人民银行增加1000亿元支持煤炭清洁高效利用 经国务院批准，人民银行增加1000亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款额度，专门用于支持煤炭开发使用和增强煤炭储备能力。新增额度支持领域包括煤炭安全生产和储备，以及煤电企业电煤保供。此次增加1000亿元额度后，支持煤炭清洁高效利用专项再贷款总额度达到3000亿元，有助于进一步释放煤炭先进产能，保障能源安全稳定供应，支持经济运行在合理区间。 人民银行有关负责人就增加1000亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款额度答记者问 1问:人民银行增加1000亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款额度的目的是什么？ 答：2021年11月，根据国务院常务会议要求，人民银行创设支持煤炭清洁高效利用专项再贷款（以下简称专项再贷款），总规模2000亿元，支持煤炭安全高效绿色智能开采等7个领域。专项再贷款政策出台以来，在保障我国能源安全，推动科学有序实现“双碳”目标方面发挥积极作用，取得良好成效。 当前世界局势复杂演变，国际能源价格持续高位波动，对我国能源安全和经济平稳运行带来更大不确定性和挑战。根据国务院部署，人民银行此次增加1000亿元专项再贷款额度，专门用于支持煤炭开发使用和增强煤炭储备能力，有利于充分发挥我国富煤的资源禀赋特点，保障能源稳定供应，支持产业链供应链稳定，支持经济运行在合理区间。 2问:此次新增1000亿元额度的具体支持领域？ 答：本次增加的1000亿元专项再贷款额度专门用于同煤炭开发使用和增强煤炭储备能力相关的领域,具体支持领域包括：一是煤炭安全生产和储备领域。包括现代化煤矿建设、绿色高效技术应用、智能化矿山建设、煤矿安全改造、煤炭洗选、煤炭储备能力建设等项目。二是煤电企业电煤保供领域。 金融机构应优先支持煤炭安全生产和储备的项目贷款。对于煤电企业电煤保供领域，金融机构发放的煤电企业购买煤炭的流动资金贷款可按要求申请专项再贷款支持。 2问:1000亿元专项再贷款额度如何实施？ 答：专项再贷款采取“先贷后借”的直达机制, 按月发放。金融机构自主决策、自担风险向支持范围内符合标准的项目发放优惠贷款，贷款利率与发放时最近1次公布的同期限档次贷款市场报价利率大致持平，可根据企业信用状况下浮贷款利率。对于符合条件的贷款，人民银行按贷款本金等额提供专项再贷款资金支持。

# 警示通报！电力市场交易要警惕这6大风险！ 电力市场中由于经营风险意识不足、规则理解不充分、交易操作失误等原因导致自身利益受损的情况逐渐显现，为有效防止类似风险，广东电力交易中心梳理了6个典型案例，警示广大市场主体引以为戒。

# 用户侧将全面参与！两部委：加快电力现货市场建设，推动新能源参与市场交易 上海市发改委日前转发《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》的通知。其中在发改办体改【2022】129号文中提到，进一步深化电力体制改革、加快建设全国统一电力市场体系，以市场化方式促进电力资源优化配置。 支持具备条件的现货试点不间断运行，尽快形成长期稳定运行的现货市场。第一批试点地区原则上2022年现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。2022年6月底前，省间现货交易启动试运行，南方区域电力市场启动试运行，研究编制京津冀电力现货市场、长三角区域电力市场建设方案。 加快推动用户侧全面参与现货市场交易。推动代理工商业用户、居民和农业用户的偏差电量分开核算，并按照现货价格结算。电网企业为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益，按月由全体工商业用户分摊或分享。 加快推动各类型具备条件的电源参与现货市场。引导储能、分布式能源、新能源汽车、虚拟电厂、能源综合体等新型市场主体，以及增量配电网、微电网内的市场主体参与现货市场，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。 统筹电力中长期交易与现货交易。推动中长期交易按照“顺价模式”形成价格。2022年二季度应具备中长期市场按周连续开市的条件。 有序推动新能源参与市场交易。建立与新能源特性相适应的交易机制，满足新能源对合同电量、曲线的灵活调节需求，在保障新能源合理收益的前提下，鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场。

# 氢能发展的四只“拦路虎” 成本高昂、核心技术短缺、激励措施不足、基础设施薄弱是发展氢能产业的四个主要难题 作为一种清洁、高效、灵活且应用场景广泛的能源载体，氢能被寄予厚望。在政策和市场的双重驱动下，越来越多的企业开始布局氢能产业链，这其中包括跨国公司、投资公司、国有与民营大型企业以及众多的创业型中小型企业。 但是，就像一枚硬币有正反两面一样，中国氢能产业也面临着诸多亟须解决的难题。其中，成本高昂、核心技术短缺、激励措施不足、基础设施薄弱是四个主要难题。 1.成本高昂 高成本是目前中国氢能产业推广的主要拦路虎。从目前来看，氢能产业链的制氢成本、建站成本等都很高昂，限制了氢能产业的大规模发展。目前，制约包括氢能汽车大规模推广应用的因素除了高购置成本，高使用成本也是不容忽视的问题，尤其是高昂的氢气价格。中国氢气成本在氢气售价中的占比达70%。目前，电解水的制氢成本约为3元-5元/Nm3，仍显著高于化石燃料制氢和工业副产氢。 好在近年来光伏等可再生能源的成本在不断降低。不仅如此，电解水制氢设备的成本也在不断降低。对碱式电解槽来说，除降低可再生能源电费，其他正在探索的降本举措包括革新槽体组件材料、扩大电解槽尺寸、采用零极距设计、扩大绿氢下游应用等。而对PEM来说，贵金属催化剂、膜电极、气体扩散层、双极板等组成部分拥有降本空间，但是革新难度普遍较大。 