# 正确认识和把握碳达峰碳中和 《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》，明确了我国实现碳达峰碳中和的时间表、路线图；国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，聚焦2030年前碳达峰目标描绘路线图……近段时间以来，我国碳达峰碳中和工作稳步有序推进，在顶层设计和政策执行等层面都取得了积极成效。 力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和，党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策，是着力解决资源环境约束突出问题、实现中华民族永续发展的必然选择，是构建人类命运共同体的庄严承诺。不久前召开的中央经济工作会议深刻阐释我国发展面临的新的重大理论和实践问题，强调“要正确认识和把握碳达峰碳中和”，并就稳步推进碳达峰碳中和作出了重大部署，指明了努力方向和工作着力点。 实现碳达峰碳中和是推动高质量发展的内在要求。实现高质量发展，就要坚定不移贯彻新发展理念，坚持系统观念，以经济社会发展全面绿色转型为引领，以能源绿色低碳发展为关键，加快形成节约资源和保护环境的产业结构、生产方式、生活方式、空间格局，坚定不移走生态优先、绿色低碳的高质量发展道路。这两年，在“双碳”刺激效应下，国内电动汽车、光伏、风电等热点产业蓬勃发展。长远来看，经济社会绿色转型和高质量发展进一步有机融合，必将推动传统产业高端化、智能化、绿色化，推动全产业链优化升级，推动我国经济发展质量变革、效率变革、动力变革，从而塑造我国参与国际合作和竞争新优势。 同时也要看到，实现碳达峰碳中和，是一场广泛而深刻的经济社会变革，绝不是轻轻松松就能实现的。这是一项复杂工程和长期任务，不可能毕其功于一役。这就要求我们目标上要坚定不移，策略上要稳中求进。现实中，有的地方搞“碳冲锋”，有的搞“一刀切”、运动式“减碳”，这些都不符合党中央的要求，必须及时纠正。从认识层面出发，实现碳达峰碳中和必须统筹好发展和安全两件大事，处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系，坚持全国统筹、节约优先、双轮驱动、内外畅通、防范风险的原则。从实践角度出发，要充分考虑国内能源结构、产业结构等基本国情，通盘谋划，先立后破，不能影响经济社会发展全局，确保传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。实现碳达峰碳中和是一次大考，需要正确的政绩观，需要“功成不必在我”“功成必定有我”，坚持稳中求进，逐步实现。 “十四五”时期是碳达峰的关键期、窗口期，我国生态文明建设进入了以降碳为重点战略方向、推动减污降碳协同增效、促进经济社会发展全面绿色转型、实现生态环境质量改善由量变到质变的关键时期。当前，实现双碳目标的“1+N”政策体系正在加速构建，我们要胸怀“国之大者”，坚持稳中求进，稳步推进各项工作。一方面，要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合，狠抓绿色低碳技术攻关。另一方面，要科学考核，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，加快形成减污降碳的激励约束机制，防止简单层层分解。与此同时，也要确保能源供应，大企业特别是国有企业要带头保供稳价，加快建设能源强国。 实现碳达峰碳中和是一场硬仗，也是对我们党治国理政能力的一场大考。把思想和行动统一到中央经济工作会议精神上来，正确认识和把握碳达峰碳中和，牢牢把握稳中求进工作总基调，不断提高贯彻新发展理念的能力和水平，我们就一定能推动经济社会发展全面绿色转型。

# 特斯拉公司将在2022年加速发展太阳能和储能业务 特斯拉公司首席执行官埃隆·马斯克日前表示，该公司将在2022年加速发展其太阳能和储能业务，并在该公司第四季度财报电话会议上承诺开发“相当庞大”的清洁能源业务。 特斯拉公司储能部署在2021年比2020年增加了32%，这主要是因为公用事业规模的Megapack电池储能产品的销售强劲。从2020年到2021年，太阳能发电设施的部署增加了68%，总装机容量为345MW。 马斯克表示，特斯拉公司的能源业务增长受到供应链约束的限制，但他补充说，一旦供应链问题得到解决，该计划将比电动汽车更快地扩大生产和部署。该公司甚至正在建设一家专门生产Megapack储能系统的工厂，以应对不断增长的需求。 马斯克承认，特斯拉公司为了在2021年扩大该公司的电动汽车产量而影响了能源业务。由于芯片短缺和供应链放缓限制了生产，电动汽车已成为优先事项。马斯克表示，随着2022年芯片产量的增加，储能系统和光伏组件的生产今年将会增长，但他并没有承诺大量生产。 马斯克说，“我们的主要任务是加速可持续能源发展，我们正努力做到这一点。” 受到奥斯汀新建超级工厂和柏林另一家超级工厂生产的推动，特斯拉公司在2021年第四季度生产了305,840辆电动汽车，与2020年第四季度相比增长70%。总体而言，2021年的汽车产量为930,422辆，比2020年相比增长了83%。该公司表示，尽管供应链受限且工厂产能不足，但这种增长可能会在2022年持续。 然而，特斯拉公司长期以来一直宣称其太阳能和储能业务是其未来的基础，尽管交付一直很艰难。特斯拉公司去年因客户投诉而对其住宅太阳能发电设施的交付进行了重组，目前该公司面临美国证券交易委员会对其住宅太阳能火灾风险的调查。与2020年第四季度相比，2021年第四季度总计部署85MW太阳能发电设施和总计部署978 MWh储能系统，其部署量均有所下降。但是在2021年，部署的储能系统储能容量达到4GWh，高于2021年的3GWh。 该公司探索的一种产品是与太阳能发电设施和储能系统相结合的电动热泵。特斯拉汽车工程副总裁Lars Moravy在财报电话会议上表示，集成热泵将取代燃气供暖，这可能比改造车辆的加热和冷却更容易。虽然该公司没有宣布任何具体计划，但Moravy表示，这符合该公司的整体使命。 马斯克还重申了特斯拉公司计划将其电池储能系统的三元锂电池转换成为磷酸铁锂(LFP)电池。