工商业用户进入市场后，市场交易电量规模大幅增加，各省月度直接交易电量总体规模环比增加超1200亿千瓦时。根据测算，2022年电力市场化交易占比将从50%左右提高到80%左右。以南方区域为例介绍，截至2021年底，南方区域市场注册主体同比增长51.2%。2021年，南方区域省内市场化交易电量同比增长15.2%，占南方区域全社会用电比重40%，超过全国平均水平近6个百分点。 新能源市场化交易规模同步快速增长。相关数据显示，2021年，国网经营区内，新能源市场化交易电量2313亿千瓦时，较2020年提高4.2个百分点；南网经营区内，2021年首次开展可再生能源消纳量交易，2022年交易规模创国内历史新高。 电价“随行就市”面临新挑战 经济形势、管理体制、供需格局、气温变化、燃料成本等无不影响着电力市场。此前“雷打不动”的电价，如今要“随行就市”，难度可想而知。当前电力市场的生产结构、技术基础、控制基础发生了深刻变化。传统电力系统的控制对象是同质化大容量常规发电机组，可采用集中连续控制模式。但新能源单机容量小、数量众多、布点分散、特性差异化。同时，电力系统的可控对象从以源为主扩展到源网荷储各环节，控制规模呈指数级增长。牵一发而动全身，电力市场建设面临诸多新挑战和新要求。统筹考虑当前市场建设实际进展和呈现出的新特点，下一步市场建设主要面临以下三方面的挑战，即如何适应供需形势新变化、如何促进新能源消纳和高水平发展，以及如何保障电力价格稳定。目前市场仍存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一，以及跨省跨区交易存在市场壁垒等问题。全国统一电力市场体系下，不可避免存在整体与局部利益调整的矛盾。 以转型带来的系统成本上升疏导问题为例，新能源平价上网不等于平价利用，除新能源场站本体成本外，新能源利用成本还包括灵活性电源等投资、系统调节运行成本等系统成本。随着新能源规模快速增长，系统运行成本将显著增长。据测算，新能源电量占比超过10%以后，每提升5个百分点将增加消纳成本88分/千瓦时，需要科学合理疏导相关成本。 成本疏导是关键 如何应对电力市场的挑战，加快建设全国统一电力市场体系，要规范统一电力市场基本交易规则和技术标准。破除电力交易的地域界限，推动实现各级电力市场统一规范运营和有效衔接。进一步明确绿色电力市场、绿证市场和碳市场的功能定位，理顺三者之间的关系，构建目标一致、互相协同的绿色交易体系等。要健全多层次统一电力市场体系，完善统一电力市场体系的功能，健全电力市场交易机制。逐步推动各类主体参与市场。明确市场准入标准，规范准入流程，积极推动抽蓄、储能、可调负荷资源、分布式能源、新能源汽车等灵活性调节资源，以独立主体或聚合商模式参与市场。发挥新兴市场主体灵活调节优势，推动其参与辅助服务市场、调节容量市场和需求侧响应等。灵活性资源入市只是第一步，成本疏导是关键。支撑和调节电源的价值需要在市场中充分体现。在完善的政策保障和市场机制下，煤电等支撑性电源提供容量备用和调节服务产生的成本需要得到充分补偿，抽蓄、储能等调节电源需要合理回收投资成本，保障支撑电源可持续发展，激励调节电源加快建设。以南方区域电力市场为例指出，当前电力市场建设要重点解决的问题很多，如统一市场建设体系、区域利益协调、统一交易业务规范、新能源参与电 力市场、有效政府和有为政府结合等问题，以及不同类型电源同台竞价与利益矛盾疏导、省间与省内各类不平衡资金处理问题等。针对区域市场出现省间、省内不平衡资金的问题，南方区域初步考虑对于跨省区不平衡资金在送受省区合理分摊或分享，对于省内不平衡资金将按照‘谁受益、谁分摊’的原则进行疏导。

