# 四川一电力用户“挖矿”遭强制退市！ 4月8日，四川电力交易中心发布关于成都神骊科技有限公司强制退市的公告。公告称成都神骊科技有限公司存在参与虚拟货币“挖矿”行为，且隐瞒有关情况违规进入电力市场。四川电力交易中心强制其退市，退市时间为2022年3月26日至2023年3月25日。四川电力交易中心还称，四川省电力市场用户已经查实存在参与虚拟货币“挖矿”行为的，均做强制退市处理。 那么什么是虚拟货币“挖矿”，“挖矿”耗能到底多大？电力能源行业又是如何整治“挖矿”行为的呢？ 什么是虚拟货币“挖矿”？ 虚拟货币“挖矿”活动指通过专用“矿机”计算生产虚拟货币的过程，能源消耗和碳排放量大，对国民经济贡献度低，对产业发展、科技进步等带动作用有限，加之虚拟货币生产、交易环节衍生的风险越发突出，其盲目无序发展对推动经济社会高质量发展和节能减排带来不利影响。——百度百科 虚拟货币“挖矿”需要一个庞大的计算系统，这需要大量的电力来维护、冷却和运行机器。最重要成本是“矿机”运行所需的电费，相关数据显示，一些“矿场”一天就耗电上百万度。因此“矿场”聚集在电力充足且电费便宜的地区，例如火电丰富的新疆、内蒙古，以及水电丰富的云南、四川、贵州。有的虚拟货币“矿场”冬天在内蒙古、新疆等地用火电挖矿，一度电0.3元左右。到了春天，就陆续通过卡车将“矿机”运到川西地区，利用丰水期便宜的水电“挖矿”。如果和小水电站谈妥价格，电价可以每度0.2元左右。 “挖矿”耗能到底多大？ 虚拟货币“挖矿”需要消耗巨大的电能，属于高耗能行业。据剑桥大学替代金融研究中心的数据，截至2021年5月17日，全球比特币“挖矿”的年耗电量大约是1348.9亿度电，已超过马来西亚、乌克兰、瑞典等国家的耗电量。据报道，目前中国的比特币产量占世界70%，以此来算我国比特币“挖矿”年消耗电量超900亿度，几乎相当于天津市2021年全年用电量（982.29亿千瓦时）。 巨大耗电量给电力供应带来困难。2021年初伊朗多个城市停电，其原因之一就是比特币和其他加密货币的挖矿活动加剧了伊朗的电力短缺。有专家指出，去年我国出现电力供应紧张限电范围不断扩大也和“挖矿”的巨大能耗有关。 2021年10月，江苏省通信管理局全面排查江苏省虚拟货币“挖矿”行为，监测发现江苏省开展虚拟货币活动的矿池出口流量达136.77Mbps，参与“挖矿”的互联网IP地址总数4502个，消耗算力资源超10PH/s，耗能26万度/天。“挖矿”较多的地市有苏州、徐州、南京。从IP地址归属和性质看，归属党政机关、高校、企业被入侵利用开展虚拟货币“挖矿”行为的占比约21%。 2021年12月，广州相关部门端掉一个隐藏在电动车充电站里的虚拟货币矿场，截止到被查时，该矿场已持续“挖矿”1000多个小时，耗电量高达9万多千瓦时。 2022年初，贵阳查获两起虚拟货币比特币“挖矿行为”及用电违约案件，现场查实违规装设的比特币挖矿机25台，日用电量达9.1382万千瓦时。 2022年3月，惠州成功端掉一个隐藏在工业园区内的虚拟货币“矿场”。该“矿场”以计算机软硬件及外围设备制造、移动终端设备制造的名义，租用厂房从事“挖矿”活动。截止到被查时已持续“挖矿”1300余个小时，耗电量高达37万多千瓦时。 2022年3月，东莞查获一起集中式虚拟货币“挖矿”式窝点，现场查获“矿机”约1000台，以及部分待组装“矿机”零部件。该窝点自去年7月份“挖矿”以来，在2000平方的厂房内，月用电量超过90万度，对东莞市能耗“双控”和国家双碳战略带来严重的负面影响。 以上案例显示，虚拟货币“挖矿”耗电量巨大，不利于“双碳”目标的实现。2021年国家发改委11月新闻发布会上，发改委明确表示，虚拟货币相关业务活动属于非法金融活动，虚拟货币“挖矿”行为存在极其严重的危害，整治虚拟货币“挖矿”活动对促进我国产业结构优化、推动节能减排、如期实现碳达峰、碳中和目标具有重要意义。 电力能源行业如何整治“挖矿”行为？ 2021年9月，国家发改委等11部门联合发布关于整治虚拟货币“挖矿”活动的通知，要求对虚拟货币“挖矿”项目实行差别电价，不允许虚拟货币“挖矿”项目参与电力市场。2021年10月，国家发改委将虚拟货币挖矿列入淘汰目录。随着国家对虚拟货币“挖矿”行为整治力度加大，越来越多的省份开始行动。近期，湖北黄石14部门联合整治虚拟货币“挖矿”活动，广东省发改委公布广州、揭阳整治虚拟货币“挖矿”工作的典型案例，浙江多部门持续联动坚决打击虚拟货币“挖矿”和交易炒作行为……多地紧盯虚拟货币“挖矿”背后存在的问题，严防“挖矿”死灰复燃。 除了加大力度查处虚拟货币“挖矿”之外，多地针对“挖矿”用电执行更加严格的差别电价政策。由下图可见，虚拟货币“挖矿”用电加价在0.5-2元不等，其中山东最高。 另外，多个地方不允许虚拟货币“挖矿”项目参与电力市场。禁止虚拟货币“挖矿”项目以任何名义参与电力市场交易，禁止虚拟货币“挖矿”项目以任何方式享受电力市场让利。 “挖矿”属于高耗能行业，退出电力市场后由电网企业企业代理购电。针对高耗能行业电价，电网代理购电方案中明确指出“已直接参与市场交易的高耗能用户，不得退出市场交易；尚未直接参与市场交易的高耗能用户原则上要直接参与市场交易，暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电，用电价格由代理购电价格的1.5倍加上输配电价、政府性基金及附加组成。” 种种迹象表明，国家取缔虚拟货币活动的信心是坚决的，在碳达峰碳中和背景下虚拟货币“挖矿”难以生存。

# “东数西算”工程全面启动 能源电力行业面临哪些机遇 今年2月份，国家发展改革委、中央网信办、工业和信息化部、国家能源局联合印发文件，同意在京津冀、长三角、粤港澳大湾区、成渝、内蒙古、贵州、甘肃、宁夏启动建设国家算力枢纽节点，并规划了张家口集群等10个国家数据中心集群。至此，全国一体化大数据中心体系完成总体布局设计，“东数西算”工程正式全面启动。 “东数西算”工程通过构建数据中心、云计算、大数据一体化的新型算力网络体系，将东部算力需求有序引导到西部，优化数据中心建设布局，促进东西部协同联动，与南水北调、西电东送、西气东输等重大工程同属全国范围内的重大资源调配工程。“东数西算”工程将对能源电力行业带来哪些影响？能源电力行业应如何服务“东数西算”工程发展？ 数据中心未来发展趋势 当前，我国数据中心整体用电规模已占全社会用电量的2%以上。在发展过程中，数据中心面临着东西部发展“冷热不均”、机柜上架率整体偏低、能效水平亟待提升等问题。实施“东数西算”工程后，上述问题将在一定程度上得到解决。 综合各方观点，今后数据中心发展将呈现以下趋势： 一是数据中心将转向规模化、集约化发展，逐步实现有序、合理布局。我国新建大型、超大型数据中心原则上将布局在国家枢纽节点数据中心集群范围内；国家枢纽节点之外新建的数据中心，地方政府不得给予土地、财税等方面的优惠政策。预计2023年年底，国家枢纽节点算力规模占比超过70%。 二是数据中心将积极推进绿色、低碳转型，助力“双碳”目标实现。“东数西算”工程实施后，数据中心将通过自建可再生能源设施、交易绿色电力、认购可再生能源绿色电力证书等方式增加对风能、太阳能等可再生能源的使用，促进可再生能源就近消纳，并通过加强技术创新、实施“以大换小”、应用节能技术与设备等方式不断降低电能利用效率值（PUE）。 三是数据中心将严控增量、优化存量，传统数据中心将加快改造升级和功能提升。今后，我国东部城市城区范围内主要建设规模适中、具有极低时延要求的边缘数据中心；东部地区单纯的数据存储中心、容灾备份中心将逐步关停，或改造升级成为具备计算和应用等功能的智慧数据中心。存量“老旧小散”数据中心将分类分批改造升级，加速迁移、整合，提高数据中心的能源利用效率。 四是数据中心算力供需更加均衡，促进我国区域协调发展水平显著提升。与数据中心相关的产业链条长，投资规模大，带动效应强。