他在去年曾指出，此举是一种依赖更多可用矿物并生产火灾风险较低的电池产品战略。 总体而言，特斯拉公司宣布2021年第四季度收入为177亿美元，与2020第四季度相比增长65%。净收入增长760%，达到23.2亿美元，2021年的年利润为55亿美元。

# 解读《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》 1问：我们注意到，《意见》是碳达峰碳中和“1＋N”政策体系中能源领域发布的综合性政策文件，请问在当前时点出台《意见》的考虑是什么？ 答：总书记指出，实现碳达峰碳中和，是贯彻新发展理念、构建新发展格局、推动高质量发展的内在要求，是党中央统筹国际国内两个大局作出的重大战略决策。在我国的二氧化碳排放总量中，能源生产和消费相关活动碳排放占比较高，推进能源绿色低碳转型是实现碳达峰碳中和目标的关键。对标碳达峰碳中和目标，现行能源体制机制和政策还存在一些不足，主要体现为：能源消费模式向绿色低碳转型的意识还需要增强，在绿色低碳转型中新的安全保供风险增多，能源输送等基础设施不适应新能源大规模发展，关键环节自主创新能力还不强，能源市场体系还不完善，能源管理的协同机制有待改进，投融资等政策支持力度仍偏弱等。应坚持系统性、全局性思维，从顶层设计的角度统筹谋划能源绿色低碳转型的体制机制和政策措施。 2问：请简要介绍《意见》在推进能源绿色低碳转型方面的总体思路，这样的布局出于怎样的考虑？ 答：《意见》作为能源领域推进碳达峰、碳中和工作的综合性政策文件，坚持系统观念，从体制机制改革创新和政策保障的角度对能源绿色低碳发展进行系统谋划。主要突出了4个方面的统筹。 一是统筹协同推进能源战略规划。二是统筹能源转型与安全。三是统筹生产与消费协同转型。四是统筹各类市场主体协同转型。 3问：《意见》将如何完善引导我国绿色能源消费的制度和政策体系，从而助推我国能源消费绿色升级？ 答：绿色消费引领是能源绿色低碳转型的关键。《意见》系统提出了促进能源绿色消费的制度和政策体系，主要包括三个方面： 一是完善能耗、碳排放管理和非化石能源目标制度。二是健全绿色能源消费促进机制。三是推动重点行业转变用能方式。 4问：实现“双碳”目标，要在能源供给侧构建多元化清洁能源供应体系，《意见》对此有什么具体政策措施？ 答：《意见》立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，系统提出支撑能源供给侧绿色低碳转型的体制机制和政策措施。 一是推动构建以清洁低碳能源为主体的能源供应体系。二是大力推进化石能源清洁开发利用。三是推动适应绿色低碳转型的能源基础设施建设。 5问：《意见》在加强清洁低碳能源生产要素保障、降低非技术成本方面作了系统部署，相关政策措施将如何具体开展？ 答：能源绿色低碳转型，实质是生产要素从高碳领域流向低碳领域的过程。实现先立后破、打破路径依赖，需要强有力的政策支持引导。《意见》系统提出完善有利于能源绿色低碳转型的土地、财税、金融、价格以及数据资源等政策，引导土地、资金、数据等生产要素投入到清洁低碳能源领域，加强要素协同配置，加快推进能源绿色低碳转型。 一是强化国土空间保障。二是加大投融资支持。三是完善价格政策。四是加强数据要素支撑。 6问：《意见》对深化能源改革创新、激发市场活力有什么总体导向？ 答：《意见》针对适应能源绿色低碳转型的能源治理体系和治理能力建设，围绕深化能源体制改革提出系列举措，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，增强能源系统运行和资源配置效率。 一是加快推进电力市场建设。建立全国统一电力市场体系，加快电力辅助服务市场建设，完善电力中长期、现货和辅助服务交易有机衔接机制，探索容量市场交易机制，深化输配电等重点领域改革，通过市场化方式促进电力绿色低碳发展。完善跨省跨区电价形成机制，促进可再生能源在更大范围消纳。 二是积极推进分布式发电市场化交易。为推进分布式能源应用，实现清洁低碳能源就近开发、就近利用，《意见》明确了分布式发电就近市场化交易的政策和机制。支持分布式发电（含电储能、电动车船等）与同一配电网内的电力用户通过电力交易平台就近进行交易，电网企业（含增量配电网企业）提供输电、计量和交易结算等技术支持，完善支持分布式发电市场化交易的价格政策及市场规则。 三是以市场化方式引导消费侧绿色低碳转型。《意见》提出加强顶层设计和统筹协调，加快建设全国碳排放权交易市场、用能权交易市场、绿色电力交易市场。完善有利于可再生能源优先利用的电力交易机制，开展绿色电力交易试点，鼓励新能源发电主体与电力用户或售电公司等签订长期购售电协议。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。 四是深化能源领域“放管服”改革。落实市场准入负面清单制度，优化清洁低碳能源项目核准和备案流程，简化分布式能源投资项目管理程序，创新综合能源服务项目建设管理机制。要求电网企业提升新能源电力接纳能力，动态公布经营区域内可接纳新能源电力的容量信息并提供查询服务，依法依规将符合规划和安全生产条件的新能源发电项目和分布式发电项目接入电网，做到应并尽并。 7问：《意见》提出将完善能源领域创新体系和激励机制，提升关键核心技术创新能力，请介绍相关政策举措。 答：能源绿色低碳转型不仅需要产业结构调整，更需要能源技术创新的支撑。《意见》立足能源转型发展对技术创新的需求，加强能源技术创新机制的顶层设计，完善能源领域创新体系和激励机制，提升关键核心技术创新能力，增强能源绿色低碳转型发展内生动力。 一是建立清洁低碳能源重大科技协同创新体系。以能源领域国家实验室等国家战略科技力量为引领，支持行业龙头企业联合高等院校、科研院所和行业上下游企业共建国家能源领域研发创新平台，围绕能源领域相关基础零部件及元器件、基础软件、基础材料、基础工艺等关键技术开展联合攻关，实施能源重大科技协同创新研究。 二是建立清洁低碳能源产业链供应链协同创新机制。为发挥我国市场优势和制度优势，促进清洁低碳能源产业链一体化技术进步，《意见》提出依托大型新能源基地等重大能源工程，推进上下游企业协同开展先进技术装备研发、制造和应用，通过工程化集成应用形成先进技术及产业化能力。