# 售电公司须理性正视市场风险 自2020年广东开始实施电力现货市场结算试运行以来，市场交易风险就开始显著增加，不过因为实施的月份少，还不明显。在现货市场实施以前，“稳定”的价差市场，行情非常可预期，非要说风险也基本就是每年底的年度交易价差多赚几厘或多亏几厘。但是，经过2020年8月的超低行情，2021年5、11、12月的大幅上涨，以及2022年上半年这好几轮起起伏伏的追涨杀跌，才让市场真正感受到这值得敬畏的市场风险。 那么现货市场到底有哪些风险呢，下面大概列举几个： 1、被政策干预后迷茫的中长期交易风险 政策干预的中长期市场是与现货市场割裂的市场。现货市场相对准确的反映市场供需情况，而中长期交易规则的供需比及强制成交比例等措施，限制供应侧的竞争，强制需求侧购买，使得中长期价格逻辑完全偏离现货市场价格逻辑。简单来说，现货市场价格形成与供需基本面相关性很大，但是中长期的成交并不主要基于现货市场价格的预测和博弈，价格形成是另一套逻辑，自然容易大幅偏离现货市场价格，而且非常难以分析预测，这就导致市场主体很容易错误交易中长期。中长期价格过低，发电主体暴雷，中长期价格过高，售电主体暴雷。 2、没有年度批发合同覆盖的零售合同风险 有年度批发合同覆盖的固定价零售合同相对风险可控，但是年度批发合同覆盖不足的零售合同具有较大风险。同样由于上述中长期市场规则的原因，举例说明：售电公司在评估全年现货市场平均水平在500厘左右后，签订515厘的零售固定价合同，看似合理，但是目前的中长期市场规则存在一个很大的问题是现货价格低的时候售电公司必须要交易足够90%中长期（中长期几乎一定高于现货），然而当现货价格高的时候，由于没有年度批发合同覆盖，月度价格高涨甚至买不到，现货市场的高价格导致的亏损，售电公司完全承担。515厘的零售合同，现货价格低的月份可能可以赚几厘，现货价格高的时候亏几分一毛，收益远小于风险。简单说就是低价吃不到，高价亏损全承担。所以，在没有足够年度批发合同覆盖的情况下，零售定价应该充分考虑中长期交易的限制因素。 3、用户用电时段差异导致的风险 为了维持行政制定的峰谷价差，交易规则上做了一些特殊处理，导致不同用电时段的用户在现货交易中收益差异较大，部分类型用户对于售电公司来说几乎是必亏用户，但是由于中长期市场交易主体准入非常局限，交易流通性较差，绝大部分发电企业因为管理机制的原因，只接受交易中心发布的统调中长期曲线，那么就导致售电公司签约的用户因为用电时段的差异承担了或多或少的风险。 4、批发零售电量不匹配的风险 有交易风格非常谨慎的朋友可能会说:“现货价格我猜不准那我就不去猜，零售合同完全匹配批发品种就好了，固定对固定，联动对联动”。没错，理论上这是可以规避市场的风险，但是售电公司签约那么多零售客户，由于天气、疫情及经济等原因，不可避免的出现用电负荷偏离预期的情况，前后偏差百分之十几二十都是可能遇到的。这种偏差结合中长期价格与现货价格经常大幅偏离的现状，售电公司偏差部分亏个几分一毛，相当于当月整体电量每度电亏损几厘一分，这种风险是很难完全规避的。 5、不可预测和掌控的分摊费用的风险 现货市场存在多项不平衡及补偿费用，这些费用有其存在的客观需要，但是完全是市场主体主观不可控制或者不可预测的，有的月份多，有的月份少，动则每度电好几厘的分摊费用。售电公司多年以来，为三两厘的利润空间都杀的眼红，这下光这个分摊就够喝一壶了。 除了上述风险外，还有一些更深层更细节的风险，例如上游燃料市场几乎完全不可分析预测、现货市场边界条件经常在交易申报后变动影响出清价格、市场的重要边界如机组检修及西电东送计划不提前公开等等。总而言之，现货市场是一个很灵敏也很真实有效的市场，它能很精准的反映市场边界和供需平衡的情况，正因为它的高度灵敏，使得它是一个容易波动的高风险市场，需要市场主体更加深入的分析研究，也需要市场运营机构更多的信息披露以及上下游相关市场的完善。 市场有那么多风险，而相关的机制还不那么成熟，该怎么应对呢？ 任何一个交易市场，风险都是客观存在的，售电公司作为批发零售商应对风险应该在两方面着手： 1、深入全面的分析研究交易规则，提升交易能力，把握批发交易及零售定价在规则上的风险点，避免出现常识性的决策错误。尽量分析市场价格形成逻辑，科学判断市场价格趋势，避免拍脑袋或凭感觉式的交易决策； 2、对于当前阶段不可预测不可把控的风险，应该在零售定价时，充分分析评估可能存在的亏损风险空间，把相应的风险空间作为风险溢价加到零售合同中。过去多年低风险的市场让大家忽视甚至无视市场风险，在零售市场上血拼竞争。但是经过这半年的交易，应该大部分售电公司都感受到了变化，现在不再是过去签到就是赚到，签多就是赚多，现在可能是签的越多亏的越多。大家要知道连几乎是铁饭碗的银行业都搞LPR加点的联动机制，充分传导上游利率波动风险，并加足平抑亏损风险的加点空间。以现在达几千亿电量的电力市场规模，市场主体也应充分考虑留足风险溢价空间。再像过去那样粗暴方式在高波动的电力现货市场中拼杀，很容易翻船成为先烈。 3、理性分析市场盈利空间及风险，合理控制交易规模。现在的电力市场，收益并不一定与规模正相关，市场健康有序才能可持续收益，市场盲目恶性竞争，最后只会损失市场主体及合作伙伴的利益。换到股票市场，大家就很好理解，选股入场要看市场逻辑和周期，要看行业和公司的基本面趋势，仓位大小并不是越大越赚，要科学评估市场风险进行合理的仓位调整。 在电力现货市场基本进入长周期甚至连续运行的今天，售电公司须理性正视市场风险。希望在新的电力市场时代，市场主体们都能行稳致远！

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# 风电下乡VS河湖水体严控：利好风电 备案制或呼之欲出 5月20日，水利部近日印发《水利部关于加强河湖水域岸线空间管控的指导意见》（《意见》），在严格管控各类水域岸线利用行为方面，明确提出： “光伏电站、风力发电等项目不得在河道、湖泊、水库内建设。在湖泊周边、水库库汊建设光伏、风电项目的，要科学论证，严格管控，不得布设在具有防洪、供水功能和水生态、水环境保护需求的区域，不得妨碍行洪通畅，不得危害水库大坝和堤防等水利工程设施安全，不得影响河势稳定和航运安全。” 很显然，水利部的这次新规对水面光伏的影响巨大。这一规定对于中东南部区域的项目影响非常大。此前水库，包括小一/二型或者中型水库以及湖泊，只要不是生态保护区水源保护地等都可以开发建设光伏电站。新规基本是一刀切，只剩下坑塘水面，但规模非常有限。 其实在2年前，2020年8月21日，水利部也下发了《水利部办公厅关于进一步加强合股管理范围内建设项目管理的通知》，当时要求还比较宽松：“对光伏发电、风力发电等建设项目，要符合相关规划，进行充分论证，严格控制，严重影响防洪安全、河势稳定、生态安全的，不得许可。” 从2年前的符合规划，充分论证到今天的河道，湖泊和水库不得建设风电光伏项目，充分表达了国家坚持绿色发展的决心，履行青山绿水就是金山银山的发展战略。 就在年初，实际上，水面光伏的整治在部分区域已经开始。就在年初，河南、山西等地陆续发布总河长令，河道管理范围内修建的光伏电站被列入重点排查和整治范围。河南省签发的总河长令《关于开展妨碍河道行洪突出问题清理整治的决定》要求，全面排查妨碍河道行洪的突出问题，开展集中清理整治，保障河道行洪通畅。包括光伏电站在内的阻水建筑物被列为主要排查整治对象。山西省第01号总河长令《关于深入开展妨碍河道行洪突出问题专项整治行动的决定》明确，妨碍河道行洪突出问题专项整治坚持“谁设障、谁清除”的原则，在河道管理范围内修建的光伏电站等工业和民用建筑物、构筑物由所有人负责拆除或搬迁。 水面光伏规模缩水：为风电发展提供空间 水利部的这项政策并非独立，实际上2021年以来，国土、林草等建设光伏的政策也在收紧。媒体曾调研，中东部地区一般农用地建设光伏的政策也在逐步收紧，未来中东部地区可能只能发展分布式光伏。 目前全球水面光伏产业已进入快速发展期。能源和自然资源咨询公司伍德麦肯兹预测，2019年到2024年，全球水面光伏的需求量预计将以年均22%的速度增长。