# 锂电材料赛道火爆：2021年净赚超600亿元！ 国家工信部数据显示，2021年我国新能源汽车销售完成352.1万辆，同比增长160%，销量连续7年位居全球第一。在“碳达峰碳中和”目标愿景下，不仅是新能源汽车市场电动化加速，储能、电动两轮车和电动工具等市场也呈现出不同程度的放量趋势，整体带动动力锂电池产销量大幅提升，进而也促使锂电池上游企业出货量大幅增长。 2021年，为满足下游动力锂电池的供应需求，矿产资源利用、三元前驱体、正负极、箔材、电解液、隔膜等锂电池矿产和材料企业纷纷扩产。但受限于较长的扩产周期，虽然各领域企业产能规模得到一定扩充，但上述原材料产品整体仍处于供小于求、较为短缺的阶段，因而形成了原材料产品产销两旺、量价齐升的局面，这从近期相关企业陆续披露的2021年业绩报告中可以得到证实。 通过对50余家锂电池上游矿产、材料企业2021年业绩报告的梳理，经粗略统计，上述企业2021年净利润合计超过600亿元，企业普遍实现了营收同比上涨，绝大多数企业实现了净利润同比上涨。这也意味着，受益于锂电池需求的持续增长，锂电池上游企业整体“成绩亮眼”。 在需求端，2021年，宁德时代、比亚迪、国轩高科、亿纬锂能、蜂巢能源、捷威动力等动力电池头部企业电池订单猛增，为保障原材料供应稳定，纷纷通过参股、合资建厂等方式，与矿产企业和各领域材料企业达成战略合作，签订长单锁定矿产和锂电池原材料的供应，这也为上游企业的业绩增长提供了有利的保障。 在供给端，矿产企业和正负极材料企业的净利润同比增长幅度更为强势。主要原因在于下游市场需求大幅增长和碳酸锂等上游原材料价格飙升，从而改善并提高了这些企业的盈利情况。 电池级碳酸锂价格在2021年年内涨幅超过400%，领涨矿产资源产品。在锂矿领域，赣锋锂业以56.8亿元的净利润稳坐锂盐企业“头把交椅”，净利润同比增长达410.26%；盛新锂能、江特电机和西藏珠峰这3家企业，虽然体量相对较小，净利润仅在3.5-8.5亿元，但都实现了净利润同比增长超20倍的高速增长；天齐锂业净利润实现扭亏为盈。统计范围内锂盐上市公司净利润同比增长均在100%以上。 在钴矿领域，洛阳钴业和华友钴业预计净利润遥遥领先；盛屯矿业预计净利润同比增长高达17-22倍；统计范围内其余企业净利润最高预增也都有超过100%的表现。 2021年锂电四大主材及部分辅材供应持续紧张。在正极材料领域，受锂电矿产资源开采利用不足、提炼周期长和海运短板的影响，叠加材料企业新建产能短期内难以放量等因素，磷酸铁锂等正极材料价格持续上涨，并维持高位。受益企业中，德方纳米和杉杉股份净利润同比增长均超过20倍，前者更是逼近30倍，增幅最高。 在负极材料领域，已披露业绩报告的上市企业中，杉杉股份净利润预增超过31亿元，同比增长预计超过21倍，业绩十分抢眼；国民技术净利润同比增长接近19倍。另外，璞泰来和贝特瑞的业绩增幅也表现不错。 值得一提的是，2021年锂电池上游企业中，净利润同比增幅最高的是来自箔材头部企业之一的诺德股份，涨幅超过74倍之多，可谓爆发式增长。 除正负极材料之外，电解液、隔膜和铝塑膜等材料企业也因市场需求增长而业绩上扬，除紫江企业净利润同比小幅回落外，统计内头部企业净利润均有不同程度的增长。 其中，在电解液领域，由于六氟磷酸锂、VC溶剂、PVDF等价格高企，天赐材料净利润超22亿元，同比增长314%。值得一提的是，部分企业受益于六氟磷酸铁锂价格飙涨，净利润增幅超过20倍。如天际股份净利润同比增长70倍，多氟多净利润同比增幅接近25倍，也表现不俗。 在隔膜领域，统计内企业中，中材科技营收和净利润均为最高，恩捷股份净利润同比增长最高，达到143.6%。在铝塑膜领域，明冠新材发展提速，企业营收同比增长超过40%。 进一步来看，受益于电动化大趋势，穿越2019-2020年电动汽车市场渗透率的起步突破期之后，自2021年起，锂电池行业已经成为全球最强成长赛道之一。现阶段，赛道企业呈现以下特点： 第一，上游企业的高利润不断吸引着更多玩家涌入这条赛道。在正极材料、电解液等领域，越来越多的企业跨界或提高自有副产品产量，加入到锂盐、磷盐、氟化盐、电解液等材料供应商的行列，寻求新的盈利增长点，如云天化等大化工企业，转型扩产步伐明显加快，未来增长动能也将持续显现。 第二，部分细分领域头部企业目前尚未上市，如磷酸铁锂材料中的湖南裕能、湖北万润，这些企业的业绩无疑也从磷酸铁锂价格上涨和需求爆发中受益。 第三，为了尽快解决电池企业原材料供应紧张问题，横向加快一体化、多样化布局的材料企业不在少数，如璞泰来、格林美等企业，已涉足正负极多品类材料生产，自身竞争力得到进一步提高。 第四，随着正极材料和电解液供应商的扩容，新建产能陆续投产后，未来几年内将主要集中在成本竞争上，且竞争程度将有所加剧。 第五，锂电池上游大多属于重资产企业类型，前期投资巨大，产线建设周期较长。一方面，矿产企业和材料企业有需求与电池企业“形成捆绑”，另一方面，对于电池企业来说，参股、长协等形式也有助于材料的降本保供，两者一拍即合，未来这种合作模式或会更多。各类材料合作亦如此。 机构预计，2022年全球新能源汽车销量将突破1000万辆大关，动力锂电池需求仍将呈现高速增长态势。 2022年，动力锂电池头部企业对高镍三元电池和磷酸铁锂电池长期看好，还有磷酸锰铁锂等类型电池被“重新唤醒”……整个锂电池赛道将持续火热。 随着动力锂电池头部企业产能规模的不断跃升，产业链中下游企业对上游矿产企业在提锂技术等攻关突破上有所期待，供需结构或将维持紧平衡状态；正极材料企业在三元、磷酸铁锂、磷酸锰铁锂等产品上将继续提高产量；负极材料企业在负极一体化项目扩建方面也将加速；电解液、隔膜和铝塑膜企业均需同步扩大产能来满足下游客户旺盛需求。除地缘、疫情因素的部分影响，预计2022年锂电上游各领域头部企业营收和净利润将继续保持较高增长。

# 阳光电源×小鹏汽车 | 新能源赋能新制造 加速新能源车企低碳转型 小鹏汽车作为强势崛起的三大新能源车企“蔚小理”之一，一直致力于新能源汽车制造的全产业链碳减排。在小鹏广东肇庆基地，涂装车间采用先进前处理薄膜技术使废油漆渣产渣量降低94%，能耗降低25%以上；同时小鹏已实现可回收固体废物利用率100%。但小鹏不止步于此，进一步将低碳理念践行于屋顶之上。 2021年11月，小鹏汽车肇庆基地分布式光伏发电项目正式并网发电，至今已稳定运行四个月。阳光电源为此次项目提供组串式逆变器及解决方案，系统成本优、转换效率高。“新能源+新制造”强强联合，开启新能源汽车行业的环保新时代。 该分布式光伏项目充分利用小鹏肇庆基地的闲置空间，在总装、焊装等车间屋顶及停车位都建设了分布式光伏系统，总装机容量20.735MW，预计年发电量可达2133万千瓦时，每年可节约标准煤6515吨，减排二氧化碳17512吨。项目并网后，园区告别100%电网供电时代，30%生产用电由清洁电力代替。 项目负责人肖经理说道：“此次小鹏肇庆屋顶光伏项目采用阳光电源的逆变设备和解决方案，可让小鹏汽车的绿色制造水平提升30%以上，相当于小鹏每年交付3万辆使用绿电生产的新能源汽车，助力小鹏优化改善能源结构，迈向绿色低碳新台阶。” 在能耗双控和限电背景下，分布式光伏电站将成为高能耗新制造企业可选择的清洁电力来源。高能耗企业通过在厂房屋顶、停车棚等处建造光伏电站来输出清洁电力，并推动自身低碳转型。

# 多晶硅涨价潮下千亿资金涌向西北！ 3月30日，硅业分会发布最新多晶硅价格，本周国内单晶复投料价格区间在24.60-25.40万元/吨，平均24.98万元/吨，周环比涨幅0.64%；单晶致密料成交价在24.40-25.20万元/吨，平均24.75万元/吨，周环比涨幅0.69%；单晶菜花料成交价在24.10-24.90万元/吨，平均24.48万元/吨，周环比涨幅0.82%。 