我国东部地区在市场、技术、人才、资金等方面占有先机，而西部在能源、土地、气候、成本等方面具有优势。“东数西算”工程通过算力设施由东向西布局，将带动相关产业同步向西部转移，以数据流引领资金流、人才流、技术流、业务流，打通不同区域之间协调发展的堵点、阻点，促进数据流通和价值传递。 “东数西算”工程对能源电力行业带来哪些影响 ●“东数西算”工程将重塑我国区域经济结构，缓解局部地区电力供需紧张状况。 近年来，我国经济发展的重点区域均面临不同程度的电力供应紧张状况。“东数西算”工程实施后，西部地区有望吸引数据中心以及上游的设备制造业和下游的数据加工、数据清洗、数据内容服务等相关产业落地，构建完整的数据中心产业集群。我国华东、华北和华南地区将向西部地区转移数据中心相关的电力负荷多达数百万千瓦，可一定程度上缓解东部地区的电力供需紧张状况。 ●“东数西算”工程有利于促进清洁能源消纳，降低二氧化碳排放规模。 西部地区是我国重要的清洁能源生产基地。推进“东数西算”工程，部分电力负荷将在空间层面实现转移，有利于提高数据中心对绿色能源的利用水平，促进电网消纳西部地区富余清洁能源。当前，我国数据中心绿电使用率约为23%。若通过“东数西算”工程在2025年将这一比例提高至50%，可多消纳可再生能源电量800亿千瓦时，相当于一年减少二氧化碳排放4500万吨左右。 ●“东数西算”工程将促进西部地区加大配套电网建设规模。 与一般产业相比，数据中心对电网供电能力（供电可靠性、电能质量等）要求极高，往往需要双电源或多电源供电，确保万无一失。与东部地区相比，我国西部地区配电网建设相对滞后，部分地区存在网架结构薄弱、电源支撑能力不足等问题。为了确保“东数西算”工程顺利推进，西部地区尤其是算力枢纽节点和数据中心集群所在区域需加快新建或改造升级配套电网。 ●“东数西算”工程为综合能源服务业务提供巨大的潜在市场。 与南水北调、西电东送、西气东输等重大工程相比，“东数西算”工程更加需要借助市场和社会的力量。算力投资和需求的主体都是企业，技术创新和推广应用、绿色电力交易等行为也高度依赖市场。 对数据中心而言，用电成本占到其运营成本的60%以上。因此，节能、节电对数据中心的运营至关重要。目前，我国数据中心PUE均值为1.49左右。根据《贯彻落实碳达峰碳中和目标要求 推动数据中心和5G等新型基础设施绿色高质量发展实施方案》，到2025年，我国新建大型、超大型数据中心平均PUE降到1.3以下，国家枢纽节点进一步降到1.25以下，绿色低碳等级达到4A级以上。这将为包括电网企业在内的相关企业开展综合能源服务业务开辟广阔的市场空间。电网企业可以凭借资源优势和专业特长实施能源管理，帮助数据中心提升能效水平，降低运营成本。其中，能源托管、余热回收等业务具备较大的市场开发潜力。 多方面入手服务“东数西算”工程发展 能源电力行业应从算力与电力协同运行机制研究、配套专项供电方案制订、绿色用能技术应用等方面入手，服务“东数西算”工程发展。 建议以实现“电力+算力”协同运行为目标，针对“电力+算力”协同的内在机理、技术体系、激励机制等开展专门研究。数据中心既是算力基础设施，也是电力消费大户。算力的高能耗属性使其与电力之间具有相互影响的内在关系。电力和算力能在优势互补的基础上形成有机协同。然而，“电力+算力”是一个新生事物，人们对二者协同运行的机理认识还不够深入，需对“电力+算力”协同的技术支撑体系、激励机制等加强研究攻关。 建议电网企业尽快研究制订算力枢纽节点数据中心集群专项供电方案。应充分考虑枢纽节点地区电网建设的特殊性，积极做好电网规划与通信网络、土地、环保、财税等规划的衔接和协同，并统筹处理电网建设在规划、投资、建设、监督、评估等环节的重大事项，及时动态调整枢纽节点地区电网建设规划和投资规划，确保“东数西算”工程电力充足稳定供应。 建议能源电力行业加快推广先进绿色技术产品和解决方案，为数据中心绿色、低碳转型做好服务保障。应加快推广应用高效网络设备、高效制冷系统、高效供配电系统、高效辅助系统等绿色技术产品以及模块化、智能化、创新性的用能解决方案；积极打造绿色数据中心服务平台，为数据中心开展绿色设计、施工和采购、运维和改造等提供支撑保障。

# 国家发改委明确！适度超前推进能源基础设施建设 4月15日，国家发展改革委召开新闻发布会，介绍积极扩大有效投资有关情况。国家发改委投资司司长欧泓在发布会上表示，按照适度超前开展基础设施投资的要求，推进水利、交通、能源等基础设施建设 欧泓介绍，下一步，国家发改委将认真贯彻落实中央经济工作会议精神，按照《政府工作报告》部署要求，重点从以下四个方面做好扩大有效投资工作。 第一，聚焦重点领域。一是基础设施建设。按照适度超前开展基础设施投资的要求，推进水利、交通、能源等基础设施建设，加快城市燃气管道等老化更新改造和排水防涝设施建设，加强新型基础设施建设。二是制造业和高技术产业。提升制造业核心竞争力，推进关键核心技术攻关。实施煤电节能降碳改造，推进石化、钢铁等行业节能降碳改造，同时带动装备制造等行业投资。三是社会民生领域补短板建设。推进城镇老旧小区改造，加强卫生、教育、养老、托育等领域建设。 第二，强化资金要素保障。一是加强资金保障。中央预算内投资着力支持国家重大战略和重点项目建设，集中力量办大事、难事、急事。今年专项债券规模为3.65万亿元，目前各地方正在加快发行使用。加上去年四季度发行的专项债券，今年可以使用的专项债券资金规模较大。我们将指导督促地方加快专项债券项目建设进度，尽快形成实物工作量。同时，协调加大重点项目融资支持力度，推动制造业中长期贷款保持较快增长。二是加强用地、用能等要素保障。加强与自然资源部门的工作衔接，做好国家重大项目用地保障；同时，对符合条件的重大项目有序实施能耗单列。 第三，加快推进项目实施。一是扎实做好项目前期工作。指导督促地方加快履行项目各项审批手续。同时，依法依规履行项目建设程序，防止“未批先建”“边建边批”。二是加快项目开工建设。督促做好征地拆迁、市政配套等开工前准备工作，推动尽早开工，协调保障用工和原材料供应，推动项目建设顺利实施，尽快形成实物工作量。 第四，激发社会投资活力。社会投资在全部投资中占大头。现阶段我国投资需求潜力仍然巨大，激发市场主体活力、扩大有效投资空间广阔。我们将落实和完善社会资本投融资合作对接机制，促进社会资本重点项目落地实施。积极推动盘活存量资产，形成存量资产和新增投资的良性循环。推动基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）健康发展，督促回收资金加快用于新项目建设。

# 控能耗、提能效，充分发挥电价杠杆作用 近日，国家发展改革委等12部委发布《关于印发促进工业经济平稳增长的若干政策的通知》，为进一步巩固工业经济增长势头，做好预调微调和跨周期调节，推出了包括财政税费、金融信贷、保供稳价、投资和外贸外资、用地用能及环境政策在内的一系列政策措施。其中在保供稳价政策中，提出要“整合差别电价、阶梯电价、惩罚性电价等差别化电价政策，建立统一的高耗能行业阶梯电价制度”，着力发挥电价杠杆作用。 差别电价于2004年首次出台，最初以抑制高耗能行业盲目发展、缓解煤电油运紧张局面、促进经济结构调整和产业技术升级为目标，按照《产业结构调整指导目录》标准，对电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁等6类高耗能行业中划分为限制类、淘汰类的，执行每千瓦时用电2分钱和5分钱加价。2006年，将黄磷、锌冶炼2个行业纳入差别电价政策范围，对限制类和淘汰类加价标准分别提高至5分钱和0.2元；2010年进一步提高加价标准至0.1元和0.3元。 惩罚性电价是对能耗（电耗）超过限额标准的企业和产品执行的电价加价。2010年，在国家发展改革委印发的《关于清理对高耗能企业优惠电价等问题的通知》，要求对能源消耗超过国家和地方规定的单位产品能耗（电耗）限额标准的产品实行惩罚性电价：超过限额标准一倍以上的比照淘汰类电价加价标准执行；超过限额标准一倍以内的由地方相关部门制定加价标准。