在大家看来非常看好的水面光伏，随着这一纸公文，可能还面临着拆除的可能，因为全国风电项目拆除已经是遍及东西南北。 1-4月，光伏装机一骑绝尘，新增规模接近风电的一倍，随着光伏用地政策的缩紧，可以看到未来一段时间光伏电站的装机容量增幅会严重下降，这对2022年的风电可谓新的机遇，2022年的光伏装机规模快，其中也有其产业链供应基本不受影响，而风电因为部件多而杂，分布全国各地，受疫情影响供应链大受影响。光伏装机规模的下降，或给风电带来机遇窗口，在目前风机价格较低的情形下，风电可以弥补光伏装机规模受限影响。 当然，水利部的这个新规，从另外角度看，其实也是逼迫新能源项目走向海洋，走向沙漠，沙漠大基地和海上风电大基地正如火如荼。同时，新能源下乡也正式走到台前。 新能源下乡：为风电光伏提供政策支撑 5月23日，中共中央办公室、国务院办公厅联合印发《乡村建设行动实施方案》，明确提出：（七）实施乡村清洁能源建设工程。巩固提升农村电力保障水平，推进城乡配电网建设，提高边远地区供电保障能力。发展太阳能、风能、水能、地热能、生物质能等清洁能源，在条件适宜地区探索建设多能互补的分布式低碳综合能源网络。 风电下乡：审批机制是难题 风电下乡，其实一直在推进。 2022年两会上，全国政协委员、金风科技董事长武钢提交提案建议结合乡村振兴战略，实施风电下乡“整县推进”。通过风电下乡，有效将资源优势转化为集体收入，探索新型农村集体经济发展和能源结构转型新路径，打造一批乡村振兴示范县、示范乡镇、示范村，助力乡村振兴取得新进展。 就在今年4月，国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军在接受记者专访时提到：国家能源局将积极推进新能源就地就近开发利用，加快负荷中心及周边地区分散式风电和分布式光伏建设，推动可再生能源发展与生态文明建设、新型城镇化、新基建、新技术等深度融合，不断拓展可再生能源发展新领域、新场景。推动实施“千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行动”，有序推进整县屋顶分布式光伏开发试点工作，进一步加强信息监测和披露，形成良好的上下联动机制。 风电下乡，包括光伏下乡，其实当前已经具备条件，一方面是成本，分散式风电的建设成本足以支撑其电站收益率，同时，真正的风电下乡，还可解决老少边穷的电源供应安全问题，尤其是中东南部实施风电下乡，没有电源接入的障碍，电价相对三北区域而言要高许多，消纳更加不是问题，但风电下乡，其实就是真正分散式风电的审批机制还存在一定问题，这里，我们就不得不提到一个问题：风电项目的审批机制。如果按照现有的核准机制，两台风机的建设要跑诸多手续，一方面复杂，另外都是非专业人士从事分散式风电项目开发建设，自发自用，余电上网，很难实施。 风电下乡：或解绑审批机制为备案制 2021年7月，国家可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩在接受《国家电网》杂志采访时，就提出了：简化审批管理程序。 “建议将风电项目许可改为备案制，只要符合产业投资方向，市场能消纳，企业就可以自主作出投资决策。取消规模指标管理，将政府规划的刚性约束变为对产业的引导信号，由市场和各种电源的成本竞争力决定发展规模。” 今年3月，两会上，全国政协常委、民进中央副主席、民进上海市委主委、中国工程院院士黄震，就提出了分散式风电实施备案制的议案。 黄震院士提出，风电发展过程中遇到主要问题包括：审批周期长、手续程序复杂；电网接入难、政策支持力度不够；项目开发建设用地限制较大。建议： “简化合规性手续、推行备案制或核准备案制。建议简化项目合规性手续办理时间，尽快推行项目备案制。由当地政府对分散式风电的区域发展规划背书、针对性出台专项审批管理办法，最大限度减化或合并合规手续办理，减少审批流程，特别是对“自发自用”的分散式风电项目，可以考虑率先实行项目备案制，争取实现分散式风电项目的手续办理在半年内完成。” 确实，2020-2021年中国十几个省市累计规划批复了14GW分散式风电，如果不是2021年半补贴到期，否则这些项目都无法如期并网，足见风电的审批和开工艰难程度。 5月23日，两办下发的是实施方案，实际上这个文件已经到了操作层面，从这个角度出发，我们认为分散式风电，或者说风电下乡的风电项目的原有审批机制亟待解决，或解绑为备案制。我想能源主管部门肯定也看到了这个问题，更重要的是，近期行间都在流传分散式风电备案制的民间消息，我认为有一定的可信度。要知道，光伏项目，2018年变更为备案之后，3年光景，装机规模直逼风电，由此可见审批机制的影响。 从资源和消纳角度，以及生态而言，中东南部区域实际上不适合发展大规模的集中式风电项目，江西，浙江，湖北，安徽等中东南省市区，风电项目真的太少了，大家竞争起来都打的头破血流，实际痛苦的都是开发企业。 风电全面备案制可行性不太大，现在的大基地设计大规模消纳，规划，用地问题，但分散式和乡村风电可以干，当然单个项目真的必须就是几台风机，否则又变味了。

# 风电下乡！中央办公厅、国务院印发《乡村建设行动实施方案》 方案指出：实施乡村清洁能源建设工程。巩固提升农村电力保障水平，推进城乡配电网建设，提高边远地区供电保障能力。发展太阳能、风能、水能、地热能、生物质能等清洁能源，在条件适宜地区探索建设多能互补的分布式低碳综合能源网络。按照先立后破、农民可承受、发展可持续的要求，稳妥有序推进北方农村地区清洁取暖，加强煤炭清洁化利用，推进散煤替代，逐步提高清洁能源在农村取暖用能中的比重。 国家能源局将积极推进新能源就地就近开发利用，加快负荷中心及周边地区分散式风电和分布式光伏建设，推动可再生能源发展与生态文明建设、新型城镇化、新基建、新技术等深度融合，不断拓展可再生能源发展新领域、新场景。推动实施“千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行动”，有序推进整县屋顶分布式光伏开发试点工作，进一步加强信息监测和披露，形成良好的上下联动机制。 《乡村建设行动实施方案》主要内容如下。 一、总体要求 （一）指导思想。 （二）工作原则 ——尊重规律、稳扎稳打。 ——因地制宜、分类指导。 ——注重保护、体现特色。 ——政府引导、农民参与。 ——建管并重、长效运行。 ——节约资源、绿色建设。 （三）行动目标。到2025年，乡村建设取得实质性进展，农村人居环境持续改善，农村公共基础设施往村覆盖、往户延伸取得积极进展，农村基本公共服务水平稳步提升，农村精神文明建设显著加强，农民获得感、幸福感、安全感进一步增强。 二、重点任务 （四）加强乡村规划建设管理。 （五）实施农村道路畅通工程。 （六）强化农村防汛抗旱和供水保障。 （七）实施乡村清洁能源建设工程。 （八）实施农产品仓储保鲜冷链物流设施建设工程。 （九）实施数字乡村建设发展工程。 （十）实施村级综合服务设施提升工程。 （十一）实施农房质量安全提升工程。 （十二）实施农村人居环境整治提升五年行动。 （十三）实施农村基本公共服务提升行动。 （十四）加强农村基层组织建设。 （十五）深入推进农村精神文明建设。 三、创新乡村建设推进机制 （十六）建立专项任务责任制。 （十七）建立项目库管理制度。 （十八）优化项目实施流程。 （十九）完善农民参与乡村建设机制。 （二十）健全乡村公共基础设施管护机制。 四、强化政策支持和要素保障 （二十一）加强投入保障。 （二十二）创新金融服务。 （二十三）引导社会力量参与。 （二十四）完善集约节约用地政策。 （二十五）强化人才技术标准支撑。 五、加强组织领导 （二十六）强化统筹协调。 （二十七）实行清单管理。 （二十八）加强评估考核。 （二十九）强化宣传引导。

# 蔑视氢能，马斯克是对是错？ 埃隆·马斯克又发表了惊人的言论，这一次他的目标是氢能。在一次有关汽车的产业论坛上，马斯克发表了上述言论。而这也不是他第一次在公开场合表达对氢能的不屑了。2020年，马斯克就在推特上表示燃料电池是傻瓜销售，并且在当年马斯克还补充说，氢燃料电池的傻瓜销售毫无意义。 