硅料价格不断上涨带来的巨大利润让新、老企业以更加激进热情向这一环节挤入。仅2022开年以来短短三个多月的时间里，多晶硅超110GW扩产规模和千亿投资便密集展开，市场感慨“拥硅为王”的同时，多晶硅市场的投资也在悄然发生变化。 热钱向西北涌入 据光伏行业协会数据显示，2021年，我国制造端各环节发展显著，其中多晶硅产量50.5万吨，同比增长28.8%，持续稳增长。从产区来看，2017-2019年多晶硅产能主要集中在新疆、内蒙古、四川、江苏、青海和河南。其中，新疆、内蒙古以丰富的矿产资源，成本较低的电价，近年来投资成倍数增长，与此同时江苏、河南的投资竞争力开始大幅下降，产业投资向外转移。 然而今年企业硅料投资区域开始出现一些变化，具体来看，老牌硅料制造基地新疆地区的投资地位雷打不动，位列投资排名第一；甘肃排名第二，赶超内蒙古；山西排在第四。与以往不同的是，此前未曾出现在投资主产区之列的甘肃、山西此次赫然在列，从整体投资趋势上看，以西北为主的多晶硅产业制造基地正在初步形成。 以上主产地区的变化，究其原因主因是随着“跨界”而来的企业增多，投资核心区域也随之改变。当前新入局的企业大多依靠各自在地方上的优势，通过地企互利方式开展投资。如宝丰集团30万吨多晶硅及上下游协同项目已经被列为宁夏重大项目之列，在一期项目集中开工仪式中，酒泉市委副书记、市长唐培宏曾表示，各县区和市直有关部门要以最优营商环境为项目顺利建设保驾护航。中来股份10万吨多晶硅投资项目是与太原市政府共同投建，其中中来控股子公司持项目公司51%股权、太原市人民政府设立的基金持49%股权。 投资创新高 除了投资地域的变化，更为令市场震惊的是，硅料市场投资热潮已经达到史无前例的高涨状态。仅2022年以来多晶硅宣布的投资总规模已达110万吨，占到2021年前年扩产总规模的68.75%。 从投资企业来看，除了硅料龙头特变电工以外，其他6家均为新入局者。 值得关注的是，在这6家新入局者中，除了来自光伏制造中游企业的上机数控和中来股份各自抛出10万吨多晶硅投建规划，试图打通“卡脖”环节以外。其他4家跨界而来企业中，合盛硅业、宝丰集团、江苏阳光3家企业皆抛出了光伏全产业链投资规划，另外一家企业清电能源，投资规划主要聚焦在硅料和硅片两个光伏上游利润留存最大的环节。 在全产业链投资大军中，其中宝丰集团投资最猛、最快，一出手就规划了30万吨多晶硅、50GW拉晶切片、30GW电池组件生产装置并配套15GW光伏发电和风力发电电站，并且3月20日宝丰集团一期项目已经开工。在合盛硅业一体化项目中，目前一期10万吨多晶硅项目计划在今年5月开工，全产业链计划在2024年全部建成投产。 毛纺巨头江苏阳光在2121年底提出10万吨多晶硅、15GW单晶拉棒、15GW电池组件及光伏电站项目项目规划之后，今年3月初，在内蒙古投建了主营范围涵盖以上投资项目的子公司内蒙古澄安新能源有限公司，全产业链规划再进一步。

# 2025年我国加氢站数量预测 国家《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出，到2025年“燃料电池车辆保有量约 5 万辆，部署建设一批加氢站”。 虽然规划没设定加氢站的建设目标，但站和车是“鸡和蛋”的关系，一定数量的车要配置一定数量的站（目前是50辆车配建一座加氢站（1000kg/d））。我们现在试图来预测下，2025年我国加氢站建设数量会是多少。 1.2025年我国加氢站数量预测 截至2021年底，我国已建成加氢站194座（剔除已拆除的站），2021年新建成了76座。 2016-2021年我国加氢站建设数据 从2021年8月份开始，国家启动了京津冀、上海、广东和河南、河北“3+2城市群”燃料电池汽车示范推广，以及山东省“氢进万家”科技示范。根据目前披露的数据，五大城市群加山东省未来4年加氢站建设数量为482座（未含河北）。 已建成数据（194）和五大城市群+山东（482）未来四年规划数据加总，得出676座（未含河北）。 综合各地一些省市的氢燃料电池产业规划，未来四年，河北按50座，其他省份按200座估算，则2025年，我国预计建成加氢站926座（676+50+200）。 这个预测，跟中国汽车工程学会2020年发布的《节能与新能源汽车技术路线图》2.0版数据接近。后者预计2025年我国氢燃料电池汽车保有量达到10万辆左右，加氢站1000座。 2.加氢站分类及示意图 为什么燃料电池汽车设定了量化的发展目标，加氢站没有呢？这里面原因多种，最主要的还是加氢站情况复杂，每个加氢站日加氢规模可大可小，加氢站也有不同的技术路线导致加氢量不一样，因而这个数据难以准确量化。 下面我们来看看，加氢站的多种分类方法。 首先，根据氢气物理形态的不同，加氢站可以分为气氢加氢站和液氢加氢站。由于在同等压力下，液氢的密度是气氢的845倍，因此，与气氢加氢站相比，液氢加氢站的储存和加注能力大幅提升，且占地面积更小。但是，由于液氢需要深冷至21K（-252.15摄氏度），对液化设备、存储设备有很高的的要求，存在一定的技术难度，成本较高，所以，目前来看，全球已建成加氢站还是以气氢加氢站为主。 其次，根据加氢机加注压力的不同，加氢站可以分为35MPa加氢站、70MPa加氢站和35MPa/70MPa加氢站，现在 还出现了90MPa的加氢站。35MPa加氢站与35MPa车用高压气氢储瓶相匹配，并通常配套45MPa高压气氢储罐和20/25MPa长管。70MPa加氢站与70MPa车用高压气氢储瓶相匹配，并通常配套87.5MPa高压气氢储罐和45MPa长管。 35MPa/70MPa加氢站顾名思义，是指加氢站同时具备35MPa和70MPa两种加注压力。从目前情况来看，全球已建成加氢站以35MPa加氢站居多，但是，从发展趋势来看，预计未来70MPa加氢站将成为主流。 再次，根据氢气来源的不同，加氢站可以分为站外供氢加氢站和站内制氢加氢站。站外供氢加氢站是指氢气来源在加氢站外部，通过长管拖车、管道或低温槽车运输至加氢站。站内制氢加氢站是指氢气由加氢站自身制取，通常采用光伏电解水或天然气制氢完成。 最后，加氢站可以分为固定式加氢站和移动式加氢站。其中，移动式加氢站可进一步分为撬装式和加氢车，具有机动性高、使用简单等特点，适合小规模加注。而固定式加氢站具有加注时间快速的特点，适合大规模加注。

# 国家能源局 科学技术部印发《“十四五”能源领域科技创新规划》 为深入贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略和创新驱动发展战略，加快推动能源科技进步，根据“十四五”现代能源体系规划和科技创新规划工作部署，国家能源局、科学技术部联合编制了《“十四五”能源领域科技创新规划》。 引领新能源占比逐渐提高的新型电力系统建设。先进可再生能源发电及综合利用、适应大规模高比例可再生能源友好并网的新一代电网、新型大容量储能、氢能及燃料电池等关键技术装备全面突破，推动电力系统优化配置资源能力进一步提升，提高可再生能源供给保障能力。 加快战略性、前瞻性电网核心技术攻关，支撑建设适应大规模可再生能源和分布式电源友好并网、源网荷双向互动、智能高效的先进电网；突破能量型、功率型等储能本体及系统集成关键技术和核心装备，满足能源系统不同应用场景储能发展需要。 [集中攻关]开展多电压等级交直流混合配电网灵活组网模式研究，掌握源网荷储精准匹配、整流逆变合理布局的新型配电网规划技术，研制多端差动保护、区域故障快速处理等装置及直流配用电装备，突破大规模随机性负荷、间歇性分布式电源和大规模分布式储能接入下，中低压配电网源网荷储组网协同运行控制及市场运营关键技术，实现配电网大规模分布式电源有序接入、灵活并网和多种能源协调优化调度，有效提升配电网的韧性和运行效率。 [集中攻关]开展交直流协调控制快速保护以及多馈入直流系统换相失败综合防治技术研究，研制新型换流器、新型直流断路器、DC/DC变换器、直流故障限流器、直流潮流控制器、有源滤波器、可控消能装置等设备。 [集中攻关]研制过电压抑制与监测、主动电压支撑、暂态潮流调控、故障电流限制、振荡动态阻尼、低频输电、柔性变电站、新型无功补偿、有源调压、混合滤波等装备，开展面向新型电力系统应用的新型电力电子拓扑结构和控制等关键技术研究。 [集中攻关]研发电力电子设备/集群精细化建模与高效仿真技术，更大规模和更高精度的交直流混联电网仿真技术，建立智能化计算分析镜像系统，突破具有经济运行与安全稳定自我感知能力的源网荷储多元接入的多级调度协同、广域协调安全稳定控制技术，实现复杂运行环境下电网运行特性的深度认知和运行趋势的有效把握；开展新型电力系统网络结构模式和运行调度、控制保护方式，直流电网系统运行关键技术，以及高比例新能源和高比例电力电子装备接入电网稳定运行控制技术研究，提升电网安全稳定运行水平；开展电力系统遭受严重自然灾害、物理攻击、网络攻击等非常规安全风险识别及防范研究，提高非常规状态电网安全稳定防御和应急处理能力。 [集中攻关]开展新能源功率高精度预测技术研究，突破新能源发电参与电网频率/电压/惯量调节的主动支撑控制、自同步控制、宽频带振荡抑制等关键技术，研发“云-边”协同的新能源主动支撑智能控制和在线评价系统，提升并网安全性。[示范试验]研究并示范无常规电源支撑的新能源直流外送基地主动支撑技术；研究并示范新能源孤岛直流接入的先进协调控制技术，实现纯电力电子网络稳定运行；突破中压并网逆变器和光伏高效稳定直流汇集等关键技术，开展新型高效大容量光伏并网技术示范。

国家能源局日前发布关于印发《2022年能源工作指导意见》的通知，增强供应保障能力。全国能源生产总量达到44.1亿吨标准煤左右，原油产量2亿吨左右，天然气产量2140亿立方米左右。保障电力充足供应，电力装机达到26亿千瓦左右，发电量达到9.07万亿千瓦时左右，新增顶峰发电能力8000万千瓦以上，“西电东送”输电能力达到2.9亿千瓦左右。 稳步推进结构转型。煤炭消费比重稳步下降，非化石能源占能源消费总量比重提高到17.3%左右，新增电能替代电量1800亿千瓦时左右，风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到12.2%左右。 提升能源需求侧响应能力。健全分时电价、峰谷电价，支持用户侧储能多元化发展，充分挖掘需求侧潜力，引导电力用户参与虚拟电厂、移峰填谷、需求响应。进一步优化有序用电及天然气“压非保民”的管理措施，加强可中断负荷管理，梳理业务流程及标准，精准实施用能管理。优化完善电网主网架，在关键节点布局电网侧储能，提升省间电力互补互济水平，鼓励用户投资建设以消纳新能源为主的智能微电网。统筹兼顾和综合利用源网荷储各类主体的调节能力，规划建设一批源网荷储一体化和多能互补项目。 加大能源监管力度。深化电网、油气管网等自然垄断环节监管，加大公平开放、调度交易、价格成本、合同履约、电网代购电等方面的监管力度。 详情如下： 国家能源局关于印发《2022年能源工作指导意见》的通知 国能发规划〔2022〕31号 2022年能源工作指导意见 2022年是进入全面建设社会主义现代化国家、向第二个百年奋斗目标进军新征程的重要一年，是落实“十四五”规划和碳达峰目标的关键一年，做好全年能源发展改革工作至关重要。为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，持续推动能源高质量发展，制定本意见。 （三）主要目标 增强供应保障能力。全国能源生产总量达到44.1亿吨标准煤左右，原油产量2亿吨左右，天然气产量2140亿立方米左右。保障电力充足供应，电力装机达到26亿千瓦左右，发电量达到9.07万亿千瓦时左右，新增顶峰发电能力8000万千瓦以上，“西电东送”输电能力达到2.9亿千瓦左右。 稳步推进结构转型。煤炭消费比重稳步下降，非化石能源占能源消费总量比重提高到17.3%左右，新增电能替代电量1800亿千瓦时左右，风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到12.2%左右。 着力提高质量效率。能耗强度目标在“十四五”规划期内统筹考虑，并留有适当弹性。跨区输电通道平均利用小时数处于合理区间，风电、光伏发电利用率持续保持合理水平。 二、夯实能源供应保障基础 以保障能源安全稳定供应为首要任务，着力增强国内能源生产保障能力，切实把能源饭碗牢牢地端在自己手里。 加强煤炭煤电兜底保障能力。统筹资源接续和矿区可持续发展，有序核准一批优质先进产能煤矿。加快推进在建煤矿建设投产，推动符合条件的应急保供产能转化为常态化产能。以示范煤矿为引领，加快推进煤矿智能化建设与升级改造。深化煤矿安全改造。科学规划建设先进煤电机组，按需安排一定规模保障电力供应安全的支撑性电源和促进新能源消纳的调节性电源，保持装机合理余量，新建项目要严格执行煤耗等最新技术标准。推动落实煤电企业电价、税收、贷款等支持政策，鼓励煤电企业向“发电+”综合能源服务型企业和多能互补企业转型。 持续提升油气勘探开发力度。落实“十四五”规划及油气勘探开发实施方案，压实年度勘探开发投资、工作量，加快油气先进开采技术开发应用，巩固增储上产良好势头，坚决完成2022年原油产量重回2亿吨、天然气产量持续稳步上产的既定目标。积极做好四川盆地页岩气田稳产增产，推动页岩油尽快实现规模化效益开发。以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业基地为重点，加快煤层气资源探明和产能建设，推动煤系地层多气综合勘探开发。稳妥推进煤制油气战略基地建设。 积极推进输电通道规划建设。结合以沙漠、戈壁、荒漠等地区为重点的大型风电光伏基地规划开发及电力供需发展形势，积极推进规划已明确的跨省跨区输电通道前期工作，条件具备后，抓紧履行核准手续。加快建设南阳~荆门~长沙、驻马店~武汉、荆门~武汉、白鹤滩~江苏、白鹤滩~浙江等特高压通道。推进重点输电通道配套的电网、电源工程建设，着力提升输电通道利用效率和可再生能源电量占比。 三、加快能源绿色低碳转型 坚持以立为先，深入落实碳达峰、碳中和目标要求，深入落实《“十四五”可再生能源发展规划》，大力发展非化石能源，着力培育能源新产业新模式，持续优化能源结构。 大力发展风电光伏。加大力度规划建设以大型风光基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。优化近海风电布局，开展深远海风电建设示范，稳妥推动海上风电基地建设。积极推进水风光互补基地建设。继续实施整县屋顶分布式光伏开发建设，加强实施情况监管。因地制宜组织开展“千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行动”。充分利用油气矿区、工矿场区、工业园区的土地、屋顶资源开发分布式风电、光伏。健全可再生能源电力消纳保障机制，发布2022年各省消纳责任权重，完善可再生能源发电绿色电力证书制度。 有序推进水电核电重大工程建设。