# 新型储能何时实行容量电价受关注 目前，针对抽水蓄能国家已经出台了容量电价机制，但对于发展空间更大的新型储能，却无法同等享受容量电价政策，面临不公平竞争，发展速度和质量严重受限。参照抽水蓄能建立适用新型储能特点的容量电价政策，给企业形成稳定合理的收益空间。同样都是“储能”，政策为何“厚此薄彼”？对新型储能实施容量电价是否可行？ 新型储能遭遇政策不公？ 当前，以电化学储能为主的新型储能技术具备毫秒级快速响应和双向调节的优势，不受地理条件限制且建设周期短，可提高电网事故快速恢复能力、减少负荷损失，且在电力系统的源、网、荷侧都可根据需求灵活部署。容量电价是提升储能电站综合效益的重要措施和手段。应破除制约市场竞争的各类障碍和隐性壁垒，参照抽水蓄能建立适应新型储能特点的容量电价政策。新型储能对容量电价政策的诉求一直存在，且较为强烈。我们认为既然新型储能和抽水蓄能干一样的活，发挥同样的系统价值，就应当给予同样的政策。抽水蓄能是最成熟的储能技术，和电化学储能规模存在量级差异。 以河北丰宁抽水蓄能电站为例，其装机容量达到360万千瓦，可满足整个区域电网系统的调峰需求。一座装机容量120万千瓦时的日调节抽水蓄能电站，不考虑超发，日设计发电量可达到720万千瓦时。这是其他储能技术无法企及的规模优势。从使用寿命来看，抽水蓄能使用期限长达百年，而电化学储能循环次数一般为5000—8000次。以成本监审周期40年计算，电化学储能要和抽水蓄能满足同样市场需求，其全生命周期需要采购3次设备，综合造价成本非常高。其他新型储能技术如压缩空气储能、飞轮储能应用场景更是有限。抽水蓄能电站具有公共属性，可以实现电力系统的最优配置。而电化学储能无法体现抽水蓄能调压、系统备用和黑启动等多项辅助服务价值，电网系统不能直接对其进行调度。新能源侧的电化学储能是为了缓解弃风弃光问题，完成电力上网要求，实际效果与抽水蓄能并不能相提并论。 “谁来买单”的核心难题待解 值得注意的是，去年7月，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本、收益纳入输配电价回收。电网侧独立储能被电网直接调用，这些项目主要靠调峰调频获取辅助服务费，收益较为单一，对政策支持的需求较为迫切。但是探讨电源侧和用户侧储能的容量电价意义不大。工业园区的高耗能企业自建储能设施，低谷电价充电，用电高峰放电，可减少自身成本支出；对于新能源侧储能配套建设项目，企业在配建之前就需要算好经济帐，财务指标预期比较明确。与电网侧储能相比，成本矛盾并不突出。实际上，虽然政策已经明确，但“谁来买单”这一核心问题尚未解决。 抽水蓄能容量电价由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收，实际上是由用户买了单。规模和单位系统造价构成了容量电价的计算基础。电化学储能成本是抽水蓄能成本的3-4倍，如果按照同等收益条件简单计算，其单体成本和系统公平性都将面临挑战。相关部门还在研讨，目前没有出台具体的实施方案。不同于抽水蓄能的“全国一盘棋”便于管理，新型储能技术路线较多、颇为复杂，容量电价如何实施，需要做好前期规划。 成本纾解关键在于商业模式 有必要指出的是，明确规范是政策执行的前提。但目前政策尚未确立储能纳入输配电价的边界与条件，也未建立储能作为电网替代性方案所产生的系统性成本与收益的评估方法。要对保障电网安全的储能资产进行系统性成本与效益评估，并依据评估结果考虑是否将其纳入输配电价。未来我国还需针对纳入输配电价的储能建立相应的监管方法与体系，对资产成本、收益来源、投资主体等进行有效监管。我国新能源侧强制或鼓励配套的储能设施，以及参与辅助服务市场的储能设施，其系统性成本与收益，以及相关受益主体尚未得到详细且明晰的估值，成本也有待疏导，以致政策的有效性和可持续性较差。电化学储能是重要的灵活性调节资源，盈利不能只靠电价政策，也应从运行角度考虑。从这一角度看，容量电价并不是解决电化学储能成本压力的好办法。想要纾解新型储能成本，关键还在于建立切实可行的商业模式，尽快建立能够反映电力资源稀缺属性的电价机制或现货市场价格机制。在现货市场建设过程中要考虑设计体现时序和地区特性差别的电价机制，一方面引导用户用电行为与发电规律相匹配；另一方面通过发现价格反映储能等灵活性资源的市场价值。

