# “十四五”综合能源服务产业发展展望 “十四五”时期，基于经济、能源、环境等方面多因素的综合研判，全社会综合能源服务市场需求增大，产业发展前景广阔；产业发展驱动力、市场和格局演进、投资吸引力与可持续发展能力等将出现新的变化趋势。加快发展综合能源服务产业，有利于优化经济结构、能源结构，提高能源经济效率、技术效率、系统效率，尽早实现碳达峰及其与污染治理的协同，并提升国民经济体系整体效能，是推动经济、能源、环境高质量协同发展的重要方向。建议政府部门综合施策、精准发力，引导、推动综合能源服务产业开放、规范发展。 综合能源服务市场投资需求综合考量“十四五”时期我国经济和社会发展环境、相关政策约束与激励、技术经济性等多种因素，预期全社会综合能源服务市场投资需求旺盛，综合能源服务产业发展将迈上高台阶。 一是节能服务市场投资需求仍将维持在较高水平。作为较为成熟的综合能源服务细分市场，“十三五”时期，节能服务产业实现了年均两位数的快速增长，2020年产值估计逼近6000亿元，几乎在2015年的基础上翻了一番。“十四五”时期，基于GDP增速预期、国家可能的节能率目标设定进行测算，预计全国需要完成的五年期定比节能量将超过八亿tce，全社会技术和管理节能投资需求估计超过一万亿元；其中，节能服务投资占有相当大的比重，投资需求将主要来自工业节能领域，建筑节能领域次之。 二是综合供能服务市场投资需求将呈高增长态势。“十三五”时期，我国一次能源消费总量增加了约六亿tce。综合考虑经济增长、碳排放尽早达峰要求和节能的可能贡献等因素，“十四五”时期，预期我国能源发展将处于数量扩张与提质增效并行的阶段，新增一次能源消费需求规模可能大体与“十三五”时期持平；清洁高效、低碳或零碳的一次能源和二次能源消费增量市场需求将处于新高位，终端能源用户需求将更为综合化，贴近终端能源用户的综合供能服务将占有相当大的市场份额。综合考虑资源禀赋、各地区“十四五”能源发展初步规划、各类分布式供能技术进步带来的经济性和商业价值提升，以及终端用能加速电气化、清洁化、低碳和零碳化等因素，就近开发和消纳的综合供能服务市场投资需求，可能超过同时期节能服务市场投资需求；其中，风、光、生物质、天然气等分布式、分散式能源开发利用的年均投资需求估计为 1000 亿元左右。有清洁供热服务市场需求的存量和增量建筑面积估计达数十亿平方米，相应的投资需求规模估算为数千亿元，中央财政提前下达的2021年北方地区冬季清洁取暖试点补助资金超过73亿元，覆盖五省31个城市；热源开发将更为多元，工业余热开发利用、生物质能供热、核能供热的市场规模有可能扩大，汾渭平原等地区市场需求较大。冷、氢、压缩空气等供应服务也将占有各自不同的市场份额。到“十四五”末，预期综合供能服务业对综合能源服务产业规模扩张的贡献率，将会明显提升。 三是智慧能源服务市场投资需求。根据多种因素综合研判，未来这一细分市场可能极具成长性。有关机构的测算结果显示：2019年，包含能源数字经济的我国数字经济增加值总体规模为35.8万亿元，占当年GDP的比重为36.2%，已然发展壮大为国民经济的绿色增长极。“十四五”时期，能源数字经济相关技术发展与融合应用将呈加速趋势，加上中央和地方政府可能的能源数字新基建相关规划、投融资等利好政策的强力支持，预期智慧能源服务市场将以年均两位数的速度快速扩张，为经济持续复苏和安全绿色高质量发展提供有力的支撑。具体来看，全社会能源生产、加工转换、储存、流通、消费等环节都有越来越大的智慧能源服务市场需求，年均投资需求有可能在千亿元级的水平；智慧城市、智慧园区、智慧工厂、智慧楼宇、智慧能源基地等的建设，将共同贡献智慧能源服务市场的重大需求。此外，在公共领域，各级政府能源治理的数字化、现代化建设将加速推进，也将为智慧能源服务市场带来现实的增量投资需求。此外，综合能源系统建设和运维服务、能源交易和金融服务等细分市场均有增量发展空间。总的来看，“十四五”时期，综合能源服务市场投资总需求有望达到数万亿元的水平，产业发展前景广阔。然而，需要说明 的是，本文关于“十四五”综合能源服务市场及投资需求规模的分析，是基于多种假定条件的粗略估算。未来五年内，综合能源服务产业发展客观上存在若干不确定性，发展过程也将呈现出波动性。 综合能源服务产业发展新趋势“十四五”综合能源服务产业的发展，有以下几个新趋势。 一是碳排放尽早达峰相关政策，将成为该产业发展最强劲的驱动力。综合能源服务产业在很大程度上是政策驱动型的。“十三五”时期，碳减排政策对综合能源服务产业的发展起到了一定的驱动作用，但其主要驱动力仍是能源消费“双控”政策。在国家近期宣布“双碳”愿景后，陆续出台的“十四五”国家和地方经济、能源、环境等一揽子政策预期将打上厚重的碳排放尽早达峰印记，设定的阶段性政策目标将更具挑战性、约束性。综合能源服务与碳减排具有很强的正相关性，是低成本实现碳排放尽早达峰相关政策目标的重大路径。“十四五”时期，碳排放尽早达峰相关政策将创造巨大的综合能源服务市场需求，为综合能源服务市场主体提供业务发展的乐观预期，驱动该产业高速成长。 二是数字技术将为综合能源服务产业，提供越来越坚实的发展基础。综合能源服务具有技术密集型的特征。“十四五”时期，海量的能源和非能源数据，将成为综合能源服务产业越来越重要的生产要素。飞速发展的数字技术，有望在综合能源服务产业加快推广应用，唤醒以往沉睡的资源，比如更好地挖掘电力需求响应资源，拓展服务的深度和广度，带来服务模式的创新，提升服务的商业价值。节能、综合供能、能源系统、能源交易和金融服务，将增添越来越多的数字化成分。三是综合能源服务市场主体日益多元化，企业融合融通发展新格局将逐步形成。涉足综合能源服务的市场主体中，一些实力雄厚的企业，依托自身的基础条件和优势，已然或正在谋划通过资本纽带、设立子/分公司等方式，组建大型综合能源服务企业集团，构建分工协作的业务组织体系，以快速扩展业务地域、规模，提高业务运营效率。这类综合能源服务企业集团，将作为龙头企业引领产业发展，同时也为产业的开放、规范发展带来需要探究的课题。此外，跨国能源公司看好我国经济和综合能源服务产业发展，开始尝试进入综合能源服务市场，特别是智慧能源服务细分市场；中小企业在细分业务领域积极探索新业态、新模式；各类市场主体为综合能源 服务市场注入新活力。四是综合能源服务的盈利性趋于走强。“十三五”中后期，受能源价格下行等因素的影响，节能服务等企业盈利性走弱。“十四五”时期，有利于绿色低碳发展的价格、财税、金融等经济政策将加快完善；相关技术进步将带来服务成本的快速下降，如长时储能服务的系统成本有可能降低三成；全国碳市场的建立，将为综合能源服务带来新的收入增值，等等。在这些因素的共同作用下，综合能源服务的盈利性将趋于走强。这既有利于提升综合能源服务市场的投资吸引力，也利好综合能源服务市场主体，提升可持续发展能力。五是能源服务、环境服务融合发展。在“十四五”经济社会绿色低碳大发展的宏大背景下，各类综合能源服务的潜在客户不仅具有日趋多样化的能源服务需求，而且有污染治理、减碳等环境服务需求。顺应客户需求变化的新趋势，综合能源服务与环境服务将加快融合，具备能源环境综合解决方案提供能力的综合能源服务公司，将具有较强的市场渗透力，更有可能在趋强的市场竞争中脱颖而出。六是综合能源服务产业布局加快演进。“十四五”时期，经济、能源供给侧结构性改革深入推进，加上需求侧管理的牵引和协力，两者将共同塑造经济和能源高质量绿色发展的新格局。在此大背景下， 地区、行业综合能源服务市场需求将加速分化，能源消费双控、碳达峰约束性目标较高的地区、行业，将有更多的综合能源服务市场需求，综合能源服务产业的区域和行业布局，有望进一步分化。 若干建议一政策引导综合能源服务产业聚焦发展“十三五”时期，综合能源服务产业发展可谓百花齐放、业务种类多样，但产业发展的主要方向不甚明晰。建议国家和地方相关职能部门在“十四五”经济、能源战略、规划等政策设计中，基于加快能源产业数字化和轻型化、支持实现能源消费双控和碳排放尽早达峰等阶段性政策目标的考量，参考以往节能服务产业政策设计的实践经验，更加明确地界定综合能源服务产业的内涵，特别是明确综合能源服务产业的主要发展方向，引导综合能源服务产业聚焦发展。二规范国有企业开展综合能源服务业务建议各级国有资产管理职能部门，依照国有企业能源节约与生态环境保护相关监督管理办法的规定，督促国有企业履行能源节约与生态环境保护主体责任，指导其在做优做强主业的同时，规范开展节能服务、综合能源供应服务、智慧能源服务等综合能源服务业务，完善、加强业务绩效统计与考核。三加快健全有利于综合能源服务产业发展的体制机制建议政府部门结合放管服改革的进一步推进，加快破除不利于综合能源服务产业发展的电、气、热等领域的行业和区域壁垒。同时，深入推进有利于综合能源服务产业发展的电力、油气市场化机制改革，在碳排放权交易市场、用能权交易市场 机制建设中，注重与综合能源服务市场的有效衔接，提升市场机制建设的系统性、协同性。四合理完善对综合能源服务产业的财经政策支持建议在对现有相关政策评估的基础上，加快完善有利于综合能源服务产业发展的价格、财税、投融资政策，通过中央和地方政府的财政支持和税收优惠等政策手段，支持综合能源服务产业发展，多元化加强绿色信贷、债券、基金等绿色金融工具对综合能源服务产业的支持力度，引导综合能源服务市场主体的投资收益预期，吸引潜在的投资者进入综合能源服务市场领域。五完善综合能源服务标准鉴于综合能源服务内涵和外延在不断拓展和创新，及国内综合能源服务需求不断扩大，需加快构建完善包括基础标准、业务标准、支撑技术标准等的综合能源服务标准体系，重点加强综合能源系统、智慧能源等方面的标准建设，及相关绩效、评价、信息安全等实用标准建设，以支撑综合能源服务的规范化、高质量发展。