为完善我国技术创新和产业化发展的公共技术支撑体系，《意见》提出依托现有基础完善清洁低碳能源技术创新服务平台，推动研发设计、计量测试、检测认证、知识产权服务等科技服务业与清洁低碳能源产业链深度融合。建立清洁低碳能源技术成果评价、转化和推广机制。 三是完善能源绿色低碳转型科技创新激励政策。为充分激发各类市场主体的创新活力，《意见》提出，探索以市场化方式吸引社会资本支持资金投入大、研究难度高的战略性清洁低碳能源技术研发和示范项目；还提出采取“揭榜挂帅”等方式组织重大关键技术攻关，完善支持首台（套）先进重大能源技术装备示范应用的政策，推动能源领域重大技术装备推广应用。 8问：农村地区能源绿色转型发展，是满足人民美好生活需求的内在要求，是构建现代能源体系的重要组成部分，对巩固拓展脱贫攻坚成果、促进乡村振兴，实现碳达峰、碳中和目标和农业农村现代化具有重要意义。《意见》在农村地区能源绿色低碳转型与乡村振兴融合发展方面有哪些重要举措？ 答：农村地区能源绿色低碳转型，既是能源绿色低碳转型的重要组成部分，也是推动乡村振兴的重要途径。《意见》围绕加快农村能源绿色低碳转型助力乡村振兴，从政策支持、机制创新和新能源电力就近交易等方面，提出了一系列政策举措。 一是创新农村可再生能源开发利用机制。鼓励利用农村地区适宜分散开发风电、光伏发电的土地，探索统一规划、分散布局、农企合作、利益共享的可再生能源项目投资经营模式。鼓励农村集体经济组织依法以土地使用权入股、联营等方式与专业化企业共同投资经营可再生能源发电项目。所提出的机制创新，既为分散式、分布式可再生能源开发利用打开广阔空间，也为乡村振兴注入强劲动力，促进农村地区能源绿色低碳转型与乡村振兴的融合发展。 二是加强政策支持。《意见》提出，中央财政资金进一步向农村能源建设倾斜，利用现有资金渠道支持农村能源供应基础设施建设、北方地区冬季清洁取暖、建筑节能等。完善规模化沼气、生物天然气、成型燃料等生物质能和地热能开发利用扶持政策和保障机制。加大对农村电网建设的支持力度，组织电网企业完善农村电网。鼓励金融机构按照市场化、法治化原则为可再生能源发电项目提供融资支持。这些支持政策将在推动农村清洁低碳能源开发利用、改善用能条件和促进乡村振兴方面形成合力。 三是支持新能源电力就近交易。《意见》提出，加强农村电网技术、运行和电力交易方式创新，支持新能源电力就近交易，为农村公益性和生活用能以及乡村振兴相关产业提供低成本绿色能源。在农村地区优先支持屋顶分布式光伏发电以及沼气发电等生物质能发电接入电网，电网企业等应当优先收购其发电量。通过完善农村地区的电网设施，建立就近交易机制，有利于在县级电网区域推进新型电力系统技术试点和示范。这些政策措施将为农村地区就地生产和消费清洁低碳能源、降低用能成本创造有利条件。 9问：《意见》中提到将健全能源绿色低碳转型安全保供体系，请您介绍这一体系将如何助力保障能源稳定供应和安全？ 答：能源绿色低碳转型的前提是保障能源安全。《意见》坚持立足国情，先立后破，在保障能源安全的前提下有序推进能源绿色低碳转型。 一是注重战略统筹，强化责任落实。《意见》提出在规划编制及实施中加强各能源品种之间、产业链上下游之间、区域之间的协同互济，整体提高能源绿色低碳转型和供应安全保障水平。建立跨部门、跨区域的能源安全与发展协调机制，协调开展跨省跨区电力、油气等能源输送通道及储备等基础设施和安全体系建设。同时，《意见》提出健全对电网、油气管网等自然垄断环节企业的考核机制，重点考核有关企业履行能源供应保障、科技创新、生态环保等职责情况，进一步压实有关企业的保供责任。 二是注重风险识别，突出安全降碳。坚持底线思维，注重加强转型中的风险识别和管控。《意见》提出，健全能源预测预警机制，加强全国以及分级分类的能源生产、供应和消费信息系统建设，建立涵盖能源、应急、气象、水利、地质等部门的极端天气联合应对机制。《意见》强调要立足以煤为主的基本国情，按照能源不同发展阶段，发挥好煤炭在能源供应保障中的基础作用；在电力安全保供的前提下，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。 三是完善体制机制，强化制度保障。一方面，健全能源绿色低碳转型安全保供体系。构建电力系统安全运行和综合防御体系，建立各级电力规划安全评估制度，完善电力电量平衡管理，制定年度电力系统安全保供方案。建立电力企业与燃料供应企业、管输企业的信息共享与应急联动机制，确保极端情况下能源供应。健全能源供应保障和储备应急体系，完善煤炭、石油、天然气储备体系和产供储销体系，完善煤电油气供应保障协调机制。另一方面，突出改革创新和市场机制对能源供需平衡的作用。推动电力需求响应市场化建设，推动将需求侧可调节资源纳入电力电量平衡，发挥需求侧资源削峰填谷、促进电力供需平衡和适应新能源电力运行的作用。同时，完善支持灵活性煤电机组、天然气调峰机组、水电、太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格补偿机制。 10问：未来在《意见》的贯彻落实方面还要做哪些工作？有怎样的规划？ 答：下一步，国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门加强部门协同，增进工作合力，扎实推进《意见》相关政策举措落实落地，确保能源绿色低碳转型工作取得积极成效。 一是加快完善能源绿色低碳转型政策体系。明确任务分工，围绕能源绿色低碳转型推进机制进一步完善政策举措，推动各方统筹有序做好能源绿色低碳转型工作。 二是组织开展试点示范。支持有条件的地方和重点行业、重点企业积极探索，开展试点示范，形成一批可复制、可推广的有效模式，为如期实现能源绿色低碳转型目标提供有益经验。 三是强化政策评估和动态调整。国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门，及时跟踪、定期调度各地区各领域工作进展，组织开展政策落实情况评估，根据落实情况进行动态调整。

国家发展改革委 国家能源局关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见发改能源〔2022〕206号 一、总体要求 （一）指导思想。 （二）基本原则。 （三）主要目标。 二、完善国家能源战略和规划实施的协同推进机制 （五）建立能源绿色低碳转型监测评价机制。