# 新型储能发力全面市场化 国家发展改革委、国家能源局近日联合印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《实施方案》），明确了新型储能的独立市场主体地位，提出到2030年，新型储能实现全面市场化发展。 我国电力体制改革处于攻坚关键期，推进新型储能产业市场化发展，是统一电力市场体系下构建多层级电力市场构架与机制的必然需求，也是储能产业良性发展的必由之路。当前，我国新型储能市场化发展正由“盲目强配”向“市场引导”转变。未来10年内，储能产业发展的重要任务是全面实现市场化，需要着重解决成本疏导、分摊机制等难题，以拓宽储能产业收益渠道，最大化发挥储能灵活性价值。国家发改委、国家能源局此前发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中，提出到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上的目标，《实施方案》中却没有体现。在电力市场机制相对完善的情况下，储能产业将会通过市场无形之手达成最优配置。促进新型储能产业市场化发展，可以推动储能产业进一步制定合理的成本分摊和疏导机制。促进储能系统参与各类电力市场，通过电力市场竞争机制与储能产业深度融合，可以构建全社会成本最低的供求体系与机制，实现能源科学配置。新型储能产业全面市场化指的是在不依靠补贴的情况下，储能可以回收成本并盈利、市场竞争充分、商业模式灵活。强调储能市场化发展，是防止过热现象发生。 从政策机制来看，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》、《新版两个细则》《浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务运营规则》《山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易实施细则（试行）》等国家及省级层面相关政策文件与运营规则相继颁布，市场期待多年的储能参与电力辅助服务的主体地位得以确认，规范化的市场体制机制正在加速构建。”甘肃、山东、广东、山西、内蒙古等省区不断修订完善适合新型储能入市的交易制度。山东积极推动新型储能参与电能量现货交易、调峰调频等电力辅助服务，不断尝试多品种交易叠加。从实践中看，甘肃推进新型储能在弃电期间调峰、非调峰期间可调频等市场机制，充分展现了通过合理储能价格机制可充分发挥新型储能的灵活性价值。除此之外，拉大峰谷分时电价政策以及探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收意见的提出，进一步拓宽了储能多元化收益的渠道。 当前，锂离子储能、压缩空气等储能技术已经备规模化、商业化发展的能力。新型储能规模化、市场化应用处于启动阶段，成本高、商业模式模式单一、市场机制不畅、成本疏导难等仍是全面实现市场化发展的棘手问题。当前我国电力市场相关运营规则等文件虽已在不断修改完善，市场规则与各类市场主体逐渐成熟，但现货市场试点数量有限、结算周期短、多层级市场机制间协同不足等问题仍需要进一步优化解决。尽管全国多地均已在新型储能参与各类电力市场方面有所尝试，但新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制、结算细则等细节问题尚不清晰，试点示范模式还不成熟，地方实践对于全国新型储能市场化发展而言是否具有普适性，还有待进一步考量。 如何建立切实可行的商业模式？能够反映电力稀缺属性的电价机制或现货市场价格机制。在现货市场建设过程中，应考虑设计存在时序和地点特性差别的电价机制，一方面引导用户用电行为与发电情况相匹配，另一方面发挥储能等灵活性资源的市场价值。明晰储能相关受益主体，新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，相关交易、调度、结算细则等。