# 我国综合能源服务“碳业务”面面观 综合能源服务业务内容涉及能源活动的方方面面，总结来说一方面是“综合能源”，即构建涵盖电、气、冷、热、氢、储等各类能源的综合能源供应体系，打破异质能源之间的技术壁垒和管理壁垒，实现资源优化配置、梯级利用及新能源消纳目标；另一方面是“综合服务”，即依托信息大数据等技术，为用户提供用能咨询、能源管理等多元化服务，以达到供需互动、节约成本及提质增效等目标。 近年来，综合能源服务成为能源企业拓展新的业务增长点的重要途径，“碳业务”等创新业务形式不断涌现。“碳业务”是一系列与碳相关的业务统称，包括碳核查和碳耗监测、减碳方案的提供、碳交易、碳金融、碳资产管理等。近年来，以腾讯、阿里为代表的互联网公司相继推出用户侧碳减排产品，构建低碳数字生态。在我国“碳达峰、碳中和”背景下，能源正朝着清洁化、智慧化、去中心化、综合化（“四化”）方向发展，呈现在供应、传输、消费和转化环节的综合能源优化利用趋势，“碳业务”热度不断上升。 综合能源服务公司因为其天然属性也成为发展碳业务的排头兵，并将“碳业务”主要着力点落在了提供减碳解决方案、碳交易与碳资产管理上。综合能源服务公司若要发挥综合能源服务的优势、精准把握“碳业务”这一前瞻市场，还需进一步完善“碳资产管理+综合能源”的整体解决方案，继续创新挖掘多种业务模式： 一是着力发展合同能源管理及节能改造等服务。 在该模式中，综合能源服务公司以节能效益分享或能源费用托管的方式获得利润，并整合和分析用户能耗数据，针对性地向用户提供用节能建议或根据用户需求开展相关节能改造，推进客户侧电气化与能效提升，应用热泵、电容炉、专用充电站、余热回收、绿色照明等高效用能技术，降低客户能源成本，改善客户用能体验。该业务也可与工业园区结合，例如国网（天津）综合能源服务有限公司北辰商务中心项目中，实现对园区冷、热、电、热水的综合分析、统一调度和优化管理。绿色复合能源网运行调控平台主要包括光伏发电系统、地源热泵、储能微网、冰蓄冷、太阳能空调、太阳能热水、蓄热式电锅炉七个子系统，可再生能源占比约40%，每年节约电量约1100万千瓦时，减排二氧化碳约1万吨。综合能源服务公司的节能相关业务对“碳业务”开展至关重要，是碳减排的重要手段和计算参考。 二是将节能降耗监测与减碳监测有机结合。 碳监测是指通过综合观测、数值模拟、统计分析等手段，获取温室气体排放强度、环境中浓度、生态系统碳汇以及对生态系统影响等碳源汇状况及其变化趋势信息的过程。主要监测对象为《京都议定书》中规定控制的七种人为活动排放的温室气体，包括二氧化碳（CO2）、甲烷（CH4）、氧化亚氮（N2O）、氢氟化碳（HFCs）、全氟化碳（PFCs）、六氟化硫（SF6）和三氟化氮（NF3）。例如ABB公司于2021年7月推出了全方位温室气体监测解决方案，其系统包含高精度温室气体浓度分析仪、温室气体通量分析系统、稳定同位素分析仪（碳同位素、氮同位素、水同位素）、分布式中精度CO2、CH4温室气体分析仪、无人机载温室气体分析仪、温室气体走航车等，可广泛应用于碳汇监测分析、园区排放巡查执法、天然气及痕量气体泄漏等领域。综合能源服务公司可开发二氧化碳排放在线监测系统（CDEMS），通过对CO2烟气排放浓度和流量的在线检测，可计算出某一时段的化石燃料碳排放量，避免该类碳核查繁杂的取样分析及计算，同时为用户判断碳减排潜力提供重要参考。 三是代理用户参与碳市场交易。 综合能源服务公司可作为代理，替客户进行碳资产管理并参与碳市场交易。其碳资产还可作为抵押，从银行获得融资，投资更多的节能项目获得节能收益和碳收益，使企业产生更多的碳配额资产盈余。目前，中国全国碳排放权交易市场已于2021年7月启动，首批纳入的2000多家市场主体均为发电企业。综合能源服务公司潜在客户众多，未来在发电行业碳市场健康运行后，包括钢铁、电力、水泥在内的20多个行业预计都将逐步纳入碳市场覆盖范围。综合能源服务公司代理客户参与碳市场交易，可发挥其专业水平，创造能源企业碳资产价值，节约能源企业相关业务投入支出，达到“双赢”效果。 四是开发碳资产管理平台。 建立能-碳关联算法，构建消费侧碳的排放计算模型，实现碳排放和碳减排量的实时计算、统计与分析等精益化管控，提升碳资产管理智能化水平；可自动生成排放报告和减排报告，履约管理、预测和交易提醒等，实现碳资产智慧交易，降低企业履约成本，助力用户节能降碳决策。随着碳交易进程不断推进，我国大型发电企业相继成立碳资产管理公司，例如中国大唐集团绿色低碳发展有限公司、华能碳资产经营有限公司、中广核碳资产管理（北京）有限公司、国家电投集团北京电能碳资产管理有限公司、中国华电集团碳资产运营有限公司等。综合能源服务公司开展此类业务，有助于提升企业碳资产信息化管理能力，实现碳交易管控的数字化、智能化，是能源企业参与碳市场的重要利器。 五是借鉴现有互联网公司碳产品模式，深入挖掘终端用户潜力，形成新的业务增长点。 以综合能源服务公司节能售能业务为例，现有业务大多面向大用户，提供节能改造及客户能效监测分析等。未来可探索面向终端用户，整合分析终端用户用能数据，针对性地提供用户侧碳排放报告。相关碳业务可借鉴互联网公司碳产品（如蚂蚁森林、微信运动）模式，通过社群分享、获取收益或公益活动的形式，激励终端用户碳减排。 综合能源服务公司开展此类终端用户碳产品业务的比较优势在于，互联网公司碳产品核算是用户步行、乘坐公交、电子支付、植树、参与低碳知识互动等行为的折算结果，其算法由各个互联网公司自行制定，不与实际碳排放真正挂钩，其碳减排量并不具备真正融入碳市场交易的说服力。而综合能源服务公司开发碳产品可完全基于实际用能数据和用能行为，用户能够真正将碳排放与用能挂钩，更好地树立起用户减碳意识，并且可进一步探索终端用户相关减碳量参与碳市场交易的可能性，从而进一步增加碳市场流动性。例如，综合能源服务公司可为每个终端用户建立“碳账户”，分析用户用能数据并计算减碳量，同时将终端用户减碳量折算为“碳币”，可用于购买各类合作商品及服务（如兑换优惠券、话费、电费等），或者直接将碳币折算为碳排放配额，在碳市场出售获利。综合能源服务系统可实现多能源的互补互济和协调优化，将“碳业务”融入综合能源服务，既可助力多元化清洁供给体系建设，又助力实现双碳目标的实现。对于综合能源服务公司而言，碳收益的叠加使包括余热余压利用在内的节能综合能源服务项目收益更高；同时碳配额资产被盘活，提升了企业投资节能改造的动力。对于终端用户而言，能够建立自己的“碳 账户”，切实参与到“双碳”目标实现的过程中来，并获得减碳激励。以此方式，综合能源服务公司“碳业务”通过构建“碳资产”的方式，正确表达碳排放权的稀缺性，引导社会生产活动向绿色低碳转型，将迎来更加广阔的市场发展空间。

中共浙江省委 浙江省人民政府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实施意见 （2021年12月23日） 一、总体要求 二、推进经济社会发展绿色变革 三、构建高质量的低碳工业体系 四、构建绿色低碳的现代能源体系 （一）深入实施能源消费强度和总量双控。严格控制能耗强度、二氧化碳排放强度，合理控制能源消费总量，落实新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制要求，积极推动能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。加强发展规划、区域布局、产业结构、重大项目与碳排放、能耗“双控”政策要求的衔接。修订完善节能政策法规体系，严格实施节能审查，强化节能监察和执法。全面推行用能预算化管理，加强能源消费监测预警。 （二）大力推进能效提升。开展能效创新引领专项行动，持续深化工业、建筑、交通、公共机构、商贸流通、农业农村等重点领域节能，提升数据中心、第五代移动通信网络等新型基础设施能效水平。实施重大平台区域能评升级版，全面实行“区域能评+产业能效技术标准”准入机制。组织开展节能诊断服务，推进工业节能降碳技术改造，打造能效领跑者。 （三）严控高碳能源消费。统筹能源安全和低碳发展，严格控制煤炭消费总量，高效发展清洁煤电，有序推动煤电由主体性电源逐步向基础保障性电源转变。严控新增耗煤项目，新建、扩建项目实施煤炭减量替代。鼓励企业生产流程去煤化技术改造，持续实施煤改气工程，积极推进电能替代。 （四）积极发展低碳能源。实施“风光倍增”工程，推广“光伏+农渔林业”开发模式，推进整县光伏建设，打造若干百万千瓦级海上风电基地。因地制宜发展生物质能、海洋能等可再生能源发电。积极安全有序发展核电，打造沿海核电基地。统筹推进氢能制储输用全链条发展。扩大天然气发电利用规模。有序推进抽水蓄能电站布局和建设。加快储能设施建设，鼓励“源网荷储”一体化等应用。持续提高已建特高压通道输送清洁能源比重，全力推进送浙第四回特高压直流通道建设。 （五）推动能源治理体系现代化。加快能源全产业链数字化智能化发展，推进多元融合高弹性电网建设，完善以中长期交易为主、现货市场为辅的省级电力市场体系。加快建设以新能源为主体的新型电力系统。开展绿色电力交易，促进可再生能源消纳。推进天然气领域上下游直接交易、管网独立、管销分离改革。深化能源资源市场化配置改革，完善用能权交易体系。建立能源行业全生命周期数字化监管机制，强化能源监测预警。 五、推进交通运输体系低碳转型 （一）推动交通运输装备低碳化。加大新能源推广政策支持力度，推进以电力、氢能等新能源为动力的运输装备应用，加快城市公交、一般公务车辆新能源替代，引导社会车辆新能源化发展。全面淘汰国三以下排放标准老旧营运柴油货车，逐步提高柴油货车淘汰标准。严格设置高碳排放车辆限行区域和时段。 （二）优化交通运输结构。推动大宗货物和中长距离运输“公转水”“公转铁”，大力发展以“四港联动”为核心的多式联运，持续提升铁路和水路货运量占货运总量比例。推进公路货物运输大型化、厢式化和专业化发展。