在马斯克看来氢能制备的电解水过程效率很低，而且氢气必须液化使用，能耗太高。而这一次马斯克反对氢能的点在与储能效率太低，液化氢需要大型储罐，占地面积太大。 马斯克不是第一个反对氢能的公众人物，此前大众集团CEO赫伯特·迪斯就在推特上表达了对氢能的不满。他写道：“应该尊重科学，钢铁、化工等领域都需要氢能，不应该把绿氢用在交通运输的领域。”马斯克也很快转发了这一条推特，并表示赞同。 作为车企领导人，马斯克和赫伯特有足够的理由反对氢能。目前全球车企基本明确了电动化的转型方向，而以丰田为代表的的少数日本企业则垄断了氢燃料电池的主要技术。 当然，氢能现在还不是完美的能源形势，马斯克等人的反对理由（成本高、能效低）都是成立的。但一刀切地把氢能彻底否定也并不是什么科学理性的精神。 特斯拉在澳大利亚建设了目前全球最大的电化学储能电站，2017年建成时有100MW，2020年扩建后有150MW。目前电化学储能是缓解风电、光伏波动性的重要手段。但电化学储能收到能量密度的限制，目前只能提供几个小时的备用容量，短板明显。大规模扩大电化学储能不仅成本更高，也存在着占地面积的问题。 氢的能量密度更高，但由于考虑到成本，直接燃烧氢气用于发电实际上也是一种不经济的储能形式。目前来看，比较合理和经济的方法是：在风光大发的时间段首先为电化学储能充电，然后用多余的电力电解水制氢储能。在电力相对短缺或者需求增长的时候，首先使用电化学储能电力，在尖峰时段电化学储能耗尽之后，用氢气发电来避免更高的市场化电价。 在交通运输领域，电动汽车经过十几年的发展后已经有了和燃油车直接竞争的能力。其实仔细观察氢燃料电池的优势（能量密度高、续航里程多、更轻、占用空间更少、充电更快）就能发现，相比于乘用车，长距离重卡使用氢燃料电池会更具竞争力。 目前氢能企业（尤其是装备制造企业）已经开始提前布局氢能重卡的技术储备。部分传统车企和许多初创企业企业也开始压住氢能重卡。 技术进步和产业规模化发展一直以来都是推动成本下降的主要路径。氢能的发展目前还在起步阶段，技术进步还有许多空间，未来的不确定性即代表了负面，也有积极的正面。至于马斯克反对氢能是出于技术层面的判断，还是彻底的“屁股决定脑袋”，可能只有他自己清楚了。

# 三问绿电交易 绿电市场的开放，开启了我国新能源市场化消纳的新进程。通过市场手段促进绿色电力消纳，是推动新能源高质量发展、构建新型电力系统的必然选择。 毫无疑问，绿电市场的启动意义重大，影响深远。但机制创新之路从无坦途。尤其是在转型与改革加速推进、动态调整的当下，每一项创新机制都需要在不断的实践中持续完善。在未来前行的路上如何激活绿电市场的驱动力？如何建立市场长效机制？ 供给不足还是需求乏力？从当下来看，绿电交易规模增长乏力的原因在于供应受限。 在试点阶段，我国参与绿电交易的主要是平价风电和光伏。一些带补贴的风光机组如果参与绿电交易，参与交易的电量需要放弃补贴。选择平价风光项目电量作为绿电交易的标的，可以保证用户购买的绿电在国际上广受认可、没有争议，从而使我国的绿电消费更有效地与国际接轨。 但我国新能源刚刚步入平价时代，新增平价项目少、规模小，影响了绿电交易的供给能力。同时资源与需求不匹配，绿电需求较大的东部地区，其本地平价新能源项目稀少，而资源丰富的西北和东北地区，则面临需求不旺的局面。为了满足用户需求，浙江省的部分分布式新能源进入了绿电市场，但由于分布式项目本身并未纳入我国绿证核发范畴，与其交易的用户无法取得绿色电力证书。随着试点的逐渐深入，未来国家可能会将水电、生物质等更多清洁电源纳入绿电范畴。“随着平价风光项目的逐渐增长，今年年底或明年年初绿电市场供应不足的情况将得到改善。”北京电力交易中心专家说。 从长远来看，绿电市场需求潜力的挖掘需要更加强有力的政策加持。当前，我国绿电交易以自愿交易市场为主，一些用户对于这种新的交易品种仍持观望态度。从国际经验来看，绿电市场的起步，往往与可再生能源配额制绑定，在配额制的主导下，承担配额义务的市场主体均需要完成相应的新能源消纳目标。与配额制结合的强制交易市场将进一步激发用户消费绿色电力的主观能动性。当前，“可再生能源电力消纳责任机制”已正式实施两年多。尽管从原则上用电企业负有消纳责任，但由于用户消费绿电的渠道非常有限，因此可再生能源消纳责任权重一般通过电网公司保障消纳完成，以省为主体进行指标考核，并没有把责任权重真正分解到终端的用户和售电公司，这不利于激发企业自主消费绿电的积极性。最近，国家发展改革委等七部门联合出台《促进绿色消费实施方案》，其中提出“建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重。”但上述政策的真正落地仍需要执行层面的具体细则出台。 作为一项引导新能源消纳的政策，我国可再生能源消纳责任权重缺乏约束性的罚则，对于市场主体完成考核没有形成足够的压力。在缺乏配额制强制加持的情况下，市场很难产生大规模的绿电需求，这也是绿证市场始终无法活跃的原因之一。 尽管当前绿电供给有限，但从今年开始，平价新能源的建设进入快速通道，据估算，“十四五”期间新能源装机每年将增加1.1~1.2亿千瓦，这其中绝大多数都是平价项目，所对应的发电量大约每年新增1300~1400亿千瓦时，这将远远超过用户自发购买绿电的需求，倘若缺乏强制配额等激励性政策，可能导致绿电交易市场严重供大于求，绿电价格可能下跌，环境价值无法体现，绿电机制难以维系。因此，绿电市场亟需用户侧激励性政策出台，推动高耗能等企业参与绿电交易，使绿电市场的供需保持动态平衡。 市场的供需主导着量价。但绿电价格有其特殊之处——其价格包含电能量价格和环境溢价。环境溢价如何评估，在当下并没有明确的界定。 从试点成交价格来看，绿电价格较当地电力中长期交易价格，增加了0.03~0.05元/千瓦时。这是基于去年9月之前的中长期交易价格的比较。《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）出台后，多数地区燃煤电价顶格上涨，绿电价格也因此同步上涨。在燃煤电价上涨后，绿电价格平均较原基准价上涨0.06元/千瓦时，涨幅最高时大约较原基准价上涨了30%。 在现有的机制下，高出标杆电价的部分，暂可看作绿电环境价值的体现。但在实际交易中，绿电交易价格的变化会受到供需关系的影响，环境溢价的变动较大。如去年年末，电力供不应求，绿电市场价格便“水涨船高”。但煤电价格上浮，是基于电煤价格大涨，运行成本的上升，绿电在无运行成本上升的压力下同样跟随上涨价格，是否具有合理性？但如绿电价格不上浮，则环境价值无从体现。实际上，在1439号文出台后，煤电价格的涨幅已经高于绿电价格，绿电价格已略低于煤电价格。如果考虑到环境溢价的体现，理论上绿电的价格涨幅应该超出煤电涨幅；但价格上涨过高，将影响用户购买绿电的积极性，造成绿电市场“有价无市”。 记者在采访中了解到，目前的电力市场体系中并没有一个成熟的市场来提供环境溢价的参考。无论碳市场还是绿电市场，都刚刚起步，价格并不稳定，也不一定反映了市场真实的减排成本和绿色价值。因此目前的绿电交易只能暂时交给市场主体协商，根据供需来决定价格，需要在市场运作一段时间后，逐渐找到绿色价值的合理区间。 省间市场如何破题？绿电供应和需求在空间上的不匹配，是限制绿电交易规模、影响绿电市场活跃度的另一大因素。从试点情况来看，省内与省间交易的比例大约为3∶1。从交易价格来看，由于西北、东北等地区新能源价格便宜，即便叠加了输配电价，其落地价格也与省内绿电价格水平相当。绿电资源匮乏的北京、上海、浙江、江苏等地，在首批交易中都从外省购入了绿电。 4月18日，北京电力交易中心针对绿色电力交易市场主体发布了交易意向的调查问卷，其中针对用户侧提出了绿电交易省内购买和省间购买的意愿调查。“我们设计调查问卷，并非仅仅着眼于当下，同时也关注到5~10年甚至更长远的供需情况。随着‘双碳’目标的推进，新能源毫无疑问将快速增长，未来就地平衡的难度会越来越大，本地无法消纳的电量，必然需要大量地进入市场并向外省外区送出。如果用户有意愿参与省间交易，我们将进一步优化省间交易组织模式，从而满足用户需求，扩大绿电交易规模。”