推动雅鲁藏布江下游水电开发前期工作，建成投产白鹤滩、两河口水电站全部机组，加快推动雅砻江孟底沟、黄河羊曲水电站建设，推进旭龙水电站核准，水电装机达到4.1亿千瓦。建成投运福清6号、红沿河6号、防城港3号和高温气冷堆示范工程等核电机组，在确保安全的前提下，积极有序推动新的沿海核电项目核准建设。 积极发展能源新产业新模式。加快“互联网+”充电设施建设，优化充电网络布局。组织实施《核能集中供热及综合利用试点方案》，推进核能综合利用。因地制宜开展可再生能源制氢示范，探索氢能技术发展路线和商业化应用路径。开展地热能发电示范，支持中高温地热能发电和干热岩发电，积极探索作为支撑、调节性电源的光热发电示范。加快推进纤维素等非粮生物燃料乙醇产业示范。稳步推进生物质能多元化开发利用。大力发展综合能源服务，推动节能提效、降本降碳。 四、增强能源供应链弹性和韧性 坚持底线思维和问题导向，加强能源储运、调节和需求侧响应能力，有力有效保障能源稳定供应。 加强能源储运能力。推进中俄东线南段、西三线中段、西四线、川气东送二线、龙口LNG－文23储气库等重大管网工程建设，加快管输瓶颈互联互通补短板和省际联通通道建设，加强油气管道保护，巩固跨境油气进口通道安全稳定运营水平。加快沿海LNG接收站及储气设施，华北、西北等百亿方级地下储气库扩容达容等项目建设。加强煤炭产能储备，在煤炭消费集散地、铁路运输枢纽和重点港口布局建设一批煤炭储备基地。 加快电力系统调节能力建设。加快龙头水库建设，提升流域调蓄能力，缓解部分地区枯水期缺电量、汛期缺调峰容量的问题。推动制定各省抽水蓄能中长期规划实施方案和“十四五”项目核准工作计划，加快推动一批抽水蓄能电站建设。在保障电力稳定供应、满足电力需求的前提下，积极推进煤电机组节能降耗改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”。落实“十四五”新型储能发展实施方案，跟踪评估首批科技创新（储能）试点示范项目，围绕不同技术、应用场景和重点区域实施试点示范，研究建立大型风电光伏基地配套储能建设运行机制。扎实推进在沙漠、戈壁、荒漠地区的大型风电光伏基地中，建设光热发电项目。 提升能源需求侧响应能力。健全分时电价、峰谷电价，支持用户侧储能多元化发展，充分挖掘需求侧潜力，引导电力用户参与虚拟电厂、移峰填谷、需求响应。进一步优化有序用电及天然气“压非保民”的管理措施，加强可中断负荷管理，梳理业务流程及标准，精准实施用能管理。优化完善电网主网架，在关键节点布局电网侧储能，提升省间电力互补互济水平，鼓励用户投资建设以消纳新能源为主的智能微电网。统筹兼顾和综合利用源网荷储各类主体的调节能力，规划建设一批源网荷储一体化和多能互补项目。 五、提升能源产业现代化水平 加大能源技术装备和核心部件攻关力度，积极推进能源系统数字化智能化升级，提升能源产业链现代化水平。 加强能源科技攻关。加快实施《“十四五”能源领域科技创新规划》。继续抓好核电科技重大专项和《核电技术提升行动计划》，加快推进小型堆技术研发示范。以“揭榜挂帅”方式实施一批重大技术创新项目，巩固可再生能源、煤炭清洁高效利用的技术装备优势，加快突破一批新型电力系统关键技术。持续推动能源短板技术装备攻关，重点推动燃气轮机、油气、特高压输电、控制系统及芯片等重点领域技术攻关。推进深远海海上风电技术创新和示范工程建设，探索集中送出和集中运维模式。加快新型储能、氢能等低碳零碳负碳重大关键技术研究。 加快能源系统数字化升级。积极开展煤矿、油气田、管网、电网、电厂等领域设备设施、工艺流程的智能化升级。推动分布式能源、微电网、多能互补等智慧能源与智慧城市、园区协同发展。加强北斗系统、5G、国密算法等新技术和“互联网+安全监管”智能技术在能源领域的推广应用。适应数字化、自动化、网络化能源基础设施发展，建设智能调度体系，实现源网荷互动、多能协同互补及用能需求智能调控。实施“区块链+能源”创新应用试点。 推动完善能源创新支撑体系。开展能源领域碳达峰、碳中和标准提升行动计划，加快构建能源领域碳达峰、碳中和标准体系。围绕新型电力系统、新型储能、氢能和燃料电池、碳捕集利用与封存、能源系统数字化智能化、能源系统安全等6大重点领域，增设若干创新平台。开展创新平台优化整改工作，积极承担国家能源科技创新任务。开展2022年度能源领域首台套技术装备评定并推广示范应用。完善依托工程推动能源技术装备创新和示范应用的政策措施。 六、提高能源服务水平 持续优化营商环境，统筹安排好煤电油气运保障供应，加大民生用能保障力度，不断提升全社会用能水平。 持续深化“放管服”改革。推进能源领域许可告知承诺制，促进“证照分离”改革全覆盖。全面提升“获得电力”服务水平，大力推广居民用户和160kW及以下小微企业用户报装“三零”服务和高压用户报装“三省”服务。出台《电力可靠性管理办法（暂行）》，促进可靠性工作向规划建设、设备制造、运行维护等环节深度延伸。优化涉企服务，打通堵点，为分布式发电就近交易、微电网、综合能源服务等新产业新业态新模式发展创造良好环境。 着力改善用能条件。继续实施农村电网巩固提升工程，提高农网供电保障水平。充分发挥可再生能源供暖作用，持续推进北方地区清洁取暖，做好清洁取暖专项监管。出台推进电能替代的指导意见，扩大电能替代的深度和广度。深入推进成品油质量升级国家专项行动，确保2023年1月1日全国全面供应国六B标准车用汽油。提升城镇电网智能化水平，满足分布式电源就地消纳与电动汽车充电设施、新型储能等多元化负荷的灵活接入。

央视财经《经济半小时》-电力改革：再向深水区前行 前不久，国家发改委、国家能源局发布《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，为建设全国统一电力市场拟定了路线图。《指导意见》明确了2025年和2030年两个关键时点的全国统一电力市场体系建设目标，新一轮电力体制改革迈向深水区。 作为电改“心脏”环节，电力现货市场是完整电力市场体系的重要组成部分，与中长期市场共同发挥着电力商品价格发现的作用。电力现货市场是以短时和即时电力交易为主的市场，是整个电力现货市场的重要组成部分。2015年新一轮电改提出要以现货市场发现价格，建立交易品种齐全、功能完善的电力市场，这是国家首次提到“电力现货”的概念。那么目前电力现货市场建设进展如何？ 广东：2021年5月现货试运行中断背后的博弈 作为全国首批八个现货试点省份之一，广东电力现货市场经过了漫长而精心的准备，曾经在2020年8月和2021年5月两次启动。然而第二次启动紧急运行了一个月就不得不中断，为何中断，中断背后有着怎样的博弈？ 2015年初，国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，拉开新一轮电力体制改革大幕。2015年底，国家发改委、国家能源局发布《关于推进售电侧改革的实施意见》，明确提出向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场主体，充分发挥市场在资源优化配置中的决定性作用，建立规范的购售电市场化交易机制。 作为全国首个允许售电公司参与竞争交易的省份，这一轮电力改革之初，广东电力市场呈现出发电厂-售电公司-终端用户三方都喜闻乐见的局面，激活了广东电力市场的活力，市场主体从改革之初的2000余户增长到现在的3.8万多户，2016年到2020年广东电力市场的平均降价在5分钱左右，用户侧让利超450亿元。 然而进入2021年，售电公司的日子却变得不那么好过。广东2021年年度长协规模约占全年市场化交易总电量的78%，签订年度长协时如果没有买到足够的电，就要在月竞中进行交易。