重点监测评价各地区能耗强度、能源消费总量、非化石能源及可再生能源消费比重、能源消费碳排放系数等指标，评估能源绿色低碳转型相关机制、政策的执行情况和实际效果。完善能源绿色低碳发展考核机制，按照国民经济和社会发展规划纲要、年度计划及能源规划等确定的能源相关约束性指标，强化相关考核。鼓励各地区通过区域协作或开展可再生能源电力消纳量交易等方式，满足国家规定的可再生能源消费最低比重等指标要求。 （六）健全能源绿色低碳转型组织协调机制。国家能源委员会统筹协调能源绿色低碳转型相关战略、发展规划、行动方案和政策体系等。建立跨部门、跨区域的能源安全与发展协调机制，协调开展跨省跨区电力、油气等能源输送通道及储备等基础设施和安全体系建设，加强能源领域规划、重大工程与国土空间规划以及生态环境保护等专项规划衔接，及时研究解决实施中的问题。按年度建立能源绿色低碳转型和安全保障重大政策实施、重大工程建设台账，完善督导协调机制。 三、完善引导绿色能源消费的制度和政策体系 （七）完善能耗“双控”和非化石能源目标制度。坚持把节约能源资源放在首位，强化能耗强度降低约束性指标管理，有效增强能源消费总量管理弹性，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，合理确定各地区能耗强度降低目标，加强能耗“双控”政策与碳达峰、碳中和目标任务的衔接。逐步建立能源领域碳排放控制机制。制修订重点用能行业单位产品能耗限额强制性国家标准，组织对重点用能企业落实情况进行监督检查。研究制定重点行业、重点产品碳排放核算方法。统筹考虑各地区可再生能源资源状况、开发利用条件和经济发展水平等，将全国可再生能源开发利用中长期总量及最低比重目标科学分解到各省（自治区、直辖市）实施，完善可再生能源电力消纳保障机制。推动地方建立健全用能预算管理制度，探索开展能耗产出效益评价。加强顶层设计和统筹协调，加快建设全国碳排放权交易市场、用能权交易市场、绿色电力交易市场。 （八）建立健全绿色能源消费促进机制。推进统一的绿色产品认证与标识体系建设，建立绿色能源消费认证机制，推动各类社会组织采信认证结果。建立电能替代推广机制，通过完善相关标准等加强对电能替代的技术指导。完善和推广绿色电力证书交易，促进绿色电力消费。鼓励全社会优先使用绿色能源和采购绿色产品及服务，公共机构应当作出表率。各地区应结合本地实际，采用先进能效和绿色能源消费标准，大力宣传节能及绿色消费理念，深入开展绿色生活创建行动。鼓励有条件的地方开展高水平绿色能源消费示范建设，在全社会倡导节约用能。 （九）完善工业领域绿色能源消费支持政策。引导工业企业开展清洁能源替代，降低单位产品碳排放，鼓励具备条件的企业率先形成低碳、零碳能源消费模式。鼓励建设绿色用能产业园区和企业，发展工业绿色微电网，支持在自有场所开发利用清洁低碳能源，建设分布式清洁能源和智慧能源系统，对余热余压余气等综合利用发电减免交叉补贴和系统备用费，完善支持自发自用分布式清洁能源发电的价格政策。在符合电力规划布局和电网安全运行条件的前提下，鼓励通过创新电力输送及运行方式实现可再生能源电力项目就近向产业园区或企业供电，鼓励产业园区或企业通过电力市场购买绿色电力。鼓励新兴重点用能领域以绿色能源为主满足用能需求并对余热余压余气等进行充分利用。 （十）完善建筑绿色用能和清洁取暖政策。提升建筑节能标准，推动超低能耗建筑、低碳建筑规模化发展，推进和支持既有建筑节能改造，积极推广使用绿色建材，健全建筑能耗限额管理制度。完善建筑可再生能源应用标准，鼓励光伏建筑一体化应用，支持利用太阳能、地热能和生物质能等建设可再生能源建筑供能系统。在具备条件的地区推进供热计量改革和供热设施智能化建设，鼓励按热量收费，鼓励电供暖企业和用户通过电力市场获得低谷时段低价电力，综合运用峰谷电价、居民阶梯电价和输配电价机制等予以支持。落实好支持北方地区农村冬季清洁取暖的供气价格政策。 （十一）完善交通运输领域能源清洁替代政策。推进交通运输绿色低碳转型，优化交通运输结构，推行绿色低碳交通设施装备。推行大容量电气化公共交通和电动、氢能、先进生物液体燃料、天然气等清洁能源交通工具，完善充换电、加氢、加气（LNG）站点布局及服务设施，降低交通运输领域清洁能源用能成本。对交通供能场站布局和建设在土地空间等方面予以支持，开展多能融合交通供能场站建设，推进新能源汽车与电网能量互动试点示范，推动车桩、船岸协同发展。对利用铁路沿线、高速公路服务区等建设新能源设施的，鼓励对同一省级区域内的项目统一规划、统一实施、统一核准（备案）。 四、建立绿色低碳为导向的能源开发利用新机制 （十二）建立清洁低碳能源资源普查和信息共享机制。 （十三）推动构建以清洁低碳能源为主体的能源供应体系。 （十四）创新农村可再生能源开发利用机制。在农村地区优先支持屋顶分布式光伏发电以及沼气发电等生物质能发电接入电网，电网企业等应当优先收购其发电量。鼓励利用农村地区适宜分散开发风电、光伏发电的土地，探索统一规划、分散布局、农企合作、利益共享的可再生能源项目投资经营模式。鼓励农村集体经济组织依法以土地使用权入股、联营等方式与专业化企业共同投资经营可再生能源发电项目，鼓励金融机构按照市场化、法治化原则为可再生能源发电项目提供融资支持。加大对农村电网建设的支持力度，组织电网企业完善农村电网。加强农村电网技术、运行和电力交易方式创新，支持新能源电力就近交易，为农村公益性和生活用能以及乡村振兴相关产业提供低成本绿色能源。完善规模化沼气、生物天然气、成型燃料等生物质能和地热能开发利用扶持政策和保障机制。 （十五）建立清洁低碳能源开发利用的国土空间管理机制。 五、完善新型电力系统建设和运行机制 （十六）加强新型电力系统顶层设计。推动电力来源清洁化和终端能源消费电气化，适应新能源电力发展需要制定新型电力系统发展战略和总体规划，鼓励各类企业等主体积极参与新型电力系统建设。对现有电力系统进行绿色低碳发展适应性评估，在电网架构、电源结构、源网荷储协调、数字化智能化运行控制等方面提升技术和优化系统。加强新型电力系统基础理论研究，推动关键核心技术突破，研究制定新型电力系统相关标准。推动互联网、数字化、智能化技术与电力系统融合发展，推动新技术、新业态、新模式发展，构建智慧能源体系。加强新型电力系统技术体系建设，开展相关技术试点和区域示范。 （十七）完善适应可再生能源局域深度利用和广域输送的电网体系。整体优化输电网络和电力系统运行，提升对可再生能源电力的输送和消纳能力。通过电源配置和运行优化调整尽可能增加存量输电通道输送可再生能源电量，明确最低比重指标并进行考核。统筹布局以送出可再生能源电力为主的大型电力基地，在省级电网及以上范围优化配置调节性资源。完善相关省（自治区、直辖市）政府间协议与电力市场相结合的可再生能源电力输送和消纳协同机制，加强省际、区域间电网互联互通，进一步完善跨省跨区电价形成机制，促进可再生能源在更大范围消纳。大力推进高比例容纳分布式新能源电力的智能配电网建设，鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微电网。电网企业应提升新能源电力接纳能力，动态公布经营区域内可接纳新能源电力的容量信息并提供查询服务，依法依规将符合规划和安全生产条件的新能源发电项目和分布式发电项目接入电网，做到应并尽并。 （十八）健全适应新型电力系统的市场机制。建立全国统一电力市场体系，加快电力辅助服务市场建设，推动重点区域电力现货市场试点运行，完善电力中长期、现货和辅助服务交易有机衔接机制，探索容量市场交易机制，深化输配电等重点领域改革，通过市场化方式促进电力绿色低碳发展。完善有利于可再生能源优先利用的电力交易机制，开展绿色电力交易试点，鼓励新能源发电主体与电力用户或售电公司等签订长期购售电协议。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。积极推进分布式发电市场化交易，支持分布式发电（含电储能、电动车船等）与同一配电网内的电力用户通过电力交易平台就近进行交易，电网企业（含增量配电网企业）提供输电、计量和交易结算等技术支持，完善支持分布式发电市场化交易的价格政策及市场规则。完善支持储能应用的电价政策。 （十九）完善灵活性电源建设和运行机制。全面实施煤电机组灵活性改造，完善煤电机组最小出力技术标准，科学核定煤电机组深度调峰能力；因地制宜建设既满足电力运行调峰需要、又对天然气消费季节差具有调节作用的天然气“双调峰”电站；积极推动流域控制性调节水库建设和常规水电站扩机增容，加快建设抽水蓄能电站，探索中小型抽水蓄能技术应用，推行梯级水电储能；发挥太阳能热发电的调节作用，开展废弃矿井改造储能等新型储能项目研究示范，逐步扩大新型储能应用。全面推进企业自备电厂参与电力系统调节，鼓励工业企业发挥自备电厂调节能力就近利用新能源。完善支持灵活性煤电机组、天然气调峰机组、水电、太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格补偿机制。鼓励新能源发电基地提升自主调节能力，探索一体化参与电力系统运行。完善抽水蓄能、新型储能参与电力市场的机制，更好发挥相关设施调节作用。 （二十）完善电力需求响应机制。推动电力需求响应市场化建设，推动将需求侧可调节资源纳入电力电量平衡，发挥需求侧资源削峰填谷、促进电力供需平衡和适应新能源电力运行的作用。拓宽电力需求响应实施范围，通过多种方式挖掘各类需求侧资源并组织其参与需求响应，支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。明确用户侧储能安全发展的标准要求，加强安全监管。加快推进需求响应市场化建设，探索建立以市场为主的需求响应补偿机制。全面调查评价需求响应资源并建立分级分类清单，形成动态的需求响应资源库。 （二十一）探索建立区域综合能源服务机制 六、完善化石能源清洁高效开发利用机制 （二十二）完善煤炭清洁开发利用政策。 （二十三）完善煤电清洁高效转型政策。 （二十四）完善油气清洁高效利用机制。 七、健全能源绿色低碳转型安全保供体系 （二十五）健全能源预测预警机制。 （二十六）构建电力系统安全运行和综合防御体系。 （二十七）健全能源供应保障和储备应急体系。 八、建立支撑能源绿色低碳转型的科技创新体系 （二十八）建立清洁低碳能源重大科技协同创新体系。 （二十九）建立清洁低碳能源产业链供应链协同创新机制。 （三十）完善能源绿色低碳转型科技创新激励政策。 九、建立支撑能源绿色低碳转型的财政金融政策保障机制 （三十一）完善支持能源绿色低碳转型的多元化投融资机制。 （三十二）完善能源绿色低碳转型的金融支持政策。 十、促进能源绿色低碳转型国际合作 （三十三）促进“一带一路”绿色能源合作。 （三十四）积极推动全球能源治理中绿色低碳转型发展合作。 （三十五）充分利用国际要素助力国内能源绿色低碳发展。 十一、完善能源绿色低碳发展相关治理机制 （三十六）健全能源法律和标准体系。 （三十七）深化能源领域“放管服”改革。

# 2022年：电力能源行业我们期待什么 行至新的起点，2022年的能源系统仍将不断实现边际改善。 我们期待能源供需矛盾趋缓，能源市场化改革得到突破，传统能源与化石能源之间协同并进，新型电力系统多元化、多样化、智能化水准越来越高，双碳的步伐更审慎且坚定。 为零碳电力打基础 2021年能源行业在双碳实施路径上达成了共识。中央经济工作会议给出明确的方略：“实现碳达峰碳中和不可能毕其功于一役。传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。要狠抓绿色低碳技术攻关。”简而言之，在清洁能源堪当大任之前，“化石能源不是一下子就可以被淘汰的”。经过几十年的发展，传统的化石能源是能源体系的重要支撑。如果在不考虑低碳环保的情形下，我们完全可以实现廉价和稳定两个要素。低碳环保打破了传统化石能源稳定的体系。中国提出构建以新能源为主体的新型电力系统，面临技术、经济、管理运行模式等多方面的挑战。当前，新型电力系统的最大挑战是电网的安全稳定运行。在经济稳增长的基调下，作为社会经济运行的基础，电网不能再发生一次或者多次类似2021年的全国性缺电事故。在电化学储能、抽水蓄能、电网调度以及核电等各类电源不会有较大技术革新和装机变化的情况下，随着新能源装机越来越多，所需配套的煤电装机可能会有一定的增长。在2030年碳达峰之前，暂时不会对“双碳”目标构成较大的压力。但是2030年之后，电力系统如果依然保持对煤电高度依 赖，我们可能迎来另一个碳排放高峰。当然，如果所有煤电由基荷电源向调峰电源转型，煤电装机的增加不会带来碳排放的增加。