加快发展绿色物流，加强运力整合、车货匹配以及供应链与物流链融合，提高货运组织效能。全面落实公交优先战略，稳妥发展共享交通。 （三）加快低碳交通基础设施建设。把绿色低碳理念贯穿到交通基础设施规划、设计、建设、运营和养护全过程，加快美丽公路、美丽航道、城乡绿道网建设。推进公路和水上服务区、公交换乘中心、港口等低碳交通枢纽建设。加快充（换）电、港口岸电等基础设施建设，搭建充电基础设施信息智能服务平台。推进综合供能服务站和加氢站建设。 六、推进建筑全过程绿色化 （一）提升新建建筑绿色化水平。修订公共建筑和居住建筑节能设计标准。在城乡建设各环节全面践行绿色低碳理念，大力推进零碳未来社区建设。适度控制城市现代商业综合体等大型商业建筑建设。推进绿色建造行动，大力发展钢结构等装配式建筑。完善星级绿色建筑标识制度，建设大型建筑能耗在线监测和统计分析平台。全面推广绿色低碳建材，推动建筑材料循环利用。 （二）推动既有建筑节能低碳改造。开展能效提升行动，有序推进节能改造和设备更新。加强低碳运营管理，改进优化节能降碳控制策略。推进建筑能耗统计、能源审计和能效公示，探索开展碳排放统计、碳审计和碳效公示。完善建筑改造标准，逐步实施建筑能耗限额、碳排放限额管理。加强建筑用能智慧化管理，推进智慧用能园区建设。 （三）加强可再生能源建筑应用。提高建筑可再生能源利用比例，发展建筑一体化光伏发电系统，因地制宜推广地源热泵供热制冷、生物质能利用技术，加强空气源热泵热水等其他可再生能源系统应用。结合未来社区建设，大力推广绿色低碳生态城区、高星级绿色低碳建筑、超低能耗建筑。 七、推进农林牧渔低碳发展 （一）大力发展生态农业。加强高标准农田建设，提升耕地质量，深化“肥药两制”改革。推进农业废弃物资源化，发展有机肥、营养土与基质土产业。加强农作物秸秆综合利用技术集成推广。推动畜牧业、渔业高质量发展。推广农光互补、“光伏+设施农业”“海上风电+海洋牧场”等低碳农业模式。加快建立农业碳汇核算标准，推进农业生态技术、增汇技术研发和推广应用。 （二）巩固提升林业碳汇。全面推行林长制，保护发展森林资源。实施科学绿化，组织开展国土绿化行动，有效增加森林面积。加强中幼林抚育、珍贵树种和大径材培育、美丽生态廊道建设，精准提升森林质量，提高森林蓄积量。建立退化天然林修复制度。加强松材线虫病等林业有害生物防治和森林防火。加强对林业碳汇的科技支撑，不断提升林业碳汇能力。 （三）增强海洋湿地等系统固碳能力。积极推进大型海藻、红树林等海洋碳汇开发利用，综合开展各类蓝碳试点项目。加快推广浅海贝藻养殖，探索发展海洋碳汇渔业。加强海洋保护区建设与管理，注重陆海统筹，增加沿海城市海洋碳汇资源储备。强化湿地保护，完善湿地分级管理体系，实施湿地保护修复工程，对集中连片、破碎化严重、功能退化的自然湿地进行修复和综合整治，增强湿地固碳能力。 八、推行绿色低碳生活方式 （一）强化公众节能降碳理念。把节能降碳作为国民教育体系和干部培训教育体系的重要内容，举办全国节能宣传周、全国低碳日、世界环境日等主题宣传活动，深化“人人成园丁、处处成花园”行动，营造全社会共同参与的良好舆论氛围。支持和鼓励新闻媒体、公众、社会组织对节能降碳进行监督。 （二）培育绿色生活方式。深入开展绿色生活行动，建设绿色学校、绿色商场等。开展绿色出行行动，制定出台绿色出行激励机制和优惠政策，引导公众优先选择乘坐公共交通、步行和骑行等绿色出行方式。深入开展塑料污染治理攻坚行动，持续推进塑料污染全链条治理。全面实施生活垃圾分类回收，推行“互联网+”等废旧物品交易模式，推广应用绿色包装，减少一次性消费用品使用。 （三）开展全民碳普惠行动。加快完善“碳标签”“碳足迹”等制度，推广碳积分等碳普惠产品。推动全省统一的碳普惠应用建设，逐步加入绿色出行、绿色消费、绿色居住、绿色餐饮、全民义务植树等项目。强化激励保障措施，建立健全运行机制，引导公众践行绿色低碳生活理念。 九、实施绿色低碳科技创新战略 （一）加快关键核心技术攻关。制定碳达峰、碳中和技术路线图，深入实施“双尖双领”计划。围绕零碳电力、零碳非电能源、零碳流程重塑、零碳系统耦合、碳捕集利用与封存和生态碳汇等方向，创新科研攻关机制，采用揭榜挂帅等方式，实施关键核心技术创新工程，推进低碳技术集成与优化。 （二）强化高能级创新平台建设。加强能源清洁利用、含氟温室气体替代及控制处理等国家重点实验室建设，谋划建设能源领域省实验室，积极建设国家科技创新基地，鼓励龙头企业牵头建设省级技术创新中心、组建创新联合体，加快建设碳中和技术高端创新平台体系。 （三）强化技术产业协同发展。实施国家绿色技术创新“十百千”行动，推进低碳先进技术成果转化、创新创业主体培育和可持续发展引领三大工程。大力培育绿色低碳技术创新型企业，持续推进省级可持续发展创新示范区建设。深入实施首台套提升工程。积极融入长三角区域创新合作，搭建国际科技合作载体，构建协同发展生态圈。 十、完善政策法规和统计监测体系 （一）健全法规标准体系。将碳达峰、碳中和纳入相关法规制修订。建立健全重点领域碳排放准入制度体系，逐步提高增量项目准入门槛。严格落实产业结构调整指导目录、重点行业淘汰落后产能目标，推动建立覆盖重点行业、重点领域的存量退出和淘汰标准体系。建立健全碳达峰、碳中和标准体系和绿色产品认证体系。推进绿色产品认证在全省提质扩面，推动绿色产品认证与绿色制造采信互认。 （二）强化财税政策支持。加大财政资金支持力度，切实保障碳达峰碳中和工作资金需求。统筹生态环保、节能降碳等财政资金，构建多元化资金投入机制。实行生态环保财力转移支付资金与“绿色指数”相挂钩的分配制度，健全与生态产品质量和价值相挂钩的财政奖补机制。强化环境保护税、资源税等税收征收管理，落实节能节水、资源综合利用等领域税收优惠政策。健全生活垃圾处理收费制度，强化阶梯水价、气价运用，进一步优化分时电价，对高耗能行业实行阶梯电价。 （三）发展绿色金融。充分发挥政府投资引导作用，加大对绿色产业和技术的投融资支持力度。强化对绿色低碳发展的资金保障，稳步提高绿色贷款占比，扩大绿色债券发行规模，推行环境污染责任保险等绿色保险。推动湖州、衢州绿色金融改革创新试验区建设，深化绿色金融地方规范和标准建设。积极争取国家气候投融资试点，推动碳金融产品服务创新，提升环境和气候风险管理能力。鼓励社会资本设立绿色低碳产业投资基金。支持符合条件的绿色企业上市融资和再融资。 （四）提升统计监测能力。根据全国统一规范的碳排放统计核算体系要求，构建省级碳排放统计核算体系，探索制定市县级碳排放核算办法，统一核算口径，加强温室气体监测。持续提升能源统计数据质量，开展生态系统碳汇计量、监测和评估，推进森林、海洋碳汇计量和监测方法学研究，探索湿地碳汇计量监测研究。 十一、创新绿色发展推进机制 （一）培育市场交易机制。全面参与全国碳排放权交易市场，建立全省碳排放配额管理机制。建立碳汇补偿和交易机制，探索将碳汇纳入生态保护补偿范畴。深化用能权改革，探索建立基于能效技术标准的用能权有偿使用和交易体系，探索多元能源资源市场综合交易试点。深化“两山银行”试点建设，拓展“绿水青山就是金山银山”转化通道，健全生态产品价值实现机制。依托国家绿色技术交易中心打造面向全国乃至全球的碳中和技术线上交易平台，推动绿色低碳技术转化利用。 （二）创新绿色生产和消费管理机制。全面推行绿色生产和消费方式。制定绿色项目招商引资清单，为低碳高效产业项目开辟绿色通道。制定发布绿色技术推广目录，形成以技术驱动为主的绿色产业发展模式。提升绿色产品在政府采购中的比例，引导企业和居民采购绿色产品。完善绿色贸易体系，支持企业开展“碳标签”实践，积极应对碳边境调节机制等贸易规则。 （三）推进多领域多层级多样化低（零）碳试点。开展能源、工业、建筑、交通、农业、居民生活、碳汇等重点领域试点和低（零）碳县乡村试点。及时总结提炼低（零）碳发展浙江经验，加强宣传推广。 十二、保障措施 （一）加强组织领导。省碳达峰碳中和工作领导小组指导和统筹做好碳达峰、碳中和工作。省碳达峰碳中和工作领导小组办公室加强工作谋划、跟踪评估和督促检查，协调解决实施中遇到的重大问题，各有关部门密切配合，形成工作合力。各市、县（市、区）党委和政府压实责任，明确本地区的目标任务和落实举措。 （二）加强监督考核。将碳达峰、碳中和相关指标纳入经济社会发展综合评价体系，作为党政领导班子和领导干部评价的重要内容。建立碳达峰目标责任考核清单化、闭环化管理机制，强化督查激励和考核问责，有关情况纳入省级生态环境保护督察范围。各地各有关部门落实情况每年向省委、省政府报告。 （三）加强能力建设。加强区域交流合作，鼓励开展绿色低碳循环发展领域国内外合作研究、培训考察、交流研讨等活动。强化对各级领导干部、企业管理者等培训，切实增强推动绿色低碳发展的本领。

