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# 三位原“同煤系”高管被查 皆已退休 5月9日晚，山西省纪委监委网站一连发布3起“同煤系”高管被查消息，3位高管均已退休。 原大同煤矿集团有限责任公司董事长助理、董事会秘书李永平接受纪律审查和监察调查 原大同煤矿集团有限责任公司董事长助理、董事会秘书李永平涉嫌严重违纪违法，经省纪委监委指定，目前正接受晋中市纪委监委纪律审查和监察调查。 李永平简历 李永平，男，汉族，1956年12月生，山西朔州人，中央党校在职研究生学历，1985年3月加入中国共产党，1974年2月参加工作。 历任大同矿务局办公室调研科科长，政策研究室副主任、主任；大同煤矿集团有限责任公司秘书处处长、总经理助理、董事长助理、董事会秘书。2018年11月，退休。 （晋中市纪委监委） 原大同煤业股份有限公司塔山铁路分公司党委书记王月山接受纪律审查和监察调查 原大同煤业股份有限公司塔山铁路分公司党委书记王月山涉嫌严重违纪违法，经省纪委监委指定，目前正接受晋中市纪委监委纪律审查和监察调查。 王月山简历 王月山，男，汉族，1957年1月生，天津人，本科学历，1984年7月加入中国共产党，1974年1月参加工作。 历任大同煤矿集团有限责任公司同家梁矿综采一队队长、运销站站长、安全矿长、生产矿长；大同煤矿集团有限责任公司矿山铁路分公司党委书记；山西同煤铁丰铁路运输有限责任公司董事长；大同煤业股份有限公司塔山铁路分公司党委书记。2017年1月，退休。 （晋中市纪委监委） 原大同煤矿集团有限责任公司矿山铁路分公司经理李云满接受纪律审查和监察调查 原大同煤矿集团有限责任公司矿山铁路分公司经理李云满涉嫌严重违纪违法，经省纪委监委指定，目前正接受晋中市纪委监委纪律审查和监察调查。 李云满简历 李云满，男，汉族，1962年10月生，山西大同人，本科学历，1990年6月加入中国共产党，1978年12月参加工作。 历任大同矿务局机电处团总支书记，煤炭经销处管理科科长、副处长；大同煤矿集团有限责任公司矿山铁路分公司副经理；大同煤业股份有限公司塔山铁路分公司党委书记；山西同煤铁丰铁路运输有限责任公司副董事长、总经理；大同煤矿集团有限责任公司矿山铁路分公司经理、调研员。2021年11月，退休。

# 150MW！中国香港将启动海上风电建设 据香港文汇网报道，为配合香港特区政府订立的净零发电目标，港灯计划在南丫岛西南水域兴建离岸风力发电场（海上风电场），预计每年可生产约4亿度电，以每月每户用电量275度电计算，可供应12万户家庭使用。若计划进展顺利，会在2024年招标兴建，2027年落成营运。 港灯早于2010年已就风场项目获发环境许可证，但因离岸风力发电技术近年已有显著进步，原拟采用的发电机设计已过时，故上月初向环境保护署提交“更改环境许可证”申请，容许项目使用更高效能的风力发电技术。相关计划前日获批准，确认相关改动将不会对风场水域内的水质、海洋生态、渔业、运作噪音等构成影响。 南丫岛位置示意图，拟建海上风电场距离南丫发电厂4公里 港灯6日介绍，拟建的离岸风场面积约600公顷，位于南丫岛西南海域，距南丫发电厂约4公里，总容量约150兆瓦。每台风机容量约8兆瓦至12兆瓦。视乎最终挑选的风机容量，预算兴建13台至19台机组。风机总高点为海拔198米至271米。根据选址近年的风力数据，平均风速约每秒7.1米，故有足够风资源，风力亦较天文台于横栏岛气象监测站所录得的平均风力为高，是发展离岸风场的理想选址。 港灯表示，离岸风场预计每年可生产约4亿度零碳电力，占港灯总发电量约4%，可供应约12万个3人至4人家庭使用，预计每年可减少约28.4万吨二氧化碳排放量。风场项目将纳入港灯下一个5年 (2024年至2028年)发展计划，于明年提交予特区政府审批，获批准后即进行土地勘探和展开招标工作，预计于2025年中开始进行地基及风力发电机安装工程，在2027年投入商业营运。 港灯指出，项目除可达至减碳目标，日后更可发展为旅游景点，既创造就业机会，也带来经济效益。

国务院总理李克强5月11日主持召开国务院常务会议，要求财政货币政策以就业优先为导向，稳住经济大盘；部署进一步盘活存量资产，拓宽社会投资渠道、扩大有效投资；决定阶段性免除经济困难高校毕业生国家助学贷款利息并允许延期还本。 会议指出，受新一轮疫情、国际局势变化的超预期影响，4月份经济新的下行压力进一步加大。要贯彻党中央、国务院部署，坚定信心，正视困难和挑战，着力稳住经济大盘，为统筹做好各项工作提供基础，以实际行动迎接党的二十大胜利召开。一是财政、货币政策要以就业优先为导向，退减税、缓缴社保费、降低融资成本等措施，都着力指向稳市场主体稳岗位稳就业，以保基本民生、稳增长、促消费。要进一步研究运用多种政策工具，调动地方积极性并压实责任，切实稳岗位稳就业。二是确保物价稳定。我国基本民生需求品供应是充裕的，但不可掉以轻心。要抓实粮食生产，确保粮食产量和供应稳定，夯实稳物价基础。在做好疫情防控同时进一步畅通物流特别是重点地区物流，维护产业链供应链稳定。三是确保能源正常供应。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。四是对当前有困难的企业和职工，给予住房公积金政策支持。今年底前企业申请即可缓缴，职工正常提取公积金和申请公积金贷款不受影响，预计减缓 企业负担900多亿元。职工未正常偿还公积金贷款，不作逾期处理。各地可合理提高公积金租房提取额度。五是抓紧研究养老保险费缓缴政策扩围、延长实施期限的措施，指导地方对中小微企业、个体工商户水电气等费用予以补贴。 会议指出，盘活基础设施等存量资产，有利于拓宽社会投资渠道和扩大有效投资、降低政府债务风险。一要鼓励通过发行不动产投资信托基金等实施盘活。指导地方拿出有吸引力的项目示范，对参与投资的各类市场主体一视同仁。二要完善市场化运营机制，提高项目收益水平。对回收资金投入新项目，专项债可予以支持。三要坚持市场化法治化原则，公开透明确定交易价格。确保基础设施稳健运营，保障公共利益。 会议指出，国家助学贷款是保障经济困难家庭学生公平接受高等教育的一项重要制度。今年高校毕业生人数创历史新高，为帮扶他们减负和就业，会议决定，免除今年及以前年度毕业生今年应偿还的国家助学贷款利息，免息资金由国家财政承担；本金可申请延期1年偿还，不计复利。毕业生因疫情影响今年未及时还款的，不影响征信。预计免息20多亿元、延期还本50多亿元，惠及400多万毕业生。各高校和相关金融机构等要加强工作衔接，特事特办尽快让政策应享尽享。

