虫虫说电力改革 - 节目列表

# 李克强：坚决防止拉闸限电 7月12日，中共中央政治局常委、国务院总理主持召开专家和企业家座谈会，分析经济形势，就做好下一步经济工作听取意见建议。 中共中央政治局常委、国务院副总理韩正出席。 会上，国家电力投资集团、从事跨境电商服务的敦煌网公司、从事产业园运营服务的北京联东公司等企业负责人发了言。 二季度我国经济发展极不寻常，超预期因素带来严重冲击，经济新的下行压力加大，4月主要指标深度下跌。在以为核心的党中央坚强领导下，各地各部门落实党中央、国务院部署，有力应对困难挑战。我们及时果断施策，坚持不搞“大水漫灌”，靠前实施中央经济工作会议和《政府工作报告》政策举措，按照已确定的总体思路、政策取向，推出稳经济33条一揽子政策措施等，召开全国电视电话会议部署稳住经济大盘工作。政策效应较快显现，5月主要经济指标跌幅收窄，6月经济企稳回升，这极为不易。但经济恢复基础不稳固，发展环境中的不确定因素较多，稳住经济大盘需要继续付出艰苦努力。要以新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻新发展理念，高效统筹疫情防控和经济社会发展，抓住经济恢复重要窗口期，坚持发展是解决我国一切问题的基础和关键，稳市场主体稳就业稳物价，推进改革开放，齐心协力在三季度巩固经济恢复向好基础，推动经济运行尽快回归正常轨道。 保持经济运行在合理区间，要应对好两难多难问题，既稳增长，又防通胀、注意防输入性通胀。要保持宏观政策连续性，既要有力，尤其要加大稳经济一揽子政策等实施力度，又要合理适度，不预支未来。稳经济一揽子政策等实施时间才一个多月，还有相当的实施空间，要继续推动政策落地和效果显现。1.6亿多户市场主体是经济发展动力源、就业顶梁柱。要逐条梳理助企纾困各项政策落实情况，确保见效。进一步畅通交通物流主干道、微循环，打通产业链供应链堵点，稳定市场预期。通过市场化社会化办法增加就业岗位，做好促进高校毕业生和农民工就业工作，坚决纠正各类就业歧视。扎实保障民生。我国物价总体平稳，为在复杂国际环境下稳定我国经济大盘提供了支撑。稳定粮食能源价格是稳物价的关键。要在夏粮增产丰收基础上抓好秋粮生产，确保全年粮食丰收。当前正值电力迎峰度夏，要进一步提升煤炭电力稳定供应能力，坚决防止拉闸限电。 改革开放是中国的基本国策。要深化改革，持续推进“放管服”改革，打造市场化法治化国际化营商环境，培育壮大市场主体，更大激发市场活力和社会创造力。用改革举措解难题，坚持依法行政。用市场化可持续办法扩消费，消除制约有效投资的障碍。统筹兼顾，防止单打一、一刀切、层层加码。继续扩大开放，落实稳外贸稳外资政策，支持企业广泛开展国际合作，在公平竞争中实现互利共赢

# 今年的尖峰电价要来了！各地执行标准如何？ 随着气温的逐步升高及第三季度即将来临，各地夏季尖峰电价政策也将进入执行期，一起来看吧~ 广东 执行范围：与峰谷分时电价政策一致，不包括居民用户。即包括大工业用户、普通工业专变用户。 执行时间：7、8、9月整月，以及日最高气温≥35℃的高温天（注：日最高气温以中央电视台一套每晚19点新闻联播节目天气预报中发布的次日最高温度为准，次日予以实施。） 尖峰时段：上述时间的11-12时、15-17时，共3个小时。 尖峰电价：在峰段电价基础上上浮25%，即平段电价的2.125倍 深圳 执行范围：执行峰谷分时电价的大量、高需求工业及普通工业专变用户。 执行时间：7月、8月和9月三个整月，以及其他月份中日最高气温达到35℃及以上的高温天。日最高气温以中央电视台一套每晚19点新闻联播节目天气预报中发布的广州次日最高温度为准，如若达到35℃，那次日就将实施尖峰电价。 尖峰时段：11：00-12：00、15：00-17：00共三个小时。 尖峰电价：在峰谷分时电价的峰段电价基础上上浮25%。