北京电力交易中心专家说。 但开展绿电省间交易面临两大问题：一是可再生能源消纳责任权重政策给各省份设置指标，部分新能源大省存在惜售新能源的情况；二是各省电力供需面临不确定性，需要考虑到送出省面临时段性的平衡紧张、无电可送的情况。 近期出台的《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）要求，“有序推进跨省跨区市场间开放合作。建立多元市场主体参与跨省跨区交易的机制，鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易。”记者了解到，初期由电网企业汇总省内用户绿色电力交易需求，跨区跨省购买绿色电力产品；结合电力市场建设进展和发用电计划放开程度，后续将研究建立多元市场主体参与跨省跨区交易机制，有序推动发电企业与售电公司、用户参与省间绿电交易。 绿电机制如何协同推进？在推进“双碳”目标的政策框架中，我国现已存在绿证交易、绿电交易、碳市场三种促进能源绿色低碳转型的市场机制，三者之间需要进一步加强市场机制方面的衔接。 绿电交易以实际消纳新能源为导向，用户通过参与交易履行消纳责任，随交易执行同步完成绿色价值向用户转移。绿电交易开启了我国绿证与物理电量捆绑交易新模式，有益于促进新能源电量的物理消纳，其组织方式和流程更有利于与国际认证接轨，满足外向型用户需求。绿证交易则以绿色环境权益为导向，强调绿电环境权益的归属关系。绿证作为权证类交易，可为市场主体履行可再生能源消纳责任提供补充手段。 《绿色电力交易试点工作方案》要求“建立全国统一的绿证制度”，国家能源主管部门组织国家可再生能源信息管理中心，根据绿电交易试点需要批量核发绿证，并划转至电力交易中心，电力交易中心依据绿电交易结算结果将绿证分配至电力用户，即“证随电走”。 “证电合一”和“证电分离”，哪种机制更优，业内所持观点不同。到目前为止，我国绿证实际交易仅192万张。此外，当前国际上绿证核发机构众多，绿证的种类来源多样，绿证互认的难度也比较大。 绿电与绿证并不是非此即彼的关系，“证电分离”与“证电合一”也没有绝对优劣。无论是发电方还是用户方，都可以根据自身的需求做出选择，二者是互补而非对立关系，两种模式可以在各自合适的场景下发挥作用，共同丰富我国绿色价值市场化交易的品种。但在绿证、绿电、CCER等交易机制并存的情况下，需要注意避免绿色价值的重复售卖。 “为了实现绿电交易的全程可追溯，北京电力交易中心在电力交易平台引入区块链技术，充分发挥区块链多点共识、防篡改、可溯源等特性，完整记录绿电生产、交易、传输和消费全生命周期数据等全链条信息，为企业提供权威可信的绿色电力消费认证，同时也为防止绿色环境价值重复销售或计量提供了强有力的技术保障。”北京电力交易中心专家表示。 碳市场是另一项促减排的重大机制，绿电市场与碳市场两套机制在释放环境价值信号方面有着共同性。企业用户消费绿电，其碳排放相应地就会减少，应在碳核查时充分考虑到企业消费绿电的因素，对这部分予以合理抵扣。随着石化、化工、建材、钢铁、有色金属等行业陆续进入碳市场，如果碳市场能够从机制上充分认可绿电的减碳价值，使二者形成有效衔接，企业对于绿电消费更有动力，将大大促进绿电市场需求。《促进绿色消费实施方案》中也提出，“加强与碳排放权交易的衔接，结合全国碳市场相关行业核算报告技术规范的修订完善，研究在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性。” 推动绿色电力的消费应加强顶层设计，与我国绿证市场、碳市场等政策机制做好衔接，确保绿色环境权益的唯一性，协同推动绿色转型。未来可再生能源消纳责任权重制度、绿电交易、绿证交易和碳市场应系统推进，将绿电交易实现的减排效果核算到相应用户的最终碳排放结果中，进而激励更多的企业参与绿电交易，促进电-碳市场协同发展，形成强大合力，共助“双碳”目标的实现。 绿电交易不仅是促进我国新能源发展的制度创新，也将助力我国企业突破碳关税等国际贸易壁垒，提升产品竞争力。目前，北京电力交易中心已启动了绿色电力交易国际标准的立项和研发工作，力争使我国绿电交易与认证的方案获得国际认可，助力我国企业在国际市场上更具竞争力，同时提升我国在国际绿色消费领域的话语权和影响力。

# 国家发改委：以煤炭为“锚”做好能源保供稳价 通过稳煤价来稳电价 国家发展改革委5月17日召开5月份的线上新闻发布会。会上国家发改委新闻发言人孟玮通报了用电量和大宗商品保供稳价工作等情况。 1—4月全国全社会用电量同比增长3.4%。其中，一产、二产、三产和居民生活用电量同比分别增长10.8%、1.9%、3.1%和10.5%。分地区看，全国14个省（区、市）用电增速超过5%，其中西藏、江西2个省区增速超过10%。 在大宗商品保供稳价工作方面，以煤炭为“锚”做好能源保供稳价工作。通过完善煤炭产供储销体系、强化市场预期管理等措施，引导煤炭价格在合理区间运行，通过稳煤价来稳电价，进而稳定整体用能成本。做好矿产品保供稳价工作。加大铁矿石等国内勘探开发力度，加快矿产品基地建设，增强国内资源保障能力。同时，强化进出口调节，坚决遏制高耗能、高排放、低水平项目盲目发展，促进重要矿产品安全供应、价格基本稳定。持续加强市场监管。加大期现货市场联动监管力度，严厉打击捏造散布涨价信息、囤积居奇、哄抬价格等违法违规行为，特别是对于资本的恶意炒作，将予以坚决打击。 如何应对煤炭价格哄抬价格行为？日前，国家发展改革委印发《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》明确，经营者销售煤炭的中长期交易价格超过国家和地方有关文件明确合理区间上限的，现货价格超过国家和地方有关文件明确合理区间上限50%的，如无正当理由，一般可视为哄抬价格。后续，国家发改委委将密切监测煤炭市场价格变化，对发现超过合理区间的立即进行提醒约谈，必要时采取调查、通报等手段，引导煤炭价格回归合理区间；对于存在涉嫌哄抬价格行为的，将移送有关部门依法查处。 煤炭是关系国计民生的重要基础能源，煤电占全社会发电量约60%，稳企业用能成本必须立足以煤为主的基本国情，切实抓好煤炭保供稳价工作。下一步，国家发改委将会同有关部门采取有力措施保障煤炭供应合理充裕，保持价格运行在合理区间。

# 浙江：公开征求调整高耗能企业电价意见 关于公开征求《省发展改革委 省能源局关于调整高耗能企业电价的通知（征求意见稿）》意见的通知 为贯彻落实《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）文件精神，合理疏导天然气发电等电价矛盾，省发展改革委、省能源局起草了《关于调整高耗能企业电价的通知（征求意见稿）》，现公开征求社会各界意见。征求意见的时间为2022年5月16日至6月15日。如有修改意见建议，请以信函、电子邮件或传真方式反馈至省能源局。 联系人：杨淑明，电话：0571-87050351（传真同号）；汪文辉，电话：0571-87056811；邮箱：[email protected]。 为方便联系，反馈意见时敬请备注单位、姓名、联系方式等信息。 附件：1.省发展改革委 省能源局关于调整高耗能企业电价的通知（征求意见稿） 2.起草说明 浙江省发展和改革委员会 浙江省能源局2022年5月16日 附件1 省发展改革委 省能源局关于调整高耗能企业电价的通知（征求意见稿） 省电力公司，各市、县（市、区）发展改革委（局）、电力公司，各相关高耗能企业： 为贯彻落实《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）文件要求，合理疏导天然气发电等电价矛盾，决定调整高耗能企业电价水平。现将有关事项通知如下： 一、高耗能企业范围 严格按照《高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平（2021年版）》（发改产业〔2021〕1609号）明确的范围执行。氮肥制造、磷肥制造企业暂不纳入。