# 投资、扩产、建基地！中国风电产业版图急速扩张 2020、2021两年，我国风电新增装机规模刷新历史记录，分别为5443万千瓦和4757万千瓦，连续两年的市场高需求，刺激我国风电整机、设备企业加足马力、拉满产能，全力支持产业快速增长，完美地交上了2020-2021年陆海抢装的答卷，带动了整个产业链的繁荣。 电价政策导致的抢装不仅仅是产业兴盛的“昙花一现”。2020年底，“双碳”目标、构建新型电力系统的提出再次拉开了我国风电“十四五”快速发展序幕。随着2021年底装机约一亿千瓦的可再生能源基地陆续开工建设，中国风电设备企业蓄势待发。据不完全统计，2021年1月至2022年4月底，共有约54个风电整机设备基地签约或开工投产，另有近13个塔筒、叶片等大部件企业扩产动态。 犹记得2020年陆上抢装“一机难求”的尴尬，彼时妥妥的卖方市场，导致全行业陷入整机成本推高的被动局面。时至今日，我国风电设备企业频繁扩张产业版图，此举一方面助力自身在未来风电发展大潮中占领高地、掌握先机，顺应了“双碳”目标下可再生能源迅速发展格局；另一方面，进一步促进了风电设备成本的降低，在风电高质量发展之路上布局一颗重量级筹码，推动风电产业在未来的新型电力系统中更具成本优势。 风电整机企业超50个基地扩张 据CWEA数据，截至2020年底，我国风电整机企业投产使用的总装生产基地共90个，主要分布在29个省（市、自治区）的71个地市内，分布较多的省（区、市）分别为内蒙古（13）、江苏（10）、河北（7）、广东（7）、天津（5）等。但接下来，可能全球任何一个国家的风电产业都不会比2021年的中国风电产业更繁荣，更具发展潜力。2021年，我国风电并网总装机量达3.28亿千瓦，其中海上风电累计装机2639万千瓦，跃居全球第一。这一年，我国主流风电整机企业先后投资了40-50个风电装备制造基地、在山东、内蒙古、吉林、两广等超过6个省份扩充自己的商业版图，投资的产业园区包括但不限于高端装备制造、智能工厂、风电整机附属设备制造、风力发电项目、零碳园区项目等。“十四五”期间，每年1亿千瓦风光大基地滚动开发，成为敦促整机企业加快投资扩产步伐的催化剂。2021年全年，有近30个整机商扩产动态。到了2022年3-4月，整机企业扩张步伐明显加快，两个月内发生了25个投资签约、开工、投产动作。同时，打造本地化优势趋势愈加明显，随着大兆瓦风电机组应用越来越多，整机和叶片运输难度进一步加大，长途远距离运输成本高昂，给本就利润薄廉的风电企业雪上加霜，在靠近风光基地附近投建配套制 造基地成为多数整机企业的优先布局。如2021年底，甘肃省张掖市公示“十四五”第一批风电光伏发电项目竞争性配置入选企业，其中风电1GW容量分别为中国船舶集团、电气风电、华能和明阳以及鑫硕联合体所斩获。而早在2021年7月，张掖市已经与中国船舶集团风电发展有限公司签约投资320亿元的张掖市千万千瓦及清洁能源基地项目，以及与上海电气风电集团签约投资180亿元的风电装备制造产业、风电资源开发、碳纤维产业项目。可以看出，整机企业的投资方向大体与项目建设、产业布局趋同，实现了产业和资源的同步发展，为当地带来巨大的经济效益。2020底我国风电整机产能超过3.7万套，约118GW。但总体来说，整机企业产能由部件供应链决定，其产能取决于上游零部件及原材料的供应状态。也就是说，整机企业扩产的同时，塔筒、叶片企业的同步扩产对于增加风电设备整体产能，推动区域风电产业快速发展有重要的支撑作用。同时，整机企业和设备企业抱团也成为双方优势互补的发展方式之一。比如在河南濮阳，2022年3月，天顺风能产业园带来了运达股份整机制造项目的投资落地，成为濮阳天顺风电装备制造产业园三期风电主机项目的入园企业。在天顺风能产业园，运达将投建年产能不低于100万千瓦的风电 主机装备制造生产线，打造集风电机组研发、生产、销售、运维一体化的全产业链结构，辐射河南及山东、河北市场。2020年6月，运达股份山东智能绿色产业基地投产仪式在通裕重工绿能装备车间举行，整合了整机装备商与装备核心零部件制造商优势资源，集中打造风电装备高端制造及应用示范基地，降低风电设备总成本，互利共赢。 区域化发展，产业链优势凸显 在2021-2022年风电企业新一轮扩张中，我们发现的一些值得关注的方向。一个是，以新能源为主导产业之一的地区开始筹备建设整个能源经济产业链。不管是以资源捆绑产业，或是政策吸引投资的方式，建设风力发电项目已不是当地招商引资的第一目标，能源经济产业化才是这些地区的最终目的。毕竟，一个风电场带来的仅是建设期间的就业、投产后的税收，利用本地优势资源拉动制造、运输、安装、风电+整个产业链的发展，才能产生源源不断支持本地能源经济长期发展。一个典型的例子就是位于广东省陆丰市碣石镇的，国内最大的海上风电母港——汕尾市陆丰海洋工程基地。在《粤东(汕尾)千万千瓦海上风电基地规划方案(2021-2025年)》中显示，2025年底该地区将布局3000万千瓦装机容量，实现海洋渔业规模化养殖示范项目、海水制氢示范项目落地，最终建成集海上漂浮式机组研发、海工装备制造、海工工程设计、施工安装、运营维护及冷链加工于一体的海洋能源全产业链。据汕尾当地媒体报道，迄今入驻汕尾市的企业包括明阳集团等7家企业总投资超过100亿元，已签约正准备进园建设企业6家，计划总投资174亿元。国家第一批超过1亿千瓦风光大基地项目中，吉林“陆上风光三峡”工程已经开工，该工程包括白城、 松原两市全部及四平双辽市，预计到2025年新能源装机将达到3000万千瓦，新增投资约1850亿元。其中，大名鼎鼎的通榆则位于吉林白城市，目前通榆一地已经实现三一、远景、东汽、运达四家整机企业入驻。这些地区除了整机商投资外，还建立起了塔筒、叶片、机舱罩等系列产业链企业的整合，彰显出了这种以区域资源优势带动产业集中发展的择优竞争和产业聚合能力。 第二，从投资区域和方向来看，我国海上风电在“十四五”期间将获得长足发展。在2021.1至2022.4月新增的投资基地中，海上风电装备制造、海上风电工程基地等海上风电相关投资扩产达到了近30个。值得关注的省份是海南省、山东省以及广西壮族自治区。4月，由中国大唐、东方电气、中国电建三家央企联合打造的海南洋浦海上风电产业园开工。该项目主要包括海上风电装备制造、出口及示范应用，风电、氢能、海洋牧场、综合能源等高端产业的投资开发，产业园区总投资达48亿元；同样在4月，山东东营海上风电装备制造产业园正式开工。当天有四个重点项目在海上风电装备制造产业园集中开工，分别为——投资20亿的中国海装年产120万千瓦海上风电智能化机组制造项目、投资10亿的上海电气年产160万千瓦海上风电主机及电机制造项目、投资8.5亿的天能海洋重工年产30万吨海上风电装备塔筒制造项目，以及东营港广利港区海上风电装备产业园及海河联运码头一期和万吨级航道项目；2021年10月，由广西投资集团、防城港市政府、中广核、明阳智能四方共建的防城港新能源装备制造产业园开工，标志着广西海上风电装备制造产业正式落地。