在理想情况下，科尔尼预测，碱式和PEM的成本都将在2035年左右低于灰氢，届时碱式和PEM将在各自适用的领域和场景实现大规模的绿氢生产。在电解槽成本与可再生能源电价下降的共同助推下，电解水制氢成本有望在2035年左右实现与灰氢平价。 此外，加氢站的建站成本高昂是氢能行业大规模铺开的核心掣肘。近年来，中国加氢站数量逐年攀升。但是，加氢站核心部件主要依赖进口，使得加氢站的建设成本昂贵，建一个加氢站需要1500万-2000万元。科尔尼预计，在国家及地方政策的强力推动下，中国加氢站数量有望在2050年突破万座，加氢站累计投资额逾600亿元，实现约16%的年复合增长率。 随着氢能产业链各环节的逐步突破，无论是生产端、储存端、运输端还是应用端的成本都有望大幅下降。 2.核心技术及材料短缺 从技术上来说，氢能全产业链的技术复杂度不容小觑。 虽然此轮氢能发展的一个突出特点就是技术突破，但与国际先进水平相比，目前中国关键技术仍有差距，现有技术经济性还不能完全满足实用需求，技术路线仍不够成熟，许多技术难题有待解决，距离大规模市场化，还有很长一段路要走。这就需要采取多种措施赋能技术，从氢能制备、储运、加注、燃料电池、氢储能系统等主要环节创新突破，重点突破“卡脖子”技术，全面提升基础研究、前沿技术和原始创新能力。 经过数十年的技术研发，碱式电解槽本身的迭代更新进展偏慢且难度较大，未来生产工艺的优化及规模化生产将会是行业的核心关注点。 中国氢能产业某些核心材料严重依赖进口。例如，固定氧化物与阴离子交换膜有很大的发展潜力，但是技术不够成熟，只有少数公司和设备制造商参与其中。核心材料缺失制约着中国氢燃料电池行业的发展。 为了形成有效的氢能源体系，提高氢能的技术经济性，针对技术、设备和材料的大规模投资必不可少。这其中，科尔尼认为，绿氢的生产、储存和供给，以及燃料电池是未来十年的发展重点。 3.激励措施不足 激励措施与发展框架的细节将决定氢能的成功道路。 当前的氢能技术仍需要继续进行研发投入与补贴。但是，目前中国促进氢能产业发展的政策方向过于狭窄，基本围绕氢燃料电池汽车展开，对氢能技术创新的驱动作用有限。 在顶层战略方面，中国目前尚未出台大规模针对氢能的明确扶持补贴政策，但预计即将出台，届时将为氢能产业带来进一步的推动影响。供给侧的激励政策基本上都是在省市层面，对氢能产业相关企业有补贴、优惠电价、税收优惠等政策。需求侧的政策目前主要集中在储氢和氢能汽车领域，没有实际的指标。 在碳交易市场下，持续的高碳价将加速氢能推广。鉴于中国碳市场刚刚起步，近期影响有限，而中远期则有望推动氢能的高速发展。 伴随氢能的补贴与鼓励政策逐渐被提上日程，从制氢到储运氢再到应用氢，有望迎来大范围的更新与成长。 4.基础设施局限 基础设施和运输方面的挑战也是氢能全面商业化的主要障碍之一。其中，基础设施建设将是氢能产业高速增长的核心基石。 氢能未来最大的应用领域应该是氢燃料电池，但加氢站数量较少也是导致氢能产业发展缓慢的一个不可忽视的问题。截至2021年底，中国累计建成超过190座加氢站，在营加氢站超过157座，超过日本，位居世界首位。但是，对于氢能产业的发展来说，这些加氢站的数量还是较少。 这主要是因为，比起充电桩低廉的成本，加氢站则是动辄过千万元的巨大投入，这也是氢能源汽车乃至氢能产业发展受到制约的一个重要原因。不过，2021年随着示范城市政策的落地，国内加氢站建设将提速，到2030年预计建成数量将超过1000座。 尽管存在诸多难题，但我们相信，只要坚持正确的战略方向，扎实做好基础研究，借鉴国外的优秀经验，解决好产业存在的问题，建立起资源共享、优势互补、利益共享、协同配合的合作机制，氢能在中国必将大有作为。

# 重磅！新能源领域“央国企+民企”混改！ 4月1日，国家发展改革委办公厅国家能源局综合司联合下发《关于做好新能源领域增量混合所有制改革重点推进项目工作的通知》，文件提出：充分发挥国有企业、民营企业在新能源领域的各自优势,鼓励以合作新设市场主体等增量混合所有制方式推进项目建设将聚焦于三类重点项目：1.有关省(区、市)发展改革委、能源局重点推荐地方国企和民企已开展或拟开展的增量混改项目。2.有关中央发电企业重点推荐集团下属企业与民企已开展或拟开展的增量混改项目,并与地方政府做好沟通。3.国家电网、南方电网可在新能源接网消消纳等领域,推荐与民企已开展或拟开展的增量混改项目。

# 分布式智能电网的意义与内涵 前言 2022年4月26日，中央财经委员会第十一次会议提出：“发展分布式智能电网，建设一批新型绿色低碳能源基地，加快完善油气管网。” 那么分布式智能电网提出的意义与概念内涵是什么？ 分布式智能电网的提出背景 在分析之前，我们需要注意到一个信息，那就是“分布式智能电网”提出的位置，是放在“一批绿色低碳能源基地”之前的，这背后的意义是非常重要的。 绿色低碳能源基地，我们认为主要是2021年国家提出的“9+5”建设方案，即：9大清洁能源基地，包括松辽、冀北、黄河上游、黄河几字湾、新疆等；以及5大海上风电基地，包括广东、福建、浙江、江苏、上海。 那么为什么“分布式智能电网”的提法，要放到“绿色低碳能源基地”之前？ 其实是集中式清洁发电项目所面临的根本矛盾所导致：即大电网的消纳能力和消纳水平，与全系统获得成本之间的矛盾。 所谓“全系统获得成本”，即一度电从发端开始，安全、稳定、可靠、按需地输送到负荷末端，所需投入的全部成本之和。过去我们过于关注风光发电的边际成本降低，已经低于火电的边际发电成本，而且基地规模越大，边际成本越低。 但是对买单的终端用户来说，关注的是全系统获得成本，即在负荷侧最末端获得一度电，所需付出的成本。约等于“边际发电成本+边际输配电成本+边际用户内部成本”。 消纳能力是电力系统的稳态容纳能力，比如电网输电能力、系统调节水平等；消纳水平是系统的动态容纳能力，比如并网技术性能、调度运行水平等。 由于风光资源的间歇性、波动性、随机性等特点，一方面需要建设远距离输电线路（比如9大清洁能源基地）；另一方面需要配置大量调频、调峰资源（储能、灵活性火电、气电、水电），使得边际的输配电成本大幅度抬高，导致在市场水平上体现出绿色电力的“全系统获得成本”较高，反过来制约了集中式清洁能源的发展。 