具体为各电压等级大量工业用户在每月每千伏安用电250KWh及以下档（即一档）电量、高需求工业用户在每月每千瓦用电400KWh以下档（即一档）电量的峰段电价基础上上浮25%，二档用电的尖峰电价与现行峰平谷电价一样低于一档电价2分钱；普通工业专变用户在峰段电价基础上上浮25%。 江苏 执行范围：315千伏安及以上的大工业用电。 尖峰时段：每年7至8月，日最高气温达到或超过35℃时，10:00-11:00和14:00-15:00，执行夏季尖峰电价（夏季日最高气温以中央电视台一套每晚19点新闻联播节目后天气预报发布的南京次日最高温度为准，次日予以实施。） 尖峰电价：以峰段电价为基础，上浮20% 浙江 执行范围：大工业用电、一般工商业及其他用电、农业生产用电。 尖峰时段： 大工业用电：平日尖峰时段为9:00-11:00、15:00-17:00，夏季7、8月份的13:00-15:00。 一般工商业及其他用电、农业生产用电：尖峰时段为19:00-21:00。 尖峰电价：提高大工业尖峰电价每千瓦时5.6分，详情如下： 山东 执行范围：工商业用户。 尖峰时段：夏季（6-8月）10:00-11:00，19:00-21:00。 尖峰电价：在高峰时段电价基础上上浮20%执行。 山西 执行范围：大工业电力用户。 尖峰时段：7月、8月18：00-20：00。 尖峰电价：在高峰时段电价基础上上浮 20%。 河北 执行范围：对两部制工业用户和受电变压器容量在100千伏安及以上的单一制用户实行尖峰电价。 尖峰时段：河北北网尖峰时段为夏季（6、7、8月）11—12时、16—17时、21—22时。冀北电网为夏季（6、7、8月）10—11时、17—18时、20—21时。 尖峰电价：尖峰时段用电价格在高峰电价基础上上浮20%。 河南 执行范围：全省执行峰谷分时电价的工商业电力用户。 尖峰时段：7—8月每日12至14时和19至20时。 尖峰电价：用电价格在其他月份峰段电价基础上上浮20%。 安徽 执行范围：工商业用户。 尖峰时段：日最高气温≥36℃时（以中央电视台一套每晚天气预报中发布的合肥温度为准）。 尖峰电价：在当日高峰时段购电价格基础上每千瓦时上浮0.072元。 四川 执行范围：大工业用户。 尖峰时段：夏季7月26日-8月25日15:00-17:00。 尖峰电价：尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上浮20%。 重庆 执行范围：10千伏及以上且受电变压器容量100KVA及以上的大工业用户普非工业用户动力用电。 尖峰时段：夏季7月、8月的12∶00—14∶00。 尖峰电价：在高峰时段基础上上浮20%。 另外，重庆还出台商业夏季分时电价机制，确保迎峰度夏期间电力安全稳定供应，引导商业用户错峰用电。重庆夏季商业分时电价的内容如下： 执行范围：10千伏及以上且受电变压器容量100千伏安及以上的商业用户和执行工商业电价的非居民用户（包括机关、事业单位等）。 执行时间：7月1日零时至8月31日24时。 分时电价： 高峰时段：11:00—17:00，在平段电价基础上提高0.19元/千瓦时。 低谷时段：08:00—11:00、17:00—20:00，在平段电价基础上降低0.23元/千瓦时。 平段：其余时段为平段。代理购电用户平段电价为电网企业代理购电平均上网电价加上输配电价；市场化直接交易用户平段电价为市场交易合同约定的交易电价加上输配电价。 海南 执行范围：尖峰电价实施范围与峰谷分时电价政策一致，包括电动汽车充换电用户。 尖峰时段：5月、6月、7月20：00-22：00。 尖峰电价：在峰段电价基础上上浮20%。 天津 执行范围：大工业用户。 尖峰时段：7、8月11:00-12:00，16:00-17:00。 尖峰电价：在高峰电价基础上上浮20% 广西 执行范围：广西供电区域内大工业用电、专用变压器容量在160千伏安及以上的普通工业用电，除铁路（电气化铁路牵引用电）、航运、石油（天然气、热力）加压站、自来水生产、城乡污水处理厂生产、污水泵站生产、垃圾无害化处理厂（场）生产、垃圾中转站生产等公共服务性用电外。 