在广西壮族自治区“十四五”能源和产业发展重点中，全区海上风电规划装机容 量750万千瓦，力争到2025年底建成并网120万千瓦以上。不可否定的是，未来我国海上风电将成为高端玩家聚集的产业高地，2020年之前的发展，以及2021年的爆发式增长为我国海上风电产业打下良好的发展基础，海上风电平价在即，在资源瓜分殆尽之前，尽早布局、技术引领，将是我国风电企业利于不败之地的首要抉择。

# 巨亏！五家煤电上市公司亏损约270亿，煤电拉锯战何时了？ 五大发电集团煤电板块的上市公司年报已全部披露，但数据实在是一片惨淡。华能国际、大唐发电、华电国际、国电电力、中国电力五家上市公司2021年合计营收6153.58亿元；合计利润-269.77亿元，与2020年相比暴跌250%。 而已发布2021年年报的上市煤炭企业中，中国神华净利润达502.69亿元，山煤国际、潞安环能、中煤能源、兖矿能源净利润同比增长均超100%。 近日，华能集团、大唐集团、国家电投、国家能源集团、华电集团收到了一份来自主管部门的要求提供相关信息的公函。 公函中称，近期，我国动力煤价格持续高位运行，为准确掌握动力煤价格情况，请协助提供2022年1月1日以来采购动力煤价格较高前十企业的相关信息，包括销售企业名称、销售价格、合同量、签订合同时间、发票等相关材料。 现在还不知道有多少家煤炭企业会上这个名单，以及会受到什么处理。但多年来，煤炭和发电这一对合作伙伴的相爱相杀一直没有停止过。 3亿吨+零关税的组合拳 燃料成本大幅上涨，涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，2021年以来，煤电企业持续大面积亏损。虽然近期煤价有所下跌，但仍处于高位。 中国电力企业联合会发布的《2022年一季度全国电力供需形势分析预测报告》显示，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。“煤电企业持续大幅亏损，部分企业现金流异常紧张，增加电力安全稳定供应风险。由于热力价格大部分涉及到民生，热价难随燃料成本上涨而疏导，热电联产企业也呈现大面积亏损状态。”虽然国家煤炭增产保供政策措施效果明显，一季度全国原煤产量10.8亿吨，同比增长10.3%，但今年以来电煤价格总体呈持续上涨态势，导致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。为了稳定煤炭价格，缓解上下游矛盾，一系列政策组合拳正在出炉。 4月28日，国务院关税税则委员会发布关于调整煤炭进口关税的公告，公告显示，为加强能源供应保障，推进高质量发展，国务院关税税则委员会按程序决定，自2022年5月1日至2023年3月31日，对煤炭实施税率为零的进口暂定税率。 受国际大宗能源商品价格持续上涨影响，煤炭、原油、天然气进口均不同程度下降。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》显示，一季度，国内进口煤炭5181万吨，同比下降24.2%。 “之前由于进口煤较国内煤价仍处于倒挂形势，国内终端采购较少，市场实际成交有限，进口煤对国内市场的补充效应减弱。再加上受国际局势影响，国际煤炭的贸易流向发生了变化，欧盟等国增加了对于印尼、澳大利亚等国的煤炭采购，市场供求关系偏紧、不确定性增大。”煤炭行业分析人士认为，零关税政策有助于缓解国内进口煤采购价格倒挂，进口煤量或有回升。 除了为进口煤开绿灯，还有国内的增产保供。4月20日的国务院常务会议上，专门提到了能源保供增供举措，首先就是强调发挥煤炭的主体能源作用。其中，一个具体目标是，“通过核增产能、扩产、新投产等，今年新增煤炭产能3亿吨。” 从之前的煤炭规划意见来看，煤炭产量增速是远低于电力用煤增速的。在构建以新能源为主体的新型电力系统的进程中，电力安全稳定供应的难度加大，季节性及极端天气下电力供应紧张的情况将明显增多。 中电联在《2022年一季度全国电力供需形势分析预测报告》中建议，尽快落实国常会提出的今年新增煤炭产能3亿吨的目标任务，为疫情后能源电力消费需求快速回升做好准备。包括，督促各地煤矿复工复产，对于未达产的煤矿和地区要进行通报；制定煤矿保供与弹性生产办法，优先组织满足条件的先进产能煤矿按一定系数调增产能，尽快形成煤矿应急备用生产能力；尽快补足电煤中长期合同，消除全覆盖缺口；加快推进中长期合同履约核查工作，督促签约占比未达要求的责任方企业进行整改等等。 为了让煤炭企业增加供应，让资金捉襟见肘的煤电企业维持正常生产经营，金融支持是重要的桥梁。 人民银行近日宣布，增加1000亿元再贷款支持煤炭开发使用和增强储能。国家发改委经济运行调节局发布的信息显示，国家开发银行截至目前已累计发放能源保供专项贷款1230亿元，支持煤炭企业增产增供，涉及煤炭产能约10亿吨；助力煤电企业电煤采购，可使全国煤电装机增加10余天储煤量。 电力业内人士则表示，希望对符合支持条件的煤电等企业和项目不违规抽贷、断贷，能维持企业资金链正常运转，避免因资金短缺而出现缺煤缺气停机问题。 煤电改造潮再起 300克煤耗目标不是梦？ 在煤价持续高位徘徊的情况下，煤电机组节能减排改造的迫切性和意义更为凸显。 4月20日的国务院常务会议上，还谈到要推动煤电机组节能减排改造、灵活性改造、供热改造，提高能源使用效率，全年改造规模超过2.2亿千瓦。 由于工期原因，到2025年水电、核电项目的投产规模是比较确定的，水电达到4.35亿千瓦（含抽水蓄能6500万千瓦），核电7000万千瓦。按目前气电发展节奏，气电将达到1.5亿千瓦。预计新能源（风电、太阳能发电）达到10亿千瓦左右。由于新能源发电具有间歇性、随机性、波动性特征，能够参与电力平衡的有效容量低。考虑配套电化学储能设施，新能源可参与电力平衡的容量仅为10%-15%。“十四五”期间，预计全社会用电量年均增加近4000亿千瓦时，2025年达到9.5万亿千瓦时。全社会用电量年均增加4000亿千瓦时，相当于世界排名第十位国家全年用电量总额，保证电力供应安全的压力是比较大的。为保障电力供应安全，“十四五”期间需要适度发展煤电项目。“十四五”期间预计全国煤电装机将新增1.5亿千瓦，煤电发电量年均增长2.4%左右，2030年前后，全国煤电装机达峰。 煤电机组实际的潜在改造数字可能远超2.2亿千瓦。在全国煤电“三改联动”典型案例和技术推介会上，国家能源局副局长余兵提出，“2021年我国煤电度电煤耗大约为305克，尽管已经优于美国和德国、仅次于日本，且超临界和超超临界机组占比已经超过50%，但亚临界机组还有近4亿千瓦，这部分机组的煤耗明显偏高，需要尽快实施节能降碳改造。”大电厂覆盖范围内还有一些20蒸吨甚至10蒸吨的燃煤小锅炉和运行年限长的小热电，应当抓紧实施替代。