国家发展改革委、工业和信息化部等12部门发布《关于印发促进工业经济平稳增长的若干政策的通知》（发改产业〔2022〕273号）。通知指出，坚持绿色发展，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，对能效达到基准水平的存量企业和能效达到标杆水平的在建、拟建企业用电不加价，未达到的根据能效水平差距实行阶梯电价，加价电费专项用于支持企业节能减污降碳技术改造。 关于印发促进工业经济平稳增长的若干政策的通知 发改产业〔2022〕273号 各省、自治区、直辖市人民政府，新疆生产建设兵团，国务院各部委、各直属机构： 当前我国经济发展面临需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力，工业经济稳定增长的困难和挑战明显增多。在各地方和有关部门共同努力下，2021年四季度以来工业经济主要指标逐步改善，振作工业经济取得了阶段性成效。为进一步巩固工业经济增长势头，抓紧做好预调微调和跨周期调节，确保全年工业经济运行在合理区间，经国务院同意，现提出以下政策措施。 一、关于财政税费政策 1．加大中小微企业设备器具税前扣除力度，中小微企业2022年度内新购置的单位价值500万元以上的设备器具，折旧年限为3年的可选择一次性税前扣除，折旧年限为4年、5年、10年的可减半扣除；企业可按季度享受优惠，当年不足扣除形成的亏损，可按规定在以后5个纳税年度结转扣除。适用政策的中小微企业范围：一是信息传输业、建筑业、租赁和商务服务业，标准为从业人员2000人以下，或营业收入10亿元以下，或资产总额12亿元以下；二是房地产开发经营，标准为营业收入20亿元以下或资产总额1亿元以下；三是其他行业，标准为从业人员1000人以下或营业收入4亿元以下。 2．延长阶段性税费缓缴政策，将2021年四季度实施的制造业中小微企业延缓缴纳部分税费政策，延续实施6个月；继续实施新能源汽车购置补贴、充电设施奖补、车船税减免优惠政策。 3．扩大地方“六税两费”减免政策适用主体范围，加大小型微利企业所得税减免力度。 4．降低企业社保负担，2022年延续实施阶段性降低失业保险、工伤保险费率政策。 二、关于金融信贷政策 5．2022年继续引导金融系统向实体经济让利；加强对银行支持制造业发展的考核约束，2022年推动大型国有银行优化经济资本分配，向制造业企业倾斜，推动制造业中长期贷款继续保持较快增长。 6．2022年人民银行对符合条件的地方法人银行，按普惠小微贷款余额增量的1%提供激励资金；符合条件的地方法人银行发放普惠小微信用贷款，可向人民银行申请再贷款优惠资金支持。 7．落实煤电等行业绿色低碳转型金融政策，用好碳减排支持工具和2000亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款，推动金融机构加快信贷投放进度，支持碳减排和煤炭清洁高效利用重大项目建设。 三、关于保供稳价政策 8．坚持绿色发展，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，对能效达到基准水平的存量企业和能效达到标杆水平的在建、拟建企业用电不加价，未达到的根据能效水平差距实行阶梯电价，加价电费专项用于支持企业节能减污降碳技术改造。 9．做好铁矿石、化肥等重要原材料和初级产品保供稳价，进一步强化大宗商品期现货市场监管，加强大宗商品价格监测预警；支持企业投资开发铁矿、铜矿等国内具备资源条件、符合生态环境保护要求的矿产开发项目；推动废钢、废有色金属、废纸等再生资源综合利用，提高“城市矿山”对资源的保障能力。 四、关于投资和外贸外资政策 10．组织实施光伏产业创新发展专项行动，实施好沙漠戈壁荒漠地区大型风电光伏基地建设，鼓励中东部地区发展分布式光伏，推进广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电发展，带动太阳能电池、风电装备产业链投资。 11．推进供电煤耗300克标准煤/千瓦时以上煤电机组改造升级，在西北、东北、华北等地实施煤电机组灵活性改造，加快完成供热机组改造；对纳入规划的跨省区输电线路和具备条件的支撑性保障电源，要加快核准开工、建设投产，带动装备制造业投资。 12．启动实施钢铁、有色、建材、石化等重点领域企业节能降碳技术改造工程；加快实施制造业核心竞争力提升五年行动计划和制造业领域国家专项规划重大工程，启动一批产业基础再造工程项目，推进制造业强链补链，推动重点地区沿海、内河老旧船舶更新改造，加快培育一批先进制造业集群，加大“专精特新”中小企业培育力度。 13．加快新型基础设施重大项目建设，引导电信运营商加快5G建设进度，支持工业企业加快数字化改造升级，推进制造业数字化转型；启动实施北斗产业化重大工程，推动重大战略区域北斗规模化应用；加快实施大数据中心建设专项行动，实施“东数西算”工程，加快长三角、京津冀、粤港澳大湾区等8个国家级数据中心枢纽节点建设。推动基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）健康发展，有效盘活存量资产，形成存量资产和新增投资的良性循环。 14．鼓励具备跨境金融服务能力的金融机构在依法合规、风险可控前提下，加大对传统外贸企业、跨境电商和物流企业等建设和使用海外仓的金融支持。进一步畅通国际运输，加强对海运市场相关主体收费行为的监管，依法查处违法违规收费行为；鼓励外贸企业与航运企业签订长期协议，引导各地方、进出口商协会组织中小微外贸企业与航运企业进行直客对接；增加中欧班列车次，引导企业通过中欧班列扩大向西出口。 15．多措并举支持制造业引进外资，加大对制造业重大外资项目要素保障力度，便利外籍人员及其家属来华，推动早签约、早投产、早达产；加快修订《鼓励外商投资产业目录》，引导外资更多投向高端制造领域；出台支持外资研发中心创新发展政策举措，提升产业技术水平和创新效能。全面贯彻落实外商投资法，保障外资企业和内资企业同等适用各级政府出台的支持政策。 五、关于用地、用能和环境政策 16．保障纳入规划的重大项目土地供应，支持产业用地实行“标准地”出让，提高配置效率；支持不同产业用地类型按程序合理转换，完善土地用途变更、整合、置换等政策；鼓励采用长期租赁、先租后让、弹性年期供应等方式供应产业用地。 17．落实好新增可再生能源和原料用能消费不纳入能源消费总量控制政策；优化考核频次，能耗强度目标在“十四五”规划期内统筹考核，避免因能耗指标完成进度问题限制企业正常用能；落实好国家重大项目能耗单列政策，加快确定并组织实施“十四五”期间符合重大项目能耗单列要求的产业项目。 18．完善重污染天气应对分级分区管理，坚持精准实施企业生产调控措施；对大型风光电基地建设、节能降碳改造等重大项目，加快规划环评和项目环评进度，保障尽快开工建设。 六、保障措施 国家发展改革委、工业和信息化部要加强统筹协调，做好重点工业大省以及重点行业、重点园区和重点企业运行情况调度监测；加大协调推动有关政策出台、执行落实工作力度，适时开展政策效果评估。国务院有关部门要各司其责，加强配合，积极推出有利于振作工业经济的举措，努力形成政策合力，尽早显现政策效果。 各省级地方政府要设立由省政府领导牵头的协调机制，制定实施本地区促进工业经济平稳增长的行动方案。各级地方政府要结合本地产业发展特点，在保护市场主体权益、优化营商环境等方面出台更为有力有效的改革举措；要总结推广新冠肺炎疫情防控中稳定工业运行的有效做法和经验，科学精准做好疫情防控工作，在突发疫情情况下保障重点产业园区、重点工业企业正常有序运行；针对国内疫情点状散发可能带来的人员返程受限、产业链供应链受阻等风险提前制定应对预案，尽最大努力保障企业稳定生产；加大对企业在重要节假日开复工情况的监测调度，及时协调解决困难问题。

# 中国光伏产业链2021年产量数据发布 工信部 2021年，全国光伏行业立足碳达峰碳中和，把握行业发展机遇，克服全球疫情反复、经济形势严峻、国际贸易壁垒等不利影响，持续深化供给侧结构性改革，加快推进产业智能创新升级，行业运行整体向好，实现“十四五”良好开局。 一是全行业实现稳步增长。全国光伏产业链供应链总体保持安全稳定，全年多晶硅、硅片、电池、组件产量分别达到50.5万吨、227GW、198GW、182GW，分别同比增长27.5%、40.6%、46.9%、46.1%。二是技术加快迭代升级。主流企业多晶硅指标持续提升，满足N型电池需求，硅片大尺寸、薄片化技术加快进步；电池效率再创新高，量产P型PERC电池效率达23.1%，N型TOPCon电池实验效率突破25.4%，HJT电池量产速度加快。三是智能光伏发展迅速。5G、人工智能、工业互联网等新一代信息技术与光伏产业加速融合，光伏产业智能制造、智能运维、智能调度等水平逐步提升。智能光伏试点示范初见成效，建筑、交通、农业等领域系统化解决方案推陈出新。四是市场应用持续扩大。随着全球加快应对气候变化，光伏市场需求持续增加，2021年中国光伏产品出口超过284亿美元。国内碳达峰碳中和积极推进，光伏发电大型基地建设加快步伐，整县推进分布式光伏、智能光伏创新发展行动计划等政策持续实施，标准、检测等公共服务平台不断优化

# 气价与电价齐飞！欧洲迎史上最贵冬天 中国能源报-马莉 杨素 范孟华 近期，全球能源价格持续攀升、供需形势紧张，天然气、动力煤、石油价格飙升，多国电价快速上涨。英国油荒、欧盟气荒、美国石油和电力供给吃紧，印度、巴西、黎巴嫩等国出现大规模停电，能源电力供应面临严峻挑战。 国际动力煤价格虽然回落，却保持高位。截至2022年1月18日，澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格指数为1634元/吨，同比上涨668元/吨，涨幅超144%；理查德湾动力煤价格指数为1188元/吨，同比上涨670元/吨,涨幅达77%；欧洲ARA三港市场动力煤价格指数为1374元/吨，同比上涨498元/吨,涨幅达176%。天然气价格持续下跌，但依然维持高位。2022年1月17日，被视为“欧洲天然气价格风向标”的TTF基准荷兰天然气期货价格为77欧元/兆瓦时，处于历史同期高位。而2021年12月21日，该报价曾创下历史新高，达179.89欧元/兆瓦时，较2021年初上涨近900%。 欧洲能源价格上涨情况及原因分析 欧洲是本轮国际能源供应紧缺的焦点地区，其能源价格上涨涉及电力、天然气和碳等领域。 （一）欧盟电价总体情况 由于欧洲各国资源禀赋、能源结构不同，燃料价格上涨对电价的影响存在差异，部分地区批发电价保持稳定、部分地区出现暴涨。例如挪威，由于其98%的电力供应来自水电且天然气资源丰富，整体价格浮动较小，2021年1—10月平均价格维持在30欧元/兆瓦时左右，虽11月、12月均价有所上浮，但全年均价在35.02欧元/兆瓦时。