完善‘按效果付费’的电力辅助服务补偿机制，丰富辅助服务交易品种，增加辅助服务收入电费占比，加快形成储能的收入形成机制。

# 煤企去年利润总额超7000亿元 中国煤炭工业协会（以下简称“中煤协”）近日公布的2021年煤炭经济运行情况显示，全国规模以上煤炭企业实现营收3.3万亿元，同比增长58.3%；利润总额7023.1亿元，同比增长212.7%，煤炭经济运行质量效益持续提升。从主要耗煤行业看，全国火电发电量去年同比增长8.9%，成为拉动煤炭消费增长的主要动力，化工行业原料用煤需求也保持增长。 细分数据显示，煤炭生产重心加快向优势企业集中。前8家大型企业原煤产量20.26亿吨，占全国总产量的49.1%，同比提高1.5个百分点。其中，亿吨级以上企业原煤产量占比为44.6%，同比提高1.5个百分点，973处安全高效煤矿原煤产量比重达到60%以上。前5家、前10家大型煤炭企业利润占比分别达到25.7%和30.2%，经济效益进一步向资源条件好的企业集中。

# 国际煤价接连下调 印尼HBA价格三连涨 随着俄乌冲突缓和，在3月10日前后达到最高点后，国际动力煤价格持续回调。截至4月5日，印尼卡里曼丹港4200大卡动力煤价格93.95美元/吨，较3月最高点下降42.05美元/吨，3800大卡价格76.5美元/吨，较3月高点下降59美元/吨；南非RB港5500大卡动力煤234.2美元/吨，较3月高点下降195.7美元/吨；欧洲ARA三港6000大卡动力煤310美元/吨，较前期最高点下降88美元/吨。 2022年以来，印尼动力煤基准价格HBA持续攀升。4月HBA价格定为288.4美元/吨，环比3月份的203.69美元/吨上涨84.71美元/吨，涨幅41.6%。印尼能矿部发言人表示，由于俄乌局势及随之爆发的国际能源问题，全球煤炭大宗商品价格受到影响，而且随着疫情好转，各国经济活动的恢复也带动了全球煤炭的高需求，此外，中国电力需求也是价格上涨重要因素之一。 印尼国内电力行业的HBA价格被定为70美元/吨，水泥和化肥行业的HBA价格设定为90美元/吨。发言人表示，这样定价考虑到了企业对成本的承受能力，以保持国内工业的竞争力。 目前亚洲动力煤市场在情绪上仍然看跌，尽管有潜在需求，但买家对高价的接受意愿不高。一些矿商收到了印度、泰国和韩国买家的出价，出价水平较低。 印度终端用户主要依赖于国有印度煤炭公司(Coal India)的煤炭供应，以及港口和电厂的库存。根据印度中央电力局的数据，4月3日，电厂库存为2516万吨，可用天数9天以上，自3月31日以来，库存呈下降趋势。随着气温逐步升高，采购需求最近一直在好转，但对印尼煤的出价水平很低。 一位泰国贸易商表示，泰国用户4月份的需求已经得到满足，将等待5月份的报价。目前，他们出价非常低，只是想试试看市场是否真的能满足这些出价。 与此同时，加里曼丹的驳船仍然紧张。一位印尼贸易商称，市场仍看好高卡优质煤，中国买家希望压低中低卡煤的价格，但是当前供应较为紧张，印度和东南亚国家的需求对低卡煤价格有一定支撑。部分买家有购买兴趣，但交易态度比较谨慎。印尼矿商并不着急签订合同，他们对后期的夏季需求仍持乐观态度。一位新加坡贸易商有不同的看法，他认为俄乌冲突和新冠疫情的影响似乎正在减弱，煤炭价格也应该会降至合理区间。

# 今年煤价最低点会在四月份出现？ 大家普遍认为，每年的春节是一年中煤价的最低点。但今年与往年不同，今年1月1日起，受印尼煤限制出口，以及国内电厂补库等因素影响，到港拉煤船舶增多，煤炭市场交割火热，煤价出现上涨。春节期间，出现淡季不淡现象，电厂加快补库；而贸易商手里存煤不多，造成市场供不应求，保持活跃态势。 四月份，正值电厂机组检修期，需求下降。不但取暖负荷减少，下游开展火电机组检修，也是大秦线春季检修阶段，煤炭市场呈供需两弱走势，预计煤价在本周跌至谷底之后会在中低位徘徊。“五一”之后，电厂机组检修完毕，叠加疫情得到有效控制，工业企业开足马力，加快生产；预计工业用电负荷回升，煤炭市场将出现复苏。