尖峰时段：7月、8月、9月11:00-12:00、17:00-18:00。 尖峰电价：在峰段电价基础上上浮20%。 陕西 执行范围：工商业及其他用电。 尖峰时段：7月、8月19:30-21:30。 尖峰电价：在峰段电价基础上每千瓦时上浮20%。 湖南 执行范围：执行分时电价的工商业用户。 尖峰时段：7月、8月、9月每日18—22时。 尖峰电价：在高峰电价基础上上浮20%。 湖北 执行范围：用电容量在100千伏安及以上的工商业及其他用电、电热锅炉、冰(水)蓄冷空调等电储能用电。 尖峰时段：20:00-22:00(共2小时)。 尖峰电价=基础电价×180%+政府性基金及附加。 黑龙江 执行范围：大工业用户和设备容量在100千伏安（千瓦）及以上的一般工商业及其他用户，执行居民电价的电动汽车充电设施用户。城乡市政路灯用电不执行尖峰电价。 尖峰时段：7月至9月16:30-18:30。 尖峰电价：以高峰时段电价为基础上浮20%。 吉林 执行范围：除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的大工业、一般工商业及其他且设备容量在100千伏安(千瓦)及以上的电力用户。城乡市政路灯用电不实行尖峰电价。 尖峰时段：7-8月16:00-18:00。 尖峰电价：在高峰时段电价基础上上浮20%。 辽宁 执行范围：实行峰谷电价政策的所有用户（不包括居民电采暖及国家有专门规定的电气化铁路牵引用电等）。 尖峰时段：17:00-19:00。 尖峰电价：按高峰时段电价上浮25%执行。 蒙东 执行范围：除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的100千伏安及以上工商业用户。 尖峰时段：每年6-8月实施尖峰电价，尖峰时段为每日18:00—20:00。 尖峰电价：在峰段价格基础上上浮20%。 蒙西 执行范围：除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的100千伏安及以上工商业用户。 尖峰时段：每年6-8月实施尖峰电价，尖峰时段为每日18:00-20:00。 尖峰电价：在峰段价格基础上上浮20%。 江西 执行范围：大工业用户。 尖峰时段：夏季（7-9月），每日20:00-22:00。 尖峰电价：在高峰时段电价基础上上浮20% 云南 执行范围：所有大工业用户（电气化铁路牵引用电除外）和用电容量在100千伏安以上的一般工商业用户。 尖峰时段：每年5月的每天10：30-11：30、18：00-19：00共2个小时执行尖峰电价。 尖峰电价：在本月峰时段基础上再上浮20%。 新疆 执行范围：大工业、一般工商业及其他用电（除国家明确规定的电气化铁路牵引用电外）。 尖峰时段：夏季7月份的21:00-23:00。 尖峰电价：在峰段电价基础上每千瓦时上浮20%。

# 误导用户签合同,擅自修改分成比例！广东19家售电公司被投诉！ 广东电力交易中心发布关于广东电力市场2022年1-5月投诉情况的通报，通报显示收到电力用户投诉售电公司66宗，共涉及19家售电公司。 反映问题主要为：售电公司不诚信行为导致其平段电能量价格超过市场均价20%以上，个别售电公司零售用户投诉其平段电能量价格超过市场均价30%以上，并反映电价高的主要原因如下： 欺骗、误导电力用户签订零售合同；采用不正当手段获得企业管理员授权或电子印章使用权，不履行零售合同约定，擅自修改合同分成比例等。

# 国家税务总局汇总56项支持绿色发展的税费优惠政策！ 5月31日，国家税务总局发布《支持绿色发展税费优惠政策指引》，汇总了实施的56项支持绿色发展的税费优惠政策，在“风力、水力、光伏发电和核电产业税费优惠”上，包含如下7项： 1.风力发电增值税即征即退 2.水电站部分用地免征城镇土地使用税 3.分布式光伏发电自发自用电量免收国家重大水利工程建设基金 4.