而西班牙、英国、法国、德国等国日前批发市场价格暴涨，12月日前市场月平均价格较2021年上半年平均价格涨幅达299%—406%，英国单日最高批发电价达到503.18欧元/兆瓦时。 （二）部分典型欧洲国家电价上涨情况 西班牙：2021年1—6月，日前市场均价为58.58欧元/兆瓦时，7月以来电价持续暴增。10月，日前电力批发市场月均价达207.49欧元/兆瓦时，12月，电力市场日前均价继续飙升至239.17欧元/兆瓦时，为上半年均价的4倍。12月23日，单日批发电价达到全年峰值409欧元/兆瓦时。 英国：2021年1—6月，日前市场平均价格为66.4英镑（折合78.69欧元）/兆瓦时，7月均价突然暴增至93英镑（折合110.53欧元）/兆瓦时。在11月、12月，英国日前市场月均价分别达到218.28英镑（折合261.22欧元）/兆瓦时和287.65英镑（折合333.46欧元）/兆瓦时, 为上半年均价的3.3倍和4.2倍。12月16日，单日批发电价达到峰值484.39英镑（折合579.67欧元）/兆瓦时。 德国：2021年6月，日前市场均价较5月增长40.2%，达到74.33欧元/兆瓦时；此后价格持续攀高，截止12月，德国日前市场月均价高达221.06欧元/兆瓦时，较1—6月均价增长299.3%。单日最高批发电价出现在12月21日，为431.98欧元/兆瓦时。 （三）价格上涨直接原因分析 目前，处于疫情恢复期的欧洲能源需求并未明显增加，本次能源危机的直接原因主要在于化石燃料产能收缩、库存消耗、进口受限，以及新能源出力不可控造成的供给不足。 一是经历疫情冲击，全球油气产能收缩明显。2020年在新冠疫情影响下，油价再次经历暴跌，全球活跃油、气井数量约1000座左右，仅为疫情前的一半。 二是2020年欧洲经历冷冬，消耗大量天然气库存。2020年—2021年之交的冬季，欧洲天然气库存出现明显消耗，且没有得到及时补充修复。2021年9月底，欧洲天然气储存设施的负荷水平仅为74.7%，为2011年以来最低水平，而在疫情之前的2019年，这一数值高达97%。 三是天然气主要供应国俄罗斯减少天然气国际供应。一方面受疫情及气候影响，俄国内用气需求大幅增长，天然气产量优先满足本国补库存需要；另一方面俄为尽早实现“北溪2号”项目运营，存在减少天然气出口的主观意愿。四是2021年欧洲来风条件恶化，风电供给较之前两年明显下降，较2020年同期下降幅度达到17.29%。 （四）价格上涨深层原因分析 本次能源供应紧缺一定程度折射出欧洲能源对外依存度高、转型较为激进、统一市场作用未充分发挥等带来的能源安全问题。 一是欧洲自身能源禀赋匮乏，能源供应对外依存度高。欧洲原油、天然气及煤炭均高度依赖进口，能源对外依存度达60%。尤其天然气供应一旦出现问题，欧洲各国能源供应即陷入被动局面。 二是能源清洁化转型步伐激进，能源结构不均衡的国家脆弱性凸显。2015年以来，欧洲大力推动能源结构转型，煤电占比下降明显，且多国弃核。以风能为代表的新能源发电规模虽不断增长，但尚无法满足电力供应需要。相较而言，能源结构不均衡、单一化的国家抗风险能力更弱。英国天然气发电占36%、风电占24%、煤炭占比仅为2%；德国煤炭发电约占25%，风电约占23%，天然气发电约占17%。因此相较于德国，英国更容易受到天气和天然气供应等因素影响，其能源供应紧缺情况更为严重。 三是统一电力市场资源互济作用未充分发挥。欧盟日前市场联合出清范围已覆盖27个成员国、80%以上用电量。在本次能源供应紧缺中，统一市场一定程度上缓解了局部电力供应紧张，但受限于传输容量不足等因素，资源互济效果有限。 欧洲国家主要应对措施及 对我国电力市场建设启示 一是降低发电侧和用户侧的能源税率，减轻企业和用户负担。例如，西班牙暂停征收7%的发电税，将电力增值税从21%降至10%；德国对可再生能源税收削减1/3，该费用约占家庭电费的1/5；捷克在2021年11月、12月暂时取消每月约7850万欧元的电力和天然气增值税。 二是实施临时性价格管制，限制能源企业超额利润。例如，西班牙宣布临时削减能源公司赚取的超额利润；法国宣布对天然气价格实行限价，限价措施将持续至2022年底。 三是补助弱势群体和小微企业，减免部分账单或延期支付等。例如，希腊宣布对居民用电及天然气提供折扣措施；意大利承诺在未来提供30亿欧元用于补助贫困家庭用电支出。 四是重新启用化石燃料发电。例如，英国于2021年9月重启了西伯顿A煤电厂，当天煤炭即提供了3%的电力供应。 五是加强与周围地区能源互通。例如，欧盟与俄罗斯协商增加短期市场的天然气供应；英国则在探讨重新加入欧盟统一电力市场日前联合出清。 我国电力供应以煤电为主，燃气发电、进口煤炭占比低，因此，国际能源短缺对我国电力供需的影响总体有限。 近年来，我国电力行业发展迅速，通过政府统筹、企业主导等多种渠道加大资金投入，为经济社会快速发展提供了充足的电力保障。2021年9月开始，我国局部地区也出现电力供应紧张，党中央、国务院高度重视，作出一系列部署，在各方面的共同努力下，短时间内煤炭产能得到释放、价格逐步回归理性，电力供应能力持续提升、供需形势恢复常态，充分彰显了“全国一盘棋”和“集中力量办大事”的制度优势。面对碳达峰、碳中和目标和安全保供的双重考验，我国电力发展应充分汲取其他国家的经验教训，全力做好“三个坚持”。 一是坚持能源供给自主可控。对于煤炭等一次能源，纳入战略性物资管控，建立保供稳价长效机制，畅通一二次能源价格传导途径。健全一次能源产供销储协调运行机制，构建科学合理的能源比价关系，引导多种能源协同高效利用，确保能源的饭碗牢牢端在自己手里。 二是坚持科学有序推进能源转型。基于国情实际，以安全为前提，按照“传统能源保电力供应、新能源调电量结构”原则，加强各类电源的统筹规划，科学发展先进清洁煤电，优化电源结构、布局和发展时序，实现电力电量“双平衡”。 三是坚持市场化为主导促进电力资源优化配置。加快建设全国统一电力市场体系，优化完善全国统一电力市场顶层设计，进一步丰富中长期交易品种，加快电力现货市场建设，健全完善辅助服务市场，探索建立市场化的容量补偿机制，合理反映各类电力资源的安全、容量、绿色等价值属性。

# 北京冬奥会碳排放将全部中和 “努力举办一届碳中和的冬奥会”，是践行生态文明思想和“绿色办奥”理念的必然要求，也是北京携手张家口申办2022年冬奥会和冬残奥会时作出的郑重承诺。1月28日北京冬奥组委在京发布了《北京冬奥会低碳管理报告（赛前）》（以下简称《报告》）。《报告》系统展示北京冬奥会碳管理相关工作情况，重点介绍北京冬奥会碳中和方法学、温室气体排放基准线、实际筹备阶段过程排放量、低碳管理工作措施成效、林业碳汇工程建设、企业赞助核证碳减排量等。经过综合测算，北京2022年冬奥会和冬残奥会产生的碳排放量将全部实现中和。 筹办初期，根据国内外相关碳足迹方法学测算，北京冬奥会的温室气体基准线排放量约为163.7万吨二氧化碳当量。根据疫情下筹办和举办北京冬奥会的实际情况，目前修订后的基准线排放量约为130.6万吨二氧化碳当量。2019年6月23日国际奥林匹克日，《北京2022年冬奥会和冬残奥会低碳管理工作方案》正式对外发布，提出了低碳能源、低碳场馆、低碳交通、北京冬奥组委率先行动等4方面18项措施，以尽可能降低北京冬奥会所产生的碳排放。同时，提出了林业固碳、企业自主行动、碳普惠制等碳补偿措施。《低碳方案》发布以来，北京冬奥组委与北京市、河北省政府紧密合作，共同推进各项措施的落实，取得积极成效。 一是全部场馆实现绿色电力供应。张北柔性直流电网试验示范工程于2020年投入运行，将张家口地区可再生能源安全高效地输送至北京市，全面满足北京和张家口地区冬奥场馆用电需求。建立跨区域绿电交易机制，通过绿电交易平台，赛时将实现所有场馆100%使用绿色电力。 二是所有场馆达到绿色建筑标准。所有新建室内场馆全部达到绿色建筑三星级标准，既有室内场馆通过节能改造达到绿色建筑二星级标准。创新组织制定了《绿色雪上运动场馆评价标准》，北京冬奥会新建雪上项目场馆全部满足该标准。同时，北京冬奥会在4个冰上场馆使用全球变暖潜能值（GWP）为1、破坏臭氧层潜能值（ODP）为0的二氧化碳制冷剂，这也是该技术首次在冬奥会上使用。 三是构建赛时低碳交通体系。按照“平原用电、山地用氢”的原则，在各赛区推广电动汽车、氢燃料电池汽车，在全部赛时保障车辆中，节能与清洁能源车辆占比达84.9%，为历届冬奥会最高。同时，搭建“交通资源管理系统”，实现北京冬奥会赛时交通运行工作的实时监测、统一指挥，大幅提高赛事期间交通组织和运行效率。 四是北京冬奥组委率先示范。北京冬奥组委入驻首钢工业主题园区，综合利用、改造废旧厂房，充分利用光伏发电、太阳能照明、雨水收集和利用等技术，建设绿色高标准的冬奥组委首钢办公区，不仅满足了冬奥组委的办公需求，还对首钢转型发展起到推动作用。 五是两地政府捐赠林业碳汇。北京市政府和张家口市政府分别完成71万亩新一轮百万亩造林绿化工程和50万亩京冀生态水源保护林建设工程，并委托专业机构完成了相应碳汇量的监测与核证工作，核证碳汇量分别为53万吨二氧化碳当量和57万吨二氧化碳当量。北京市政府、河北省政府分别将上述碳汇量全部无偿捐赠给北京冬奥组委。 六是企业赞助核证碳减排量。中国石油、国家电网、三峡集团等三家北京冬奥会官方合作伙伴积极支持北京冬奥会碳中和工作，以赞助核证碳减排量的形式，分别向北京冬奥组委赞助20万吨二氧化碳当量的碳汇量。 总之，通过各方面共同努力，北京冬奥会碳排放将全部中和，“举办一届碳中和的冬奥会”目标将如期实现。

深化改革 绿色转型 ——2021年电力市场建设述评及2022年展望 2021年，对于我国电力市场建设来说，是出现突破与转机的一年，是在电改推动者不懈坚持下顽强前进的一年，是各方电力市场主体行而不辍、履践致远的一年。 