而且应该看到的是，对于已经是复杂巨系统的“含特高压的输电网络”来说，绿色发电容量的增长，与解决制约的应对成本，将呈现指数级的非线性关系。 所以我们认为，风光大基地的外部制约因素，已经受到了决策层的高度重视，所以才以更靠前的位置，提出建设“分布式智能电网”的说法。 分布式智能电网的核心意义 而分布式能源则较好的适应了这种情况，即在“最靠近负荷的地方，就近实现消纳”。因为最靠近负荷的地方，消纳所受的制约最小（省去了边际输电价格，以及绝大多数的边际配电价格），而零售价格最高，因此回报率最高。 但是以分布式光伏为主的分布式清洁能源，同样存在“间歇、波动、随机”的问题，而且还存在“高渗透率的分布式光伏、影响公共配电网系统安全稳定运行”的问题。所以需要在分布式这个层级上，形成更加自洽、更加智能、更加互动的“源网荷储充”的新型配电系统，我们把这种新型配电系统理解为“分布式智能电网”。 我们可以认为，要实现“碳中和”，需要构建以新型电力系统为核心的新型能源体系；在新型电力系统的架构中，集中式清洁能源和分散式清洁能源将各自发挥重要作用。 集中式清洁能源作为能源生产端，需要耦合到集中式、远距离、大型电力网络中，形成集中式电力大系统，这是一种新型电力系统，也受到输配电网络的安全稳定边界制约，而且越集中、发电容量越大，这种制约就越强烈，抬高了全系统获得成本。 另一种新型电力系统——分散式智能电网，由于其“小、快、灵”的特点，避免了对大电网的制约，甚至会对大电网的安全稳定运行提供重要支撑，且过去的发展一直受到阻碍，但在未来的电力市场条件下，获得更多发展机会，因此更加值得关注，甚至于要比集中式清洁能源基地更为重要。 分布式智能电网的含义 我们认为，分布式智能电网的分布式，表现为三个层次的含义： 层次一，大量接入分布式电源的智能电网 这个大量接入的电网，可以是智能微电网，也可以是主动式配电网，其核心特点是分布式电源，尤其是可再生的分布式能源占比很高，某些分布式智能电网甚至可以做到任何时段100%可再生分布式能源渗透（完全自治型微电网）。 层次二，在物理空间上大量分散的智能电网 在一个较大的区域（比如城域）内，大量存在上述的分布式智能电网，这些智能电网之间存在水平协作（同一电压等级）和垂直协作（不同电压等级），形成更大范围的分布式智能电网。 层次三，在逻辑空间上汇集大量分散资源的智能电网 这个分布式智能电网更接近高级版虚拟电厂（VPP 3.0）的概念，就是跨越不同管理边界、不同产权边界的各类配电网或者微电网，以“信息流+电流+控制流”三流合一的方式，将微电网或者各类可调度的分布式电力资源进行汇聚，实现逻辑上的“分布式智能电网”。 分布式智能电网的物理内涵 那么分布式智能电网和微电网有什么区别？从广义的角度，我们认为基本是一样的，但是从狭义的角度，我们认为存在侧重点的一些细微差异。 从配电网的电压等级来看，大致可以分为四个层级： 城市级的公共配电网（主要电压等级在35kV以上）、园区级的公共配电网（主要电压等级在10kV）、用户侧中压配电系统（主要电压等级在10kV）、用户侧低压配电系统（主要电压等级在0.4kV及以下）。 就过去的项目总结来看，多数的微电网项目是以园区公共配电网为主，配置源网荷储形成的，也有部分用户私有的微电网系统，主要是10kV及以上的系统居多。但是分散式智能电网系统，我们认为有两点可能和过去的狭义微电网有差异： 一、控制律的变迁 从项目形式和关注重点来看，过去的微电网更多的是从电力系统的角度，强调分布式电源接入以后，微电网能够实现系统的安全稳定控制运行，并且以“离网”或者“并网”的方式运行。从概念上、系统架构和控制架构上，更像是一个大电网的缩小版。 但是我们认为分散式智能电网，其侧重点，在基安全稳定的基础上，更多的关注经济性和互动性，也就是在电力价格信号和绿色电力消纳的多目标下，如何最大限度的协调好负荷资源、储能资源和分布式发电资源，实现“源网荷储”的最优互动，其视角从“调度控制”，过渡到“互动协同”，背后的系统控制律从“指令式”转换到“协同式”、“自律式”、“自治式”，更多的体现分散特性。 二、实现“配-用一体化”的新型配电系统 分散式智能电网，需要更多的纳入0.4kV以下的，大量分散式低压侧负荷资源（包括低压侧并网的分布式光伏资源），而且项目体量可能更为多样化，不再是以较大规模的分布式能源项目为核心（MW级的光、储项目）。 所以分布式智能电网的另一个可能特点，就是打通“配-用”环节，将公共配电系统和用户配电系统融合起来，从电力系统的角度它们本身就是一体的，只不过由于产权问题导致了人为的割裂。电网公司受制于管理边界，用户私有电力系统末端的负荷侧资源并未得到充分的重视与开发，而分布式智能电网则需要突破这一点，形成“配-用一体化”的运营管理架构和技术架构。 分布式智能电网的逻辑内涵 如果说分布式智能电网的物理内涵，相较于微电网的区别还是比较牵强，那么其逻辑意义，我们认为与微电网相比就存在较大的差异了。 分布式的分布，不仅仅是空间上的分布，更重要的是在逻辑上的分布和聚合，产生出系统层面的更大价值。就像移动互联网并不是简单的“移动中的互联网”，而是通过聚合海量分散的C端用户，产生UGC（User-generatedcontent），并形成Web2.0的商业价值。 如果说微电网是缩小了的电网，那么它本质上还是大电网的缩微版，那么分布式智能电网就是电网的新时代，参考Web2.0的UGC（用户生产内容），我们不妨理解为用户生产能源UGE（User-generated Energy）。 这个Energy，可以是分布式电力，也可以是柔性负荷，汇聚起来就是VPP的形态。因此，分布式智能电网的逻辑内涵，是把分散在电力网络各个地方的小微资源，以信息流的方式汇聚起来，形成逻辑资源池，以虚拟电厂的高阶形态，参与到大电网的运行中，并在电力市场中获得相应回报。 总结 作为一个新的概念，分布式智能电网的概念和内涵，还有待进一步的分析、探讨和实践，期待分布式智能电网在双碳和电力市场化的驱使下，发展得更好。