由于前几年供电量充足，广东不少售电公司误判了2021年供需形势，仍以低价与用电客户签约，然而2021年广东月竞的交易价差一路下跌，9月份出现0价差情况，售电公司拿不到价差就面临亏损。2020年广东售电公司整体利润有7个多亿，2021年亏损5个多亿。 那么到底是什么原因导致2021年广东电力供需出现大反转？ 2021年广东省电力需求同比增长20%以上，往年广东用电近1/3来自云南水电，而2021年云南水电供应短缺。用电增加，外送电不足，这原本是发电企业开足马力的好时候，而发电企业却碰到空前困难，有些发电企业甚至出现资金链断裂的境地。 广东省电力体制改革遵循以降价为主的价差模式，发电厂让利给终端客户。但2021年煤炭价格飞速上涨，发电成本大幅攀升，电厂入不敷出。由于年度长协已经早早签订，唯一能让电厂挽回一些损失的就是电力现货交易。 2021年5月，广东电力现货市场价格出现大幅增长，现货价格高峰时段甚至达到1.5元/千瓦时的天价，而广东燃煤标杆上网电价仅为463厘/千瓦时，给发电企业带来难得的机会。然而随着5月现货市场的启动，反弹高企的出清价给售电公司来了个措手不及。2021年5月现货结算试运行，全月161家售电公司中136家亏损，占比80%以上。 准备现货季度试运行的广东，仅仅开展一个月被叫停，广东省能源局副局长刘文胜指出，暂停是为了梳理问题，完善规则之后再向前走。 改革就是要啃最硬的骨头，2021年10月12日国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确将有序放开全部燃煤发电电量上网电价。2022年1月29日，国家发改委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场建设体系的指导意见》，提出到2030年全国统一电力市场体系基本建成。 为了加快全国统一电力市场体系建设，2021年11月，广东电力现货市场重新启动，首次实现连续五个月不间断运行。 广东电力交易中心副总经理卢恩指出，本次广东现货试运行，实现了整个从发电，到售电，再到用户的成本疏导。以月份为例，一月份的市场电量206亿千瓦时，其中，中长期电量200亿千瓦时，现货电量6亿千瓦时。整个发电侧均价0.511元/千瓦时，能够涵盖燃煤燃气机组的成本，电厂还有适度盈利，70%售电公司实现盈利，用户也能接受价格的上涨。 重启后的广东电力现货市场，最大不同在于将曾经的价差模式调整为可升可降的绝对价格模式，允许月度中长期交易价格较基准价上浮最高20%，与此同时取消目录价格，有序推动工商业用户全部进入市场，按照市场价格购电，对暂未直接从市场购电的用户有电网企业代理购电。 华南理工大学电力学院教授荆朝霞指出，目录电价的取消是非常大的动作，发电侧竞价上网后，发电侧调度按照市场进行，价格也按市场进行，那么价格一定是波动的。目录电价问题不解决，很多问题就没办法解决。所以政府推出此举是非常好的，对未来市场顺畅发展有很大意义。 这样的变化能否让半年前亏损的售电公司有所改变？九州能源有限公司董事长 张传名表示，取消目录电价，有序推动工商业用户全部进入市场后，今年第二季度，公司代理用户新增64家，吸取去年的教训，今年九成以上电量都与电厂签订中长期合同，与客户的合同也不再是一味降价的价差模式，今年售电公司与客户的价格会与市场价格更加契合。 山西：加强省内和省间两个现货市场间的磨合与协作 作为全国首批八个现货试点省份之一，山西电力现货市场自2021年4月1日成为全国首个开展不间断结算试运行的双边现货市场。在经历2021年煤价持续高涨、电力供应趋紧的情况下，山西电力现货市场仍然保持稳定运行，成为截至目前全国不间断运行时间最长的电力现货市场。 国网山西省电力公司调控中心计划处副处长邹鹏称，现在电力改革到了深水区，到了更加艰难的状态，但是现货市场对于保供应、保安全、促消纳、促转型的作用非常明显。 随着广东电力现货市场的重新启航，山东、甘肃、福建等试点省份相继开展全年现货结算试运行，孤军奋战的山西现货市场不再孤单。山西省能源局副局长侯秉让指出，按阶段来讲，山西电力现货市场目前到了大学生阶段，经过近一年的试运行基本大问题已经解决，争取能够尽快进入正式长周期运行。 《关于加快全国统一电力市场建设的指导意见》中，明确指出要有序推动跨省跨区市场间开放合作。省间现货市场的魔力在于，能够把本省电力的余缺通过一些复杂的渠道送到外省。国网山西省电力公司调控中心计划处副处长邹鹏指出，仅靠山西一个电网消纳新能源的压力很大，必须依托于区域和全国的大电网、大市场。目前山西新能源装机占直调装机比例达到近40%，需要加强省内和省间两个市场间的磨合与协作。 改革正在加快推进电力现货市场建设，市场化电价机制从“降价交易”到“能涨能跌”，发挥市场“无形的手”在资源优化配置方面的作用。近期，国家发改委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》指出，稳妥推进电力现货市场建设，推动具备条件的试点地区转入长周期运行，有序扩大现货试点范围。当然市场建设不可能一蹴而就，当前各试点地区也面临一些亟需解决的问题，摸着石头过河，勇闯深水区，正是有了更多区域的勇敢尝试，才会最终推动全国统一电力市场的建设，抵达发展的新高度。

# 国家发改委等4部门：深化绿色清洁能源合作 日前国家发改委、外交部、生态环境部、商务部联合印发《关于推进共建“一带一路”绿色发展的意见》（以下简称《意见》），提升绿色发展生态环保国际合作水平。 《意见》提出，共建“一带一路”绿色发展面临的风险挑战依然突出，生态环保国际合作水平有待提升，应对气候变化约束条件更为严格，需要统筹推进绿色基建、绿色能源、绿色交通、绿色金融等领域合作，推进共建“一带一路”高质量发展。 促进煤电等项目绿色低碳发展。全面停止新建境外煤电项目，稳慎推进在建境外煤电项目。推动建成境外煤电项目绿色低碳发展，鼓励相关企业加强煤炭清洁高效利用，采用高效脱硫、脱硝、除尘以及二氧化碳捕集利用与封存等先进技术，升级节能环保设施。研究推动钢铁等行业国际合作绿色低碳发展。 《意见》就统筹推进绿色发展重点领域合作，提出： 绿色能源合作方面，深化绿色清洁能源合作，推动能源国际合作绿色低碳转型发展。鼓励太阳能发电、风电等企业“走出去”，推动建成一批绿色能源最佳实践项目。深化能源技术装备领域合作，重点围绕高效低成本可再生能源发电、先进核电、智能电网、氢能、储能、二氧化碳捕集利用与封存等开展联合研究及交流培训。 绿色交通合作方面，加强绿色交通领域国际合作，助力共建“一带一路”国家发展绿色交通。积极推动国际海运和国际航空低碳发展。推广新能源和清洁能源车船等节能低碳型交通工具，推广智能交通中国方案。鼓励企业参与境外铁路电气化升级改造项目，巩固稳定提升中欧班列良好发展态势，发展多式联运和绿色物流。 国家发展改革委等部门 关于推进共建“一带一路”绿色发展的意见 发改开放〔2022〕408号 各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团推进“一带一路”建设工作领导小组，推进“一带一路”建设工作领导小组成员单位，银保监会、证监会、铁路局、民航局： 推进共建“一带一路”绿色发展，是践行绿色发展理念、推进生态文明建设的内在要求，是积极应对气候变化、维护全球生态安全的重大举措，是推进共建“一带一路”高质量发展、构建人与自然生命共同体的重要载体。共建“一带一路”倡议提出以来，特别是总书记提出建设绿色丝绸之路5年来，共建“一带一路”绿色发展取得积极进展，理念引领不断增强，交流机制不断完善，务实合作不断深化，我国成为全球生态文明建设的重要参与者、贡献者、引领者。