市场交易电量37787.4亿千瓦时，同比增长19.3%；进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，建立“能跌能涨”的市场化电价机制；新版“两个细则”发布，辅助服务进入“2.0时代”；首次绿色电力交易启动，以市场机制创新落实“双碳”要求…… 2021年，我们了解，面对绕不开躲不过的难题，迎难而上是改革路上唯一的选择；我们证明，正视问题、形成共识，能够催生出变革的强大动力；我们确信，电力市场建设向前的每一步都将成为历史中的闪光细节。 建立“能跌能涨”的市场化电价机制 2021年10月12日，国家发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（以下简称《通知》）。 这一重磅文件引起行业内外高度关注，其原因不外乎两点：一是《通知》下发前一个月，一场从华东、华南蔓延至华北、东北近年来最为严峻的“电力供需紧张潮”的爆发；二是作为电力市场化改革的关键环节——价格政策的重大变化。 《通知》明确，在发电侧有序放开全部燃煤发电上网电价，在用电侧有序放开工商业用户用电价格，建立起“能跌能涨”的市场化电价机制。在此之前，我国已有70％的燃煤发电电量参与电力市场。《通知》发布后，剩余30％的燃煤发电电量也将全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。 “从当前看，改革有利于进一步理顺‘煤电’关系，保障电力安全稳定供应；从长远看，将加快推动电力中长期交易、现货市场和辅助服务市场建设发展，促进电力行业高质量发展，支撑新型电力系统建设，服务能源绿色低碳转型，并将对加快推动发用电计划改革、售电侧体制改革等电力体制其他改革发挥重要作用。”国家发展改革委价格司司长万劲松曾表示。 重点领域和关键环节能不能突破，既考验勇气，也考验智慧。与加快电价改革同样，2021年11月24日，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》审议通过，让人们真切感受到，加快建设全国统一电力市场体系势在必行。

# 电力用户成长之路，在电力交易中如何从被动到主动？ 在刚刚过去的这个售电季，电力用户有个普遍的感受，就是在整个交易过程中很被动，价格上没有谈判空间，时间上又前有截止日期后有内部流程（前有堵截后有追兵），政策规则一知半解，售电公司套路多多，很被动。怎么办？如何在电力交易中化被动为主动？ 要解决这个问题，我想起了上篇文章《电力用户成长之路，从重新认识电力系统开始》（详情点击链接查看）最后提出的“识、势、求、是”四字法。正好让我们以电力用户如何从被动到主动这个问题为例，检验一下这个“四字法”是否管用。 一、识：识，一是认识自己，二是认识公司，三是提升认知。认识自己和提升认知是个人行为，每个个体都不一样，以后有机会专门就此话题与大家分享个人的看法。今天先重点聊聊认识公司应该怎么做？认识公司先从认识自己公司开始。认识自己公司至少要从操作和战略两个层面做比较深入细致的功课：一是在操作层面要全面深入掌握自己公司的用电规律，包括：公司不同时间尺度的负荷曲线，用电类别（是否有容量电费，容量电费的收费标准），自有变压器（如有）的负载率，力调电费情况等。随着“带曲线”交易在全国范围内施行，企业不同时间尺度的负荷曲线（含年度分解到各月，月度分解到日，日内分成峰谷平各时段或24点、96点负荷曲线）直接影响到售电公司对自己公司的报价水平和自己公司的议价能力。在需求侧响应场景下，负荷曲线还直接影响到公司是否具备上储能系统，参与需求响应的决策判断。在新能源发电参与现货的场景下，用户侧峰谷平用电量比例也与企业新能源消耗量直接相关，会影响到企业的碳排放水平，因此深入研究企业自身负荷曲线像在订做衣服前的量体一样重要。容量电费通常是指除度电电费以外电费总额里占比最大的部分，应该借助国家政策找到自己公司的最优容量电费的交费类 型，是按变压器容量，还是按最大需量，还是按实际需量，每个企业都不一样，每个企业的不同阶段的最优选择也不一样，好在现在改起来比以前便捷多了。力调电费反映公司的电能质量，现在市场上有成熟的技术和商业模式，完全可以自己不花钱引入第三方改造而产生良好的治理效果。上面主要是列举了一些企业用电规律方面的具体操作层面的事项，其实，作为电力用户更应该认识的是自己公司在能源战略方面的目标和需求。这些是大方向，有了这些方向指导，才会在具体的操作中不迷路。像钢铁厂、水泥厂等耗能大户，电力能源的成本占其总成本相当高的比例。这个时候认识自己公司就不能只是上面提到的具体执行层面要做好具体事项这么简单了，能源电力的成本直接影响到公司在行业中的竞争优势，需要上升到公司的核心战略来考量。电力能源优化工作是公司经营管理的主线之一，需贯穿于项目选址、建设和运营的全过程。这时候就需要公司制定详细的电力能源战略规划，并在战略规划指引下开展包括节能减排、电力交易，碳资产管理等各项工作。其实对于中小企业即使不做电力能源战略规划，也需要明确在电力能源方面自己的战略目标和核心诉求，这个目标或诉求可能只是成本，可能是成本+绿色，也可能是 稳定+成本。作为企业的高层管理者要有意识安排专业人员制定企业能源战略，作为企业中最懂电力能源的具体从业者有责任主动为公司制定适合本公司的能源战略。不管是具体执行层面还是战略层面的认识和梳理，都是认识自己公司的必要过程。除了认识自己公司外，还要认识对手公司，也就是售电公司。兵法有云：“知已知彼，百战不殆”（本人语文比较差，这是为数不多记得的名句，必须要用一下，呵呵）。所谓知彼，就是要对售电公司有比较全面深刻的认识，才能在合作中不陷入被动，争取双赢或多赢。售电公司的类型及要求等基本信息网上都有介绍，这里就不展开了。重点说说售电公司主要赢利模式和典型的业务诉求。售电公司作为电厂和用户之间的“中间商”，赚差价就是其最主要的赢利模式，从电厂批发来相对大量便宜的电，以零售的方式抬高价格卖给用户。电改初期，售电公司在整体控制偏差的基础上，直接赚取买卖度电价差。而在“带曲线”交易后，售电公司需要对每个用户的曲线进行叠加，形成整体公司曲线，再向电厂侧按曲线买电，细化不同时段的买卖价格水平，保证整体上能赚钱，操作难度和精细度要稍大一些。电改初期，售电公司主要做好年度交易，成本利润就基本能保证了，月度电量比例一般 较小，价格波动影响小。随着现货市场的实施，要安排好年度、月度与现货的电量比例，在保证整体风险可控的情况下，要有一定的灵活度，这要求售电公司对年度内各时段交易价格走势有比较准确的判断，对各种可能的风险有相应的应对措施，赚差价的专业度要求越来越高。一个很专业的电力用户，对自身电力负荷特性能精准把握。能输出准确的各时段的负荷曲线的用户绝对是售电公司的优质用户，在与售电公司的商务谈判上都能赢得更多的主动。随着电改的深入，各地售电公司如雨后春笋一般生长，同行竞争越来越激烈，光靠赚差价，售电公司很难长期保持竞争优势，必须依托售电业务与客户建立良好连接，开拓用户侧更多增值服务的机会。大家能看到的用户侧电能质量治理、设备代维、能源管理平台、分布式光伏、用户侧储能等都成了售电公司积极拓展的业务品类。用户的需求就是售电公司难得的业务机会，所以用户就要梳理好自己的这些资源和需求，整合并加以统筹，在双方合作博弈中才有更多筹码。 二、势就是看清趋势并把握趋势，顺势而为，乘势而上。作为电力用户需要看清并把握哪些趋势呢？至少有三个层面的趋势，分别是国际、国内和省（含自治区、直辖市，以下同）域。国际重点看看世界主要经济体的电改规律和发展趋势，知道电改成功后大概长什么样，对用户会有哪些影响，让我们有个明确的方向指引和对电改有个合理的预期。国内主要是了解国家电改的基本脉络，目前电改进程所处阶段的主要特征，不被一时一事影响对电改大势的判断。国内电改还要了解及与之强相关的碳中和政策、新型电力系统的发展规律和趋势。所在省市区域主要看本区域的供需关系、政策特点及市场特点，明确企业在具体区域市场中的位置和形势，以便制定务实有效的交易策略。下面具体说明： 国际上用户不用像专家学者或政策制定者那样，详细研究世界各国的电改政策、进程。用户不用太关心英国的电改是从POOL，到NETA，再到BETTA的详细过程，也不用仔细研究美国哪些州是管制州，哪些州是放松管制州以及他们对应的电改政策。欧洲、日本、澳大利亚的电改也各有特色，电力用户不用仔细研究。作为用户只要知道国际电改的一般规律及对用户产生的影响，就够了。那么，国际电改有哪些一般规律呢？纵观国际主要经济体的电改大概都是在发输配售纵向一体化垄断经营的基础上，通过纵向和横向切分，引入竞争，引入市场交易机制，逐步实现电力市场化改革的过程，当然，也有像日本这样一直坚持发输配售一体化的电力改革。随着各国对碳排放的重视，绿色电力逐步被引入到电力市场。各国由于国情不通，电力行业基础不同，采取的政策不同，最终实现的电改效果和市场形态也各不相同。但最终形态大都是发、售电环节多市场主体充分竞争，输配电环节受政府管制，为市场主体提供无差别服务。那么，各国完成电改后对用户产生了哪些影响？这些影响是正向的还是负向的呢？相信大家最关心的应该是电改后用户电价有没有比电改前下降？还真不好直接回答是或否。因为每个国家情况都不一样，选择对比 的时段不同，得出的结论可能不同，是否考虑通货膨胀等因素得出的结论也可能不同。根据美国公共电力协会报告：管制州与放松管制州的零售电价：在1997至2017年的20年间，美国放松管制州及受管制州的电力零售价格大致相同。英国虽然电改前十年（1990-1999年）用户电价有明显下降，但2000年以后进入了长期上涨期，特别是2020底年到2021年九月就上涨了700%。法国还偶尔会因为电价飙升上街游行。