具体企业名单，请省电力公司制定并及时向社会公布。 二、调价标准及执行时间 对上述范围内的高耗能企业电价提高0.172元/千瓦时，自2022年7月1日用电量起执行，执行至2022年12月31日。 三、有关要求 各地要进一步提高站位，加强组织领导，做好宣传解释，确保电价调整政策顺利实施。各地要积极推行用能预算管理，加强指导服务，帮助企业科学有序用能，提高能效水平，尽可能减轻电费负担。 附：高耗能企业行业目录 浙江省发展和改革委员会浙江省能源局 2022年6月 日 附 高耗能企业行业目录 一、石油、煤炭及其他燃料加工业（行业代码：25，下同） （一）精炼石油制品制造（251） 原油加工及石油制品制造（2511） （二）煤炭加工（252）炼焦（2521）煤制液体燃料生产（2523） 二、化学原料和化学制品制造业（26） （一）基础化学原料制造（261）无机碱制造（2612）无机盐制造（2613）有机化学原料制造（2614）其他基础化学原料制造（2619）（二）肥料制造（262）氮肥制造（2621）（暂不纳入）磷肥制造（2622）（暂不纳入） 三、非金属矿物制造业（30） （一）水泥、石灰和石膏制造（301）水泥制造（3011）（二）玻璃制造（304）平板玻璃制造（3041）（三）陶瓷制品制造（307）建筑陶瓷制品制造（3071）卫生陶瓷制品制造（3072） 四、黑色金属冶炼和压延加工业（31） （一）炼铁（311）炼铁（3110）（二）炼钢（312）炼钢（3120）（三）铁合金冶炼（314）铁合金冶炼（3140） 五、有色金属冶炼和压延加工业（32） 常用有色金属冶炼（321） 铜冶炼（3211） 铅锌冶炼（3212） 铝冶炼（3216） 附件2 起草说明 为贯彻落实《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）关于“高耗能企业市场化交易电价不受上浮20%限制”的规定，省发展改革委、省能源局起草了《关于调整高耗能企业电价的通知》，拟适当提高高耗能企业电价，合理疏导天然气发电、需求侧响应等电价矛盾。现将有关情况说明如下。 一、资金需求 根据《2022年迎峰度夏电力保供攻坚行动方案》，2022年我省天然气发电、需求侧响应预计增加成本约74.25亿元。 （一）天然气发电增加成本60.57亿元。预计全年全省天然气发电量300亿千瓦时，全年将增加天然气发电成本79亿元。其中，今年7—12月，尚需疏导60.57亿元。 （二）需求侧响应增加成本13.68亿元。预计今年迎峰度夏电力需求侧响应负荷300万千瓦、120小时，按去年出清价格3.8元/千瓦时测算，增加成本13.68亿元。按照全额疏导下半年天然气发电增加成本和疏导一半需求侧响应增加成本考虑，共计67.41亿元。 二、调价方案 （一）总体考虑。考虑到稳字当头、稳中求进的工作要求，以及关于“高耗能企业市场化交易电价不受上浮20%限制”的规定，拟由高耗能企业适当多担、其他工商业用户适当少担，其中高耗能企业用户承担40%资金需求，即承担26.96亿元。 （二）具体方案。根据国家发展改革委《高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平（2021年版）》（发改产业〔2021〕1609号）明确的高耗能行业范围，对5大类17小类（氮肥制造、磷肥制造暂不纳入）高耗能企业执行电价加价。据统计，共涉及高耗能企业634家。按预计2022年7—12月用电量157亿千瓦时测算，从7月1日起执行，高耗能企业电价每千瓦时提高0.172元。 （三）执行期限。上述电价调整政策，从2022年7月1日用电量起执行，执行至2022年12月31日。从2023年起，上述高耗能企业电价由市场化交易决定，且不受上浮20%限制。

# 央企要清退一批新能源行业企业！及时整合重复投资、同业竞争企业！ 5月11日上午，国资委以视频形式召开中央企业压减工作“回头看”专项行动推进会，总结中央企业压减工作成效，对新一轮压减工作进行再动员、再部署。 会议明确了新一轮压减工作的重点方向，要求按照压减工作“回头看”专项行动任务安排，聚焦重点指标，提高压减工作针对性精准性；聚焦特定企业，因企施策探索有效压减方式；聚焦集团管控，着力健全制度机制；聚焦布局结构优化，不断提高资源配置效率；聚焦风险防控，切实防流失堵漏洞。新一轮压减工作总的目标是，下决心清理退出一批企业、优化整合一批企业、重点监控一批企业，进一步减少法人户数，力争将集团公司管理层级控制在4级以内、大多数企业法人层级控制在5级以内。国资委将重点推进“五个聚焦”扎实有序开展下一轮压减工作：聚焦重点指标，提高压减工作针对性精准性。法人户数净增量大、反弹快的企业，确定有力度的压减指标。管理层级为5级的中央企业力争实现控制在4级以内。进一步提高法人层级5级以内企业比例。聚焦特定企业，因企施策探索有效压减方式。合理区分、有效管控特殊目的公司、项目公司等类型企业。及时清理无业务、无贡献、无法实现功能作用的新能源行业企业。尽快关闭注销属于空壳公司、非正常经营且没有存续价值的双零企业。聚焦集团管控，着力健全制度机制。对所属企业进行全口径梳理排查，摸清法人户数和层级分布。强化集团公司对所属企业掌控力，防范 末端企业失管失控。对法人机构全生命周期管理，形成企业设立、培育、转型、退出等各环节审核、监测、预警等工作闭环。设置科学合理的组织架构，建立更加符合市场经济要求的管理机制。聚焦布局结构优化，不断提高资源配置效率。将压减与其他专项整治协同推进。坚定不移推动资金、技术、人才向主责主业和关键领域集中。以压促转，推动产业转型升级向产业链高端迈进。及时整合重复投资、同业竞争尤其是同区同业的企业。聚焦风险防控，切实防流失堵漏洞。通过“回头看”查找潜在的风险隐患，及时堵塞漏洞。加快清理退出不属于战略性持有的财务状况差、风险大的企业。依法合规做好国有资产处置、债权债务梳理、工商税务变更、历史遗留问题处理等事项。中核集团在有关负责同志在会上作了交流发言，披露中核集团压减工作行动举措：提高站位坚定抓好压减工作。建立“条块结合、包户到人、协同推进”机制，党组成员牵头负责22家二级单位法人压减、亏损企业治理等重点改革任务，逐户推动、督促指导各单位做好相关工作。确保责任落实到位。进一步优化法人设立信息系统，建立月度报告、季度通报、工作例会等机制，将压减工作纳入各成员单位年度重点任务考核和改革三年行动考核。加大新能源产业 管控力度。坚决清理退出壳公司、项目推进无望公司，通过设立分公司、探索“一市（一县）一法人”、建设大基地大项目等方式，控制新能源企业法人户数过快增长。

# “决不拉闸限电”再次被明确，高电价会成为代价吗？ 5月11日，国务院常务会议召开，在确保能源正常供应方面，会议提出，在前期向中央发电企业拨付可再生能源补贴500亿元、通过国有资本经营预算注资200亿元基础上，再拨付500亿元补贴资金、注资100亿元，支持煤电企业纾困和多发电。要优化政策、强化协调，安全有序释放先进煤炭产能。决不允许出现拉闸限电。 经历过2021年下半年全国范围不同程度的电力短缺之后，我们似乎对能源安全的重视程度又上了一个台阶。这次国常会提出了“决不允许出现拉闸限电”的目标。任何目标的达成都是要付出一定代价的，今天我们就来捋一捋，基于2021年的电力短缺，如果要实现“不拉闸限电”，需要付出什么样的代价。 拉闸限电是极端 有序用电是常态 首先我们需要明确一点：拉闸限电是一种保护电网安全、避免更大规模停电风险的应急、紧急、极端措施。在2021年的下半年，大家所熟知的“拉闸限电”发生在东北地区。也就是社交媒体上疯狂传播的“红绿灯停电”那一时期。 除此之外，去年的广东、浙江、江苏等地区，更多的是属于“限电”、“有序用电”的范畴。根据有序用电管理办法，有序用电指的是在可预知电力供需紧张的情况下，通过形状措施、经济手段、技术方法，已发控制部分用电需求，维护供电秩序平衡的管理工作。如果想简单的理解，那么拉闸限电是没有通知的停电，而有序用电是计划、方案、带通知的停电。 