近年来全国煤电平均供电煤耗持续下降，但后续工作的难度更大。 “十一五”“十二五”“十三五”期间，电力行业实施煤电节能减排升级改造，火电供电煤耗持续下降。2020年全国6000千瓦及以上火电厂供电煤耗为305.5克标准煤/千瓦时，比2015年下降9.9克/千瓦时，比2010年下降27.5克/千瓦时，比2005年下降64.5克/千瓦时。以2005年为基准年，2006—2020年，供电煤耗降低累计减少电力二氧化碳排放66.7亿吨，对电力二氧化碳减排贡献率为36%。 2021年10月，国家发展改革委、国家能源局印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，提出按特定要求新建的煤电机组，除特定需求外，原则上采用超超临界、且供电煤耗低于270克标准煤/千瓦时的机组。设计工况下供电煤耗高于285克标准煤/千瓦时的湿冷煤电机组和高于300克标准煤/千瓦时的空冷煤电机组不允许新建。方案要求，到2025年，全国火电平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下。综合考虑机组类型、服役年限以及区域特点、电热负荷等情况，因地、因机施策，实现全国煤电平均供电煤耗降至300克/千瓦时以下的目标是切实可行的。2018年煤耗305.32克/千瓦时，通过技术改造等优化措施，煤耗持续下降，2021年已降至290.14克/千瓦时，创历史最好水平。 中电联《2021-2022年度全国电力供需形势分析预测报告》建议，对不同类型的机组采用不同的供电煤耗改造基准线，不“一刀切”，建立合理的电价机制疏导“三改联动”技改成本。若进一步提升煤电利用效率与清洁化水平的同时，大力压降散烧煤和工业用煤，用煤结构进一步向电力倾斜，其他行业用煤及散烧煤需求控制在预期范围内，电煤供需方可基本实现平衡。

# 当前我国能源“保供稳价”面临的六大风险挑战 能源是国民经济运行的基础支撑，能源价格稳定，工业生产资料价格就能基本稳住。能源“保供稳价”是整个大宗工业品“保供稳价”的核心和关键。 去年下半年，全球范围内出现能源供应紧张、价格大幅上涨的现象。我国亦出现能源供需偏紧，煤价大幅上行，部分地区“拉闸限电”的情况。得益于党中央、国务院高度重视，着力推进能源“保供稳价”工作，采暖季能源供需和价格运行较为平稳，有力保障了经济社会的平稳运行。 进入2022年以来，受新冠疫情持续、流动性泛滥，尤其是地缘政治等因素影响，全球能源市场严峻复杂和动荡，给我国能源“保供稳价”带来了巨大的压力与挑战，对此，须提前谋划、多措并举，推进我国能源“保供稳价”相关工作。 1当前能源“保供稳价”面临六大挑战 综合来看，当前能源“保供稳价”面临的挑战来自于内外部环境的变化：一是国际能源市场急剧动荡与变革；二是国内能源市场受疫情等因素影响，结构性矛盾依然存在。具体体现在以下六个方面： 全球化石能源产能扩张受限，价格上涨 过去10年，受能源低碳清洁转型压力影响，全球油气上游投资整体呈现出下降趋势。国际能源署数据显示，2020年全球油气勘探投资受疫情影响遭遇重挫，2021年投资景气度虽有回升，但投资规模也仅为疫情前2019年的70%。 2022年以来，因投资放缓、产能扩张受限、供应偏紧，叠加2月24日爆发的俄乌冲突，国际油气、煤炭等能源价格多次冲高。一季度，布伦特原油均价为97.9美元/桶，环比上涨22.89%，同比上涨59.65%。美国亨利港现货天然气（HH）均价达4.67美元/百万英热单位，比创7年新高的2021年HH均价再增近20%。同时，全球动力煤价格受印尼限制煤炭出口、俄煤被禁运等影响也创下历史新高。世界银行最新报告称，俄乌冲突导致生产和贸易中断，加剧能源等大宗商品价格飙升。预计2022年能源价格将上涨50%，布伦特原油均价将达到100美元/桶，为2013年以来的最高水平，欧洲煤炭和天然气价格创历史新高。其中，天然气价格将较2021年上涨1倍以上。 全球能源格局重塑，非俄地区能源争夺激烈 俄乌冲突爆发后，美欧等西方国家对俄罗斯实施了严厉制裁，对全球能源格局产生深刻影响。 一方面，俄罗斯经济因制裁而受损，众多国际石油企业撤资离开，能源贸易下降，境内能源产量可能受影响并无法恢复，影响到全球能源供给。另一方面，欧洲要摆脱对俄油气过度依赖，必须推动油气进口多元化和加快能源绿色转型，增加对美国或卡塔尔、沙特等其它非俄地区的油气进口。由于当前美国对欧洲油气增加的出口量，满足不了欧洲摆脱对俄油气依赖所留下的巨大空间，所以，卡塔尔、沙特等其它非俄地区的油气就成为欧洲以及日韩等国争夺的焦点。 煤炭市场亦是如此，自欧盟禁运俄罗斯煤炭后，为弥补巨大需求缺口，欧洲买家正在从全球各地加快购买煤炭。据央视财经消息，欧洲各国3月从美国进口了80.9万吨煤炭，从哥伦比亚进口了总量为130万吨的煤炭，从南非进口了28.7万吨煤炭，总进口量同比增长40.5%。与此同时，日本、韩国近期也在疯狂抢煤。3月日本煤炭进口总量为1671.1万吨，同比增长15%。 国际能源贸易不确定性增加，风险提高 俄乌冲突后，美欧对俄发起SWIFT制裁，切断了俄罗斯部分银行与全球银行系统间的联系。在SWIFT制裁下，未来与俄罗斯开展国际能源贸易或将面临支付、结算的问题与风险。如果欧盟对俄罗斯在欧元领域进行制裁，国际能源贸易协议还将面临如何执行的问题。 此外，为反制美欧制裁措施，俄罗斯宣布对不友好国家实行天然气“卢布结算令”，此举将无可避免地使得目前国际能源交易方式、计价结算信用体系等发生变化，可能导致买卖双方交易成本提升。未来围绕能源短期、长期交易形成的金融衍生产品将更趋复杂，国际能源市场贸易风险和不确定性或将进一步提升。 国内经济增速放缓，企业和居民承受力下降 今年是新冠疫情爆发后的第三个年头，不断出现的散发疫情对企业经营和居民就业带来严重影响，部分疫情严重地区工业企业经营困难，甚至停工、停产，工业企业利润大幅下滑，就业形势严峻，居民收入增速放缓，企业和居民承受力下降，给能源价格向下游疏导带来一定的阻力。 2022年一季度GDP同比增长4.8%，全国规模以上工业企业利润同比增长8.5%，分别比前两年一季度平均增速下滑0.3、9.7个百分点；全国居民人均可支配收入10345元，同比名义增长6.3%，增速相比2021年同期下滑7.4个百分点；全国居民人均可支配收入中位数8504元，增长6.1%，增速相比2021年同期下滑6.6个百分点。 部分煤电企业亏损，煤炭企业增产意愿不强 大型能源央企一直是维护我国能源安全、“保供稳价”的主力军，煤电是我国电力供应主体电源，发挥着兜底保障作用。国资委数据显示，2021年在煤价暴涨的背景下，电力央企保供、煤电业务亏损了1017亿元，承担了巨大的社会责任。