# 国内首张绿色电力消费凭证正式发放 2022年4月26日上午，在国家发展改革委、国家能源局等政府主管部门和发电集团、电力用户代表等市场主体的共同见证下，北京电力交易中心向北京2022年冬奥会和冬残奥会组织委员会正式颁发国内首张绿色电力消费凭证。绿色电力消费凭证的正式发放，标志着国内绿色电力消费得到权威认证，能够有效引导全社会形成主动消费绿色电力的共识，激发供需双方潜力，加快绿色能源发展，推动我国能源清洁低碳转型。同批发放的绿色电力消费凭证共计168个，对应绿色电量10317万千瓦时，涉及9家电力用户、25家新能源发电企业。 为贯彻落实国家“双碳”目标重大战略部署，以市场化手段推动构建新型电力系统，促进能源清洁低碳转型，依据国家发展改革委、国家能源局《关于开展绿色电力交易试点的复函》和批复的《北京电力交易中心绿色电力交易试点工作方案》创新交易机制，北京电力交易中心设计交易品种，搭建交易平台，推出了全新的“绿色电力交易”（以下简称“绿电交易”）。绿电交易兼顾电能量价值与环境价值，支撑电力用户与新能源企业直接开展交易，为市场主体提供“一网通办、三全三免”绿色电力交易服务。2021年9月7日，绿电交易试点启动，标志着我国绿电消费开启了一个全新模式。绿电交易采用“证电合一”方式，绿色电力的生产者（新能源企业）与消费者（用电企业、售电公司等，含电网公司代理）直接签订交易合同，实现了绿电生产、传输、消费全流程闭环。用户在使用电能的同时获得绿色电力的环境权益，取得权威可信的绿色电力消费凭证。绿电交易既能够更好地满足企业消费绿色电力的诉求，又从物理上切实提升绿电消纳水平，推动“双碳”目标实现。 北京电力交易中心应用区块链技术，通过区块链智能合约和司法级数据存证，对每一度电的绿色属性进行溯源和认证，实现绿色电力的生产、交易、传输、消费、结算等各个环节链上记录，生成了符合交易、审查规范的区块链绿色电力消费唯一证明。同时，平台还为市场主体提供了便捷二维码溯源查询，让绿电交易全过程溯源可查、可信、可验，提升了用户绿色电力获得感。

# 风光大基地建设跃入新阶段 当前，第一批风光大基地陆续开工建设，第二批基地的规划也已经落地。在风电、光伏发展之初，其实我们已经做过一轮类似的‘大基地’开发，建成过‘风电三峡’这样的大项目。目前的风光大基地到底和当初有什么不同？回看过往，要吸取哪些教训呢？ 2021年10月，我国在联合国《生物多样性公约》第十五次缔约方大会上正式提出，将大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。这将给未来的电力系统带来哪些变化？现阶段，大基地建设又需要注意哪些问题呢？ “没有电量消纳的保障，基地建再大也没意义” 新能源发展之初，‘大基地’建设的主要目标在于培育产业。所以，大多数项目都是在建设过程中甚至建成后才逐步考虑到消纳问题，也没有在前期规划中明确相应的输电通道，后续消纳难的问题非常突出。时至今日，“风光大基地”的建设必须要在开发模式和消纳模式上吸取教训，与此前的定位不同，这一轮的大基地建设承载的是实现碳达峰碳中和目标的需要。它强调的不仅仅是规模，更是消纳利用。没有电量消纳的保障，基地建再大也是没有意义的，是不能支撑碳达峰碳中和目标实现的。目前，国内特高压直流外送能力大概在4.5亿千瓦左右，但2030年前，仅风光大基地新增的装机规模就达到约5.5亿千瓦。以大基地建设的重点地区内蒙古为例，虽然本地可以消纳部分电量，但是更多的电力一定需要外送，现在以送华北地区为主，后续可能还会送往华中或华东。整体看来，特高压的建设需求肯定是有的，至于会不会带来新的弃风弃光问题，主要取决于送出通道的建设能不能和基地建设同步完成。相应的规划要从现在开始就着手进行。即便是存量通道，还涉及重新和送售两端签订协议的问题。同时，已有通道还要在提升和挖潜效率上多做工作，为大基地建设置换出部分电量空间。电网规划需要的时间非常长，尤其跨区输送 通道涉及到各个省和地区，利益复杂，协调难度非常大。在系统层面，还需要通过技术优化，调动起更多的灵活性资源，防止发生大规模弃电。 “大基地”建设不等于“大电站”项目 未来，我们要着力打造新型电力系统，风光大基地带来的新能源电力无疑具有举足轻重的地位。在此背景下，风光大基地的电站安全就关乎国家的能源安全，我们不能简单地把当前的大基地建设等同于此前的大电站项目，更应该把安全可靠放在第一位。在众多因素中，组件的安全可靠就是最底层的防线，如果一阵风刮过来就把组件掀翻了，根本就谈不到后面对电网的冲击。本轮大基地的规划建设多数在荒漠、戈壁，气候条件相对恶劣多变。电站在如此环境下工作25年-30年甚至更长时间，大概率会遭遇到极端天气。如果光伏玻璃和硅片越来越薄，组件越做越大，安全风险就会相应增加。不是说薄片化、大尺寸一定是错的，只是需要在更科学、谨慎严密的论证后，再朝这些方向发展。全行业对电站全生命周期运行过程中的安全可靠应给予更多关注。随着大基地建设的推进，电网安全也面临着更大的挑战。在新能源发展的早期，从标准层面来看，对新能源电力并没有特殊要求，电网一旦出现事故，新能源只要主动撤下来就可以了。但现在，新能源发电侧已经增加了很多要求，包括故障穿越能力、各种电压和频率的控制能力等，这些都是希望新能源和火电等各类电源能够共同保证电网安全。在电网侧，从调度运行、电网控制 保护等多个层面，已加大投入力度来保障电网运行的稳定性。从技术层面来讲，目前是有方向的，但还没有100%完整的解决方案，而且现有的成本也比较高，需要依靠科技进步逐渐优化。 有效保障项目经济性才是可持续发展之道 在安全可靠的基础上，风光大基地乃至整个可再生能源行业要实现长远发展，项目的开发就必须具备合理的收益。目前风机价格正在持续下行，但光伏行业由于硅料价格上涨，组件价格居高不下，风电的度电投资已经低于光伏。光伏发电即使在不配置储能的情况下，也只是基本达到平价上网水平。今年一季度，电化学储能价格大幅上涨，如果叠加储能成本，光伏平价上网还是有一定困难的。部分地区的可再生能源开发，仍存在产业配套不合理等现象，推高了项目投资的非技术成本。光伏行业如果在硅料价格下降到合理区间的情况下，也可以达到与风电类似的低价水平。