无论是拉闸限电还是有序用电，都是电网在有功功率不足、超稳定极限、系统故障、持续的频率或电压超下限或备用容量不足时，按照限电序位进行限电的操作。从事后来看，东北电网当时面临供需不平衡和频率快速下降的风险，所以采取了紧急的拉闸限电。而其他地区更多的是电力供需紧张的问题，通过限电和有序用电就可以保持系统稳定。 在2021年之前，“有序用电”其实可以说是国内的常态，电网每年也都会制定相应的方案。只是范围和影响都没有去年下半年大。每年夏季的迎峰度夏除了增加电力供给，很多地方都需要“有序用电”才能够实现电力供给平衡。 所以，不要误解“决不允许出现拉闸限电”的概念。我相信突发性的拉闸限电是可控的。但这并不能简单理解为“限电”或者“有序用电”的彻底消失。 当然，这也不意味着笔者认为这是对“限电”的无视。综合来看我会将这句话理解为： 突然性、没有通知的、针对居民的拉闸限电现象绝对不允许出现；同时，工商业的有序用电，也不能延续去年“开一休六、开二休五”这种极端情况。 最大的代价：钱 合理理解目标之后，我们就要说说看代价了。其实最大的代价在这次的国常会上已经说明了：“在前期向中央发电企业拨付可再生能源补贴500亿元、通过国有资本经营预算注资200亿元基础上，再拨付500亿元补贴资金、注资100亿元，支持煤电企业纾困和多发电。” 想要多发电，就要多给钱。去年的电力短缺，煤价高涨、电厂买不起煤就是公认的诱因之一。在政府强烈的保供压力和煤炭价格抑制之下，电厂总算是多买了煤、多发了电。但这个钱花的也不少。 4月19日国资委相关负责人就在新闻发布会上明确说了：2021年电力企业保供，煤电业务亏损了1017亿元。 今年的数据只怕也不会乐观。根据中电联发布的《2022年一季度全国电力供需形势分析预测报告》，一季度煤炭在增产保供措施推动增产的情况下，电煤价格还是呈现持续上涨的态势。一季度全国煤电企业电煤采购成本同比额外增加1300亿元左右。燃料成本大幅上涨，涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态。 当然了，根据2021年10月的发改委1439号文，煤电的上网电价普遍上涨了20%（高耗能企业不受20%限制）。政府对煤炭的限价也依然在持续，根据发改委公告，已经有7个省区明确了煤炭出矿环节中长期和现货交易价格合理区间。 不过依然有火电企业人士认为目前的煤炭价格基本吃掉了火电电价上涨带来的利润空间，未来煤电亏损依然是主流。 现在已是5月，迎峰度夏的电力需求高峰即将到来。在煤炭限价、电力保供的双重压力之下，最终结果如何，我们只能拭目以待。 思考：“绝不拉闸限电”说明什么？ 电力保供、能源安全一直都是国内不被忽视的问题。甚至在“能源不可能三角”（廉价、安全、环保）中，我们的讨论从来都是锚定了“安全”再谈论其他两点。为何突然国常会如此强调拉闸限电的问题。 抛开拉闸限电带来的恶劣社会影响（从某种意义上说，拉闸限电的社会影响比经济影响更恶劣，限电对经济的影响更大）。“绝不拉闸限电”可能潜藏着“（在当前情况下）电力保供手段已然用尽，安全底线需要绝对坚守”这一层意义。 从去年9月至今，我们能看到的保供措施包括：提高电价、煤炭增产、限制煤价……好像也就这么多了。技术层面还有设备检修，负荷管理方面还有需求侧响应等。但是既然是“保供”，那么我们就更多的应该看供给而不是需求。 这不是因为没有更多的手段保供，而是因为保供本身就是一个简单的问题，答案就是增加供给。在不新增有效发电容量的情况下（时间上不允许），让存量机组多发电是唯一的选择。那存量机组不能多发电的原因呢？上一段似乎已经回答了。 那么电力市场化改革能够缓解甚至解决这一问题么？现货市场在供需失衡的时候会自然推高电价，当电价增长到一定程度，部分用电企业会自动减少负荷，进行形成一定的动态平衡。这一过程类似于需求侧管理，但造成的损失会更小。 但这也会有问题，长时间的高电价可能会引发一定的舆论压力。而且电力保供问题与经济发展直接挂钩，事实上“绝不拉闸限电”只是本次国常会提出应对经济下行压力的手段之一。而高电价对于解决经济下行的问题，显然帮助并不大。那么市场化之后的高电价，会是我

# 氢能，现代能源体系新密码 氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，能帮助可再生能源大规模消纳，实现电网大规模调峰和跨季节、跨地域储能，加速推进工业、建筑、交通等领域的低碳化。我国具有良好的制氢基础与大规模的应用市场，发展氢能优势显著。加快氢能产业发展是助力我国实现碳达峰碳中和目标的重要路径。日前，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》。氢能的开发与利用正在引发一场深刻的能源革命，氢能成为破解能源危机，构建清洁低碳、安全高效现代能源体系的新密码。 能源危机开启了氢能开发和利用的探索之路 氢能作为一种替代能源进入人们的视野还要追溯到20世纪70年代。其时，中东战争引发了全球的石油危机，美国为了摆脱对进口石油的依赖，首次提出“氢经济”概念，认为未来氢气能够取代石油成为支撑全球交通的主要能源。1960年至2000年，作为氢能利用重要工具的燃料电池获得飞速发展，在航天航空、发电以及交通领域的应用实践充分证明了氢能作为二次能源的可行性。氢能产业在2010年前后进入低潮期。但2014年丰田公司“未来”燃料电池汽车的发布引发了又一次氢能热潮。随后，多国先后发布了氢能发展战略路线，主要围绕发电及交通领域推动氢能及燃料电池产业发展；欧盟于2020年发布了《欧盟氢能战略》，旨在推动氢能在工业、交通、发电等全领域应用；2020年美国发布《氢能计划发展规划》，制定多项关键技术经济指标，期望成为氢能产业链中的市场领导者。至此，占全球经济总量75%的国家均已推出氢能发展政策，积极推动氢能发展。 我国氢能产业和发达国家相比仍处于发展初级阶段。近年来，我国对氢能行业的重视不断提高。2019年3月，氢能首次被写入《政府工作报告》，在公共领域加快充电、加氢等设施建设；2020年4月，《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》拟将氢能列入能源范畴；2020年9月，财政部、工业和信息化部等五部门联合开展燃料电池汽车示范应用，对符合条件的城市群开展燃料电池汽车关键核心技术产业化攻关和示范应用给予奖励；2021年10月，中共中央、国务院印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，统筹推进氢能“制—储—输—用”全链条发展；2022年3月，国家发展和改革委员会发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，氢能被确定为未来国家能源体系的重要组成部分和用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，氢能产业被确定为战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。 近年来，我国氢能产业发展迅速，基本涵盖了氢气制—储—输—用全链条。 氢能产业链的上游为制氢，我国是世界第一产氢大国，氢气产能约3300万吨。根据制取过程的碳排放强度，氢被分为“灰氢”“蓝氢”和“绿氢”。灰氢是指通过化石燃料燃烧产生的氢气，在生产过程中会有大量二氧化碳排放；蓝氢是在灰氢的基础上，应用碳捕集和封存技术，实现低碳制氢；绿氢是通过太阳能、风力等可再生能源发电进行电解水制氢，在制氢过程中没有碳排放。目前，我国氢气制取以煤制氢方式为主，占比约80%。未来，随着可再生能源发电成本持续降低，绿氢占比将逐年上升，预计2050年将达到70%。 氢能产业链的中游是氢储运，高压气态储运技术已商业化，是最为广泛的氢能储运方式。长管拖车运输灵活性高，适用于短距离、小体量输氢；液氢存储和固态储氢无需压力容器，运输便捷，是未来实现大规模氢能储运的方向。 氢能产业链下游为氢的综合应用，氢气作为一种工业原料可广泛应用于石油、化工、冶金、电子、医疗等领域，此外，氢气还可通过氢燃料电池或氢内燃机转化为电能和热能，可覆盖社会生产生活的方方面面。