四月份，受以下因素影响，促使煤价走低。 1.港口煤价显著回落。 大秦线检修推迟，电厂借机垒库；而长协兑现率提高，电厂提库压力减轻，采购节奏放缓，港口需求阶段性趋缓。此外，政策压力加大，促使贸易商避险情绪蔓延，加快止盈出货，煤价跌速加快。 2.进口煤价格下行。 国内北方供暖期基本结束，疫情起伏难定，煤炭淡季特征明显。而国际煤炭需求缩减，内外贸价差倒挂，外煤需求减弱，贸易商采购进口煤意愿降低，个别电厂中标价格偏低。 3.主产地煤价稳中有降。 港口煤价转跌，贸易商采购减少；而疫情影响下，煤炭省际运输受阻，铁路车皮紧张，站台库存高企，煤矿销售不畅。叠加主力煤企外购价下调，内蒙古、山西等地限价保供，市场情绪低落，坑口价格回落。 4.中转运输环节不乐观。 上游主要发运长协，铁路发运正常，环渤海港口库存缓慢回升。调出方面，煤价处于下行通道，下游对市场煤采购停滞，整体以长协拉运为主。尽管本月，煤价可能出现起起伏伏，但处于“跌的多，涨的少”的状态，煤价重心下移。 5.海运价格低迷难改。 淡季预期升温，垒库窗口期延长，下游保持观望等待，北上拉运积极性减弱，引发沿海煤炭运价承压下行。虽然市场对节后行情抱有看好预期，加上月初部分常规货盘释放，商谈有所回暖；但只是昙花一现，节后，海运费下跌是大概率的事。

# 全球首个“垃圾制氢+碳资源化”绿氢绿炭工厂落地襄阳 2022年4月2日消息，今年年内，城康氢碳新材料科技有限公司将在湖北省襄阳市建成全球首个“垃圾制氢+碳资源化”绿氢绿炭工厂。该项目是全球首个采用“城市垃圾资源化制沼气－沼气资源化制氢固碳－加氢站”工艺建设的绿氢绿炭工厂示范项目。该项目成功将污泥与餐厨合并处置、制沼气、沼气制氢，制氢过程同步固碳生产炭黑、石墨、石墨烯，最终实现绿氢服务于氢燃料电池车等三个产业（垃圾固废无害化、碳资源化、制氢加氢一体化）和十几个关键技术环节连通，形成可复制的基于城市垃圾的绿氢制、加、用一体化联产联供的全产业链模式，助力氢能与石墨产业发展，促进新能源新材料产业协同发展、资源综合利用，将为推进我国实现“双碳”目标和新一轮能源革命探索新的路径，作出新的贡献。 该项目总投资近12亿元，分两期完成。第一期投资总额超过6亿元，建成投运后每年可以为当地无害化处置城市固废30万吨, 减少碳排放35万吨，同时还拥有了年产550吨高纯度绿氢、1650吨炭黑的产能，可为襄阳市的氢能燃料车提供充足的绿氢能源。 城市固废制绿氢成未来城市高质量发展新方向 氢能发展是新一轮能源革命的关键环节。氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，将对构建清洁低碳安全高效的能源体系、实现碳达峰碳中和目标发挥重要作用。氢能发展，潜力无限。我国是世界上最大的制氢国，产能4000万吨/年，产量3300万吨/年，但大部分是采用煤等矿物质燃料制氢（灰氢），与煤制氢方式相比，天然气通过蒸汽甲烷重整制氢（蓝氢）因其投资低、产率高，是化石原料制氢路线中主流路线，但制氢过程中会出现能耗高、燃料成本高、排放出大量的二氧化碳等问题。因此，以城市固废为代表的制氢（绿氢）技术因其在固废资源化和制备过程中的零碳排放等优势而备受各方关注。 打造“垃圾制氢+碳资源化”应用新模式，助力氢能产业发展 变废为宝、物尽其用，项目所走的是一条生态优先、绿色发展的新路。随着经济发展与生活水平的不断提高，市政污泥与餐厨垃圾也呈逐年上升的趋势。据相关资料统计，我国每年产生的市政污泥和餐厨垃圾分别达到了6000万吨和1.2亿吨，对其处置不当极易对土壤、地下水等造成生态污染，威胁人类健康。如何更好地实现城市固废减量化、无害化、资源化，已成为各地政府所面临的一道难题，也是无废城市建设中所必须面对的问题。 积极推进循环经济发展和无废城市建设进程，积极助推“双碳”目标尽早实现，是我国生态文明建设和美丽中国建设的重要战略任务。