中电联相关信息显示，2022年一季度，国内电煤价格总体持续上涨，涨幅高于售电价格涨幅，导致全国煤电企业燃料成本额外增加1300亿元左右，目前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，部分企业现金流异常紧张。 此外，对煤炭企业来说，扩大煤炭产能、增加产量短期内能够增加社会能源供应，有效拉低整体能源成本。但从长期看，这与我国“双碳”目标要求压降煤炭等高碳排放能源消费占比的要求相冲突，煤炭企业增产面临“两难”困境。而且，当前煤炭市场供需矛盾相对突出，在进口煤价大幅上涨、国内电煤价格限价的背景下，部分煤炭企业扩产能力有限、增产意愿不强，导致一些中长期合同履约率较低。 部分地区物流因疫情受阻，短期内增加中间流通成本 我国公路运输承担着3/4的能源运输任务，主要包括煤炭、原油、液化天然气等能源产品。今年以来，由于国内疫情多点散发，多地出台更加严格的通行管控措施，部分地区甚至层层加码，“以邻为壑”，简单以货车车籍地作为限制通行的依据，对于车籍地为中高风险地区的一些货车司机一律劝返，甚至封闭高速公路防止货车通过。一些正常开放的高速公路口对货车司机设置重重限制，导致货车物流一度大量被困公路，造成供应链物理性中断，运费上涨。 全国物流数据显示，近一个月以来因为疫情，全国高速公路流量明显下降，3月份第四周全国整车运输运量大幅下滑近25%。4月11日全国高速公路流量比2021年同期更是下降了40%。物流交通运输不畅、货物运输量下降，运费上涨，短期内不仅增加了中间流通成本，还增大了部分地区能源供需错配的风险。 2推进能源“保供稳价”工作的五大举措 尽管当前我国能源“保供稳价”面临诸多挑战，但也要看到，基于能源禀赋以及制度优势，我国完全有条件、有能力，也有信心和办法保障国内能源安全可靠供应和价格的基本稳定。近段时期内，应按照相关部署要求，高度重视能源“保供稳价”工作，多措并举，构建能源“保供稳价”体系。 努力增加产能，夯实能源生产基础 在新能源短期内难以担当起保供大任的情况下，发挥煤炭是确保能源安全“压舱石”的作用，加强考核力度，督促煤炭主产区在保障安全生产前提下积极推动具备增产潜力的煤矿释放先进产能，确保完成“年内再释放产能3亿吨/年以上，日产量达到1260万吨以上”的目标，保持煤炭产量在合理水平。大幅增加油气勘探开发投入，保证资本投入，利用高油价契机启动部分难动用储量，优化生产作业措施，推动油气增储上产。大力推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，大幅增加抽水蓄能等调峰电源，统筹增加各类发电有效出力。 着力加强能源储备，增强抗风险能力 能源储备是保障能源安全供应的重要一环，与欧美等发达国家相比，我国能源储备尤其是油气储备的差距较大，是迫切需要补齐的“短板”。应按照有关要求，加快推进2亿吨以上政府可调度煤炭储备能力建设，新增50亿立方米以上储气设施，推动全国应急备用和调峰电源达到3亿千瓦以上，引导重点能源生产企业和能源大用户加强社会责任储备，进一步增强抗风险能力。 推动能源进口多元化，提升能源安全保障 一是利用俄罗斯能源出口向东转移、美欧尚未对第三国与俄罗斯能源合作和贸易实施次级制裁的时间窗口，巩固和深化我国同俄罗斯、中亚国家的能源合作。加快推进中亚-中国天然气管道D线建设，有序推进中俄东线天然气进口规模稳步增长（适时推动“东线增供”谈判），推动远东线管道开工建设，依托中蒙俄经济走廊建设，适时开展中蒙俄天然气管道建设谈判。 二是立足双边战略、规划、机制对接，继续巩固和加强同第三世界能源生产国（中东、南美、非洲等地区）密切合作，积极推动全产业链合作，不断充实丰富能源合作内涵。 三是继续做好国际能源贸易，在国家支持下保护好油气进口通道的安全运营。 稳步推进能源转型，避免化石能源价格大幅波动 在保证能源安全的前提下，着力统筹好能源转型和能源禀赋关系，坚持以减碳去煤不减生产力、不降电力供应保障能力为导向，“先立后破”，消除高碳能源企业不敢大力发展的后顾之忧，避免过早削减对煤炭等化石能源的投资，引发化石能源价格短时间内大幅波动，稳步有序地推进“双碳”工作。 进一步细化稳定能源价格的相关工作 一是落实落细国务院物流保通保畅各项安排部署，优化疫情期间货车通行管控政策，积极落实“白名单”制度，着力打通产业链供应链堵点卡点，全力保障运输通道畅通，提高能源物资流通效率，降低中间物资流通成本。 二是充分发挥能源中长期合同的作用，对涉及民生和经济发展重点领域的用煤、用电、用气，实现中长期合同全覆盖。 三是牢牢抓住煤价这个能源“保供稳价”的“牛鼻子”，落实好煤炭市场价格监测制度和生产流通成本调查制度，全面及时准确掌握煤炭生产企业和产业链各环节价格、成本变化，引导煤炭价格保持在合理区间。 四是进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，让更多电量进入市场交易，让电力价格更加合理反映电力供需和成本变化，真正建立起“能跌能涨”的价格体系。 五是强化能源市场监管，管控资本投机炒作，降低能源价格的非理性波动

# 电力企业数字化转型浅析，以某增量配网企业为例 缘起 前段时间参与了某个增量配网企业的“科技信息化规划”评审，其发展目标为“建设数据驱动的，多元融合的新型电力企业”（涉及到该公司秘密，这里的内容只做大致提炼，并模糊具体词语，大概意思不差），并提出构建“数字化平台，推动业务创新”。 虽然这是一家新设立的增量配网企业，说“转型”较为勉强；但是这家企业的股东和管理层大多来自传统电力能源行业，从思维模型上又可以称为“转型”，而且就该企业自身的战略定位来看，也确实想在“数字化+新业务”方面做出探索。 在具体的交流过程中，能够感受到数字化转型的重重阻碍，这里我们就分析下传统电力企业数字化转型的基本内容、底层逻辑和实际难点。 数字化和数字化转型的定义 数字化（Digitalization）的定义，我们不妨用较为权威的Gartner在2018年提出的说法：数字化是利用数字技术来改变商业模式，并提供新的收入和创造价值的机会；这是转向数字业务的过程。 数字化转型（digital-business-transformation）：数字化转型是开发数字技术和支持功能以创建强大的新数字业务模型的过程。 从定义层面，我们认为能源企业的数字化转型，应该包括三个方面的要素： 1、改变商业模式 对于电力企业来说，过去的商业模式就是重资产投资，无论是发电企业投资电厂，还是电网企业投资特高压，本质上就是“资产密集型”的商业模式。 企业的盈利模型以“固定资产折旧摊销+边际生产利润收入”为主。固定资产折旧成本是企业最主要的成本项目，企业经营利润率相对较低。 那么传统电力企业的新商业模式是什么？我们认为就是走出“资产密集型”的折旧收益模型，面向电力市场化+碳中和，形成“数字化+专业服务”的“数智密集型”，轻资产的商业模式。 