同时，共建“一带一路”绿色发展面临的风险挑战依然突出，生态环保国际合作水平有待提升，应对气候变化约束条件更为严格。为进一步推进共建“一带一路”绿色发展，让绿色切实成为共建“一带一路”的底色，经推进“一带一路”建设工作领导小组同意，现提出如下意见。 一、总体要求 （一）指导思想。以新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，深入贯彻生态文明思想和总书记关于共建“一带一路”的系列重要讲话精神，坚持稳中求进工作总基调，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，构建新发展格局，坚持稳字当头、稳中求进，按照第三次“一带一路”建设座谈会会议要求，践行共商共建共享原则，以高标准、可持续、惠民生为目标，坚持绿水青山就是金山银山，坚持人与自然和谐共生，建设更紧密的绿色发展伙伴关系，推动构建人与自然生命共同体。 （二）基本原则。 绿色引领，互利共赢。以绿色发展理念为引领，注重经济社会发展与生态环境保护相协调，不断充实完善绿色丝绸之路思想内涵和理念体系。坚持多边主义，坚持共同但有区别的责任原则和各自能力原则，充分尊重共建“一带一路”国家实际，互学互鉴，携手合作，促进经济社会发展与生态环境保护相协调，共享绿色发展成果。 政府引导，企业主体。积极发挥政府引导作用，完善绿色发展政策支撑，搭建绿色交流合作平台，建立环境风险防控体系。更好发挥企业主体作用，压实企业生态环境保护主体责任，健全市场机制，调动企业参与共建“一带一路”绿色发展的积极性，鼓励全社会共同参与。 统筹推进，示范带动。坚持系统观念，加强部门、地方、企业联动，完善共建“一带一路”绿色发展顶层设计和标准体系，统筹推进绿色基建、绿色能源、绿色交通、绿色金融等领域合作。完善绿色发展合作平台，扎实开展绿色领域重点项目，形成示范带动效应。 依法依规，防范风险。严格遵守东道国生态环保法律法规和规则标准，高度重视当地民众绿色发展和生态环保诉求。坚持危地不往、乱地不去，严防严控企业海外无序竞争。强化境外项目环境风险防控，加强企业能力建设，切实保障生态安全。 （三）主要目标。到2025年，共建“一带一路”生态环保与气候变化国际交流合作不断深化，绿色丝绸之路理念得到各方认可，绿色基建、绿色能源、绿色交通、绿色金融等领域务实合作扎实推进，绿色示范项目引领作用更加明显，境外项目环境风险防范能力显著提升，共建“一带一路”绿色发展取得明显成效。 到2030年，共建“一带一路”绿色发展理念更加深入人心，绿色发展伙伴关系更加紧密，“走出去”企业绿色发展能力显著增强，境外项目环境风险防控体系更加完善，共建“一带一路”绿色发展格局基本形成。 二、统筹推进绿色发展重点领域合作 （四）加强绿色基础设施互联互通。引导企业推广基础设施绿色环保标准和最佳实践，在设计阶段合理选址选线，降低对各类保护区和生态敏感脆弱区的影响，做好环境影响评价工作，在建设期和运行期实施切实可行的生态环境保护措施，不断提升基础设施运营、管理和维护过程中的绿色低碳发展水平。引导企业在建设境外基础设施过程中采用节能节水标准，减少材料、能源和水资源浪费，提高资源利用率，降低废弃物排放，加强废弃物处理。 （五）加强绿色能源合作。深化绿色清洁能源合作，推动能源国际合作绿色低碳转型发展。鼓励太阳能发电、风电等企业“走出去”，推动建成一批绿色能源最佳实践项目。深化能源技术装备领域合作，重点围绕高效低成本可再生能源发电、先进核电、智能电网、氢能、储能、二氧化碳捕集利用与封存等开展联合研究及交流培训。 （六）加强绿色交通合作。加强绿色交通领域国际合作，助力共建“一带一路”国家发展绿色交通。积极推动国际海运和国际航空低碳发展。推广新能源和清洁能源车船等节能低碳型交通工具，推广智能交通中国方案。鼓励企业参与境外铁路电气化升级改造项目，巩固稳定提升中欧班列良好发展态势，发展多式联运和绿色物流。 （七）加强绿色产业合作。鼓励企业开展新能源产业、新能源汽车制造等领域投资合作，推动“走出去”企业绿色低碳发展。鼓励企业赴境外设立聚焦绿色低碳领域的股权投资基金，通过多种方式灵活开展绿色产业投资合作。 （八）加强绿色贸易合作。持续优化贸易结构，大力发展高质量、高技术、高附加值的绿色产品贸易。加强节能环保产品和服务进出口。 （九）加强绿色金融合作。在联合国、二十国集团等多边合作框架下，推广与绿色投融资相关的自愿准则和最佳经验，促进绿色金融领域的能力建设。用好国际金融机构贷款，撬动民间绿色投资。鼓励金融机构落实《“一带一路”绿色投资原则》。 （十）加强绿色科技合作。加强绿色技术科技攻关和推广应用，强化基础研究和前沿技术布局，加快先进适用技术研发和推广，鼓励企业优先采用低碳、节能、节水、环保的材料与技术工艺。发挥“一带一路”科技创新行动计划等机制作用，支持在绿色技术领域开展人文交流、联合研究、平台建设等合作，实施面向可持续发展的技术转移专项行动，建设“一带一路”绿色技术储备库，推动绿色科技合作网络与基地建设。 （十一）加强绿色标准合作。积极参与国际绿色标准制定，加强与共建“一带一路”国家绿色标准对接。鼓励行业协会等机构制定发布与国际接轨的行业绿色标准、规范及指南。 （十二）加强应对气候变化合作。推动各方全面履行《联合国气候变化框架公约》及其《巴黎协定》，积极寻求与共建“一带一路”国家应对气候变化“最大公约数”，加强与有关国家对话交流合作，推动建立公平合理、合作共赢的全球气候治理体系。继续实施“一带一路”应对气候变化南南合作计划，推进低碳示范区建设和减缓、适应气候变化项目实施，提供绿色低碳和节能环保等应对气候变化相关物资援助，帮助共建“一带一路”国家提升应对气候变化能力。 三、统筹推进境外项目绿色发展 （十三）规范企业境外环境行为。压实企业境外环境行为主体责任，指导企业严格遵守东道国生态环保相关法律法规和标准规范，鼓励企业参照国际通行标准或中国更高标准开展环境保护工作。加强企业依法合规经营能力建设，鼓励企业定期发布环境报告。指导有关行业协会、商会建立企业境外投资环境行为准则，通过行业自律引导企业规范环境行为。 （十四）促进煤电等项目绿色低碳发展。全面停止新建境外煤电项目，稳慎推进在建境外煤电项目。推动建成境外煤电项目绿色低碳发展，鼓励相关企业加强煤炭清洁高效利用，采用高效脱硫、脱硝、除尘以及二氧化碳捕集利用与封存等先进技术，升级节能环保设施。研究推动钢铁等行业国际合作绿色低碳发展。 四、统筹完善绿色发展支撑保障体系 （十五）完善资金支撑保障。有序推进绿色金融市场双向开放，鼓励金融机构和相关企业在国际市场开展绿色融资，支持国际金融组织和跨国公司在境内发行绿色债券、开展绿色投资。 （十六）完善绿色发展合作平台支撑保障。进一步完善“一带一路”绿色发展国际联盟，积极搭建“一带一路”绿色发展政策对话和沟通平台，不断提升国际影响力。加强“一带一路”生态环保大数据服务平台建设，加强生态环境及应对气候变化相关信息共享、技术交流合作，强化生态环保法律法规和国际通行规则研究。发挥“一带一路”能源合作伙伴关系、“一带一路”可持续城市联盟等合作平台作用，建立多元交流与合作平台。 （十七）完善绿色发展能力建设支撑保障。支持环境技术交流与转移基地、绿色技术示范推广基地和绿色科技园区等平台建设，强化科技创新能力保障，加强“一带一路”环境技术交流与转移中心（深圳）示范作用。实施绿色丝路使者计划，加强环境管理人员和专业技术人才互动交流，提升共建“一带一路”国家环保能力和水平。