与差别电价相比，惩罚性电价有三个主要差异：一是指定实施的行业范围；二是与能耗（电耗）直接挂钩，而非通过参考《产业结构调整指导目录》与能耗（电耗）间接挂钩；三是地方被赋予制定加价标准的部分权利。 阶梯电价加价既不固定在单一标准（不同于差别电价政策），地方政府也不参与标准制定（不同于惩罚性电价），而是与能耗（电耗）直接挂钩的、具有全国统一标准的、且呈现阶梯式特征的差别化价格制度。2013年起，电解铝、水泥、钢铁三个行业先后出台了阶梯电价政策。2021年国家进一步完善电解铝阶梯标准，加大执行力度，并尝试形成了与非水可再生能源利用水平相挂钩的动态加价标准。 目前的差别化电价中，电解铝企业仅执行阶梯电价，水泥企业除部分淘汰类实施差别电价外都执行阶梯电价，钢铁企业分别执行差别电价和阶梯电价（不重复执行）；三类企业都不再执行惩罚性电价。 差别化电价完善过程中体现出几个特点： 一是推行差别化电价的同时，也在着力限制地方性优惠电价出台。高耗能行业往往是部分地方经济增长的重要动力，地方政府在落实差别化电价过程中容易出现“边加价、边优惠”的问题。差别化电价的发展史，也成为限制地方优惠电价的规范史。早在2006年政策形成初期，国家就开始着手规范；2010年专门印发《关于清理对高耗能企业优惠电价等问题的通知》，坚决制止地方自行出台优惠电价措施。 二是差别化电价执行力度逐步加强。差别电价方面，通过提高限制类和淘汰类产品加价标准，一定程度上促进了产业结构调整；阶梯电价方面，先后出台和修订的电解铝阶梯电价政策，将起始用电的阶梯标准从2013年的每吨13700千瓦时提高至2021年的13650千瓦时，并要求到2025年调至13300千瓦时，逐渐严格的趋势明显。 三是执行标准由主要与技术类型、生产规模等挂钩，向直接与能耗（电耗）挂钩转变。从惩罚性电价开始，就建立起与能耗（电耗）的直接关联性；电解铝、水泥和钢铁三类产品阶梯电价坚持了这一方向，与我国更加重视能耗“双控”的大趋势相契合。 四是开始尝试参考碳排要求制定形成加价标准。2021年出台的电解铝阶梯电价政策，首次将加价标准与非水可再生能源利用水平挂钩，随着电解铝企业使用非水可再生能源电量占比的提升，阶梯电价加价标准相应降低。这类尝试也契合了“能耗双控”向“碳排双控”转变的趋势。 五是差别化电价有与电力市场交易衔接的趋势。在最新的电解铝阶梯电价规定中，对缴纳加价电费不及时、节能目标未完成的企业，限制进入电力市场开展交易。按照电网企业代理购电政策（发改办价格〔2021〕809号）要求，这些企业代理购电价将按1.5倍执行，“惩治”力度进一步放大。 六是差别化电价执行范围也在持续的动态调整。例如国家发改委表示，对于执行居民电价的单位参与虚拟货币“挖矿”的，将研究加征惩罚性电价，多地已出台了相关政策。 国家在促进工业经济平稳增长政策中提出建立统一的高耗能行业阶梯电价制度，至少将起到三方面积极作用： 一是可整体建立起分档标准动态调整机制，改变过去执行标准落后于生产实际的问题，为差别化电价发挥杠杆作用提供基础。通过对标先进能耗、碳耗标准，建立逐渐趋紧的分档标准，促使高耗能企业加大节能减排技术资金投入，降低单位产品能耗、碳排，发挥价格杠杆倒逼产业转型升级作用。 二是可对加价执行标准实施系统性优化，对高耗能企业生产成本形成重要影响，以强化差别化电价的杠杆作用。根据不同高耗能行业承受能力、盈利对用能成本敏感性等，重新设置阶梯加价标准，避免政策“隔鞋瘙痒”问题，使加价形成的生产成本成为高耗能企业生产乃至发展决策变量。 三是进一步规范电价秩序，清晰化差别化电价规则，严肃电价执行。全部执行国家统一出台的阶梯电价机制，可避免因政策类型繁多形成的地方自行制定优惠电价问题。明晰差别化电价制度后，资本在选择高耗能投资项目时也有了更清楚的政策参考，因此能够起到引导投资的作用。 展望未来出台的政策，还有几个值得关注的问题： 一是科学确定分档标准和加价标准是制定高耗能阶梯电价的核心工作，如何既保证执行效果又不矫枉过正，避免步子迈太大而影响了正常生产，需要深入行业内部开展大量研究。 二是高耗能行业阶梯电价政策与减排要求挂钩时，既要确保政策具有适应不同行业的丰富的执行方式，又要确保条款可被清晰的理解、数据可被准确的监测、机制可被切实的执行，需要拓展视野，并突破创新。 三是对于大量存在于高耗能企业中的自备电厂，落实阶梯电价政策还需要有强有

# 2021年欧盟煤电比例大幅回升 据Ember网站报道，随着欧洲经济从疫情大流行的影响中恢复，欧盟碳交易系统（ETS）的总排放量2021年增加了7%（+9000万吨），达到13.64亿吨。与2019年（新冠疫情大流行前）相比，排放量下降了8%。 欧盟排名前十名排放源（煤电厂）都位于德国和波兰，占欧盟ETS所有设施总排放量的12%。欧盟ETS的排放涵盖电力、航空和其他行业（水泥、钢铁和炼油厂）。2021年工业碳排放量为6.16亿吨，比2020年上升了3.6%，而2019年下降了3.7%。水泥、钢铁和炼油厂是最大的工业排放源，约占欧盟排放交易系统总排放量的27%。电力行业目前约占欧盟ETS排放总量的一半，而碳交易体系启动时曾占三分之二。 在欧盟电力行业，油价上涨导致煤炭在2021下半年变得更具经济竞争力，增加了褐煤和硬煤电厂发电量。2021年，欧盟的天然气发电量下降了5%，煤电增长了20%，因为煤炭在经济上更加有利。随着新冠疫情后的经济反弹，2021年欧盟电力部门的排放量增加了10%，达到7.2亿吨。2021年煤炭排放量上升了17%，是自EU-ETS自2005开始以来的最大增幅，也是自2015以来的首次增长。煤炭排放量的增加导致排放欧盟国家二氧化碳排放比2020年多6200万吨，其中4900万吨来自德国和波兰。硬煤和褐煤电厂的排放占ETS排放总量的31%，高于2020年的29%。 天然气发电厂的排放量比2020年的水平下降了3%。从绝对值来看，自2020年以来，天然气排放量减少了580万吨，但与煤炭增加的6200万吨相比相形见绌。意大利、德国和西班牙仍然是天然气发电排放量最高的三个国家，占欧盟天然气发电厂排放量的58%。 2021年德国和波兰占欧盟电力部门的排放的53%。在波兰，电力部门85%的排放来自煤炭。目前，德国电力行业75%的排放来自硬煤和褐煤电厂。与波兰不同的是，德国承诺到2035年实现电力脱碳，最近还发布了雄心勃勃的计划，期望将清洁能源份额从目前的40%提高到2030年的80%。

# 电能替代要过成本回收关 近日，国家发改委、国家能源局等10部门联合印发《关于进一步推进电能替代的指导意见》（以下简称新版《指导意见》）。相比2016年版的《关于推进电能替代的指导意见》，新版《指导意见》创新性提出，将因电能替代引起的电网输配电成本纳入输配电价回收。 新版《指导意见》指明了政策方向，但如何纳入输配电价，如何进行输配成本监审，业内期待更多细则出台。 尝试计入输配电价成本回收 此前电能替代项目仅涉及小部分的配电线路和变电站扩容，对电网实质性影响并不大。但随着电能替代项目规模快速增长，且项目不在原有的配电网规划范围内，对电网的实质性影响就会变大。这部分增加的电网投资需要在输配成本中得以体现。随着电能替代的规模越来越大，增速越来越快，将因电能替代引起的电网输配电成本纳入输配电价回收是合理的。所有合理负荷增长所引起的扩容投资都应纳入输配成本，但由于输配电价的监审具备周期性，因此并非所有的扩容成本都能及时在输配电价中得以体现。针对电能替代导致的扩容成本，需要将配电网建设改造投资纳入电网企业有效资产,将运营成本计入准许成本通过电价回收，科学核定分用户类别、分电压等级输配电价，从而保障合理收益。 激发推进电能替代的积极性 过去，煤改电等电能替代项目作为民生工程，电网企业的相关配套改造投入大，收益低是普遍现象，现在，纳入输配电价回收有利于构建电力普遍服务的长效性。