个人认为现有的综合能源业务，对传统电力企业来说并不是“战略创新”，因为商业模式没有根本性改变，一家火电企业投资很多新能源，甚至是分布式能源，本质上还是一家发电企业，依然是“资产密集型”，业务模式依然是“卖电”。反过来说，为什么发电企业的“综合能源业务”可以搞得如火如荼，正因为现在的商业模式没有本质变化，驾驭起来还是轻车熟路的，这就是一种路径依赖。 这家增量配网企业的战略定位上，明确提出“以轻资产的服务为基础的新型增量配电业务模式”，但是在具体落地中还存在很多障碍。 2、形成新的收入和价值创造 传统电力企业，不仅仅是商业模式是“资产密集型”，其收入模式还是“卖电”，当然综合能源业务往前推进了一点，变成“卖绿电”或者“卖冷热气电”，走不出“卖能源产品”的路子，对用户的价值始终是“能源产品的供给方”。 所以传统电力企业的数字化转型或者新业务转型，形成“新收入”和“新价值创造”，是衡量转型成功的关键。 这个新的价值创造，个人认为是站在客户的角度，是否从“安全、经济、绿色”三个维度，形成新的客户价值，帮助客户以最经济的方式，实现碳中和。这里说的收入模式，更多的是一种基于数据智能的轻资产的服务型业务，也就是真正意义上的“数智化综合能源服务”。 3、形成新的数字技术和支持功能 传统电力企业在过去几十年里，从现场自动化开始，到部门信息化，再到企业信息化，形成了传统的信息化架构。 这类架构的问题在于：一是太贵，不断需要投入大量资源进行开发维护；二是孤岛，即数据和流程很难真正打通，数据模型不统一；三是扩展性低，无法满足多元业务融合的需求；四是因为上述的限制，导致系统无法支持数据驱动的业务转型。 所以“通知”提出：需要形成全新的数字技术，以及与新业务相匹配的业务支持功能。这句话看似简单，对企业来说是伤筋动骨的存在。 为什么特斯拉汽车的数字化架构和大众的如此不同，因为特斯拉公司从一开始就是数字原生、软件驱动的企业，这是特斯拉组织架构和企业文化决定的。 对于增量配网来说，很难用传统的信息化规划思路去构建一个数字化的架构，更无法用信息化规划形成新的业务功能。 数字化和数字化转型的内涵 在国资委2020年下发的《关于加快推进国有企业数字化转型工作的通知》（以下简称“通知”）里，对数字化转型提出了四方面的创新要求，被称为“3+1”模式。数字化转型创新对电力企业来说，内部3方面，外部1方面，也是3+1的形态。 1、产品创新数字化 对传统电力企业来说，从卖电，转换为卖电力服务或者综合能源服务，最重要的是形成差异化、场景化、智能化的数智化服务。在实际的创新过程中，容易被异化为“网上客服APP”。 电力产品创新数字化的基础，是“以用户为中心”的价值发现和场景挖掘，并且形成数据+服务的双轮驱动产品。首先，用户需要的不是一个APP，因为对绝大多数电力用户来说，电和能源不是主营业务，过去用户对电力的需求就是安全生产、保证供电，所以APP和用户之间的主要的触达点就是“电费单”，这种弱连接的应用，本质上是缺乏生命力和可持续性的。 在电力市场化和双碳的趋势下，用户一方面更关注“总体电力获得成本”（TOC），希望有效对冲电力市场条件下的购电成本风险，避免被偏差考核；另一方面，在碳中和日益成为社会共识，企业对ESG认识水平不断提高的情况下，能否以最经济的方式，选择合适的路径实现碳中和，这方面的碳管理需求也在不断增加，并且与市场化交织，形成大量丰富的电力服务场景。 这些场景远远比单独投资一个分布式光伏和储能要复杂得多，比如光伏+储能+负荷的联合优化，并实时响应价格信号，这里就带来大量数字化管理优化的机会。 同时，由于企业级电力服务是一个高门槛，高信任度的服务，如果没有线下服务是不可能交付的，企业也不会信任一个单纯的线上平台所能带来的服务——你连我现场实际情况都不知道，我怎么可能放心的把数据给你，甚至让你来调控我的设备？ 所以真正意义上的产品数字化创新，一定是“线上数字化+线下服务”的融合方式，并且根据客户实际的情况，形成差异化的场景解决方案。这对传统上只习惯于大规模生产单一产品，大规模重资产投资的电力企业，带来本质的挑战，最大的挑战只是就是电力商品是一种“弱连接”产品，电力企业除了在“接电”环节和用户有线下接触，其他环节都已经基本无接触（比如电费缴纳、变更用电申请）。比如对于增量配网企业来说，需要构建新的服务产品，并且实现线上线下的数字化协同服务创新。 2、生产运营智能化 生产运营智能化，对传统电力企业来说，分为两个方面，一方面，是在原有内部业务中的智能化，建设作业现场全要素管理、运营过程全自动感知、实时分析和优化决策，其核心在于“降本增效”，一切没有降本增效，实现全要素劳动生产率提升的所谓智能化，都是假智能化。 而在实际项目中，我们发现传统电力企业很多的“数字化项目”，要么只停留在“看上去很美的大屏”，要么因为数字化项目和投资，反而给一线带来更重的工作任务，并未真正实现企业运营的本质效率提升，该打通的没打通，多了很多无效KPI。举个例子，电力企业安装了很多物联传感设备，但是这些设备的精度、完好率，都需要额外增加大量的运维工作。 另一方面，更重要的是如何在对外的新业务中，构建起新的业务体系，以数智化提升运营管理水平，对传统电力企业来说，新业务的方向还未完全清晰，更别说新的业务体系了。 3、用户服务敏捷化 用户服务敏捷化和第1点是关联的，即真正的“用户电力全生命周期管理”，这个全生命周期，不是“从开户到销户”的用户账户全生命，而是对用户来说，一度电从购入，到最末端负荷侧能量转换的全过程，也就是能否从关口结算点，延伸到最后1米的问题。 如何形成这部分的敏捷服务，在“通知”里提到的是：动态采集产品使用和服务过程数据，提供在线监控、远程诊断、预测性维护等延伸服务，丰富完善服务产品和业务模式，探索平台化、集成化、场景化增值服务。 如果按照“智能配电网”+“智能配电台区”的视角，电网企业在公变台区管理中有60%~70%的问题，在企业级专变电力用户中也会遇到，而且问题更为严重，另外30%~40%的问题是专变用户所特有的，这还只是企业用电管理中的问题，如果延伸到企业用能管理，企业碳管理，那需求还会进一步增加。 如何形成新的产品，用新的运营体系，去保证敏捷化服务，我们认为是一个渐进的过程，首先是对需求的敏感性，能挖掘出客户的真实需求，其次是咨询服务，即能给出相应的服务解决方案，再往后是数字化和服务的交付，不断的闭环迭代这个过程。 敏捷化，我个人认为不仅是服务的效率提升，更重要的是整个产品迭代的过程，采取“敏捷产品开发”的方式，不是用“瀑布式、一站到底”的“规划-设计-实施”，而是一种MVP迭代，不断修正动态优化的产品开发方式。 传统电力企业的管理模式，是无法适应这种敏捷开发，敏捷交付，敏捷服务，最低成本优化的形态的。这是最大的挑战，也是数字化能发挥作用的地方。