但这种条件在目前来看太过于理想。 其一，这要求所有煤电机组都经过灵活性改造；其二，电力市场化改革必须完善，让煤电机组可以在辅助服务市场和容量市场中获益且完成投资回报；其三，即便满足了上述两个条件，煤电机组的出力可能会增加。在近期欧洲电力市场中，碳价飙升至100欧元/吨，煤电机组依然大量开机，参与电能量市场。因为电价实在太高了，煤电依然有利可图。 “传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。”中央经济工作会议定下了“去碳”的基调。这保证了未来数年能源的安全稳定，也意味着转型面对的困难更大了。彻底破除煤电的不可替代作用，意味着传统“发—输—配—用”单向流动电力体系需要被彻底颠覆。“分布式”能源是解决传统问题的新路径。但是分布式能源迟迟未能规模化发展。在技术上，分布式能源系统对配电网提出了更高的要求。我国已经建成世界上最为坚强的大电网，但配电网的投资、建设相对滞后。这一情况即将迎来改变。2021年11月，南方电网公司印发《南方电网“十四五”电网发展规划》。在《规划》中，南方电网的总体规划投资额约6700亿元，其中配电网建设被列入了“十四五”工作重点，规划投资额3200亿元，几乎占到了总投资的一半。在攻克技术难题后，分布式能源发展需要克服经济安全的障碍。对于分布式能源系统来说，最大的诉求就是在电力自发自用的基础上，能够实现多余电量出售、电力短缺时购买，以保障整个小型系统的安全，同时降低用电成本。 发改委1439号文（《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》）彻底放开工商业用户进入电力市场，分布式能源的大规模发展的障碍已经越来越小了。如果电力体制改革能够在2022年真正意义上实现提速（配电网改革+电力市场化改革），分布式能源甚至不需要专门的政策鼓励，可以像雨后春笋一般涌现。 市场改革+行政调控 2021年，“能耗”双控的政策执行备受争议。诚然在目前中国依然以化石能源为主的能源结构中，控制“能耗”就等于是控制了碳排放。但是这种一刀切的治理方式，对于清洁能源的生产、消费都产生了巨大的打击。中央经济工作会议也提出，“创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变”。 碳排放总量和强度的“双控”当然要比能耗“双控”要困难。首先要面临的是碳排放的监控、计量等问题。诸如，各个行业、企业、机构以什么途径产生了多少碳排放？这些环节我们几乎都没有成文的、权威的检测手段、评价标准。建立起一套行之有效的体系不仅需要行政制度，还需要与之配套的技术手段。从执行上来说，中央经济工作会议中提出的“新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制”就是一种有效的过渡方法。而更值得期待的，则是碳交易的完善。2021年是全国碳交易的元年，也有颇多的争议。仅发电行业参与交易、碳配额免费发放、造假丑闻、限制价格、交易额极低等问题不断暴露。目前，碳交易还不具备碳约束的能力和作用。短期来看，把所有相关行业都纳入全国碳市场迫在眉睫。尽管碳排放总量和强度的“双控”还缺乏足够的细节，但以总量为基准、按行业分配碳排放配额进而分配至企业，在目前技术条件下可以实现的。从欧洲各国经验来看，完善的碳市场需要“政府行政手段+市场调控”有效结合。在欧洲，随着碳配额发放方式的变化（从免费发放到有偿发放，配额逐渐收缩），碳价也在一路走高。在这样的市场环境下，欧洲企业对减碳技术的研发投入十分巨大。氢能在欧洲就被看作是非电力行业 减碳的重要技术支持，欧洲氢能相关企业、政策支持、技术水平在世界范围内也是比较领先的。对中国来说，2022年需要从碳市场的破局开始，以碳市场的建设撬动电力市场改革，推动绿电交易规模化，促进减碳固碳技术进步，形成碳排放总量、强度的考核新办法。 2022年的开篇，我国经济发展也面临着需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力。再加上全球疫情不确定性、外部环境更加的复杂，中国经济发展挑战极大。作为国民经济的基础，能源行业责任重大。我们既要不断推进市场化改革增加市场活力，也需要行政调控解决市场失灵难题，以帮助中国能源产业顺利走过“转角”。

# 硅料价格又涨！均价涨至242.7元/kg 本周国内单晶复投料价格区间在23.5-24.7万元/吨，成交均价上涨至24.27万元/吨，周环比涨幅为0.66%；单晶致密料价格区间在23.3-24.5万元/吨，成交均价上涨至24.02万元/吨，周环比涨幅为0.71%。 春节后第一周，硅料价格继续持稳微涨，其中单晶复投料、单晶致密料、单晶菜花料成交均价涨幅在0.7%左右。本周成交最大价差缩小至1.3万元/吨，复投料主流价格集中在24.2-24.3万元/吨。本周硅料价格延续上涨走势主要是由于：第一，节前最后一周绝大多数硅料企业已将2月份订单签订完毕，只有极少部分余量在本周以散单或补单的形式成交，零单相比2月份长单价格略高；第二，下游硅片企业在春节期间仍维持相对高负荷运转，硅料运输也未间断，多晶硅企业无库存压力，收假初期以观望为主；第三，硅片价格的上涨趋势以及开工率维持在相对高位，都在一定程度上保障了需求预期，故市场价格延续节前微涨走势。 截止本周，国内在产多晶硅企业12家，其中一家企业检修已结束，2月份预计仍有1-2家企业小型维护，但对产量影响较小，新增产能平稳释放将支撑国内多晶硅产量环比继续小幅增加。需求方面，一线硅片企业开工率仍有继续提升的计划，硅片新增产能同样陆续释放。2月份硅料市场供需齐增，但根据多晶硅和硅片企业生产计划，0.2万吨左右的供应增量不及需求增量，故2月份硅料市场供应仍将维持相对紧缺的局面，正因如此，2月订单被提早迅速签订完毕，预计在月底开始大量签订3月份订单前，价格将维持相对平稳的运行态势。2月底硅料签单价格将取决于3月份硅料市场供需及市场情绪：1.硅料供应增量小于需求增量，但整体供需基本匹配；2.国内装机陆续启动，市场需求旺盛预期带动下游采购情绪。因此预计2月底-3月初硅料价格将在供需基本平衡的状态下，受市场预期情绪影响，延续微涨走势。