但实际上，电力市场中调峰和各类辅助服务都需要支付费用，如果再强加非必要的非技术成本，项目就几乎没有经济性了。在风光大基地优化布局、增加开发规模的过程中，国家提出适度放开新能源利用率十分必要。例如针对第一批风光大基地，青海就承诺风光利用率达到84%。这是综合考虑消纳条件、风光平价上网经济性等因素后确定的。通过中长期购电协议，确保达到相应的电价水平和利用率，才能有效保障大基地项目的经济性，这也是风光大基地长久可持续发展之道。

# 电力投融资面临新模式：分布式光伏项目评估案例 构建新型电力系统是实现“双碳”目标的核心路径，而电力行业的资本密集特征，使高质量金融支持在新型电力系统构建中不可或缺。据中央财经大学测算，中国未来三十年绿色低碳投资累计需求高达487万亿元，其中大部分将进入电力行业。将巨量资本根据新型电力系统的技术特征进行优化配置，对电力行业投融资模式的适应性提出极高要求。应该通过加强金融业务模式与具体产业场景的结合，使金融业务在开展过程中能更好满足新型电力系统建设的实际需要。 因此，有必要梳理新型电力系统对金融业务模式的新要求。分布式光伏发电因其靠近用户、位置分散、生态多元的特点，是新型电力系统中非常有代表性的一类项目。本文以其为例，从金融机构视角，对调整业务管理方式、完善还款能力模型、推进延伸服务开展三个方面的新要求进行梳理。 01 调整业务管理方式， 适应项目数量剧增、开发主体多元 过去的电力项目融资往往单体规模很大，但分布式光伏发电项目单体更小、数量更多。从单个项目来看，分布式光伏单个项目的装机容量远远小于传统的火电、水电，甚至远远小于风电项目，这使得同样发电装机容量、同样投资总额的情况下，分布式光伏的项目个数可能是传统火电项目的成百上千倍。 传统发电项目基本由央企、大型地方国企开发，而分布式光伏项目相对更多由民营、中小企业甚至个人开发。这是分布式光伏开发所需的站址等资源碎片化分布所决定的，中小企业和个人开发者在利用这些资源时机制更灵活、反应更敏捷。业内已经形成了自发的分工模式：中小企业负责初期开发，将土地、产权等关系理顺，再将项目打包卖给大型发电企业来完成其装机目标。 分布式光伏项目的这些特点，对金融机构项目管理和风险控制提出了要求。一方面，项目单体缩小、数量剧增后，要通过调整业务流程以及联合监测机构、认证机构等第三方专业机构等方式，控制管理成本和交易成本的上升；另一方面是要根据主体性质的变化，丰富风控手段，改变过去依赖开发主体身份的风控方式，提升对项目本身的评价能力和服务意愿，以及采取综合性的金融创新手段分散项目风险，例如光伏ABS，将多个分布式光伏电站打包成较大规模资产包，通过分散项目降低风险。 02 完善还款能力模型， 把握各项成本、收入动态变化 分布式光伏项目的还款来源主要包括政府补贴和自有经营性现金流，经营性现金流包括自发自用电量收入、上网电量收入、绿电交易收入、碳排放交易收入等。 对于工商业分布式项目，用户自用电量产生的收入要充分考虑自用电量和电价的波动风险。用户自用电量受到宏观经济、行业景气度、公司经营情况、用户用电曲线形态等多重因素的影响，在当前宏观形势复杂多变、产业政策迭代频繁等形势下，对用户自用电量应有多情境分析。在电力市场化背景下，尤其在1439号文要求工商业用户全部进入市场之后，用户购电价格将随市场行情波动。还要注意电力现货或带曲线交易下，电价峰谷时段随新能源装机增长等因素可能发生挪动甚至倒转。这些都是分布式光伏项目收入的重要风险因素。 绿电交易、碳排放交易等政策变化的影响，也影响到现金流收入和还款能力。绿电交易、碳排放交易等机制为分布式光伏发电的绿色价值提供了兑现渠道，但目前仍有不健全、不清晰的问题。例如绿电交易的规模目前还非常有限，分布式发电项目通过CCER机制参与碳交易，也因CCER指标发放中的“额外性”原则存在不确定性，即如果项目不需要额外补贴也有经济性，理论上不应该再发放CCER指标。 组件、逆变器等设备供应波动的风险，会通过增加项目成本减少现金流入，影响还款能力。近年来，光伏项目的设备成本因供应链问题大幅波动。2021年硅料环节供需失衡推动组件价格剧烈上涨，严重侵蚀了下游项目的盈利空间。国际半导体产业格局调整，使得IGBT器件供应呈紧张趋势，让逆变器成本也成为风险因素。对于仍然处于建设期的项目，在主要设备完成招标之前，应该充分考虑设备价格增长带来的建设成本增加风险。 03 推进延伸服务开展， 形成“投资+服务”新业务格局 随着对产业场景的深入，金融机构在新型电力系统建设中的作用将不仅是提供资金，可以从融资为核心的场景中，拓展金融服务范围，为分布式光伏发电的风险管理、资产管理等方面提供综合性的金融服务。如果金融机构能够提供一揽子解决方案，既能够降低项目业主的建设和经营成本，同时便于建立与项目业主的长期业务联系，提高单个客户收益率。 在风险管理方面，分布式光伏发电项目的收益，存在日照资源、自用电量对应的企业经营情况、上网电量对应的电力市场情况等多方面风险因素。通过保险、电力金融产品、其他金融衍生品等金融手段，这些风险可以得到更好的控制。 在资产管理方面，目前分布式发电项目二级市场供需两旺。电站资产交易作为光伏资产流动性管理的重要部分，涉及交易撮合、项目尽职调查、标的公允估值、产权转移手续代办等一系列服务需求，也将催生相关交易场所和交易服务平台的建立、第三方征信和评估机构业务的发展、以及针对光伏资产管理的债权融资工具、资产证券化工具以及股权和夹层融资工具等。 结语 在建设新型电力系统的过程中，要满足快速有序、成本优化、风险可控等多个目标，产业与金融的深度耦合必不可少。市场化金融机构以及多元化产业集团下属金融单位，可以从符合自身禀赋的角度进行积极开拓创新业务空间，例如电力企业下属金融单位，在电站技术情况评估、电力市场和电力金融产品等方面更有优势，而市场化金融机构在资金来源和风险分散上更具优势。对于部分具有多个金融牌照、综合实力较强的金控集团，可以发挥集团内部不同牌照之间的协同优势，促进金控集团整体业务收益和发展水平的提升。