城康氢碳新材料科技有限公司致力于城市固废减量化、无害化、资源化技术的研究，先后开发出城市固废制氢并同步固碳技术、无级调压高效脱水干化技术、沼渣制资源化吸附剂技术。全球首个固废制绿氢工厂项目采用的就是该公司利用城市固废制绿氢、碳资源化制炭黑及副产物沼渣制吸附剂等一系列拥有自主知识产权的先进技术。该项目建成后可形成日处理市政污泥500t/d、餐厨垃圾300t/d、制备氢气1500kg/d的产能。一座1500kg/d的加氢站可满足80-120辆氢燃料电池汽车日常运营所需的能源。 打造负碳生态产业示范城市，助力提前实现“双碳”目标 积极推进氢能发展，成本和安全是亟待解决的突出难题。相较于常见制氢技术，该项目的绿氢制备技术在零碳排放、副产物价值、制氢成本、系统高安全性等方面的优势十分明显，打造了从城市有机垃圾厌氧制沼气-沼气提纯制氢并同步固碳-氢能应用的全生命周期的零碳排放产业链。其中固废制沼气的副产物沼渣经脱水造粒后所制备的用于环境治理的吸附剂材料，可广泛应用在工业烟气治理、污水治理等领域；而沼气提纯制氢过程中分离出来的固态碳可用于制备炭黑、石墨电极、石墨烯等新型材料。该项目的建设，打通了襄阳市固废减量化、无害化、资源化、商业化的各个环节，为构建循环经济体系和无废城市提供了有力保障。 绿色发展带来新契机，能源革命带来新机遇。未来，城康氢碳新材料科技有限公司将持续关注氢能源产业的发展情况，积极推进城市固废资源化，时刻关注和钻研新技术，总结襄阳氢气制、加、用一体化全产业链模式经验，加强产业协同，打造可复制的产业新业态。在未来3年内，城康氢碳新材料科技有限公司将致力于打造100个襄阳模式的绿氢绿炭工厂，为全球氢能源发展、能源革命和“双碳”目标实现贡献中国智慧、中国方案和中国力量！

# 中国第一！全球各国风电装机Top10排名出炉 2021年，风电行业依然实现了近94 GW的新增并网装机，为历史第二好成绩。相比于2020年，全球风电新增装机量仅下降了1.8%。 2021年，全球风电装机新增93.6 GW（并网容量），累计装机量达到837 GW（较上一年增长12%）。中国及美国这全球两个最大风电市场的陆上风电新增安装量有所下降，分别为30.7 GW和12.7 GW，但其他地区纷纷创造历史新高。欧洲、拉丁美洲、非洲及中东的陆上新增装机分别增长了19%、27%及120%。全球海上风电在2021年实现了21.1 GW的新增并网（为2020年的三倍多），创造了历史最好成绩。中国一枝独秀，其海上风电增量占全球的80%，这也让中国超越英国成为全球海上风电累计装机最多的国家。 2021年全球风电新增装机93.6GW，新冠疫情的影响显而易见，美国、印度、中国台湾等市场的项目交付都有所放缓。但2021年的招标活动说明加快风电配置是很多国家的重要战略。相比2020年，全球风电招标量上升了153%，达到88 GW，其中陆上风电为69 GW（占78%），海上风电为19 GW。风电正处在上升通道中，但若想实现安全且有弹性的全球能源转型，现在的增长速度和广度都不够。如果按照现在的发展速度，到2030年全球风电装机量将不足1.5℃情境及净零排放路径所需风电容量的三分之二，这实际上将使我们无法实现气候目标。

# 海上风电将迎来爆发式增长！ 政策和成本降低的双重利好下，海上风电释放出强劲的发展信号。 4月1日，山东省能源局副局长对外表示，山东对2022—2024年建成并网的“十四五”海上风电项目，省财政分别按照每千瓦800元、500元、300元的标准给予补贴，补贴规模分别不超过200万千瓦、340万千瓦、160万千瓦。 这是继广东、浙江后，第三个明确释放出海上风电“省补”信号的省份。 在“3060”碳中和的大目标下，不断出台的政策不厌其烦地强调着风电和光伏等清洁能源在中国能源体系中的主角地位。海上风电亦被推至聚光灯下。近期，国家发展改革委、国家能源局印发 《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，促进大规模海上风电开发消纳。