总之，从各主要经济性的电改前后用户侧电价对比，没法得到电改能降电价的结论，所以，中国的电改，即使圆满完成了，是否会降电价，也不好简单判断，这个用户从一开始就要有个清晰的认识。就像2021年之前国内用户侧通过电力交易都是降电价的，但2022年就翻转了一样，电价受多方面因素影响，电改的目的是还原其商品属性，而不是控制其价格走向。有些用户可能就会有些失望了，电改了不能降电价，那还有啥吸引力？要说吸引力，电改后，用户能感受到的最大的变化应该是选择增多了，比如：可选择不同的售电公司，不同的用户套餐，不同电源种类，参与不同的电力交易品种，总之，电改越充分，用户的选择范围越大。当然，凡事有利就有弊，有了选择权，就要用户有做选择相应的知识和能力。同时，可 选项再多也是有限制的，也不能满足用户的所有需求，甚至是选择其中一个你最在意的需求，就意味着要放弃其他很多项需求，大家可以拿咱们国家的电信套餐来类比一下就明白了。国内说完国际电改，我们再看看国内的情况，国内电改到了什么阶段了呢？大家知道2002年的“5号文”发布被视为中国新电改的第一次尝试，5号文要求实行“厂网分开、竞价上网、输配分开、竞争供电”。但由于种种原因，最终只实现了厂网分开。2015年3月，中共中央、国务院发布了新的电改“9号文”，相较于2002年“5号文”，此次的“放开两头，管住中间”更具现实性和可操作性。本次改革将重点聚焦在配电侧和售电侧，其重点和基本路径大致可以概括为“三放开和一独立”，即放开输配以外的经营性电价、放开公益性调节以外的发电计划、放开新增配售电市场和交易机构相对独立。此次改革的目的都在于建立独立的输配电价，理顺价格形成机制，通过市场竞争确定发、售电价，形成完整的电价传导机制，让电价反映资源稀缺程度和市场供求关系，从根本上还原价格机制在电力市场中的作用。可以看出从2015年到现在国家出台的一系列电改文件都是围绕9号文及其配套文件的落实和深化。2021年10月国家发改委的1439号文，标志着用户侧工商业全 面进入市场；2021年以来碳中和“1+N”政策框架将电力能源行业与碳中和战略强绑定，因此，电改必须与国家“双碳”战略长期共存，相互促进。2022年发改体改118号文，提出了适时组建全国电力交易中心，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，2030年基本建成。说明我国的电改在路上，而且还要至少10年左右的努力才能实现“9号文”提出的改革目标。作为电力用户既不能操之过急，有毕其功与一役的想法，又不能有来日方长，默不关心的态度，要做好长期学习，持续进步，与行业进行马拉松、打持久战的准备。其实对用户影响最直接的是省域电力市场，毕竟每年的年度交易安排由各省自行组织，绝大部分市场化交易也发生在省域市场内。所以认识省域市场是打好一场电力交易局部战争（年度交易）的关键。那么该如何认识这个市场呢？至少要从三个方面加以认识：一是认识政策特点：全国三十多个省级电力市场，每个电力市场的省级能源主管部门及其分工都不尽相同，有些省是发改委（或能源局）主导，有些是经信委（或工信厅）主导。各省选择电改的路径也不一样，有些省交易品种较少，以中长期为主，有些省交易品种丰富，从中长期到现货，从需求响应到新能源交易，电改进展较快。政策的发布和执行也各 有特点，就连年度交易安排每个省的时间都不一样，有些安排在前一年年底，有些安排在年内。二是认识供需关系：美国经济学家萨缪尔逊说,如果能教会鹦鹉说“需求”和“供给”这两个词,这只鹦鹉就可以成为一个经济学家， 足见供需在市场经济中的作用，在电力市场中供需关系同样重要，因此需要用户重点关注。需要提醒的是，供需除受硬件因素的影响外，还受政策（如政府规定的供需比），价格等因素影响，需要用户以动态、辩证的方法跟踪和研究。

# 新一代用电信息采集系统在6省上线运行 国家电网有限公司市场营销部披露，截至2021年底，新一代用电信息采集系统（采集2.0）完成标准版软件开发，已成功在国网系统6家单位上线运行。采集2.0上线后运行稳定，各项功能、性能、技术指标全部超过预期设计标准。 2021年，国网营销部高速高效高质量完成了新一代用电信息采集系统设计、开发和上线运行。当年8-12月，国网江苏、福建、浙江、安徽、河北、山东电力6家单位先后完成采集2.0上线，其中，国网江苏电力在双轨运行的基础上率先实现了采集2.0单轨运行。 采集2.0上线后运行稳定，采集快、运算快、诊断快、操作性好、开放性好，其中，平均5000万户客户采集数据入库时间由4小时缩减至5分钟，百万光伏客户负荷数据60秒内完成采集，采集成功率由98.5%提升至99.5%以上；电量与需量数据校核时长由2小时提升至“实时”校核；低压用户费控复电时长由1分钟缩减至5秒内。

# 央视财经总结2021行业新势力：氢能源、储能技术、盐湖提锂进入榜单 2021年，有哪些新产业迎来爆发式增长？未来，有哪些行业迎来新风口？2021年12月31日，央视财经频道总结2021行业新势力，氢能源、储能技术、盐湖提锂进入榜单。 氢能源 “双碳”目标驱动下，氢能源正在引发新一轮的能源革命。国际氢能委员会预测，到2050年全球氢能源产业规模将达2.5万亿美元，占到全球能源消费的18%。在北京冬奥会期间，张家口赛区将投入625辆氢燃料电池车作为赛事保障。机构预测，2025年我国氢燃料电池汽车总保有量将接近10万辆。 储能技术 钠电池储能、压缩空气储能、抽水蓄能……随着可再生能源发电占比提升，储能的刚性需求逐渐显现。2021年，我国储能行业迎来强劲市场需求，未来5年，新型储能装机规模有望翻10倍。7月15日，国家发改委、国家能源局印发文件加快推动新型储能发展，目标到2025年实现新型储能装机规模达3000万千瓦以上。 盐湖提锂 2021年，锂电池行业爆发式增长，锂原料供应引发关注。美国加州的索尔顿海盐湖地热盐水锂矿吸引了比尔盖茨旗下风投2000万美元投资。而我国有超80%的锂资源集中于盐湖卤水，预计国内盐湖锂资源开发将加速，未来有望占据全球锂供应的20%以上。 元宇宙 2021年，元宇宙概念受到热捧。彭博行业研究预计，到2024年元宇宙市场规模将达到8000亿美元。元宇宙试图演变成为让人们永续实时在线的数字世界终极形态。尽管技术尚未成型，相关投资风口却已经是热闹非凡，有机构统计，2021年9月至11月三个月内，国内外共有63笔千万元以上元宇宙相关投融资，总金额超百亿元人民币。 商业太空游 2021年，商业太空游从科幻走向现实。动辄几十万、上千万美元的票价，也无法“劝退”人们对浩瀚宇宙的好奇心。花旗银行预计，太空旅游产业规模在2030年将达30亿美元。太空游蓝海一片，商业航天巨头已经开始上演“三国杀”。7月，维珍银河公司创始人理查德布兰森和亚马逊创始人杰夫贝索斯，先后搭乘不同类型飞行器进行亚轨道飞行；9月，埃隆马斯克的太空探索技术公司又将四名普通人送上太空。 人造钻石 2021年，人造钻石迎来快速增长机遇。有机构估算，2030年人造钻石占全球钻石市场份额有望从当前的4%增长到10%。人造钻石只需几星期，就能从实验室里“种”出来，售价更是比天然钻石低三四成，不少传统珠宝商也先后入局。而在我国，河南更是成为全球最大的人造钻石生产基地。 自动驾驶 尽管自动驾驶真正普及可能仍需要5到10年，但万亿级市场所释放的能量已经开启。研究机构预测，未来我国自动驾驶出租车市场规模将超过1.3万亿元。2021年，自动驾驶商业化终于落地。11月，国内首个自动驾驶出行服务商业化试点在北京启动，近100台自动驾驶出租车开始收费运营。而年内，华为、小米、大疆等科技公司都高调宣布入局自动驾驶。 生物疫苗 一场新冠疫情，使全人类都将目光投向疫苗细分赛道。目前，全球疫苗接种超过80亿剂次，而现阶段世界上至少有15种新冠疫苗在大规模使用。有机构选取国内生物制药行业46家样本上市公司研究得出，2021年前三季度行业总营收492亿元，总营业利润123亿元，比疫情前的2019年同期分别上升68.2%和133.6%。

# 天津绿色租赁典型案例分享：储能、氢能、清洁能源发电项目入选 绿色租赁成为融资租赁行业探索的重点方向，尤其在新能源发电、储能领域，初始投资金额较大、租赁模式或将成为破解这一难题的主要模式。 近日，天津市地方金融监督管理局发布关于发布天津市租赁公司支持绿色产业发展典型案例的通告。确定16个案例作为天津市租赁公司支持绿色产业发展典型案例。本次发布的绿色租赁案例中，支持领域包括新能源发电、氢燃料汽车、环境监测、电化学储能、环保设备租赁、绿色矿山设备等，其中储能与新能源发电项目是重点投放领域。 16个案例中，11个案例为分布式光伏、风电等新能源发电、储能项目。这批案例由天津市12个具有市场示范效应的租赁公司报送。其中，国网国际融资租赁有限公司报送案例3个；中信金融租赁有限公司、大唐融资租赁有限公司各报送案例2个；平安国际融资租赁（天津）有限公司、华能天成融资租赁有限公司、中铁建金融租赁有限公司、中煤科工金融租赁股份有限公司、天津城投创展租赁有限公司、天津国银新源国际租赁有限公司、西矿（天津）融资租赁有限公司、英利小溪租赁有限公司、天津美锦恒睿租赁有限公司各报送案例1个。 详细案例如下： 1.A省首例风电场一次调频项目 项目介绍：电力下属A能源公司投资建设一个风力发电站，规划容量300MW，一期建设规模为100MW，工程投资约6亿元，存在大额资金缺口。国网租赁开通绿色通道，匹配专责人员，提高项目审批优先级,通过直接租赁方式为其提供资金支持，用于购买风机、塔筒、输电线路等设备，为产业链上游发电企业的风力发电站建设运营提供融资支持，助力优化能源结构、减少温室气体排放。 创新点：该风力发电站是A省首个一次调频平价示范项目，对于优化区域能源结构、减排温室气体、提高电网的稳定性具有良好作用。