# 我国绿电交易相关政策及热点问题研究 在"双碳"目标指引下，我国已明确将要构建清洁低碳安全高效的能源体系，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。至2030 年，我国风电和太阳能发电装机容量预计将达到12 亿千瓦以上，并保持快速发展的势头，逐步成为我国电力系统的主力电源。因此，我国电力市场规则设计也需向促进新能源消纳的方向转型优化。 2022年1月发布的《国家发展改革委、国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》将进一步快速推进我国统一电力市场体系的建立，绿电交易市场将是统一电力市场的重要部分。根据党中央、国务院加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的决策部署，按照国家发改委试点开展绿电交易的有关指导意见，国家电网公司、南方电网公司已组织建立绿电交易市场机制，既丰富了电力市场交易品种，又向社会传递出新能源发电绿色环境的价值信号，极大提升了能源企业与社会资本持续投资新能源产业的信心，有助于我国新能源科学发展。 面对日新月异的能源市场和逐渐凸显的能源消纳问题，对于各能源企业而言，了解绿电交易、知悉绿电交易市场中的政策规定及交易规则、关注绿电交易市场热点问题，是在能源结构转型浪潮中稳健发展的关键一步。 一 绿电交易的概念 绿电交易特指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足电力用户购买、消费绿色电力需求，并提供相应的绿色电力消费认证。它是在电力中长期市场体系框架内设立的一个全新交易品种。[1] 简单来说，就是用户可以通过电力交易的方式购买风电、光伏发电，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的水电等可再生能源电量，消费绿色电力，并获得相应的绿色认证。[2] 二 我国绿电交易发展现状及意义 我国传统电力市场中大部分由火电等常规能源参与，新能源发电主要由电网企业保障性收购。随着我国新能源的迅速发展及“碳达峰”、“碳中和”目标的提出，一方面，大规模、高比例的新能源电接入电网，对我国电力系统安全稳定运行带来巨大挑战，已有多地陆续出台相关政策，要求新能源项目配套建设或购买储能、抽水蓄能等，以提高调峰能力；另一方面，新能源平价时代的到来使得新能源项目收益受到影响，新能源环保属性的变现成为了各发电企业亟待解决的问题。 （一）我国绿电交易市场现状 在巨大的市场需求下，绿电交易应运而生。2021年8月28日，国家发展改革委、国家能源局正式函复《绿色电力交易试点工作方案》（以下简称“《方案》”），同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点。 《方案》规定，目前参与绿电交易的市场主体需经地方政府主管部门准入，主要包括电网企业、风电和光伏发电企业、电力用户和售电公司。初期，售电方优先组织平价风电和光伏发电企业，平价新能源装机规模有限的省份可由本省电网企业通过代理的方式跨区跨省购买符合条件的绿电，或由部分带补贴的新能源项目参与绿电交易，交易电量不再领取补贴。 此外，《方案》还着眼于鼓励用户侧绿色电力消费，在试点阶段选取绿色电力消费意愿强、用电增长快的用电主体参与市场，支持售电公司推出绿色电力套餐，优化绿电产品设计，满足用户差异化的绿色电力消费需求。同时，绿电服务将进一步完善，依托电力市场统一服务平台，开设绿色电力交易专区，根据需要免除绿电交易服务费或优惠折扣，提供APP多渠道服务等绿色电力服务。 2021年9月7日，全国绿色电力交易试点正式启动，来自17个省份的259家市场主体，以线上线下方式完成了79.35亿千瓦时绿色电力交易。在首次绿电交易中，有68.98亿千瓦时在北京电力交易中心完成，剩余10.37亿千瓦时交易量在广州电力交易中心完成。初步核算，此次交易可减少标煤燃烧243.6万吨，减排二氧化碳607.18万吨。[3] 绿电交易市场的建立推动了我国电力交易的重大市场机制创新，此次全国绿电交易试点的启动，标志着我国绿电消费模式发展进入了新的阶段。 （二）我国发展绿电交易的意义 北京电力交易中心总经理史连军曾在采访中指出：“绿电交易不仅仅是原有中长期电力交易的扩展，更是我国电力市场一项重大的机制创新，核心就在于充分发挥市场作用，在交易价格上全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，促进全社会形成主动消费绿色电力、充分反映环境价值、促进新能源发展的良性循环，实现发用两侧共赢的目标。这是一个全新的起点，将开启我国绿电消费的全新模式。” [4] 1. 支撑新型电力市场发展 当前电力中长期交易机制主要面向火电设计，新型电力市场的建设迫切需要机制层面上的创新，开展绿电交易既丰富了市场交易品种，又拓宽了交易渠道，为新能源发电企业和终端用户直接交易搭建起桥梁，极大推动了电力市场化发展。 2. 促进新能源电力的消纳 尽管近年来风光利用率大幅提升，但当前弃风、弃光现象仍屡见不鲜。截至2021年1月至6月期间，全国弃风电量约126.4亿千瓦时，平均利用率96.4%，较上年同期提高0.3个百分点；全国弃光电量33.2亿千瓦时，平均利用率97.9%，较上年同期提高0.07个百分点。[5] 全国绿电交易市场的建立为新能源电力消纳提供了更便捷的渠道，释放了新能源发展潜力，赢得更大范围的消纳市场，同时缓解了绿电供大于求的市场局面，通过稳定的价格交易机制引导新能源项目的投资，激励新能源企业发展，有效促进新能源消纳。[6] 3. 推动电力消费结构优化 当前，我国电力消费结构低碳化转型进程缓慢，而绿电交易市场的发展一定程度上刺激了用户侧绿色电力消费，为新能源发展营造了良好的市场氛围，“十四五”期间，绿电交易将拉动新能源消费增长。 4. 缓解传统高耗能产业发展压力 “双碳”目标对产业结构低碳化发展提出了更高要求，钢铁、石化、建材等传统产业具有高耗能、高排放的“双高”属性，在环保至上的政策环境下限制了大量优质项目建设。