开展共建“一带一路”绿色发展专题培训，提高对共建“一带一路”绿色发展的人才支持力度。建设绿色丝绸之路新型智库，构建共建“一带一路”绿色发展智力支撑体系。 （十八）完善境外项目环境风险防控支撑保障。指导企业提高环境风险意识，加强境外项目环境管理，做好境外项目投资建设前的环境影响评价，及时识别和防范环境风险，采取有效的生态环保措施。组织编制重点行业绿色可持续发展指南，引导企业切实做好境外项目环境影响管理工作。通过正面引导、跟踪服务等多种措施，加强项目建设运营期环境指导和服务。 五、统筹加强组织实施 （十九）加强组织领导。加强党对共建“一带一路”绿色发展工作的集中统一领导。推进“一带一路”建设工作领导小组办公室要加强对共建“一带一路”绿色发展工作的统筹协调和系统推进。各地方和有关部门要把共建“一带一路”绿色发展工作摆上重要位置，加强领导、统一部署，确保相关重点任务及时落地见效。 （二十）加强宣传引导。加强和改进“一带一路”国际传播工作，及时澄清、批驳负面声音和不实炒作；强化正面舆论引导，讲好共建“一带一路”绿色发展“中国故事”。 （二十一）加强跟踪评估。推进“一带一路”建设工作领导小组办公室要加强共建“一带一路”绿色发展各项任务的指导规范，及时掌握进展情况，适时组织开展评估。各地方和有关部门贯彻落实情况要及时报送推进“一带一路”建设工作领导小组办公室。 国家发展改革委 外 交 部 生 态 环 境 部 商 务 部 2022年3月16日

# “隔墙售电”如何打通电网关 今年以来，《能源领域深化“放管服”改革优化营商环境实施意见》《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》等政策相继出台，进一步明确了推动开展分布式发电就近交易（即“隔墙售电”）的政策风向。 “虽然利好政策频出，但过网费、交叉补贴等核心问题仍未厘清，致使‘隔墙售电’在实际操作中存在诸多困难，必须寻找到与电网共融共赢的模式。”日前，一些“隔墙售电”企业相关人士向记者表示。 1，过网费怎么收 2017年《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》的出台，标志着“隔墙售电”试点启动，但其发展并不顺利，直到2020年12月，江苏省常州市天宁区郑陆工业园5兆瓦分布式发电市场化交易试点项目成功并网发电，“隔墙售电”才真正落地。 “隔墙售电”既有利于分布式能源就近消纳，又能大幅降低输配成本，为交易双方带来实实在在的收益，为何难落地？ 据了解，过网费该不该收、收多少是困扰“隔墙售电”项目的一个核心问题。所谓过网费，即电网企业为了回收其电网设施合理投资、运行维护成本及合理投资回报而向使用者收取的费用。 按照相关政策规定，电力用户自发自用以及在10千伏(20千伏)电压等级且同一变电台区内消纳，免收过网费。以一个2兆瓦的屋面光伏为例，采用10千伏接入配电网，自发自用之外的电量销售给附近同一台区的用户时，无需交过网费。“‘隔墙售电’就像是破墙开店，跟原来的经营者竞争，还必须经过原经营者的路，你觉得人家会配合你减免费用吗？”一位“隔墙售电”项目参与者告诉记者，申报“隔墙售电”交易试点所需材料中的诸多文件都需要电网公司出具，电网公司怎会轻易给与自己争利的项目出具支持文件呢？通常，“隔墙售电”项目的电源需要接入配电网，再到达周边的用户，因此在一部分业内人士看来，电网收取过网费有其合理之处。过网费与现有的电力交易体系输配电价核定方式有关。“隔墙售电”中如何考虑电网资产利用情况以及输配电价中的交叉补贴情况，给出一个各方均认可的过网费标准并非易事。 当前，电网企业的过网费与各省统筹的输配电价在定价方式上相悖。“输配电价是各省统筹，而过网费则是节点定价法，这涉及重构输配电价体制，如果不理顺现有的电价机制，不通过市场的价格来调整与分配资源，‘隔墙售电’仍难迎来大发展。” ,2交叉补贴如何捋顺 据了解，分布式发电项目的过网费是以电压等级高低划分收费标准的，但目前的电价体系中包含政策性交叉补贴，而交叉补贴又是多层次、多维度的体系，可能存在于同一省区不同地市之间，工商业与居民用户之间等，相互交错，情况复杂。 所谓电价交叉补贴，就是在总体电价水平一定的条件下，对各类别用户实行与实际供电成本不相匹配的用电价格，以达到一部分用户给予另一部分用户电价补贴的政策目标。当前，我国最主要的交叉补贴类型是，供电成本低的工商业用户通过承担高电价来补贴供电成本高、承受能力弱的居民和农业用户。 业内认为，正是因为有交叉补贴的存在，“隔墙售电”交易的过网费很难用电压等级扣减的思路厘清。各省电价在进行成本监审的时候，电压等级、交叉补贴其实是清楚的，但如何疏导补贴成本是难题。“部分省区一般工商业用户因承担了较多交叉补贴，‘隔墙售电’的交叉补贴如果进入直接交易市场反而会出现电价倒挂现象，导致电价上涨。”“现在的矛盾点在于，交叉补贴的资金是由财政支付，还是通过调整电价实现。”“江苏‘隔墙售电’之所以能成功，主要原因在于当地政府提出了，就近直接交易电量的输配电价仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的输配电网输配费用，免交未涉及的上一电压等级的输电费，政策性交叉补贴予以减免。” 3利益协同怎样破局 在构建新型电力系统的当下，《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》等政策，提出支持分布式发电（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。“隔墙售电”如何借助利好政策和新的市场环境迎来转机，为业内所期待。电网是电力生产、输送和使用的公共平台。“隔墙售电”交易需要电网企业提供分布式电源并网运行、输电、以及保障电力用户可靠用电的技术支持，提供发用电计量、电费收缴等服务，这些都增加电网企业的运营成本，特别是分布式发电交易不支付未使用的上一级电压等级的输电价格，与全部由电网企业供电相比，这部分电量对应的电网企业的售电(或输配电价)收入就减少了。由于“隔墙售电”交易改变了电网的运营方式，给电网企业增加的成本是多因素共同作用下的一个综合结果，需要在试点中监测评估并逐步厘清。

# 火电亏！新能源巨赚！“五大六小”上市公司业绩冰火两重天 可再生能源VS火电，利润差别有多大？2021年华润电力火电亏损约48亿元人民币，可再生能源利润约68亿元人民币！在高煤价影响下，2021年五大发电旗下的10家火电公司全部亏损，累计亏损超过300亿元。然而反观清洁能源企业，2021年业绩大多盈利颇丰。 火电VS水电VS新能源 利润差距有多大？ 3月16日，华润电力公布2021全年业绩。在大多数火电企业亏损的情况下，华润电力凭借可再生能源利润实现逆市盈利。 2021年，华润电力实现净利润15.93亿港元。其中，火电核心利润亏损59.42亿港元（约合人民币-48.3亿元）；可再生能源核心利润83.81亿港元（约合人民币68.13亿元），同比增长85.4%。 截至2021年底，华润电力运营权益装机容量47997兆瓦。其中，可再生能源运营权益装机15441兆瓦，占比32.2%。 华润电力装机占比32.2%的可再生能源，贡献了约68亿元的利润；装机占比67.8%的火电，却亏损约48亿元。可再生能源VS火电，赚到的利润有多悬殊，一目了然。 2021年，煤价一路上涨，一度曾超过2000元/吨，这使得火电企业几乎全部亏损。而反观主营风电光伏、水电、核电等清洁能源的上市公司，盈利大都十分可观。