根据国家能源局印发的《2022年能源工作指导意见》，我国今年新增电能替代电量1800亿千瓦时左右，如此庞大替代量，电网企业需要更多的激励政策。电网企业从2012年开始推进电能替代工作，并把其作为综合能源服务的重要内容之一。电网企业对电能替代工作的积极性主要源于两方面：一是增加了电网的投资机会；二是电能替代增加了电网的售电量。 新版《指导意见》提出，在“十四五”期间，进一步拓展电能替代的广度和深度，支持电能替代项目参与电力市场中长期交易、现货交易和电力辅助服务市场，鼓励电能替代项目参与碳市场交易，鼓励以合同能源管理、设备租赁等市场化方式开展电能替代。业内普遍认为，这些举措有利于进一步撬动电网企业推进电能替代工作的积极性。 拓展成本回收的多元渠道 虽然新版《指导意见》明确因电能替代引起的电网输配电成本可纳入输配电价回收，但如何落地仍需出台相关细则。新版《指导意见》意在通过市场化方式推动电能替代工作顺利通过‘深水区’，与之相伴的问题是，如何进行有效监管。将电能替代引起的电网输配电成本纳入输配电价回收，最主要的焦点集中于输配成本监审环节。 电能替代关乎民生。在保持居民电价相对稳定，努力为工商业企业降低电价负担的背景下，进行合理的输配电价疏导并不容易。由于电能替代项目的成本较高，输配电价的疏导机制仍未完全顺畅，推动电能替代项目规模化开展，需要更多元的成本回收渠道。

# 联合国：2050将煤炭、石油和天然气的用量分别下降95%、60%和45% 4月4日，联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）发布《气候变化2022：减缓气候变化》报告指出，全球温室气体排放持续增加，如不立即在各个领域进行深度减排，将全球升温幅度控制在1.5摄氏度的目标“根本无法实现”。 根据该报告，2010年-2019年期间，全球温室气体年平均排放量处于人类历史上最高水平，但平均增速低于上一个10年，从2000年-2009年的年均增速2.1%下降至1.3%。不过，要达到将全球升温幅度控制在1.5摄氏度的目标，全球温室气体排放量最迟要在2025年达到峰值，并在2030年前减少43%，而要将升温幅度控制在2摄氏度以内，就要在2030年前减少1/4的温室气体排放量。 IPCC主席李会晟认为，目前，全球多国已经拥有了控制气候变暖所需的技术，如果能通过政策法规、市场手段大力推广这些技术和相关措施，将促进深度减排目标并激发技术及市场创新。 报告提出，能源领域转型是实现气候目标的关键，该领域可贡献全球约3/4的二氧化碳减排潜力。要将全球升温幅度控制在1.5摄氏度以内，到2050年，需要在2019年的基础上将煤炭、石油和天然气的用量分别下降95%、60%和45%；而要将全球升温水平控制在2摄氏度以内，到2050年，上述用量则需在2019年的基础上分别下降85%、30%和15%。 联合国秘书长古特雷斯表示，在气候行动倒退的情况下，投资新的化石燃料基础设施是疯狂之举。“这些投资很快就会成为搁浅的资产。只有转向可再生能源才能优化全球能源结构，为达到目标，对可再生能源的投资必须成倍增长。” 据了解，IPCC成立于1988年，是联合国专门评估气候变化的机构，旨在为各国提供有关气候变化的科学技术和社会经济认知状况、气候变化原因、潜在影响和应对策略的综合评估。该机构每6年-7年发布一次关于气候变化的综合报告，2014年完成的第五次评估报告为巴黎协定提供了主要科学依据。

# 现货市场中，新能源项目的尴尬 推动新能源参与现货市场的几个动机 新能源参与现货市场凸显尴尬一面 在我国，消纳可再生能源普遍采用两种机制，一是保障性收购。核定为保障利用小时数以内的电量，由电网企业采用统购统销的方式保量保价收购，这就是说在保障利用小时数之内的电量采用传统计划机制消纳。二是市场化交易。在保障利用小时数之外的电量，则通过可再生能源项目与用户侧直接交易的方式进行消纳，电量和电价都由市场决定，也就是说剩余电量可以通过市场机制进行消纳。 当前，我国电力市场建设进入现货交易试点阶段，有几家试点已经向新能源项目试点开放了现货市场。 就常人普遍认知来看，新能源的优点十分明显，那就是绿色环保，不发生化学反应，不向环境中排放碳和污染物，对气候和生态表现得相当友好。另外，在项目建成之后，由于不需要燃烧煤炭、石油、天然气等化石能源，所以边际成本低，具有相当的市场竞争力。 然而，同其优点一样，新能源的缺点也十分突出——出力的波动性、间歇性，导致新能源完全“看天吃饭”。而出力的不确定性对于市场化而言又是十分致命的。 搞电力市场化交易，就要签合同，签了合同就要履约。对于现货合同来说，不但要在电量上履约，而且要在电力上履约，需要完全按照合同约定的曲线进行电量交割。否则，就要接受相应的偏差考核。以山西电力现货市场建设试点为例，它们对于新能源实际出力与短期预测出力的偏差超出50%的部分，按照标杆电价计算超额收益并回收。“新能源超额回收费用巨大，山西的一座5万千瓦的风电场，一个月可能被罚80万元。”一位能源央企的市场营销中心主管透露。 对于新能源来说，避免出现偏差的前提是准确执行合同，而合同约定的是市场成交的结果，成交结果要看交易前对于电量电价的申报，而申报电量电价主要依赖的是出力预测，出力预测要依赖天气预报。“可天气完全不可控，很难准确预测可再生能源出力。”一位风电企业负责人说。 根据有关机构的统计数据，甘肃、山西两地风电和光伏单点预测准确率平均水平分别为41%和78%。其中，风电单点预测准确率50%以上的比例约为55%，光伏单点预测准确率85%以上的比例为45%，准确率50%以上的比例为70%。相信其他地区的准确率也高不到哪里去。 可是，如果依靠现货市场来实现百分之百消纳新能源的话，单点功率预测必须达到100%的准确率。否则就会出现两种情况：一是预测高了，实际出力达不到履约要求，新能源企业有可能要花高价购电来执行合同，否则就受到偏差考核。二是预测低了，实际出力超出合同约定额度，超出偏差减免的部分同样要接受考核；当然，要是通过自动发电控制技术来控制功率输出的话，的确可以精确履约而免受考核，但这样就形成了事实上的弃风弃光，达不到全额消纳可再生能源的目的，背离了发展可再生能源的初衷。事实上，在今年夏天中国电力发展促进会组织的“2021年电力现货市场培训研讨会”上，的确有与会的新能源企业代表建议同行们这样操作。 从这个角度来看，通过现货市场来解决弃风弃光问题是有一定局限性的，尽管现货市场为消纳新能源提供了一定的空间，但也因为履约和偏差考核等机制而限制了新能源的随机出力，反而不能实现完全消纳新能源的初衷。 现货机制暂时难成消纳新能源的首选 尽管社会上有观点认为，设置电力现货市场的初衷就是为了发展和消纳可再生能源的，但就有关政策和信息来看，官方暂时透露的信号并不是十分清晰。比如，今年4月底国家发展改革委、国家能源局共同印发的《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，也仅仅是说引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，并未明确这些电量必须进入现货市场。 同样，在前文提到的国新办发布会上，针对清洁能源消纳和避免弃风弃光问题，黄学农指出，要在新能源开发布局上统筹优化、在发电侧提升调峰能力、在电网侧提升资源优化配置能力、在用户侧提高绿色电能替代和需求侧响应能力、加快发展储能、推动电力系统全面数字化、构建高效智慧调度运行体系等方面发力。而在这些举措措施当中，并未提及正如火如荼开展试点的电力现货市场机制。 就在上个月，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》指出，在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，多渠道增加可再生能源发电装机并网规模。