绿电交易则通过以清洁能源替代传统能源的方式，从源头减少了碳排放，缓解了企业低碳转型压力，且具有绿电赋能的产品在国际市场中将具备更大的竞争力。 三 我国绿电交易市场重要政策及交易规则解析 （一）重要政策规定 2022年1月18日，为全面促进消费绿色低碳转型升级，国家发展改革委等部门发布《促进绿色消费实施方案》，方案指出，要引导用户签订绿色电力交易合同，并在中长期交易合同中单列，加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，且明确提出了建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制。这一方案的公布给予了绿电交易市场新的活力，即绿电中长期交易合同与对高耗能企业使用绿电的刚性约束将一定程度地保证我国绿电交易市场规模；而一旦允许用户通过购买绿电完成可再生能源消纳权重，将进一步有效刺激用户参与绿电交易市场的积极性。 同日，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），该意见将“探索开展绿色电力交易”单列于“构建适应新型电力系统的市场机制”项下，指出应引导有需求的用户直接购买绿色电力，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。该意见强调了绿电交易在新型电力系统的重要地位以及绿色电力的环境价值、市场价值，也为绿电交易市场赋予了“碳中和”时代的特殊意义，为绿电交易市场提供了新的发展路径。 2022年1月30日，国家发展改革委、国家能源局出台《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，该意见提出开展绿色电力交易试点，鼓励发电侧与用户侧或售电公司等签订长期购售电协议，并支持微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易。这一文件除了鼓励签订长期购售电协议以保证交易稳定性及交易规模外，还创新地提出了将更多的新型电力市场主体纳入到市场中，进一步以市场化方式引导消费绿色低碳转型。 以上三份政策文件的相继出台，体现了我国对绿电交易市场的大力支持与探索，但由于市场仍不成熟，仅仅依靠政策中的原则性规定无法支持具体交易的开展，更为细致、可操作的电力市场交易规则对绿电交易市场的运行至关重要。 （二）重要交易规则 2020年6月10日，国家发展改革委、国家能源局联合修订印发《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号），明确电力市场成员包括各类发电企业、电网企业、配售电企业、电力交易机构、电力调度机构、电力用户、储能企业等。该规则一定程度细化了电量交易品种、更新了交易方式、放开了电量申报限制，并在电价构成中增加辅助服务费用，对于交易工作时限及偏差电量处理机制进行了调整，进一步推广了购售电协议模式，对于风电、光伏发电电费结算也作出了说明，即保障收购年利用小时数内的电量按照批复电价结算，超出部分通过市场交易方式结算。 在上述基本规则的基础上，北京电力交易中心于2021年9月发布《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则（审定稿）》，国家能源局表示，该细则“全面总结了近3年来跨区跨省中长期市场运营的经验和问题，进一步健全市场机制、规范交易组织，促进市场有序运营”。就细则具体内容而言，其明确了可再生能源交易在执行中的优先地位，完善了具体交易流程，市场主体逐渐多元，并通过允许合同转让、回购、置换等建立健全合同交易机制，增强市场灵活性。同时，该细则通过跨区跨省优先发电合同纳入中长期合同管理范畴、新增月内交易由按需开市向定期开市、滚动开市过渡、增加滚动撮合的交易方式等进一步优化交易组织，且进一步强化了电力交易中心的市场信息披露责任，加强市场监控和风险防控 [7] 。 2022年1月10日，广州电力交易中心发布《南方区域跨区跨省电力中长期交易规则》，其中部分具体规则与《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则（审定稿）》基本保持一致。该文件明确，南方区域跨区跨省电力交易应首先通过市场交易落实跨区跨省协议，形成交易计划。跨区跨省协议计划确定后，再行按次序实现跨区跨省中长期交易连续开市，逐步实现省间市场交易与送（受）端省份中长期交易协同开展。在明确跨区跨省市场化交易规模并预留输电能力的前提下，也可以由相关交易机构分别组织送端、受端省内市场化交易和跨区跨省市场化交易，不区分先后次序 [8] 。 2022年1月25日，南方区域各电力交易中心联合发布《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，规定南方区域绿色电力交易的市场成员按照市场角色分为售电主体、购电主体、输电主体和市场运营机构，绿电交易包括直接交易和认购交易两种形式。绿电交易价格由电能量价格和环境溢价组成，具体根据市场主体申报情况通过市场化方式形成。绿色电力的环境溢价可以作为绿证认购交易的价格信号，形成的收益同步传至发电企业，不参与输配电损耗计算、不执行峰谷电价政策。绿色电力交易按照“年度（含多月）交易为主、月度交易为补充”的原则开展交易，鼓励年度以上多年交易 [9] 。

国家发改委明确煤炭领域经营者哄抬价格行为 中华人民共和国国家发展和改革委员会公告2022年 第4号 为维护煤炭市场价格秩序、更好保障国家能源安全，根据《价格法》等法律法规和《国家发展改革委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303号）有关规定，现明确煤炭（国产动力煤，下同）领域经营者（包括从事煤炭生产、贸易的经营者，下同）有下列行为之一的属于哄抬价格： 一、捏造涨价信息。（1）虚构本地区煤炭货源紧张或者市场需求激增信息的；（2）虚构其他经营者已经或者准备提高煤炭价格的信息的；（3）虚构煤炭购进成本信息的；（4）虚构可能推高煤炭价格预期的其他信息的。 