2021年，“五大六小”几家主要发电上市公司业绩如下： 五大六小旗下，共有12家火电占比超过50%的公司，仅有华润电力实现盈利，内蒙华电暂未公布2021年业绩，其他企业则全部亏损。华能国际、华电国际、大唐发电、国电电力、中国电力等10家火电装机偏高的上市公司，预计总计亏损超过300亿元。 对比五大六小旗下的发电上市公司2021年业绩，长江电力凭借水电优势排在第一位，紧随其后的则是主营核电的中广核集团旗下的“中国广核”、以及中核集团旗下的“中国核电”，主营风光发电的龙源电力、三峡能源同样业绩靠前。 水电站、核电站建设进度缓慢，而且对项目建设的地理位置也有诸多要求。长江电力、华能水电、中国广核等主营水电、核电的公司业绩稳健，但同时业绩增长并不明显。 而三峡能源、龙源电力等凭借着对可再生能源的快速扩张，2021年业绩均有大幅增长。 2021年，三峡能源净利润同比增长56.02%，装机容量较上年增长47%，其中风电增长61%，太阳能发电增长29%。 作为全球最大的风电运营商，龙源电力2021年净利润同比增长25%-35%，业绩上升的主要原因之一就是风电装机规模增长。 从“火电巨头”到“新能源巨擘”，需要几年？ 水电、核电对地理位置要求较高，建设时间也比较长，很难在短时间内快速扩张。因此，目前盈利颇丰的风电、光伏等可再生能源，成为各大电力企业争相布局的重点领域。 三峡能源、龙源电力等主营风电、光伏发电的企业自然是不用多说。借助“双碳”的东风，很多火电、水电企业也加大了对新能源的布局。 华润电力表示，“十四五”期间，公司目标新增4000万千瓦可再生能源装机，预计至2025年底，可再生能源装机占比超过50%。 国家电投旗下的中国电力也曾披露过新能源目标，计划到2023年底，中国电力清洁能源装机占比超过70%，清洁能源收入占比超过50%。到2025年底，中国电力境内清洁能源装机占比将超过90%，清洁能源收入占比超过70%。 截至2020年底，中国电力的电力总装机4991.36万千瓦，其中清洁能源装机为1992.09万千瓦，清洁能源装机占比是39.91%。 3年的时间，清洁能源占比要从39.91%提升至70%，这足以看出中国电力的决心。 2021年10月，中国电力曾表示，截至当时，已落地光伏风电项目近1000万千瓦，锁定风光项目资源2000万千瓦，在谈风光项目3000万千瓦，实现了“落地一批、锁定一批、储备一批”的良性循环。 华能国际也曾披露“十四五”规划，将新增超过4400万千瓦新能源装机。2025年末，公司新能源装机达到5500万千瓦，新能源装机占比达到34%。 大唐发电依托自身的大型火电厂，签下了多个百万千瓦级的新能源基地。依托世界最大的火电厂大唐托克托电厂，以及河北大唐蔚县电厂的火电调峰优势，大唐发电争取到了300万千瓦新能源项目。 国电电力在2021年曾多次召开专题会议，部署火电企业的新能源转型工作。国电电力总经理、党委副书记贾彦兵表示，力争“十四五”时期，公司新增新能源装机1500万千瓦，清洁能源装机占比达到40%以上。 对比华能国际、大唐发电、国电电力等等，国家电投旗下的中国电力体量较小，也更容易实现新能源转型。但是另一方面，风电、光伏等可再生能源存在间歇性、不稳定性，目前仍需煤电来进行调峰。火电企业也可以依托自身煤电资源，配套建设新能源大基地，争取更多的新能源指标。目前，火电+新能源大基地的形式，俨然已经成为一种新趋势。 此外，还有地方将新能源指标作为奖励分配给“保供电”的煤电企业。湖北省日前下发了738万千瓦风光奖励指标，其中，对煤电企业组煤保电的奖励指标有350万千瓦。 水电企业解除限制 加入新能源“竞赛”？ 不止是火电企业，长江电力、华能水电这些主营水电的上市公司，也已经有布局风电、光伏的意向。 今年3月，永泰能源公告称，永泰能源、长江电力和三峡集团河南分公司筹备组签署《合作协议》，拟在河南省郑州市设立合资公司，共同出资在河南全省投资建设储能项目及其他新能源项目。据悉，合资公司预计到2030年投资建设和运营管理的储能项目和其他新能源项目总装机规模达到1,000万千瓦。 公告称，这家合资公司由长江电力作为控股主体，三峡集团河南分公司作为一致行动人参股，前述两方所持股比合计不低于60%。长江电力目前所有电力装机都是水电，而长江电力作为全球最大的水电上市公司，盈利能力不容小觑。在布局新能源领域后，会给业绩带来怎样的影响，能否带来更多的业绩增长，这都需要让时间来验证。 华能集团旗下的华能水电，也在积极布局新能源领域。2021年，华能水电召开股东大会，将公司发展战略从“专注水电发展”调整为“水电与新能源并重，风光水储一体化发展”。 据悉，华能水电将开展澜沧江大型清洁能源基地的前期工作，其中光伏规模约为1000万千瓦，水电规模为975.6万千瓦。华能水电在新能源领域，也将大有可为。 “双碳”目标提出后，资本市场非常看好新能源市场。每每有企业布局新能源项目，几乎都能迎来一波股价的上涨。未来，电力上市公司对新能源的布局，或许也会影响到企业的融资能力。未来几年，五大发电集团，究竟谁能在这场新能源竞赛中脱颖而出，让我们拭目以待！

# 《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》发布！ 3月23日，国家能源局、国家发改委联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，《规划》明确了氢的能源属性，是未来国家能源体系的组成部分，充分发挥氢能清洁低碳特点，推动交通、工业等用能终端和高耗能、高排放行业绿色低碳转型。同时，明确氢能是战略性新兴产业的重点方向，是构建绿色低碳产业体系、打造产业转型升级的新增长点。 《规划》提出了氢能产业发展基本原则：一是创新引领，自立自强。积极推动技术、产品、应用和商业模式创新，集中突破氢能产业技术瓶颈，增强产业链供应链稳定性和竞争力。二是安全为先，清洁低碳。强化氢能全产业链重大风险的预防和管控；构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。三是市场主导，政府引导。发挥市场在资源配置中的决定性作用，探索氢能利用的商业化路径；更好发挥政府作用，引导产业规范发展。四是稳慎应用，示范先行。统筹考虑氢能供应能力、产业基础、市场空间和技术创新水平，积极有序开展氢能技术创新与产业应用示范，避免一些地方盲目布局、一拥而上。《规划》提出了氢能产业发展各阶段目标：到2025年，基本掌握核心技术和制造工艺，燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，有力支撑碳达峰目标实现。到2035年，形成氢能多元应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比例明显提升。《规划》部署了推动氢能产业高质量发展的重要举措：一是系统构 建氢能产业创新体系。聚焦重点领域和关键环节，着力打造产业创新支撑平台，持续提升核心技术能力，推动专业人才队伍建设。二是统筹建设氢能基础设施。因地制宜布局制氢设施，稳步构建储运体系和加氢网络。三是有序推进氢能多元化应用，包括交通、工业等领域，探索形成商业化发展路径。四是建立健全氢能政策和制度保障体系，完善氢能产业标准，加强全链条安全监管。《规划》要求，国家发展改革委建立氢能产业发展部际协调机制，协调解决氢能发展重大问题，研究制定相关配套政策。各地区、各部门要充分认识发展氢能产业的重要意义，把思想、认识和行动统一到党中央、国务院的决策部署上来，加强组织领导和统筹协调，压实责任，强化政策引导和支持，通过采取试点示范、宣传引导、督导评估等措施，确保规划目标和重点任务落到实处。