该项目预计年上网电量3.2亿度，可替代煤电每年减排二氧化碳达26万吨，占A省2020年总二氧化碳排放量5549万吨的4.7‰，具有很好的环保示范效应，可为A省完成碳达峰和碳中和目标做出突出贡献，也对新能源项目建设起到了很好的引领和示范作用。 应用价值：本项目通过分包实施，除设计、土地等费用不涉及设备采购，其他设备均通过直接租赁购买，解决项目全部资金缺口。 2.灵活租金计划下电化学储能领域直租项目 项目介绍：A能源环境科技公司在购买电池集装箱系统、逆变升压系统、6kV一次汇流预制舱等设备过程中存在资金缺口。国网租赁通过直接租赁方式为其提供资金服务，并根据客户现金流预测情况设计灵活的租金计划:合同总期限48个月，设计前6个月为宽限期，只还息不还本金；后42个月不等额还本，按月后付的还款方式。 创新点：一是该项目实现了电化学储能领域的业务突破，有利于促进新能源发电消纳，提高节能环保。调频辅助服务是维护电力系统安全稳定运行、保证电能质量的重要保障；二是契合市场需求，降低融资成本。公司根据客户现金流预测情况设计灵活的租金计划，减轻客户还款压力。该项目是低成本资金定向服务于调频辅助服务市场交易的首次尝试。三是该项目具有良好的示范性，在推动开发电化学储能和电力辅助服务市场业务领域方面起到了较强的推动作用。加快电化学储能新型基础设施建设有利于促进新能源实现跨越式发展。 应用价值：业务模式成熟，可复制、可推广。该项目在推动开发电化学储能和电力辅助服务市场业务领域方面起到了较强的推动作用。公司服务得到了媒体和客户的广泛认可和高度评价，为“双碳”目标下积极参与电力市场交易的电源企业及民营环保科技企业提供了有力的金融支持。 3.盘活补贴补充光伏电站流动性回租项目 项目介绍：平安租赁能源冶金事业部绿色金融业务部在青海省格尔木投放1000万元资金用于补充光伏电站流动性。平安租赁了解到青海省格尔木A光伏电站因新能源补贴资金尚未到位导致资金紧张，第一时间开展服务。该项目为光伏发电项目，位于青海省格尔木，装机3万千瓦，并网后形成逾5000万元补贴资金尚未到位，影响了电站的正常经营，项目有1000万元资金需求用于日常经营周转无法落实。平安租赁主动与该项目所在区域公司对接，了解电站资金需求金额与时点，根据电站需求时点倒排业务推进进度以保证资金按时到位。完成了项目前期尽调工作后，平安租赁通过绿色通道资源即到即审、即审即批，快速完成1000万元的信用额度审批用于盘活补贴。 创新点：从得知客户需求到项目完成投放历时不到2个月，是五部委发文要求支持新能源企业后平安租赁落地的首笔以盘活补贴的信用结构回租业务。 应用价值：该项目用款时点为5月中下旬，平安租赁赶在用款时点完成投放。资金支持约占A光伏电站应补贴电费的20%。本项目的成功落地直接盘活了电站的存量资产，为光伏电站注入了流动性，体现了融资租赁在支持节能环保与新能源业务方面的积极作用。 4.A省某分散式风电直租项目 项目介绍：2021年5月，天成租赁实现了A省某分散式风电项目“三通”创新模式的成功落地。天成租赁通过提供专业化设备直租方案，为项目提供了额度占总投资近80%、期限长达14年期的融资租赁支持，充分满足项目建设所需设备采购及施工服务资金需求。该项目包内共计7个单独核准的分散式风电项目，项目装机规模共26.5MW，建成后预计每年能够提供6955万千瓦时绿色电力。按照火电供电标准煤309克/千瓦时计，与同等上网电量规模的燃煤电厂相比，该项目每年节约标准煤21491吨，减少向大气排放粉45.16吨，相当于每年减少6.6万吨二氧化碳排放。截至2021年底，该项目已完成9台风电机组的并网发电，预计2022年1季度完成剩余2台机组吊装并实现项目全容量并网发电。 创新点：分散式风电是践行国家“双碳”战略目标、实现能源绿色转型的重要新兴领域。相较集中式风电，分散式风电更有利于缓解新能源消纳问题，可有效减少远距离电力输送的能源损耗，是更为充分利用分散风能资源的有效途径。同时，分散式风电面临投资方信用水平偏低、单体规模较小、开发审批手续相对繁杂、采购和运维管理成本较高、租后管理和资产评估难度较大等难题，项目投资方普遍面临融资渠道不畅、融资困难、融资成本高等核心问题。天成租赁在做强做优做大集中式风电业务的基础上，结合分散式风电的资产特点、客户核心诉求，在业内率先提出分散式风电“三通”创新模式（“村村通”“厂厂通”“路路通”）。基于“三通”模式，天成租赁可将同一行政区域管辖（“村村通”）、集团企业下辖（“厂厂通”）、路网区域管辖（“路路通”）的风资源在项目开发、建设、并网、运维、交易等电站全生命周期各阶段进行统筹整合，通过专业化的项目尽调、批量化的项目审查流程、“三权抵质押”手段、基于建设进度的分批投放安排、集约化采购和运维管理、电站交易咨询服务等措施，实现了项目总体风险的有效管控，同时在融资期限、金额、利率、还款、效率等方面，全面构建了与银行等传统金融机构的差异化竞争优势 ，充分发挥了融资租赁在资产价值发现、风险识别、资产管理方面的独特价值。 应用价值：项目尽调审查阶段，通过拜访调研、实体考察、技术检测等措施开展尽调，对项目的合规性、质量性和经济性进行综合考察分析，全面评估项目资产质量，保证资金投向均为符合国家政策导向的风电、光伏、水电等优质清洁能源项目；项目投放阶段，根据项目设备付款周期和电站建设实际工程进度，科学安排融资租赁款支付进度，保证租赁款全部用于设备采购和项目建设，严格落实金融服务实体经济的监管要求；租后管理阶段，严格实施月度巡检和季度检查机制，确保项目进度按照预期推进，保障融资租赁款全部投入到项目建设，根据项目实际提供专业技术支持，确保最终形成优质绿色资产。天成租赁基于在风电、光伏、水电、工装设备、储能等新能源领域的长期专业化积累以及对行业发展、客户需求的深刻理解，通过持续的业务模式创新、差异化的产品服务设计、专业化的资产管理支持保障，充分发挥了融资租赁“融物”的核心竞争优势，有效满足了各类客户尤其是市场化民营客户的新能源电站融资需求。 5.首单融资租赁行业乡村振兴债券服务农村风电项目建设 项目介绍：2021年10月29日，大唐租赁成功发行2021年度第五期超短期融资券（乡村振兴），为市场首单融资租赁行业乡村振兴债券，本次募集金额5亿元，期限180天，票面利率2.60%。本次募集资金通过直租模式部分用于河南农村分散式风电项目建设。 6.拓展融资渠道支持新能源项目建设 项目介绍：星展银行（中国）有限公司与大唐租赁签约完成国内供应链融资，资金将用于大唐租赁开展可再生能源项目的融资租赁服务，支持清洁能源行业发展。该笔业务遵循了亚太区贷款市场同业公会 (APLMA)发布的《绿色贷款原则》和星展银行的《可持续发展和转型融资框架与分类法》，是星展银行又一推动能源产业低碳化改革的创新方案。 7.屋顶分布式光伏售后回租项目 项目介绍：中信金租与3家能源科技公司合作，成功落地1.2亿元工商业屋顶分布式光伏售后回租项目。该批电站总装机规模为34兆瓦，安装于浙江某工业园区工厂屋顶，为园区企业提供有足够经济竞争力的绿色电力，可有效缓解制造企业“用电荒”问题。中信金租长期在光伏行业深耕细作，已持有光伏电站、风力电站180余座，总装机容量7.6GW，成为国内光伏电站融资规模最大的金租公司。 8.A电力公司光伏设备回租项目 项目介绍：中铁建金租作为出租人，与承租人A清洁能源电力公司签订售后回租合同，为承租人的分布式光伏设备提供6.65亿元的资金支持，租赁物由40个光伏项目设备组成，均在国家规定的三类地区，已完成并网发电，并进入国家再生能源补贴名录。租赁期限8年，承租人母公司A清洁能源集团提供连带责任担保，光伏项目公司提供应收账款、股权质押，光伏设备抵押的增信措施。 9、8.9MW分散式风电直租项目 项目介绍：黑龙江省A公司投资建设的8.9MW分散式风电项目，急需资金购置风机以实现年底并网。新源租赁与A公司签订融资租赁直租合同，建设期放款，先期付60%的设备款项，确保项目顺利施工，待项目并网后，付清40%的尾款，该笔业务圆满完成。新源租赁根据项目实际情况为A公司定制融资租赁方案，项目实现年底顺利并网。 10.分布式屋顶售后回租项目 项目介绍：A项目公司建设了2.4MW分布式屋顶光伏电站，年均发电量231万度，该项目每年节约标准煤量757.68吨，减少碳粉尘排风量628.32吨，减少二氧化碳减排量2303.07吨，减少二氧化硫排放量69.3吨，减少氮氧化物排放量34.65吨，为企业提供绿色电力。运营期间，发电稳定且电费、结算正常。基于项目公司对于流动资金的需求，英利小溪与之开展了售后回租业务，盘活了光伏电站资产，为其提供了流动资金，助力企业持续使用融资租赁方式进行新的绿色电力项目开发。 11.氢燃料汽车售后回租业务 项目介绍：美锦租赁开展的氢燃料汽车售后回租业务，租赁物为14辆氢燃料电池半挂牵引车、燃料电池自卸汽车，租赁本金约2000万元，期限3年，帮助企业切实解决了前期购置氢能源汽车的资金压力，助力企业完成清洁能源车辆的置换工作，推动氢能源行业发展。 创新点：氢能作为清洁能源，具有高能量密度、无排放的特点，能够有效替代传统化石能源，节约用能并提高用能效率。与目前已经应用的电动汽车相比，氢能源汽车具有污染小、续航里程长、自重低、抗低温、补给便捷等多种优势。氢能源车主要应用于商用车领域，包括城市公交通勤、厂区内物流运输、公路货物运输、城市间物流运输等。在实际应用中，氢燃料电池汽车的节能减排效用显著，以某焦炭项目为例，产能近400万吨/年，原材料与产品年综合运输需求约1000万吨。为满足运输需求，需组建500辆氢能重卡运输平台替换原有传统重卡，每年可减排CO2约3.6万吨。 应用价值：美锦租赁积极开展氢燃料电池客车、氢燃料电池牵引车、氢燃料电池自卸车、氢燃料电池物流车等氢燃料汽车融资租赁业务。公司借助股东产业背景优势，以氢燃料电池汽车为租赁物，开展售后回租业务，推动氢燃料电池汽车的示范应用，助力氢能源产业发展，优化能源结构。