储能技术的分类 储能，是通过特定的装置或物理介质将不同形式的能量通过不同方式储存起来，以便以后再需要时利用的技术。现有的储能技术一般分为五种，即机械储能、电磁储能、电化学储能、热储能和化学储能。每种不同的储能技术又包含更多不同的应用形式。 机械储能 机械储能的应用形式为抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能。 抽水蓄能是指在电网低谷时，将水从低位水库抽到高位水库储能，在电网峰荷时，将高水库中的水回流到下水库推动水轮机发电机发电。它的优点是规模大，能量储存集中，技术成熟；负荷响应速度快，调节能力好。缺点主要是需要上池和下池；建造比较依赖地理条件，有一定的难度和局限性；与负荷中心有一定距离，需长距离输电。抽水蓄能是最主要的储能方式，截至2020年底，抽水蓄能的累计装机规模最大，为31.79GW。 压缩空气储能是在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，将空气高压密封在报废矿井、沉降的海底储气罐、山洞、过期油气井或新建储气井中，在电网负荷高峰期释放压缩空气推动汽轮机发电的储能方式。其优点有削峰填谷；可再生能源消纳；可作为紧急备用电源。缺点是选择合适地点非常有限；需要燃气轮机配合；全过程效率低。 飞轮储能是指利用电动机带动飞轮高速旋转，在需要的时候再用飞轮带动发电机发电的储能方式。其优点是运行寿命长；功率密度高；维护少、稳定性好；响应速度快（毫秒级）。缺点是能量密度低，只可持续几秒到几分钟；自放电率高。 电磁储能 电磁储能的应用形式分为超导储能和超级电容储能两种。 超导储能系统利用超导线图将电磁能直接储存起来，需要时再将电磁能返回电网或其它负载的一种电力设施。其优点是功率密度高；响应速度极快。缺点是超导所使用的材料价格昂贵；能量密度低；维持低温制冷运行需要大量能量；应用有限。 超级电容储能是在电极/溶液界面通过电子或离子的定向排列造成电荷的对峙而产生的。其优点是寿命长，循环次数多；充放电时间快，响应速度快；效率高；维护少，无旋转部件；运行温度范围广，环境友好等。缺点是电介质耐压很低，储存能量较少；能量密度低；投资成本高。 电化学储能 电化学储能主要包括铅酸电池、铅炭电池、锂离子电池、钠硫电池和液流电池。电化学储能是除抽水蓄能之外装机规模最大的储能方式，2020年其累计装机规模达到3.27GW。 铅酸电池的工作原理是铅酸电池内的阳极（Pb02）及阴极（Pb）浸到电解液（稀硫酸）中，两极间会产生2V的电势。其特性是可靠性好、原材料易得、价格便宜，但是其最佳充电电流为0.1C左右，充电电流不能大于0.3C，放电电流一般要求在0.05-3C之间；铅酸电流不可深度充放电，100%放电条件下对电池的寿命影响非常大；铅酸电池一般在温度-20度—+50度条件下使用。铅酸电池主要分为普通蓄电池、干荷蓄电池和免维修蓄电池三种。 铅炭电池是从传统的铅酸电池演变出来的技术，它是在铅酸电池的负极中加入了活性炭，将铅酸电池与超级电容器两者合一，能够显著提高铅酸电池的寿命。其特性是提升了电池功率密度；延长了循环寿命；活性炭占据了部分电极空间，导致能量密度降低。 锂离子电池实际上是一个锂离子浓差电池，正负电极由两种不同的锂离子嵌入化合物构成。2020年，在各类电化学储能技术中，我国锂离子电池的累计储能装机规模最大，为2902.4MW，规模占比达88.8%。锂电池比能高、效率高，从综合性价比来看，最适合储能场景。常用的锂离子电池主要有磷酸铁锂电池、锰酸锂电池、钴酸锂电池以及三元锂电池。 钠硫电池由正极、负极、电解质、隔膜和外壳组成，与一般二次电池（铅酸电池、镍镉电池等）不同，钠硫电池是由熔融电极和固体电解质组成，负极的活性物质为熔融金属钠，正极活性物质为液态硫和多硫化钠熔盐。钠硫电池最大优点在于资源禀赋较高，其原材料钠、硫比较容易获得，缺点是生产成本高，且存在安全隐患。 液流电池由点堆单元、电解液、电解液存储供给单元以及管理控制单元等部分构成，是利用正负极电解液分开，各自循环的一种高性能蓄电池，具有容量高、使用领域（环境）广、循环使用寿命长的特点，是一种新能源产品。液流电池中全钒液流电池已比较成熟，其寿命长，循环次数可超过一万次以上，但其能量密度和功率密度与其他电池相比要低，响应时间也不是很快。 热储能 在一个热储能系统中，热能被储存在隔热容器的媒质中，以后需要时可以被转化回电能，也可直接利用而不再转化回电能。热储能有许多不同的技术，可进一步分为显热储存和潜热储存等。热储能要各种高温化学热工质，应用场合比较受限。热储能包括储热和储冷。 化学储能 化学类储能主要是指利用氢或合成天然气作为二次能源的载体。主要方式包括电解水制氢和合成天然气。其优点是采用这两种物质作能量载体的好处是能量很大，可达TWh级；储存的时间也很长，可达几个月。缺点是全周期效率较低，制氢效率只有70%左右，而制合成天然气的效率60%-65%，从发电到用电的全周期效率更低，只有30%-40%。 储能技术种类繁多，他们的特点各异。实际应用时，要根据各种储能技术的特点以及对优缺点进行综合比较来选择适当的技术。供选择的主要特征包括：1.能量密度；2.功率密度；3.响应时间；4.储能效率；5.设备寿命或充放电次数；6.技术成熟度；7.经济因素（投资成本、运行和维护费用）；8.安全和环境方面的考虑。

2022年1月28日，国家能源局召开一季度网上新闻发布会，发布2021年可再生能源并网运行情况。 一、可再生能源整体发展情况 2021年，可再生能源装机规模突破10亿千瓦，风电、光伏发电装机均突破3亿千瓦，海上风电装机跃居世界第一。2021年，我国可再生能源新增装机1.34亿千瓦，占全国新增发电装机的76.1%。其中，水电新增2349万千瓦、风电新增4757万千瓦、光伏发电新增5488万千瓦、生物质发电新增808万千瓦，分别占全国新增装机的13.3%、27%、31.1%和4.6%。截至2021年底，我国可再生能源发电装机达到10.63亿千瓦，占总发电装机容量的44.8%。其中，水电装机3.91亿千瓦（其中抽水蓄能0.36亿千瓦）、风电装机3.28亿千瓦、光伏发电装机3.06亿千瓦、生物质发电装机3798万千瓦，分别占全国总发电装机容量的16.5%、13.8%、12.9%和1.6%。 