二、散布涨价信息。（1）散布捏造的煤炭涨价信息的；（2）散布信息号召或者诱导其他经营者提高煤炭价格的；（3）散布可能推高煤炭价格预期的其他信息的。 三、囤积居奇。生产或者购进煤炭后，无正当理由，明显超出正常的数量或者周期囤积的。 四、无正当理由大幅度或者变相大幅度提高价格。（1）在煤炭生产成本或者购进成本未明显增加的情况下，大幅度提高煤炭价格对外销售或者明显超过正常年份加价幅度对外销售的；（2）通过向关联方转售，再由关联方大幅度提高价格出售煤炭的；（3）以煤炭供应紧张为由，强制或者诱导销售对象委托其采购高价煤炭的；（4）在销售煤炭过程中，通过不合理提高运输费用或者不合理收取其他费用等方式，变相大幅度提高煤炭价格的；（5）在销售中长期交易煤炭的同时，通过强制高价销售现货煤炭，变相大幅度提高煤炭价格的。 上述所称“大幅度提高价格”，可以根据国家及地方有关文件规定、经营者主观恶意和社会危害程度等因素，结合实际情况综合考量。其中，存在下列情形之一，且无正当理由的，一般可视为哄抬价格行为：（1）经营者的煤炭中长期交易销售价格，超过国家或者地方有关文件明确的中长期交易价格合理区间上限的；（2）经营者的煤炭现货交易销售价格，超过国家或者地方有关文件明确的中长期交易价格合理区间上限50%的。 本公告由国家发展改革委负责解释。 国家发展改革委2022年4月30日 国家发展改革委有关负责同志就明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告答记者问 近日，国家发展改革委发布公告，明确煤炭领域经营者哄抬价格行为。记者就此采访了国家发展改革委有关负责同志。 问：发布《公告》的主要考虑是什么？ 答：煤炭是关系国计民生的重要初级产品，煤电在我国总发电量中的占比约60%，稳煤价对于稳电价、稳经济意义重大。去年秋冬季，煤炭价格大幅上涨，影响了能源保供，增加了经济运行成本。为促进煤炭价格合理回归，今年2月，我委出台《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303号）（以下简称303号文件），在坚持煤炭价格由市场形成的基础上，提出了煤炭（国产动力煤，下同）中长期交易价格合理区间。其中，特别强调坚决遏制资本过度投机和恶意炒作，及时查处市场主体捏造、散布涨价信息及囤积居奇等哄抬价格违法行为。 哄抬价格被认为是此轮煤炭价格非理性上涨的重要原因之一。从多年实践看，现行价格法律法规和政策对哄抬价格行为的表述较为原则，缺乏具体规定，这就造成市场主体对违法边界认识不清，起不到引导企业依法合规经营的作用，同时也造成对违法行为认定困难。鉴于此，为贯彻落实国务院常务会议提出的运用市场化法治化办法，引导煤价运行在合理区间的有关要求，国家发展改革委组织专门力量，系统梳理了国内外有关价格违法行为方面的法律法规和监管实践，多次召开经济、法律方面专家座谈会进行研究论证，反复听取煤炭、电力行业有关企业和协会意见，并征求了相关部门意见，深入了解各方关切，在综合考虑各方面意见基础上，起草形成了《公告》。《公告》突出问题导向，在现有法律法规框架下，与国家相关政策紧密衔接，明确了煤炭领域经营者哄抬价格的四种具体行为表现，为相关经营者依法合规经营提供明确指引，有利于规范煤炭市场秩序、稳定市场预期。 问：煤炭领域哄抬价格具体有哪些表现形式？ 答：《公告》依据《价格法》《价格违法行为行政处罚规定》，以及《价格违法行为行政处罚实施办法》等有关法律法规政策，结合煤炭领域哄抬价格违法行为的主要特点和突出问题，明确了煤炭经营者捏造、散布涨价信息，囤积居奇，以及无正当理由大幅度或者变相大幅度提高价格等四种哄抬价格的具体表现形式及其综合考量因素。具体如下： 一是捏造涨价信息。主要表现为：虚构货源紧张或者市场需求激增信息，虚构其他经营者已经或者准备提价信息，虚构购进成本以及其他可能推高煤炭价格预期的信息。二是散布涨价信息。主要表现为：散布捏造的涨价信息，散布信息号召或者诱导其他经营者提高煤炭价格，以及散布其他可能推高煤炭价格预期的信息。三是囤积居奇。主要表现为：未及时销售生产或者购进的煤炭，无正当理由明显超出正常的数量或者周期存储。四是无正当理由大幅度或者变相大幅度提高价格。主要表现为：在煤炭生产、购进成本未明显增加的情况下，大幅度提高价格或者明显超过正常年份加价水平对外销售煤炭；通过关联方大幅度提高价格出售煤炭；以供应紧张为由，强制或者诱导销售对象委托其采购高价煤炭；通过不合理提高运输费用或者不合理收取其他费用等方式，变相大幅度提高煤炭价格；在销售中长期交易煤炭的同时，通过强制高价销售现货煤炭，变相大幅度提高煤炭价格。 问：上述提到的“大幅度提高价格”如何判断？ 答：在听取煤炭、电力行业有关企业和协会意见时，各方面均认为，对如何判断哄抬价格中的“大幅度提高价格”，需要明确相对量化的指标，以便企业有所遵循。鉴于303号文件已明确煤炭中长期交易价格合理区间，这一区间是在充分考虑成本基础上，兼顾煤、电上下游利益，并与煤电市场化电价机制妥善衔接后确定的，因此，《公告》以上述合理区间上限为基础，提出存在下列情形之一，且无正当理由的，一般可视为哄抬价格行为：（1）经营者的煤炭中长期交易销售价格，超过国家或者地方有关文件明确的中长期交易价格合理区间上限的；（2）经营者的煤炭现货交易销售价格，超过国家或者地方有关文件明确的中长期交易价格合理区间上限50%的。对此，煤炭、电力行业有关企业和协会认为，上述判断标准符合煤炭生产成本和市场供求情况，符合煤电双方长远利益。 问：《公告》将发挥什么积极作用？ 答：《公告》发布后，我们认为会在以下几方面发挥积极作用：一是有利于规范企业行为，《公告》明确了监管红线，为煤炭企业提供了清晰的行为指引，煤炭企业应当主动遵循，约束自身经营行为。二是有利于社会监督，社会各方面可以依据《公告》要求，向执法部门举报经营者哄抬价格等违法违规行为。三是有利于加强执法，国家发展改革委将密切关注煤炭市场情况，积极推动有关部门加大市场价格监督检查力度，对煤炭领域哄抬价格等违法违规行为，依法从严从重查处，典型案例公开曝光。