只不过这种数字化，和我们传统理解的信息化，差异巨大。 4、产业体系生态化 前3点是数字化转型的内化，第4点是外化的，即企业转型为平台型公司，形成供应链的数字化、生态化协同，形成价值共生体系。 需要说明的是，个人认为这个生态化是在前三点的基础上的生态化，而不是传统的产业链生态化。 比如著名的“树根互联”，对三一重工来说，因应客户的需求——建筑工程设备能否改成租赁模式（产品创新），为了保证租赁设备的正常使用和维护，需要改变原有的采购单位自行保养的模式，建立第三方服务体系保证租赁设备的及时服务（服务敏捷），形成设备租赁的金融服务，进而创造出基于数字化平台，拉通银行、出租方、运维方、承租方、原厂家多方的生态体系。由于树根互联的平台的应用，反过来又助推了具备智能监测功能的施工机械销售（产品创新），进而推动产品生产、产品销售、售后服务、备品备件的智能化服务（运营智能化）。 再往前走，树根互联已经走出了“只为自家产品服务”的境地，变成设备资产的第三方数字化管理平台。 但是电力企业很难直接照搬三一重工和树根互联的经验，因为“电力产品”不是一种重资产设备，而是是一种轻量化的，没有价值差异，用户几乎没有感知的产品。如何围绕客户的用电用能需求，进行数字化探索和创新，增量配电企业也在思考和探索。 传统电力企业数字化转型的成功标志 所以衡量传统电力企业数字化转型是不是成功，个人认为有三方面：其一是衡量新型的数字化驱动业务占比是否超过主营业务；其二是这块业务的成本中，“数字化+人力”的轻资产业务成本否占主导地位，其三是可持续性服务收入是否占主导地位，而非一锤子买卖。 至于说是否能形成一个类似阿里巴巴的大型生态平台，个人认为是不太可能的，因为企业电力能源服务，一方面是多场景、多要素、多行业、多需求的，另一方面能源服务必然是本地化，区域化的。所以很难有一家企业通吃整个市场的“珠穆朗玛”模式，更多的是“群山环绕、百舸争流”的多中心模式。

# 山东煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间：每吨555-755元 关于贯彻发改价格〔2022〕303号文件完善煤炭市场价格形成机制的通知鲁发改价格〔2022〕364号 各市发展改革委，有关企业： 为切实发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，引导煤炭（动力煤，下同）价格在合理区间运行，现将《国家发展改革委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303号）转发给你们，并提出如下要求，请一并贯彻执行。 一、明确省内煤炭出矿环节价格合理区间。按照省内自产煤炭与外调煤炭到燃煤电厂价格相近的原则，确定山东煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间为每吨555-755元（5500千卡，含税）。 二、健全煤炭价格监测和成本调查制度。建立健全煤炭出矿、入厂全流程价格监测制度，定期开展煤炭生产成本调查，评估完善省内煤矿价格合理区间。具体根据《山东省发展和改革委员会关于进一步加强煤炭价格监测和成本调查工作的通知》（鲁发改价格〔2022〕359号）执行。 三、完善煤电价格上下游传导机制。鼓励燃煤发电企业与电力用户在电力中长期合同中,签订交易电价随燃料成本变化合理浮动条款，实现交易电价与煤炭价格挂钩联动，促进购售双方长期稳定利益共享。 本通知自2022年5月1日起执行。 附件：国家发展改革委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知（发改价格〔2022〕303号） 山东省发展和改革委员会 2022年4月28日

人民银行增加1000亿元支持煤炭清洁高效利用 经国务院批准，人民银行增加1000亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款额度，专门用于支持煤炭开发使用和增强煤炭储备能力。新增额度支持领域包括煤炭安全生产和储备，以及煤电企业电煤保供。此次增加1000亿元额度后，支持煤炭清洁高效利用专项再贷款总额度达到3000亿元，有助于进一步释放煤炭先进产能，保障能源安全稳定供应，支持经济运行在合理区间。 人民银行有关负责人就增加1000亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款额度答记者问 1问:人民银行增加1000亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款额度的目的是什么？ 答：2021年11月，根据国务院常务会议要求，人民银行创设支持煤炭清洁高效利用专项再贷款（以下简称专项再贷款），总规模2000亿元，支持煤炭安全高效绿色智能开采等7个领域。专项再贷款政策出台以来，在保障我国能源安全，推动科学有序实现“双碳”目标方面发挥积极作用，取得良好成效。 当前世界局势复杂演变，国际能源价格持续高位波动，对我国能源安全和经济平稳运行带来更大不确定性和挑战。根据国务院部署，人民银行此次增加1000亿元专项再贷款额度，专门用于支持煤炭开发使用和增强煤炭储备能力，有利于充分发挥我国富煤的资源禀赋特点，保障能源稳定供应，支持产业链供应链稳定，支持经济运行在合理区间。 2问:此次新增1000亿元额度的具体支持领域？ 答：本次增加的1000亿元专项再贷款额度专门用于同煤炭开发使用和增强煤炭储备能力相关的领域,具体支持领域包括：一是煤炭安全生产和储备领域。包括现代化煤矿建设、绿色高效技术应用、智能化矿山建设、煤矿安全改造、煤炭洗选、煤炭储备能力建设等项目。二是煤电企业电煤保供领域。 金融机构应优先支持煤炭安全生产和储备的项目贷款。对于煤电企业电煤保供领域，金融机构发放的煤电企业购买煤炭的流动资金贷款可按要求申请专项再贷款支持。 2问:1000亿元专项再贷款额度如何实施？ 答：专项再贷款采取“先贷后借”的直达机制, 按月发放。金融机构自主决策、自担风险向支持范围内符合标准的项目发放优惠贷款，贷款利率与发放时最近1次公布的同期限档次贷款市场报价利率大致持平，可根据企业信用状况下浮贷款利率。对于符合条件的贷款，人民银行按贷款本金等额提供专项再贷款资金支持。