根据广东、山东、浙江、海南、江苏、广西、福建等地出台的海上风电发展目标显示，“十四五”期间，全国海上风电的总规划容量将超100GW。 “十四五”规划将大规模启动海上风电，比起陆地风电业务，海上风电的表现更加抢眼。 抢装潮结束后，伴随着海上风机价格和施工成本的快速下跌，成本大幅度下降。当前，部分地区的海上风电项目初始投资已经可以做到12000元/KW左右甚至更低，距离真正意义上的“平价”只有一步之遥。2021年中国海上风电新增投产规模达到1690万千瓦，同比高增约340%；累计装机规模达到2638万千瓦，同比高增142.7%，占全球海风装机比例达到48%，超过英国跃居世界第一。 根据全球风能委员会（GWEC）的数据，去年，海上风能投资首次超过海上石油和天然气。 这仅仅只是一个起点，在“十四五”期间乃至往后的十年中，中国海上风电将继续维持高速增长。支撑这一预期的，首先是碳中和目标下的能源政策体系。为落实碳达峰、碳中和任务，实现2025年非化石能源占一次能源消费比重提高至20%左右的目标，去年5月，国家发展改革委、国家能源局印发2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022年预期目标。这是各省都将要完成的约束性指标。 在这一背景下，海上风电受到沿海各省热捧。在江苏、广东、浙江、福建、海南、广西、山东等沿海省份的 “十四五”能源规划中，海上风电成为重中之重。 在叫停五年后，海南高调重启海上风电。相继出台的《海南省“十四五”能源发展规划》《海南省海上风电场工程规划》等文件提到，“十四五”期间规划海上风电场11个，总装机1230万千瓦。规划容量甚至超过了海上风电第一省江苏。作为后起之秀，广西海上风电规划容量为22.5GW，仅次于山东和福建。 在北方海域，山东的海上风电雄心不可为不大。“十四五“期间，山东大手笔规划35GW的海上风电容量，不仅要打造北方首个千万千瓦级海上风电基地，更加大力度招商引资，要建造千亿级山东半岛海洋风电装备制造产业基地。另一方面，老玩家江苏省将“十四五”海上风电的规划容量从8GW提高到12.12GW，广东海上风电规划容量为16.64GW，福建虽然并未正式出台十四五能源规划，但仅仅漳州一市的规划容量就达到了50GW。“十四五”期间，福建、广东、江苏、浙江、广西、天津等8个省份的海上风电累计规划容量达到154.01GW。为我国“十三五”海上风电增量8.25GW的18.67倍。这意味着，“十四五”末期，海上风电将可能迎来倍速增长。 不过，尽管各省规划容量十分庞大，但2021年1月到9月份这段时间内，中国海上风电新增招标为零。由于海上风电尚未达到平价水准，且去年各省省补并不确定，市场观望情绪严重。 让市场破冰的，是去年6月，广东省印发《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》：2018年底前已完成核准、在2022年至2024年全容量并网的省管海域项目，对2025年起并网的项目不再补贴；补贴标准为2022年、2023年、2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500元、1000元、500元。此后不久，浙江和山东亦将出台省补，促进海上风电产业平稳地过渡，健康发展。山东的补贴年限同样为2022-2024年的三年时间。 3年的时间，海上风电能迈入平价阶段吗？ 在停滞了9个月后，2021年9月海上风电招标重启。去年9月至今，中国有招标动态的项目有9.38GW。 伴随市场重新回温的，以及极具划时代意义的，还有山东首个平价项目——山东能源集团渤中海上风电A场的正式开工——这是海上风电进入平价时代后第一个取得核准的海上风电项目项目，不仅标志着海上风电从政策上进入平价开发时代，也意味着在部分地区，海上风电确实具备了与其他能源相媲美的经济价值。 在距离山东800多公里外的上海金山300MW海上风电一期项目，也于近期公示竞争性配置结果：三峡集团、上海绿能、中海油融风能源联合体成为第一中标人。