到2060年，我国氢能需求预计达1.3亿吨，其中工业需求占主导地位，占比约60%，交通运输领域将逐年扩大规模达到31%。 氢能的开发与利用正在引发一场深刻的能源革命 氢能在交通、工业、建筑和电力等诸多领域均有广阔应用前景。 在交通领域，公路长途运输、铁路、航空及航运将氢能视为减少碳排放的重要燃料之一。现阶段我国主要以氢燃料电池客车和重卡为主，数量超过6000辆。在相应配套基础设施方面，我国已累计建成加氢站超过250座，约占全球数量的40%，居世界第一。根据北京冬奥组委公布的数据，本届冬奥会示范运行超1000辆氢燃料电池汽车，并配备30余个加氢站，是全球最大规模的一次燃料电池汽车示范应用。 目前我国氢能应用占比最大的领域是工业领域。氢能除了具有能源燃料属性外，还是重要的工业原料。氢气可代替焦炭和天然气作为还原剂，可以消除炼铁和炼钢过程中的绝大部分碳排放。利用可再生能源电力电解水制氢，然后合成氨、甲醇等化工产品，有利于化工领域大幅度降碳减排。 氢能与建筑融合，是近年兴起的一种绿色建筑新理念。建筑领域需要消耗大量的电能和热能，已与交通领域、工业领域并列为我国三大“耗能大户”。利用氢燃料电池纯发电效率仅约为50%，而通过热电联产方式的综合效率可达85%——氢燃料电池在为建筑发电的同时，余热可回收用于供暖和热水。在氢气运输至建筑终端方面，可借助较为完善的家庭天然气管网，以小于20%的比例将氢气掺入天然气，并运输至千家万户。据估计，2050年全球10%的建筑供热和8%的建筑供能将由氢气提供，每年可减排7亿吨二氧化碳。 在电力领域，因可再生能源具有不稳定性，通过电—氢—电的转化方式，氢能可成为一种新型的储能形式。在用电低谷期，利用富余的可再生能源电力电解水制取氢气，并以高压气态、低温液态、有机液态或固态材料等形式储存下来；在用电高峰期，再将储存的氢通过燃料电池或氢气透平装置进行发电，并入公共电网。而氢储能的存储规模更大，可达百万千瓦级，存储时间更长，可根据太阳能、风能、水资源等产出差异实现季节性存储。2019年8月，我国首个兆瓦级氢储能项目在安徽六安落地，并于2022年成功实现并网发电。 同时，电氢耦合，也将在我国构建现代能源体系中发挥重要作用。 从清洁低碳角度看，大规模电气化是我国多个领域实现降碳的有力抓手，例如交通领域的电动汽车替代燃油汽车，建筑领域的电采暖取代传统锅炉采暖等。然而，仍有部分行业是难以通过直接电气化实现降碳的，最为困难的行业包括钢铁、化工、公路运输、航运和航空等。氢能具有能源燃料和工业原料双重属性，可以在上述难以深度脱碳的领域发挥重要作用。 从安全高效角度看，首先，氢能可以促进更高份额的可再生能源发展，有效减少我国对油气的进口依存度；其次，氢能可以进行化学储能和运输，实现能源的时空转移，促进我国能源供应和消费的区域平衡；此外，随着可再生能源电力成本的降低，绿色电能和绿色氢能的经济性将得到提升，被大众广泛接纳和使用；氢能与电能作为能源枢纽，更容易耦合热能、冷能、燃料等多种能源，共同建立互联互通的现代能源网络，形成极具韧性的能源供应体系，提高能源供应体系的效率、经济性和安全性。 我国氢能产业发展依然面临挑战 低成本低排放绿氢制取是氢能产业面临的重要挑战之一。在不新增碳排放的前提下，解决氢的来源问题是氢能产业发展的前提。化石能源制氢和工业副产制氢工艺成熟、成本较低，短期仍将是主要氢源。但化石能源储量有限，且制氢过程仍存在碳排放问题；工业副产制氢产量有限且供应辐射路程短。 长远来看，电解水制氢易与可再生能源结合，规模潜力更大，更加清洁可持续，是最有潜力的绿氢供应方式。目前我国碱性电解技术已与国际水平相接近，是目前商用电解领域的主流技术，但未来降本空间有限。质子交换膜电解水制氢目前成本较高，关键装置的国产化程度正在逐年提升。固体氧化物电解在国际接近商业化，但国内仍处于追赶阶段。 我国氢能产业链供应体系尚不完备，距离大规模商业化应用还有差距。我国已建成加氢站200余座，且以35MPa气态加氢站为主，储氢量更大的70MPa高压气态加氢站占比小。液氢加氢站、制氢加氢一体站的建设和运营经验不足。现阶段氢的运输主要以高压气态长管拖车运输为主，管道运输仍为短板弱项。目前共有氢气管道里程约400公里，在用管道仅100公里左右。管道运输还面临管材易发生氢脆现象造成氢气逃逸，未来仍需进一步提升管道材料的化学性能和力学性能。液态储氢技术和金属氢化物储氢技术等取得了较大进步，但储氢密度、安全性和成本之间的平衡关系尚未解决，离大规模商业化应用还有一定差距。 专门政策体系和多部门多领域协调合作机制尚不完善。《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》是首个国家层面的氢能发展规划，但专项规划以及政策体系仍需完善，未来需要进一步明确产业发展方向、目标和重点。氢能产业链涉及多种技术和行业领域，目前还存在跨领域协作不足，跨部门协调机制不够完善等问题。比如，加氢站建设需要资金、技术、基建以及危化品管制等多部门协作，目前存在主管部门不明确，审批难度较大，氢气属性仍仅为危化品等问题，对产业发展形成较大制约。 技术、平台和人才是支持我国氢能产业发展的生长点。 首先，要持续提升关键核心技术水平。技术创新是氢能产业发展的核心。未来，我国将持续推进绿色低碳氢能制取、储存、运输和应用等各环节关键核心技术研发。加快推进质子交换膜燃料电池技术创新，开发关键材料，提高主要性能指标和批量化生产能力，持续提升燃料电池可靠性、稳定性、耐久性。着力推进核心零部件以及关键装备研发制造。加快提高可再生能源制氢转化效率和单台装置制氢规模，突破氢能基础设施环节关键核心技术。持续开展氢能安全基础规律研究。持续推动氢能先进技术、关键设备、重大产品示范应用和产业化发展，构建氢能产业高质量发展技术体系。 其次，要着力打造产业创新支撑平台。氢能产业的发展需聚焦重点领域和关键环节，构建多层次、多元化创新平台。支持高校、科研院所、企业加快建设重点实验室、前沿交叉研究平台，开展氢能应用基础研究和前沿技术研究。2022年年初，国家发展和改革委员会、教育部发布了《关于华北电力大学国家储能技术产教融合创新平台项目可行性研究报告的批复》，华北电力大学国家储能技术产教融合创新平台项目正式获批，成为首批“挂帅”高校。随后，华北电力大学氢能技术创新中心正式成立。创新平台和创新中心重点围绕电化学储能、氢能及其在电网中的应用技术等领域开展技术攻关，积极推动国家氢能产业的发展。 再次，要推动建设氢能专业人才队伍。氢能产业技术水平及规模不断取得突破，然而氢能产业正面临人才队伍的较大缺口，特别是高层次创新性人才严重缺乏。日前，华北电力大学申报的“氢能科学与工程”专业被正式列入普通高等学校本科专业目录，“氢能科学与工程”学科被列入新型交叉学科。该学科将以动力工程及工程热物理、化学工程等学科为牵引，有机融合制氢、氢储运、氢安全、氢动力等多个氢能模块课程，开展全方位跨学科基础及应用研究，将为实现我国能源结构安全转型，以及我国氢能行业和能源事业的发展提供有利的人才支撑。

# 教育部印发《加强碳达峰碳中和高等教育人才培养体系建设工作方案》 5月7日，教育部印发《加强碳达峰碳中和高等教育人才培养体系建设工作方案》（以下简称《方案》），以高等教育高质量发展服务国家碳达峰碳中和专业人才培养需求。 为实现为实现碳达峰碳中和目标提供坚强的人才保障和智力支持的目标，《方案》提出将绿色低碳理念纳入教育教学体系，加强领导干部培训，做好继续教育和终身教育。 《方案》提出，打造高水平科技攻关平台，引导高等学校建设一批高水平国家科研平台，组建一批重点攻关团队，围绕化石能源绿色开发、低碳利用、减污降碳等碳减排关键技术，新型太阳能、风能、地热能、海洋能、生物质能、核能及储能技术等碳零排关键技术，二氧化碳捕集、利用、封存等碳负排关键技术攻关。 《方案》将储能、氢能、CCUS、碳金融和碳交易教学资源列为紧缺人才培养对象。 