这也从一个侧面说明，当前困扰可再生能源进一步发展和消纳的主要因素，还不是消纳机制的问题，而是物理调节能力和调节技术不足的问题。 近年来，我国可再生能源迅猛发展，但电力系统灵活性和调节能力与之并不能相匹配，制约更高比例和更大规模可再生能源发展。要构建以新能源为主体的电力系统、如期实现“双碳”目标，发展和消纳可再生能源成为关键中的关键。因此，有关部委在处理完善电解铝行业阶梯电价这么具体的问题时，也不忘向用能大户们推销一下清洁能源——《关于完善电解铝行业阶梯电价政策的通知》指出，鼓励电解铝企业提高风电、光伏发电等非水可再生能源利用水平，减少化石能源消耗。 包括前文提到的启动绿色电力交易试点在内，综合近期我国在关于可再生能源消纳方面祭出的多项重要举措，基本可以确定，电力市场尤其是现货市场暂时难作为推动可再生能源发展和消纳的重要选项。 新能源绿色价值在市场中难体现 当然，除了功率预测和偏差考核这些技术问题不利于新能源参与现货市场之外，一个更深层的原因就是在当前电力市场上新能源的绿色属性得不到体现。 “不管谁发出来的电，上了网都是50赫兹的交流电。”这句话的意思是，不管你是风电、太阳能发电，还是煤电、气电、核电，只要发出来，上了网，进入市场，就都一样了，成为同质化的产品，可再生能源电力体现不出绿色属性，没能附着环保价值，而化石能源也不用背负环境成本。 其实，也正是因为可再生能源的绿色属性在其他市场上体现不出来，也才有了不久前开始试点的绿色电力交易，以及前几年就启动了的跨区域省间富余可再生能源电力现货交易等专为消纳新能源而设置的交易专场了。 在现货市场上，新能源难以体现出环保优势，但其先天弱势却体现得淋漓尽致。虽然随着风电和光伏设备制造技术与能力的提高，新能源项目在经历补贴退坡、竞价中标、平价上网之后，与化石能源相比在价格上已经初具竞争力，但由于新能源出力具有波动性、间歇性以及反调峰性的天然短板，使其在现货市场上又重新堕回弱势地位，如经常受到偏差考核，很难竞得高价，承担分摊费用多，获得补偿费用少等等。 因此说，如何将绿色环保价值赋予新能源，并将生态补偿成本附着在化石能源身上，并通过市场化交易传导至用户侧？只有确保了这个前提条件，无论是在中长期市场还是在现货市场，新能源才敢说是有竞争力的，也才能说市场化机制是可以促进新能源消纳的。 “新能源每发一度电减排的碳和污染物，每开采一吨煤需要付出的生态补偿努力，每发一度煤电排放的碳和污染物，这其中的环保效益与生态补偿成本，都需要精确恰当地测算与统筹考虑，这样才能最终转化为相应市场主体的竞争力。”一位新能源企业的市场营销人员认为，目前的绿色证书、碳排放权交易、可再生能源电价补贴等政策的科学性和协调性还有待进一步深化和提高，还没能切实起到提升新能源市场竞争力的作用。 现货场景下的新能源全额消纳构想 无论如何，一个很迫切的事实摆在面前，那就是如果我们现在不能完美解决新能源消纳的问题，未来的形势会更加严峻。 毕竟，新能源占比是不断增加的，统计显示，2020年全国风电和太阳能发电量之和仅占总发电量的不到10%；而有关信息显示，到2030年我国非化石能源占一次能源的消费比重要达到25%左右，据此推断，届时风电和太阳能发电量之和占总发电量的比重会远超25%这个比例。 列举这组数字就是为了说明，如果在渗透率不到10%的情况下尚不能很好地消纳新能源，如何在渗透率超过25%甚至更高的情况下做好新能源消纳呢？换句话说，如果现在都存在一定的弃风弃光率而做不到百分百消纳新能源的话，未来随着新能源占比的不断提升，以及调节电源占比的逐渐降低，新能源消纳形势就会更加严峻。 鉴于此，有观点认为，既然新能源功率不可控、波动性强，很难按照合同约定的曲线提供出力，那就应该索性按照实际出力全额上网。 不得不说，尽管这有违市场公平竞争精神，但这的确是对待新能源发展最友好的方式。毕竟，发展新能源和可再生能源的初衷就是用来替代传统的化石能源的，就是用来减少温室气体排放和保护环境的，就是用来实现人类社会可持续发展的，只有把可再生能源电量百分之百、不折不扣地消纳掉，才能真正体现其绿色价值，否则，就会造成巨大的资源浪费。况且，如果只谈公平，就不应该有可再生能源保障性收购政策，也不应该给可再生能源上网开小灶，比如设立跨省区富余可再生能源现货市场和绿色电力市场等一系列专为消纳可再生能源的专场了。 但，这种看似不公平，完全可以用市场的方式找回公平。有专家认为，除了网络阻塞之外，调节资源不足是困扰新能源消纳的重要因素。而造成调节能力不足的主要原因要归于辅助服务市场的不完善，有关市场主体对于市场收益没有明确预期，开展煤电灵活性改造、建设储能和气电等调节资源的意愿不足，那些有潜力成为调节性资源的电源项目更愿意按照传统方式过活，也就是通过出售电量而不是出售辅助服务来获得收益。所以说，下一步通过完善辅助服务市场，引导传统能源从电量资源向电力资源转换，从而通过向系统提供调节服务来获得稳定收益，这样就不存在传统能源和新能源争电量的问题了，也就不存在所谓的公平不公平的问题了。 当然这都是后话，改变新能源和传统能源市场占比、完善市场机制都还需要一个过程。就目前条件下，能不能找到一个让市场各方认可，又能百分百消纳可再生能源的市场化方案呢？ 在回答这个问题之前，先明确一个事实：可再生能源具有波动性、间歇性和不可预测性，这就决定了消纳可再生能源必须有调节性资源的配合，不管这些调节性资源是自建的、购买的，还是电网提供的。在百分之百上网的可再生能源电量当中，付出成本的可不只是可再生能源企业，还有赖于其他调节性资源提供的辅助服务以及其他电源让渡的电量空间，也就是说，可再生能源电量收益中应该包括给调节性电源和资源的回报。 达成这个共识，下面这个基于现货市场的“可再生能源电量两分法”就很值得一试了。 该方法是指，可再生能源根据实际出力全额上网，其上网电量分为两部分：一部分是申报电量部分，另一部分是偏差电量部分。 申报电量部分，是企业在实时市场上全电量申报并成交的电量。这部分电量的电费收益归可再生能源企业所有，分别按照政府定价和市场价格两种情况结算。需要着重指出的是，企业在申报电量时，一定要根据单点功率预测情况，确保申报出力不超出实际出力范围，也就是申报出力最好小于或等于实际出力，因为一旦出现负偏差就要接受较为严苛的偏差考核，或者自行购电补齐偏差。偏差电量部分，是新能源企业在现货市场结算时出现的偏差电量，包括正偏差和负偏差。需要着重指出的是，负偏差电量接受偏差电量考核，正偏差电量不受考核，但电费收益不归新能源企业，而是归全系统所有。负偏差考核费用和正偏差电量电费，均用于补偿系统内调节性资源。 有人可能会有疑问，既然正偏差收益不归自己所有，那新能源企业为什么不多申报一些出力呢？当然不能，因为一旦出现负偏差，就要接受较为严苛的偏差考核或者自行购电补齐偏差。这就迫使新能源在多卖电和避免偏差考核之间做出权衡，确保申报出力既要尽量接近实际出力但又不能超过实际出力，对这个度的把握就构成了市场博弈，只不过这是企业自己和自己的博弈，筹码是企业单点功率预测水平的高低。单点功率预测准确，可以给自己带来最大化收益；单点功率预测不准，可能给自己带来一定损失，但这个损失又能补贴给调节性资源，并不影响整个市场和系统的效益及运行。而且此举的最大好处是百分之百消纳了可再生能源，实现了社会效益的最大化。 这种市场化交易方式的好处是，既照顾了市场各方的利益关切，体现了公平性原则，又顺应了百分之百消纳可再生能源的初衷，对如期实现“碳达峰、碳中和”目标、为构建以新能源为主体的新型电力系统提供了一个现货市场的解决方案。

中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见 （2022年3月25日） 建设全国统一大市场是构建新发展格局的基础支撑和内在要求。为从全局和战略高度加快建设全国统一大市场，现提出如下意见。 一、总体要求 （一）指导思想。 （二）工作原则 （三）主要目标 二、强化市场基础制度规则统一 （四）完善统一的产权保护制度。完善依法平等保护各种所有制经济产权的制度体系。健全统一规范的涉产权纠纷案件执法司法体系，强化执法司法部门协同，进一步规范执法领域涉产权强制措施规则和程序，进一步明确和统一行政执法、司法裁判标准，健全行政执法与刑事司法双向衔接机制，依法保护企业产权及企业家人身财产安全。推动知识产权诉讼制度创新，完善知识产权法院跨区域管辖制度，畅通知识产权诉讼与仲裁、调解的对接机制。 （五）实行统一的市场准入制度。严格落实“全国一张清单”管理模式，严禁各地区各部门自行发布具有市场准入性质的负面清单，维护市场准入负面清单制度的统一性、严肃性、权威性。研究完善市场准入效能评估指标，稳步开展市场准入效能评估。依法开展市场主体登记注册工作，建立全国统一的登记注册数据标准和企业名称自主申报行业字词库，逐步实现经营范围登记的统一表述。制定全国通用性资格清单，统一规范评价程序及管理办法，提升全国互通互认互用效力。 （六）维护统一的公平竞争制度。坚持对各类市场主体一视同仁、平等对待。健全公平竞争制度框架和政策实施机制，建立公平竞争政策与产业政策协调保障机制，优化完善产业政策实施方式。健全反垄断法律规则体系，加快推动修改反垄断法、反不正当竞争法，完善公平竞争审查制度，研究重点领域和行业性审查规则，健全审查机制，统一审查标准，规范审查程序，提高审查效能。 （七）健全统一的社会信用制度。编制出台全国公共信用信息基础目录，完善信用信息标准，建立公共信用信息同金融信息共享整合机制，形成覆盖全部信用主体、所有信用信息类别、全国所有区域的信用信息网络。建立健全以信用为基础的新型监管机制，全面推广信用承诺制度，建立企业信用状况综合评价体系，以信用风险为导向优化配置监管资源，依法依规编制出台全国失信惩戒措施基础清单。健全守信激励和失信惩戒机制，将失信惩戒和惩治腐败相结合。完善信用修复机制。加快推进社会信用立法。 三、推进市场设施高标准联通 （八）建设现代流通网络。优化商贸流通基础设施布局，加快数字化建设，推动线上线下融合发展，形成更多商贸流通新平台新业态新模式。推动国家物流枢纽网络建设，大力发展多式联运，推广标准化托盘带板运输模式。大力发展第三方物流，支持数字化第三方物流交付平台建设，推动第三方物流产业科技和商业模式创新，培育一批有全球影响力的数字化平台企业和供应链企业，促进全社会物流降本增效。加强应急物流体系建设，提升灾害高风险区域交通运输设施、物流站点等设防水平和承灾能力，积极防范粮食、能源等重要产品供应短缺风险。完善国家综合立体交通网，推进多层次一体化综合交通枢纽建设，推动交通运输设施跨区域一体化发展。建立健全城乡融合、区域联通、安全高效的电信、能源等基础设施网络。 （九）完善市场信息交互渠道。统一产权交易信息发布机制，实现全国产权交易市场联通。优化行业公告公示等重要信息发布渠道，推动各领域市场公共信息互通共享。优化市场主体信息公示，便利市场主体信息互联互通。推进同类型及同目的信息认证平台统一接口建设，完善接口标准，促进市场信息流动和高效使用。依法公开市场主体、投资项目、产量、产能等信息，引导供需动态平衡。 （十）推动交易平台优化升级。深化公共资源交易平台整合共享，研究明确各类公共资源交易纳入统一平台体系的标准和方式。坚持应进必进的原则要求，落实和完善“管办分离”制度，将公共资源交易平台覆盖范围扩大到适合以市场化方式配置的各类公共资源，加快推进公共资源交易全流程电子化，积极破除公共资源交易领域的区域壁垒。加快推动商品市场数字化改造和智能化升级，鼓励打造综合性商品交易平台。加快推进大宗商品期现货市场建设，不断完善交易规则。鼓励交易平台与金融机构、中介机构合作，依法发展涵盖产权界定、价格评估、担保、保险等业务的综合服务体系。 四、打造统一的要素和资源市场 （十一）健全城乡统一的土地和劳动力市场。统筹增量建设用地与存量建设用地，实行统一规划，强化统一管理。完善城乡建设用地增减挂钩节余指标、补充耕地指标跨区域交易机制。完善全国统一的建设用地使用权转让、出租、抵押二级市场。健全统一规范的人力资源市场体系，促进劳动力、人才跨地区顺畅流动。完善财政转移支付和城镇新增建设用地规模与农业转移人口市民化挂钩政策。 （十二）加快发展统一的资本市场。统一动产和权利担保登记，依法发展动产融资。强化重要金融基础设施建设与统筹监管，统一监管标准，健全准入管理。选择运行安全规范、风险管理能力较强的区域性股权市场，开展制度和业务创新试点，加强区域性股权市场和全国性证券市场板块间的合作衔接。推动债券市场基础设施互联互通，实现债券市场要素自由流动。发展供应链金融，提供直达各流通环节经营主体的金融产品。加大对资本市场的监督力度，健全权责清晰、分工明确、运行顺畅的监管体系，筑牢防范系统性金融风险安全底线。坚持金融服务实体经济，防止脱实向虚。为资本设置“红绿灯”，防止资本无序扩张。 （十三）加快培育统一的技术和数据市场。建立健全全国性技术交易市场，完善知识产权评估与交易机制，推动各地技术交易市场互联互通。完善科技资源共享服务体系，鼓励不同区域之间科技信息交流互动，推动重大科研基础设施和仪器设备开放共享，加大科技领域国际合作力度。加快培育数据要素市场，建立健全数据安全、权利保护、跨境传输管理、交易流通、开放共享、安全认证等基础制度和标准规范，深入开展数据资源调查，推动数据资源开发利用。 （十四）建设全国统一的能源市场。在有效保障能源安全供应的前提下，结合实现碳达峰碳中和目标任务，有序推进全国能源市场建设。在统筹规划、优化布局基础上，健全油气期货产品体系，规范油气交易中心建设，优化交易场所、交割库等重点基础设施布局。推动油气管网设施互联互通并向各类市场主体公平开放。稳妥推进天然气市场化改革，加快建立统一的天然气能量计量计价体系。健全多层次统一电力市场体系，研究推动适时组建全国电力交易中心。进一步发挥全国煤炭交易中心作用，推动完善全国统一的煤炭交易市场。 （十五）培育发展全国统一的生态环境市场。依托公共资源交易平台，建设全国统一的碳排放权、用水权交易市场，实行统一规范的行业标准、交易监管机制。推进排污权、用能权市场化交易，探索建立初始分配、有偿使用、市场交易、纠纷解决、配套服务等制度。推动绿色产品认证与标识体系建设，促进绿色生产和绿色消费。 五、推进商品和服务市场高水平统一 （十六）健全商品质量体系。建立健全质量分级制度，广泛开展质量管理体系升级行动，加强全供应链、全产业链、产品全生命周期管理。深化质量认证制度改革，支持社会力量开展检验检测业务，探索推进计量区域中心、国家产品质量检验检测中心建设，推动认证结果跨行业跨区域互通互认。推动重点领域主要消费品质量标准与国际接轨，深化质量认证国际合作互认，实施产品伤害监测和预防干预，完善质量统计监测体系。推进内外贸产品同线同标同质。进一步巩固拓展中国品牌日活动等品牌发展交流平台，提高中国品牌影响力和认知度。 （十七）完善标准和计量体系。优化政府颁布标准与市场自主制定标准结构，对国家标准和行业标准进行整合精简。强化标准验证、实施、监督，健全现代流通、大数据、人工智能、区块链、第五代移动通信（5G）、物联网、储能等领域标准体系。深入开展人工智能社会实验，推动制定智能社会治理相关标准。推动统一智能家居、安防等领域标准，探索建立智能设备标识制度。加快制定面部识别、指静脉、虹膜等智能化识别系统的全国统一标准和安全规范。紧贴战略性新兴产业、高新技术产业、先进制造业等重点领域需求，突破一批关键测量技术，研制一批新型标准物质，不断完善国家计量体系。促进内外资企业公平参与我国标准化工作，提高标准制定修订的透明度和开放度。开展标准、计量等国际交流合作。加强标准必要专利国际化建设，积极参与并推动国际知识产权规则形成。 （十八）全面提升消费服务质量。改善消费环境，强化消费者权益保护。