# 警示通报！电力市场交易要警惕这6大风险！ 电力市场中由于经营风险意识不足、规则理解不充分、交易操作失误等原因导致自身利益受损的情况逐渐显现，为有效防止类似风险，广东电力交易中心梳理了6个典型案例，警示广大市场主体引以为戒。

# 用户侧将全面参与！两部委：加快电力现货市场建设，推动新能源参与市场交易 上海市发改委日前转发《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》的通知。其中在发改办体改【2022】129号文中提到，进一步深化电力体制改革、加快建设全国统一电力市场体系，以市场化方式促进电力资源优化配置。 支持具备条件的现货试点不间断运行，尽快形成长期稳定运行的现货市场。第一批试点地区原则上2022年现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。2022年6月底前，省间现货交易启动试运行，南方区域电力市场启动试运行，研究编制京津冀电力现货市场、长三角区域电力市场建设方案。 加快推动用户侧全面参与现货市场交易。推动代理工商业用户、居民和农业用户的偏差电量分开核算，并按照现货价格结算。电网企业为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益，按月由全体工商业用户分摊或分享。 加快推动各类型具备条件的电源参与现货市场。引导储能、分布式能源、新能源汽车、虚拟电厂、能源综合体等新型市场主体，以及增量配电网、微电网内的市场主体参与现货市场，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。 统筹电力中长期交易与现货交易。推动中长期交易按照“顺价模式”形成价格。2022年二季度应具备中长期市场按周连续开市的条件。 有序推动新能源参与市场交易。建立与新能源特性相适应的交易机制，满足新能源对合同电量、曲线的灵活调节需求，在保障新能源合理收益的前提下，鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场。

# 氢能发展的四只“拦路虎” 成本高昂、核心技术短缺、激励措施不足、基础设施薄弱是发展氢能产业的四个主要难题 作为一种清洁、高效、灵活且应用场景广泛的能源载体，氢能被寄予厚望。在政策和市场的双重驱动下，越来越多的企业开始布局氢能产业链，这其中包括跨国公司、投资公司、国有与民营大型企业以及众多的创业型中小型企业。 但是，就像一枚硬币有正反两面一样，中国氢能产业也面临着诸多亟须解决的难题。其中，成本高昂、核心技术短缺、激励措施不足、基础设施薄弱是四个主要难题。 1.成本高昂 高成本是目前中国氢能产业推广的主要拦路虎。从目前来看，氢能产业链的制氢成本、建站成本等都很高昂，限制了氢能产业的大规模发展。目前，制约包括氢能汽车大规模推广应用的因素除了高购置成本，高使用成本也是不容忽视的问题，尤其是高昂的氢气价格。中国氢气成本在氢气售价中的占比达70%。目前，电解水的制氢成本约为3元-5元/Nm3，仍显著高于化石燃料制氢和工业副产氢。 好在近年来光伏等可再生能源的成本在不断降低。不仅如此，电解水制氢设备的成本也在不断降低。对碱式电解槽来说，除降低可再生能源电费，其他正在探索的降本举措包括革新槽体组件材料、扩大电解槽尺寸、采用零极距设计、扩大绿氢下游应用等。而对PEM来说，贵金属催化剂、膜电极、气体扩散层、双极板等组成部分拥有降本空间，但是革新难度普遍较大。 在理想情况下，科尔尼预测，碱式和PEM的成本都将在2035年左右低于灰氢，届时碱式和PEM将在各自适用的领域和场景实现大规模的绿氢生产。在电解槽成本与可再生能源电价下降的共同助推下，电解水制氢成本有望在2035年左右实现与灰氢平价。 此外，加氢站的建站成本高昂是氢能行业大规模铺开的核心掣肘。近年来，中国加氢站数量逐年攀升。但是，加氢站核心部件主要依赖进口，使得加氢站的建设成本昂贵，建一个加氢站需要1500万-2000万元。科尔尼预计，在国家及地方政策的强力推动下，中国加氢站数量有望在2050年突破万座，加氢站累计投资额逾600亿元，实现约16%的年复合增长率。 随着氢能产业链各环节的逐步突破，无论是生产端、储存端、运输端还是应用端的成本都有望大幅下降。 2.核心技术及材料短缺 从技术上来说，氢能全产业链的技术复杂度不容小觑。 虽然此轮氢能发展的一个突出特点就是技术突破，但与国际先进水平相比，目前中国关键技术仍有差距，现有技术经济性还不能完全满足实用需求，技术路线仍不够成熟，许多技术难题有待解决，距离大规模市场化，还有很长一段路要走。这就需要采取多种措施赋能技术，从氢能制备、储运、加注、燃料电池、氢储能系统等主要环节创新突破，重点突破“卡脖子”技术，全面提升基础研究、前沿技术和原始创新能力。 经过数十年的技术研发，碱式电解槽本身的迭代更新进展偏慢且难度较大，未来生产工艺的优化及规模化生产将会是行业的核心关注点。 中国氢能产业某些核心材料严重依赖进口。例如，固定氧化物与阴离子交换膜有很大的发展潜力，但是技术不够成熟，只有少数公司和设备制造商参与其中。核心材料缺失制约着中国氢燃料电池行业的发展。 为了形成有效的氢能源体系，提高氢能的技术经济性，针对技术、设备和材料的大规模投资必不可少。这其中，科尔尼认为，绿氢的生产、储存和供给，以及燃料电池是未来十年的发展重点。 3.激励措施不足 激励措施与发展框架的细节将决定氢能的成功道路。 当前的氢能技术仍需要继续进行研发投入与补贴。但是，目前中国促进氢能产业发展的政策方向过于狭窄，基本围绕氢燃料电池汽车展开，对氢能技术创新的驱动作用有限。 在顶层战略方面，中国目前尚未出台大规模针对氢能的明确扶持补贴政策，但预计即将出台，届时将为氢能产业带来进一步的推动影响。供给侧的激励政策基本上都是在省市层面，对氢能产业相关企业有补贴、优惠电价、税收优惠等政策。需求侧的政策目前主要集中在储氢和氢能汽车领域，没有实际的指标。 在碳交易市场下，持续的高碳价将加速氢能推广。鉴于中国碳市场刚刚起步，近期影响有限，而中远期则有望推动氢能的高速发展。 伴随氢能的补贴与鼓励政策逐渐被提上日程，从制氢到储运氢再到应用氢，有望迎来大范围的更新与成长。 4.基础设施局限 基础设施和运输方面的挑战也是氢能全面商业化的主要障碍之一。其中，基础设施建设将是氢能产业高速增长的核心基石。 氢能未来最大的应用领域应该是氢燃料电池，但加氢站数量较少也是导致氢能产业发展缓慢的一个不可忽视的问题。截至2021年底，中国累计建成超过190座加氢站，在营加氢站超过157座，超过日本，位居世界首位。但是，对于氢能产业的发展来说，这些加氢站的数量还是较少。 这主要是因为，比起充电桩低廉的成本，加氢站则是动辄过千万元的巨大投入，这也是氢能源汽车乃至氢能产业发展受到制约的一个重要原因。不过，2021年随着示范城市政策的落地，国内加氢站建设将提速，到2030年预计建成数量将超过1000座。 尽管存在诸多难题，但我们相信，只要坚持正确的战略方向，扎实做好基础研究，借鉴国外的优秀经验，解决好产业存在的问题，建立起资源共享、优势互补、利益共享、协同配合的合作机制，氢能在中国必将大有作为。