全文如下： 教育部关于印发《加强碳达峰碳中和高等教育 人才培养体系建设工作方案》的通知 教高函〔2022〕3号 各省、自治区、直辖市教育厅（教委），新疆生产建设兵团教育局，有关部门（单位）教育司（局），部属各高等学校、部省合建各高等学校： 为贯彻落实《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》（国发〔2021〕23号）精神，以高等教育高质量发展服务国家碳达峰碳中和专业人才培养需求，现将《加强碳达峰碳中和高等教育人才培养体系建设工作方案》印发给你们，请结合实际，认真抓好贯彻落实。 教育部 2022年4月19日 加强碳达峰碳中和高等教育人才培养体系 建设工作方案 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，对加强新时代各类人才培养提出了新要求。为贯彻《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》（国发〔2021〕23号）精神，推进高等教育高质量体系建设，提高碳达峰碳中和相关专业人才培养质量，制定此方案。 一、总体要求 （一）指导思想。 （二）工作原则 二、重点任务 （一）加强绿色低碳教育 1.将绿色低碳理念纳入教育教学体系。加强宣传，广泛开展绿色低碳教育和科普活动。充分发挥大学生组织和志愿者队伍的积极作用，开展系列实践活动，增强社会公众绿色低碳意识，积极引导全社会绿色低碳生活方式。 2.加强领导干部培训。发挥高校学科专业优势，支持服务分阶段、多层次领导干部培训，讲清政策要点，深化领导干部对碳达峰碳中和工作重要性、紧迫性、科学性、系统性的认识，提升专业素养和业务能力。 3.做好继续教育和终身教育。支持有关高校、开放大学加强与部门、企业、社会机构合作，共同开发非学历继续教育培训项目，多渠道扩大终身教育资源，满足经济社会发展和学习者对碳达峰碳中和领域知识能力的终身学习需求。 （二）打造高水平科技攻关平台 4.推动高校参与或组建碳达峰碳中和相关国家实验室、全国重点实验室和国家技术创新中心，引导高等学校建设一批高水平国家科研平台，加强气候变化成因及影响、生态系统碳汇等基础理论和方法研究。 5.推动高校组建碳中和领域关键核心技术集成攻关大平台。组建一批重点攻关团队，围绕化石能源绿色开发、低碳利用、减污降碳等碳减排关键技术，新型太阳能、风能、地热能、海洋能、生物质能、核能及储能技术等碳零排关键技术，二氧化碳捕集、利用、封存等碳负排关键技术攻关，加快先进适用技术研发和推广应用。 6.强化科研育人。鼓励高校实施碳中和交叉学科人才培养专项计划，大力支持跨学院、跨学科组建科研和人才培养团队，以大团队、大平台、大项目支撑高质量本科生和研究生多层次培养。 （三）加快紧缺人才培养 7.加快储能和氢能相关学科专业建设。以大规模可再生能源消纳为目标，推动高校加快储能和氢能领域人才培养，服务大容量、长周期储能需求，实现全链条覆盖。 8.加快碳捕集、利用与封存相关人才培养。针对碳捕集、利用与封存技术未来产业发展需求，推动高校尽快开设相关学科专业，促进低碳、零碳、负碳技术的开发、应用和推广，为未来技术攻坚和产业提质扩能储备人才力量。 9.加快碳金融和碳交易教学资源建设。鼓励相关院校加快建设碳金融、碳管理和碳市场等紧缺教学资源，在共建共管共享优质资源基础上，充分发展现有专业人才培养体系作用，完善课程体系、强化专业实践、深化产学协同，加快培养专门人才。 （四）促进传统专业转型升级 10.进一步加强风电、光伏、水电和核电等人才培养。适度扩大专业人才培养规模，保证水电、抽水蓄能和核电人才增长需求，增强“走出去”国际化软实力。拓展专业的深度和广度，推进新能源材料、装备制造、运行与维护、前沿技术等方面技术进步和产业升级。 11.加快传统能源动力类、电气类、交通运输类和建筑类等重点领域专业人才培养转型升级。以一次能源清洁高效开发利用为重点，加强煤炭、石油和天然气等专业人才培养。以二次能源高效转换为重点，加强重型燃气轮机、火电灵活调峰、智能发电、分布式能源和多能互补等新能源类人才培养。以服务新型电力系统建设为重点，以智能化、综合化等为特色强化电气类人才培养。以推动建筑、工业等行业的电气化与节能降耗为重点，加强交通运输类和建筑类人才培养。 12.加快完善重点领域人才培养方案。组织相关教学指导委员会、行业指导委员会，围绕碳达峰碳中和目标，调整培养目标要求，修订培养方案，优化课程体系和教学内容，加强互联网、大数据分析、人工智能、数字经济等赋能技术与专业教学紧密结合。 （五）深化产教融合协同育人 13.鼓励校企合作联合培养。支持相关高校与国内能源、交通和建筑等行业的大中型和专精特新企业深化产学合作，针对企业人才需求，联合制定培养方案，探索各具特色本专科生、研究生和非学历教育等不同层次人才培养模式。 14.打造国家产教融合创新平台。完善产教融合平台建设运行机制，针对关键重大领域，加大建设投入力度，积极探索合作机制，提升人才培养质量，推动科技成果快速转化。 15.支持组建碳达峰碳中和产教融合发展联盟。鼓励高校联合企业，根据行业产业特色，加强分工合作、优势互补，组建一批区域或者行业高校和企业联盟，适时联合相关国家组建跨国联盟，推动标准共用、技术共享、人员互通。 （六）深入开展改革试点 16.建设一批绿色低碳领域未来技术学院、现代产业学院和示范性能源学院。瞄准碳达峰碳中和发展需求，针对不同类型和特色高校，创新人才培养模式，分类打造能够引领未来低碳技术发展、具有行业特色和区域应用型人才培养实体，发挥示范引领作用。 17.启动碳达峰碳中和领域教学改革和人才培养试点项目。针对能源、交通、建筑等重点领域，在国内有条件的综合高校和行业高校中，加快建设一批在线课程、虚拟仿真实验课程的培育项目，启动一批专业、课程、教材、教学方法等综合改革试点项目。 （七）加强高水平教师队伍建设 18.鼓励高校加强碳达峰碳中和领域高素质师资队伍建设。组织开展碳达峰碳中和领域师资培训，发挥国家级教学团队、教学名师、一流课程的示范引领作用，推广成熟有效的人才培养模式、课程实施方案，促进一线教师教学能力提升。鼓励高校加强碳达峰碳中和领域师资队伍建设保障，实施机制灵活的碳中和人才政策，加大精准引进力度，完善内部收入分配激励机制，形成规模合理、梯次配置的师资体系。 （八）加大教学资源建设力度 19.加大碳达峰碳中和领域课程、教材等教学资源建设力度。基于碳达峰碳中和人才的通用能力和专业能力分析，分领域协同共建知识图谱、教学视频、电子课件、习题试题、教学案例、实验实训项目等，形成优质共享的教学资源库。 （九）加强国际交流与合作 20.加快碳达峰碳中和领域国际化人才培养。以专业人才为基础，重点提升国际视野，强化国际交流能力，推动相关专业学生积极参与相关国际组织实习。 21.加大海外高层次人才引进力度。鼓励高校积极吸引海外二氧化碳捕集利用与封存、化石能源清洁利用、可再生能源前沿技术、储能与氢能、碳经济与政策研究等优秀人才，汇聚海外高层次人才参与碳中和学科建设和科学研究。 22.开展碳达峰碳中和人才国际联合培养项目。鼓励高校与世界一流大学和学术机构开展碳中和领域本科生、硕士生和博士生联合培养、科技创新和智库咨询等合作项目，深化双边、多边清洁能源与气候变化创新合作，培养积极投身全球气候治理和全球碳市场运行的专门人才。 三、组织实施 （一）强化责任落实。有关部门和高校要深刻认识碳达峰碳中和人才培养工作的重要性、挑战性、紧迫性，坚决贯彻党中央、国务院决策部署，切实扛起责任，根据本方案重点任务，结合自身实际制定具体任务和工作计划，着力抓好各项任务落实。 （二）加大支持力度。鼓励高校通过积极争取各级财政资金、企业投资、国家低碳转型基金、市场化绿色低碳产业投资基金和自筹资金等多元化渠道支持碳达峰碳中和专业人才培养、学科建设和科技攻关。在专业、师资、课程、教材等方面予以优先支持，确保政策到位、措施到位、成效到位。 （三）做好监测评估。在学科评估、专业审核评估和工程教育专业认证等过程中适当增加碳达峰碳中和高等教育人才培养评价内容。加强监督考核结果应用，对工作成效突出的单位和个人按规定给予表彰奖励。定期开展典型案例推荐遴选工作，加强宣传推广。