加快完善并严格执行缺陷产品召回制度，推动跨国跨地区经营的市场主体为消费者提供统一便捷的售后服务，进一步畅通商品异地、异店退换货通道，提升消费者售后体验。畅通消费者投诉举报渠道，优化消费纠纷解决流程与反馈机制，探索推进消费者权益保护工作部门间衔接联动机制。建立完善消费投诉信息公示制度，促进消费纠纷源头治理。完善服务市场预付式消费管理办法。围绕住房、教育培训、医疗卫生、养老托育等重点民生领域，推动形成公开的消费者权益保护事项清单，完善纠纷协商处理办法。 六、推进市场监管公平统一 （十九）健全统一市场监管规则。加强市场监管行政立法工作，完善市场监管程序，加强市场监管标准化规范化建设，依法公开监管标准和规则，增强市场监管制度和政策的稳定性、可预期性。对食品药品安全等直接关系群众健康和生命安全的重点领域，落实最严谨标准、最严格监管、最严厉处罚、最严肃问责。对互联网医疗、线上教育培训、在线娱乐等新业态，推进线上线下一体化监管。加强对工程建设领域统一公正监管，依纪依法严厉查处违纪违法行为。强化重要工业产品风险监测和监督抽查，督促企业落实质量安全主体责任。充分发挥行业协会商会作用，建立有效的政企沟通机制，形成政府监管、平台自律、行业自治、社会监督的多元治理新模式。 （二十）强化统一市场监管执法。推进维护统一市场综合执法能力建设，加强知识产权保护、反垄断、反不正当竞争执法力量。强化部门联动，建立综合监管部门和行业监管部门联动的工作机制，统筹执法资源，减少执法层级，统一执法标准和程序，规范执法行为，减少自由裁量权，促进公平公正执法，提高综合执法效能，探索在有关行业领域依法建立授权委托监管执法方式。鼓励跨行政区域按规定联合发布统一监管政策法规及标准规范，积极开展联动执法，创新联合监管模式，加强调查取证和案件处置合作。 （二十一）全面提升市场监管能力。深化简政放权、放管结合、优化服务改革，完善“双随机、一公开”监管、信用监管、“互联网+监管”、跨部门协同监管等方式，加强各类监管的衔接配合。充分利用大数据等技术手段，加快推进智慧监管，提升市场监管政务服务、网络交易监管、消费者权益保护、重点产品追溯等方面跨省通办、共享协作的信息化水平。建立健全跨行政区域网络监管协作机制，鼓励行业协会商会、新闻媒体、消费者和公众共同开展监督评议。对新业态新模式坚持监管规范和促进发展并重，及时补齐法规和标准空缺。 七、进一步规范不当市场竞争和市场干预行为 （二十二）着力强化反垄断。 （二十三）依法查处不正当竞争行为。 （二十四）破除地方保护和区域壁垒。 （二十五）清理废除妨碍依法平等准入和退出的规定做法。 （二十六）持续清理招标采购领域违反统一市场建设的规定和做法。 八、组织实施保障 （二十七） （二十八）完善激励约束机制。 （二十九）优先推进区域协作。 （三十）形成工作合力。

国家能源局2022年乡村振兴定点帮扶和对口支援工作要点 坚持中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党中央关于巩固拓展脱贫攻坚成果同乡村振兴有效衔接的决策部署，结合通渭、清水、信丰三县经济社会和能源发展需要，围绕产业、人才、文化、生态、组织“五大振兴”，进一步强化帮扶举措、拓展帮扶渠道、健全帮扶机制，做好2022年定点帮扶和对口支援工作，助力三县全面推进乡村振兴。 一、协调推动基础设施建设 （一）持续提升供电保障能力。持续推进农村电网薄弱地区建设，优化城乡网架结构，提升农村电网供电保障水平，增强农村分布式可再生能源接入能力。加快推进通渭县平襄110千伏变电站等重点工程建设。推动通渭、清水县配电网建设示范县、“获得电力”服务水平样板工程建设，巩固提升信丰县全国小康用电示范县成果。〔新能源司、电力司、监管司，华中能源监管局、甘肃能源监管办〕 （二）协调推动天然气项目建设。支持通渭、清水两县与管网企业开展合作，指导建设输气支线管道项目。推动西气东输管道天然气信丰分输站开口，2022年底前通气供气。〔油气司〕 （三）指导信丰电厂建设运行。推动信丰电厂一期项目2台机组2022年上半年按期投产、安全稳定运行；协助信丰电厂增加煤炭来源，稳定煤炭供应。结合全国和江西省电力供需变化趋势，指导信丰县开展信丰电厂二期扩建项目前期研究。指导信丰电厂建设资源综合利用项目。〔科技司、电力司、煤炭司，华中能源监管局〕 （四）推动清陇高速公路规划建设。商请有关部门支持清水县公路建设，将清水县至陕西陇县高速公路项目纳入相关交通规划。〔规划司牵头〕 二、培育壮大可再生能源产业 （五）风电项目建设。加快通渭县寺子川10万千瓦风电项目、清水县黄门5万千瓦风储一体化电站项目建设，力争2022年底前建成并网运行。指导三县开展新建风电开发论证。〔新能源司、电力司、安全司〕 （六）光伏项目建设。积极推动通渭马营镇10万千瓦集中式光伏电站、清水黄门10万千瓦农光储一体化电站项目建设，力争2022年底前建成并网运行。支持三县分布式光伏项目有序建设及并网。指导通渭县建设孟河村光储微电网试点项目。〔新能源司、电力司，华中能源监管局、甘肃能源监管办〕 （七）抽水蓄能项目规划建设。指导清水县开展黄龙抽水蓄能电站项目前期工作。在条件成熟的前提下，将信丰抽水蓄能项目滚动列入“十四五”重点实施项目库。〔新能源司〕 （八）生物质能开发利用。鼓励通渭、清水县在生物质资源丰富的中心村、易地扶贫搬迁安置点开展生物质供暖试点，探索生物质资源开发利用新模式。〔新能源司〕 （九）农村清洁能源创新利用。协调支持通渭多能互补帮扶示范项目、清水陇东南清洁能源示范区项目建设。指导三县有条件的易地搬迁新村、中心村、大型农村社区创新生产生活用能方式，提升农村可再生能源利用水平。〔新能源司〕 三、加大社会帮扶力度 （十）动员社会帮扶。协调动员能源企业、公益组织等社会力量提供无偿帮扶资金和物资，支持三县特色产业发展和基础设施建设。〔规划司牵头，局内各单位参与〕 （十一）开展就业帮扶。协调在通渭、清水县施工的能源企业优先在本地招用劳动力，开展必要的技能培训。协调企业优先招聘三县应届大学生，继续开展核苗计划。〔规划司、核电司，核电中心，局内各单位参与〕 （十二）深化消费帮扶。组织局内党员干部积极购买三县特色农产品，各单位工会、食堂在购买慰问品、食材采购时优先选用三县产品。协调企业、社会组织购买三县产品，助力强化自有电商品牌，优化能源行业消费帮扶合作平台，进一步拓展销售渠道。〔各单位，机关工会〕 四、强化党建和人才帮扶 （十三）持续开展党支部结对共建。相关基层党组织要加强与结对村党支部的联系互动，重点从文化振兴、生态振兴、组织振兴方面探索创新共建形式，帮助提升组织力和党建水平。〔机关党委（人事司），有结对任务的单位〕 （十四）支持三县用好红色教育资源。协助三县宣传红色历史和红色旅游资源，组织局党员干部开展相关学习教育和主题党日活动。〔机关党委（人事司），各单位〕 （十五）加强挂职干部管理。做好挂职干部到期轮换工作，加强挂职干部日常管理，关心挂职干部生活，及时帮助解决工作和生活中的困难。视工作实际需要，可考虑协调安排三县干部在能源局系统挂职。〔机关党委（人事司）、规划司，派出挂职干部单位〕 （十六）组织专题培训。组织专家、学者赴三县授课，组织光伏、电力等运维管理及安全生产培训，根据工作需要，适时组织基层干部、致富带头人开展乡村振兴培训。〔机关党委（人事司）、规划司、安全司，华中能源监管局，甘肃能源监管办，相关单位〕 （十七）协调加强产学研合作。指导通渭县与中国农业科学院饲料研究所合作建设西北草畜与中药材产业试验站，开展光伏农业、技术推广、专家库建设等工作。〔规划司〕 （十八）开展教育帮扶。组织全局干部捐助低收入家庭学生，组织青年干部开展支教活动。协调企业、公益组织和爱心人士开展各类助学活动。〔机关团委，各单位〕 五、工作要求 （十九）着力提升帮扶成效。各单位要持续推进既有长效帮扶举措，定期了解帮扶成效，并根据乡村振兴新形势的需要，围绕提高脱贫户和边缘户自我发展能力，调整帮扶方式或开展新的帮扶项目，确保帮扶工作力度不减。 （二十）发挥政策试点作用。各单位要结合能源行业发展需要，将三县作为政策创新突破的试验田，组织建设试点工程，通过挂职干部一线摸排，及时发现问题，为政策制订提供思路和案例。 （二十一）拓展乡村振兴渠道。按照中央关于全面推进乡村振兴的决策部署，在发挥能源行业优势，继续帮助三县产业、人才、组织振兴的同时，各单位要在改善农村人居环境、加强农村精神文明建设方面拓展工作渠道、加大工作力度，助力实现生态振兴、文化振兴。