分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加 5.分布式光伏发电自发自用电量免收大中型水库移民后期扶持基金 6.分布式光伏发电自发自用电量免收农网还贷资金 7.核电站部分用地免征城镇土地使用税 详情如下： 支持绿色发展税费优惠政策指引 “绿水青山就是金山银山”，节约资源、保护环境是我国基本国策，关乎人民福祉，关乎国家民族未来。为助力经济社会发展全面绿色转型，实施可持续发展战略，国家从支持环境保护、促进节能环保、鼓励资源综合利用、推动低碳产业发展四个方面，实施了56项支持绿色发展的税费优惠政策。 一、支持环境保护 为减少主要污染物排放，有效控制环境风险，国家积极支持生态环境保护项目建设，促进企业加快环境保护设备升级改造，推进环境污染第三方治理，优化自然生态环境发展。具体包括： （一）环境保护税收优惠 1.从事符合条件的环境保护的所得定期减免企业所得税 2.购置用于环境保护专用设备的投资额按一定比例实行企业所得税税额抵免 3.从事污染防治的第三方企业减按15%的税率征收企业所得税 4.企业厂区以外的公共绿化用地免征城镇土地使用税 （二）水土保持税费优惠 5.建设市政生态环境保护基础设施项目免征水土保持补偿费 6.按照水土保持规划开展水土流失治理活动免征水土保持补偿费 二、促进节能环保 为加强环境管理与治理，大幅降低污染物排放强度，减少工业化、城镇化对生态环境的影响，改善人居环境，努力提高环境质量，现行税收政策在推广合同能源管理项目、保障居民供热采暖、推进电池制造、建材等行业绿色化改造、促进节能节水环保、支持新能源车船使用、鼓励污染物集中安全处置等方面实施了一系列优惠政策，不断改善空气、水环境质量，有效管控土壤污染。具体包括： （一）合同能源管理项目税收优惠 7.合同能源管理项目暂免征收增值税（货物） 8.合同能源管理项目暂免征收增值税（服务） 9.节能服务公司实施合同能源管理项目的所得定期减免企业所得税 （二）供热企业税收优惠 10.供热企业向居民个人取得的采暖费收入免征增值税 11.为居民供热的供热企业使用的厂房免征房产税 12.为居民供热的供热企业使用的土地免征城镇土地使用税 （三）节能环保电池、涂料税收优惠 13.节能环保电池免征消费税 14.节能环保涂料免征消费税 （四）节能节水税收优惠 15.滴灌产品免征增值税 16.从事符合条件的节能节水项目的所得定期减免企业所得税 17.购置用于节能节水专用设备的投资额按一定比例实行企业所得税税额抵免 （五）新能源车船税收优惠 18.新能源车船免征车船税 19.节能汽车减半征收车船税 20.新能源汽车免征车辆购置税 （六）节约水资源税收优惠 21.取用污水处理再生水免征水资源税 22.抽水蓄能发电取用水免征水资源税 23.采油排水经分离净化后在封闭管道回注的免征水资源税 （七）污染物减排税收优惠 24.农业生产排放污染物免征环境保护税 25.城乡污水集中处理、生活垃圾集中处理场所排放污染物免征环境保护税 26.排放应税大气污染物或者水污染物的浓度值低于国家和地方规定的污染物排放标准减征环境保护税 三、鼓励资源综合利用 开展资源综合利用，提高资源利用效率，是推进绿色低碳循环发展、保障资源供给安全的重要内容，对于缓解资源环境对经济社会发展约束具有重要现实意义。国家不断加大资源综合利用税收优惠政策支持力度，加强对废弃物综合利用、污水垃圾处理、矿产资源高效利用、水利工程建设等方面政策扶持，着力提升资源利用效率，促进经济社会发展全面绿色转型。具体包括： （一）资源综合利用税收优惠 27.新型墙体材料增值税即征即退 28.资源综合利用产品及劳务增值税即征即退 29.综合利用资源生产产品取得的收入在计算应纳税所得额时减计收入 30.利用废弃动植物油生产纯生物柴油免征消费税 31.利用废矿物油生产的工业油料免征消费税 32.承受荒山、荒地、荒滩用于农、林、牧、渔业生产免征契税 33.