可再生能源发电量稳步增长，2021年，全国可再生能源发电量达2.48万亿千瓦时，占全社会用电量的29.8%。其中，水电13401亿千瓦时，同比下降1.1%；风电6526亿千瓦时，同比增长40.5%；光伏发电3259亿千瓦时，同比增长25.1%；生物质发电1637亿千瓦时，同比增长23.6%。水电、风电、光伏发电和生物质发电量分别占全社会用电量的16.1%、7.9%、3.9%和2%。 可再生能源持续保持高利用率水平。2021年，全国主要流域水能利用率约97.9%，较上年同期提高1.5个百分点，弃水电量约175亿千瓦时；全国风电平均利用率96.9%，较上年同期提高0.4个百分点；全国光伏发电平均利用率98%，较上年同期基本持平。 二、水电建设和运行情况 2021年，全国新增水电并网容量2349万千瓦，为“十三五”以来年投产最多，截至2021年12月底，全国水电装机容量约3.91亿千瓦（其中抽水蓄能0.36亿千瓦）。重大水电工程建设进展。截至2021年12月底，白鹤滩水电站已有8台机组投产发电，两河口水电站5台机组投产发电。2021年，全国水电发电量13401亿千瓦时，同比下降1.1%。2021年，全国水电平均利用小时数为3622小时，同比下降203小时。2021年，全国主要流域水能利用率约97.9%，同比提高1.5个百分点；弃水电量约175亿千瓦时，较去年同期减少149亿千瓦时。 三、风电建设和运行情况 2021年，全国风电新增并网装机4757万千瓦，为“十三五”以来年投产第二多，其中陆上风电新增装机3067万千瓦、海上风电新增装机1690万千瓦。从新增装机分布看，中东部和南方地区占比约61%，“三北”地区占39%，风电开发布局进一步优化。到2021年底，全国风电累计装机3.28亿千瓦，其中陆上风电累计装机3.02亿千瓦、海上风电累计装机2639万千瓦。2021年，全国风电发电量6526亿千瓦时，同比增长40.5%；利用小时数2246小时，利用小时数较高的省区中，福建2836小时、蒙西2626小时、云南2618小时。2021年，全国风电平均利用率96.9%，同比提升0.4个百分点；尤其是湖南、甘肃和新疆，风电利用率同比显著提升，湖南风电利用率99%、甘肃风电利用率95.9%，新疆风电利用率92.7%、同比分别提升4.5、2.3、3.0个百分点。 四、光伏发电建设和运行情况 2021年，全国光伏新增装机5488万千瓦，为历年以来年投产最多，其中，光伏电站2560万千瓦、分布式光伏2928万千瓦。到2021年底，光伏发电累计装机3.06亿千瓦。从新增装机布局看，装机占比较高的区域为华北、华东和华中地区，分别占全国新增装机的39%、19%和15%。2021年，全国光伏发电量3259亿千瓦时，同比增长25.1%；利用小时数1163小时，同比增加3小时；利用小时数较高的地区为东北地区1471小时，华北地区1229小时，其中利用率最高的省份为内蒙1558小时、吉林1536小时和四川1529小时。2021年，全国光伏发电利用率98%，与上年基本持平。新疆、西藏等地光伏消纳水平显著提升，光伏利用率同比分别提升2.8和5.6个百分点。 五、生物质发电建设和运行情况 2021年，生物质发电新增装机808万千瓦，累计装机达3798万千瓦，生物质发电量1637亿千瓦时。累计装机排名前五位的省份是山东、广东、浙江、江苏和安徽，分别为395.6万千瓦、376.6万千瓦、291.7万千瓦、288.0万千瓦和239.1万千瓦；新增装机排名前五位的省份是河北、河南、黑龙江、山东和浙江，分别为91.8万千瓦、78.7万千瓦、72.3万千瓦、61.1万千瓦和58.1万千瓦；年发电量排名前六位的省份是广东、山东、浙江、江苏、安徽和黑龙江，分别为206.6亿千瓦时、180.2亿千瓦时、143.8亿千瓦时、133.9亿千瓦时、117.4亿千瓦时和79.7亿千瓦时。

日前蒙东电力交易中心发布关于市场主体电量申报失误导致巨额偏差费用的警示通报，通报称2022年1、2月蒙东地区电力用户与售电公司线上绑定和月度预购电量申报工作中，电力用户A委托售电公司B申报电量，拟申报电量计划为每月1260万千瓦时。 实际操作过程中，售电公司B独立完成电量申报和确认工作，填报电量时发生失误，申报电量为1260亿千瓦时，较拟委托申报电量扩大10000倍，造成电力用户A巨额偏差费用，根据协议，需向售电公司B支付负偏差考核费用146874万元！ 蒙东电力交易中心为维护电力市场运行秩序，充分考虑到电力用户A无力承担超14亿元巨额偏差考核费用的实际困难，第一时间组织双方，通过书面方式提交免考核申请，避免了电力用户A产生由于无法按时缴纳电费导致的不良行为记录。

1月19日，国家能源局发布了国内30省份报送的户用光伏项目信息。根据各省级能源主管部门、电网企业报送信息，经国家可再生能源信息管理中心梳理统计，2021年12月新纳入国家财政补贴规模户用光伏项目总装机容量为508.98万千瓦。截至2021年12月底，全国累计纳入2021年国家财政补贴规模户用光伏项目装机容量为2159.62万千瓦，创历史新高。从分省份数据来看，山东、河北、河南三省新增装机规模最大，分别为7.63GW、5.34GW和3.43GW。 根据中国光伏行业协会数据显示，2020年全国户用光伏的装机规模累计达到20GW。今年5月，国家能源局下发了《关于落实好2021年新能源上网电价政策有关事项的函》，其中明确了2021年新建新能源项目上网电价政策：对2021年纳入当年中央财政补贴规模的新建户用分布式光伏项目，其全发电量补贴标准按每千瓦时0.03元执行；对能源局确定的首批光热发电示范项目，于2021年底前全容量并网的，上网电价继续按每千瓦时1.15元执行，之后并网的中央财政不再补贴！ 补贴即将取消直接刺激了2021年末户用光伏装机的大幅度增长。2021年11月，新增户用光伏286万千瓦，到了12月，单月新增装机几乎翻了一倍。 户用光伏规模小且更加分散，对于开发商来说，获得规模化的投资收益比较困难。补贴取消后，户用光伏无疑面临着不小的挑战。目前政策上虽然有整县推进光伏的试点，但户用光伏在缺少补贴之后，对于业主吸引力也大大下降。再加上今年光伏硬件成本的上升，2022年的户用光伏市场前途未卜。

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