# 华为电力数字化军团 为行业注入数字新动力 为应对能源需求增长以及日益严峻的能源安全和气候环境挑战，全球普遍面临着能源转型、零碳转型和数字化转型，这三个转型都是长期的、艰巨的、复杂的系统性工程。我们认为构建新型电力系统是三元转型的关键，是实现能源经济性的重要基础，也是确保能源安全与连续性的关键手段。通过数字化转型铺设一条数字之路，支撑源网荷储高效协同，实现电能流、碳排流、信息流和价值流的多维融合，推动全社会清洁、高效、可持续发展。 扎根华为大平台，为行业注入数字新动力 2022年3月30日华为电力数字化军团正式组建成立。军团概念源于谷歌的一个组织形式，由博士、科学家、工程师和营销专家组成的群体。电力数字化军团聚合了一群志同道合的华为人，怀着创业的心态，扎根华为大平台，聚焦电力行业与数字化技术，践行“平台+生态”战略，艰苦奋斗，立志为电力行业注入数字新动力，立志为华为发展贡献电力要素。 电力数字化军团聚焦电力行业数字化领域的关键挑战，整合华为大平台的技术和研发资源，如海思、2012实验室的强大研发保障和前瞻性力量，携手生态伙伴，提供包括芯片、终端、云、ICT基础设施及架构设计等产品、解决方案以及服务。 电力企业自身才是转型的责任主体，我们旨在通过数字技术帮助电力企业实现自我提升。电力数字化军团将秉持开放合作的态度，联合能力型伙伴，助力数字技术与电力行业深度融合，实现架构、平台、应用和运营的持续迭代发展，共同为电力领域注入数字新动力。我们始终怀着对行业的热情和敬畏，在实践中不断积累对行业的理解，持续助力电力行业解决问题、创造价值。我们将始终牢记初心，明确自身的能力范围和业务边界，坚持围绕解决问题和创造价值，携手能力型伙伴，在成就客户和伙伴的过程中实现自身的商业追求，一路同行，都成为更好的自己。 体系化构建能力，抓住价值创造的锚点 产业数字化和数字产业化本质上是以数据为生产要素、由软件和服务驱动的变革，其价值创造的锚点是以软件和服务为载体的知识。以华为5G为例：核心竞争力来自哪里？—数理化知识。5G频谱效率和抗干扰，取决于数学能力；散热、降低功耗依赖物理知识；抗腐蚀、抗极端天气需要对化学和新材料应用的深刻理解。过去十年，华为累计投入的研发费用超过人民币8,450亿元（折合1,325亿美元）。未来，我们将更加重视基础理论突破和基础技术发明，更多地为无形的知识买单。 很多传统企业往往基于感性，更愿意为看得见摸得着的东西买单；但对于数字化转型而言，必须抓住价值创造的锚点，改变习惯，为看不见摸不着的知识买单，要把软件和服务的价值显性化，如咨询、架构设计及看护、数据治理、数字化运营等，这样才能纲举目张，将转型深入开展下去。相比国际先进水平，中国对软件服务的重视程度还不够，需要拥抱趋势，加强软件与服务的产业投入及人才队伍、数字素养等相关能力的建设。 我们认为，数字化转型需要方法论先行，体系化构建能力，包括规划建设运营一体化，一张蓝图绘到底；以数据为中心，向数据要生产力，通过数字化转型重塑生产关系等。同时，电力行业事关国计民生，需要系统性考虑数据从哪里来、指令到哪里去，以及与之相关的安全、可靠、隐私、产权和数字主权问题。 以星火架构为牵引，聚焦场景创造新价值 我们认为，当前电力行业的普遍趋势是前端（包括场站和线路等）无人化、少人化；业务侧集约化、集控化；集团侧平台化、专业化。数字化转型聚焦“发输变配用”多维度场景化解决方案，亟需明确目标架构。星火架构是一个开放、可演进的参考架构，通过数据协同、应用协同、智能协同和运维协同，确保业务管理一致性、运维运营服务一致性。星火架构包括前端（包括海量的场站和线路等）、后云及云边协同。前端做好算力化、标准化和系列化；复杂的业务向云汇聚；通过云边协同实现海量的业务交互。基于星火架构，为客户伙伴提供统一的架构看护、规范标准、数据治理等服务，并提供统一的培训赋能以保证业务连续性和持续领先。 在发电领域，运用数字技术构建覆盖发电的泛在感知网络及统一智慧平台，精准感知生产数据、优化生产过程、减少人工干预，实现安全、高效、绿色、低碳的电力供应。在电网领域，通过“云、管、边、端”全栈ICT技术和解决方案使能电网数字化，实现电网状态全面感知和智能互联，支撑电网安全、可靠、高效运行。在服务领域，提供电力带宽运营、多站融合等场景化方案，助力电力企业发挥基础设施、资源和服务优势，为电力企业、社会公众提供数字化服务。 电力数字化军团依托华为端管云协同的ICT基础设施技术优势，坚持“平台+生态”战略，通过“无处不在的联接+数字平台+无所不及的智能”加速构建共生共创共享的数字生态，通过数字感知、数字孪生及数字增值，助力智慧发电、智慧电网、智慧服务领域场景数字化，帮助电力企业实现安全、高效、绿色、创新的转型升级，共同为全球电力行业铺设一条数字之路！

# 华为发布输电线路智能巡检解决方案2.0 在2022年世界移动通信大会期间，华为发布了输电线路智能巡检解决方案2.0，该方案为行业提供通道可视化及塔基安全子方案，解决以往人工线路巡检和塔基周界安全面临的问题与挑战，助力电力企业感知每一次风险，守护每一条线路。 针对输电线路杆塔点多面广，传统人工巡检安全性低、管理难、效率低、响应慢、实时性差、运行风险高等问题，华为输电线路智能巡检解决方案1.0基于华为机器视觉+AI、站点能源、微波回传等融合产品优势，保障在无信号覆盖、无法取电、成像困难的环境下进行高可靠的数据回传，实现输电线路状态可视化。此次，华为进一步探索智能化输电巡检模式，发布输电线路智能巡检解决方案2.0，在原基础上增加雷达与摄像机联动的功能，实现对塔基周围情况的24小时实时感知，全方位助力电网安全运行。 塔基作为电网系统重要一环，如“骨骼”般支撑起输电线路的平稳、可靠运行，然而塔基也面临着人为破坏、自然因素等多重挑战，传统人工巡检作业环境艰苦且存在登塔的安全隐患。基于此，华为发布的输电线路智能巡检解决方案2.0新增了塔基安全内容，不仅可适配多种距离的线路侧方案；还拥有支持60万路摄像机的管理能力和海量数据的处理能力；通过运检中心和巡检班组的协同作业则为业务提供端到端的支撑；此外，雷达与摄像机联动，实现输电线路巡检的全覆盖，实时感知非法人员入侵，打造输电线路巡检的智慧千里眼。 华为输电线路智能巡检解决方案2.0集成“种类全、高精准的算法，安全可控的自组网技术，轻便易安装的一体化产品，迭代快、续航久的高效运维”四大核心能力，从安全、高效、绿色、体验多维度，守护每条输电线路： ￭安全：以智能巡检代替人工上站，远程智能诊断隐患；提高巡检覆盖密度，从60%到100%；降低全年停电事故频率，可避免90%的非计划性临时停电，保障全行业用电稳定安全。 ￭高效：提升电网巡检效率，单次巡检周期从20天缩短至2小时，巡检效率提升80倍；通过智能平台与APP联动使业务数字化，将响应速度和任务处理效率提升30%。 ￭绿色：减少巡检人力车辆投入，实现碳减排，以5000公里的线路巡检为例，预计减少16.2吨/车/年；同时及时识别山火等突发危险事件，保护自然环境，提高供电可靠性。 ￭体验：用智能设备减少工人在恶劣环境的工作频数，保障高危岗位员工作业安全，提升员工的幸福感。 华为通过ICT技术与电力系统深度融合，打造巡检无人化、通道可视化、维护简单化、工作轻量化的输电线路智能巡检解决方案2.0。未来，华为将持续深耕行业场景，推出更可靠、更经济、更契合电力行业的产品与解决方案，全方位助力电网安全、高效、绿色运营，推进新型电力系统建设。