申报上网电价为仅为0.302元/KWh，相比补贴时代的0.85元降幅超过50%，甚至低于上海市脱硫煤上网电价0.4155元/KWh，低于平价水准。 那么，中国海上风电到底能做到平价吗，要达到什么水平，才能算平价？ 事实上，以江苏和山东近海为例，假设初始投资降到 12000 元/千瓦，发电小时数达到 3500 小时，其度电成本可降至 0.37 元/ 千瓦时左右，基本可满足开发商平价收益率要求。 根据相关数据统计，2021年国内海上风电典型造价约为 16000元/KW-18000 元/kW，其中，海上风电机组及塔筒的造价占比达到51%。 分地区计算的话，江苏、广东、福建、浙江海上风电千瓦投资均价在1.54万元、1.60万元、1.79万元、1.61万元，除广东（43%）外，其他各省的风机成本占比均为45%。在假设风机价格降至3400元/kW目非机组成本不变的情况下，四省海风完全成本可以降低至1.14万元/KW、1.30万元/KW 、1.32万元/KW、 1.21万元/kW。 以此价格为基础，四省在高利用小时风区平价价格的情况下，已经具备项目收益率（IRR）近似7%的要求(江苏达到2800h，广东达到3000h以上，福建达到3200h，浙江达到2800h)。 在其他因素不变的情况下,若想实现低利用小数情况下IRR权益7%则江苏、广东、福建、浙江海风完全成本需要降至1.02万元/KW、0.91万元/KW、 1.06万元/KW、0.73万元/KW，相比1.14万元/KW、1.30万元/KW 、1.32万元/KW、 1.21万元/kW，仍需要10%、30%、20% 、40%的价格下降幅度。 不过，抢装结束后，海上风机吊装价格亦迎来大幅度下降。此前吊装一台风机需要1200万，目前，北方海域已经降至300万/台，广东地区亦下降至500-700万/台。 “在中国近海海域，已经有部分项目，可以做到12000元/KW以内，具备平价水平，但海上风电要做到全部平价，则还需要一段时间，随着技术发展日新月异，想必不用等太久。

# 煤价跌幅收窄 近日，随着天气转暖，取暖负荷回落；叠加水电出力增加，火电厂日耗稳步下降，港口、坑口煤价均出现较大幅度下降，市场情绪明显转弱，中间煤炭贸易商出货意愿增强，采购意愿降低。疫情防控之下，工业用电负荷减弱，电厂开始压低采购价格；部分贸易商担心后续政策持续收紧，开始加速周转，导致了市场煤价格大幅下滑。截止目前，环渤海港口市场煤交易价格下跌了450元/吨。从昨日开始，下游询货稍有增多，前期中标贸易商采购节奏加快，需求略有好转，但整体仍以压价还盘为主。 从市场供需情况来看，国内煤炭生产保持在日产1200万吨以上。国外进口方面，受俄乌冲突影响，西方国家对俄罗斯进行制裁，欧洲地区天然气供给受影响，部分国家重启煤炭能源的使用，欧洲部分国家对印尼煤炭加大采购力度，国际煤价上涨。但是，最新消息，俄乌双方正在积极谈判，有可能握手言和，国际煤价有望回落；而国内电厂库存虽然不高，但传统用煤淡季，电煤消耗预期降低，招标频率放缓。值得注意的是，长协煤履约监管力度加大，电厂长协用煤努力实现100%全覆盖，终端对高价市场煤采购积极性下降。电厂与煤矿签订长协，具有一定价格优势，这促使南方部分电厂弃购印尼煤转向内贸煤，对国内煤炭的需求也有一定拉动作用；主打长协的大秦线、朔黄线以及环渤海港口煤炭运输更加繁忙。 受月底煤管票紧张以及疫情管控的影响，内蒙地区煤炭销售情况转弱，以长协煤供应为主的煤矿多执行政府限价政策；因终端采购放缓及贸易商上站数量减少，区域内多数煤矿整体销售情况不及前期火爆，但基本维持平稳运行。陕西煤矿积极响应国家相关政策，产量主要保障长协用煤；主力煤矿下调外购价之后，市场户多在等待产地继续降价，派车数量减少，部分煤矿库存累积，整体销售偏弱运行。下周，预计坑口地区情绪继续走弱，煤价小幅回落，港口煤价支撑减弱。但受部分电厂招标增多、继续补库影响，运输依然紧张，港口市场煤价格跌幅收窄，并将于下周末转稳。