综合利用的固体废物免征环境保护税 （二）污水处理税收优惠 34.污水处理厂生产的再生水增值税即征即退或免征增值税 35.垃圾处理、污泥处理处置劳务增值税即征即退或免征增值税 36.污水处理劳务增值税即征即退或免征增值税 37.污水处理费免征增值税 （三）矿产资源开采税收优惠 38.煤炭开采企业抽采的煤成（层）气免征资源税 39.衰竭期矿山开采的矿产品减征资源税 40.充填开采置换出来的煤炭减征资源税 41.开采共伴生矿减免资源税 42.开采低品位矿减免资源税 43.开采尾矿减免资源税 44.页岩气减征资源税 （四）水利工程建设税费优惠 45.国家重大水利工程建设基金免征城市维护建设税 46.国家重大水利工程建设基金免征教育费附加 47.水利工程占用耕地减征耕地占用税 四、推动低碳产业发展 能源生产和消费相关活动是最主要的二氧化碳排放源，大力推动能源领域碳减排是做好碳达峰碳中和工作，以及加快构建现代能源体系的重要举措。通过加大对太阳能、风能、水能、核能等清洁能源开发利用的政策支持力度，为科学有序推动如期实现碳达峰、碳中和目标和建设现代化经济体系提供保障。具体包括： （一）清洁发展机制基金及清洁发展机制项目税收优惠 48.中国清洁发展机制基金取得的收入免征企业所得税 49.实施清洁发展机制项目减免企业所得税 （二）风力、水力、光伏发电和核电产业税费优惠 50.风力发电增值税即征即退 51.水电站部分用地免征城镇土地使用税 52.分布式光伏发电自发自用电量免收国家重大水利工程建设基金 53.分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加 54.分布式光伏发电自发自用电量免收大中型水库移民后期扶持基金 55.分布式光伏发电自发自用电量免收农网还贷资金 56.核电站部分用地免征城镇土地使用税

# 国家电网公司贯彻落实党中央、国务院决策部署 全力服务扎实稳住经济的八项举措 国家电网有限公司深入学习贯彻重要讲话和指示精神，坚决落实党中央、国务院决策部署，按照“疫情要防住、经济要稳住、发展要安全”的明确要求，统筹发展和安全，统筹保供和转型，全力服务经济社会平稳健康发展，制定实施八项举措。 一、全力保障电力供应，确保能源安全。加强安全生产，优化电网运行方式，严肃调度纪律，确保电网安全稳定运行。发挥大电网资源优化配置作用，加大跨区跨省余缺互济力度，保障电力安全可靠供应。坚持“需求响应优先、有序用电保底、节约用电助力”，加强政企联动，源网荷储协同，保障民生用电，满足经济社会发展用电需求。 二、全力服务疫情防控，助力复工复产。畅通防疫用电“绿色通道”，提升疫情防控供电保障水平。深化“电力看经济”等大数据应用，积极利用“复工复产指数”服务政府决策。对受疫情影响暂时出现生产经营困难的小微企业和个体工商户用电实行“欠费不停供”，设立6个月的费用缓缴期，缓缴期间免收欠费滞纳金。 三、全力加大电网投入，发挥投资拉动作用。2022年电网投资5000亿元以上，达到历史最高水平，预计带动社会投资超过1万亿元。尽早开工川渝主网架、张北—胜利、武汉—南昌、黄石特高压交流，金上—湖北、陇东—山东、宁夏—湖南、哈密—重庆特高压直流等8项特高压工程，开工一批500千伏及以下重点电网项目。 四、全力促进新能源发展，推动能源转型。积极做好新能源项目并网服务，推动配套电网同步建设。加快抽水蓄能项目发展，开工江西奉新等4座抽水蓄能电站，投产安徽金寨等5座抽水蓄能电站。推动以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，做好第二批项目送出工程的规划和前期工作。 五、全力助企纾困解难，促进协同发展。严格执行国家有关政策，阶段性减免服务业小微企业和个体工商户房屋租金，做到应免尽免。充分发挥“电e金服”平台作用，帮助中小企业拓展融资渠道，降低融资成本。通过产业基金等方式吸引各类资本共同支持中小企业发展。加强与中小企业合作，提供更多市场机会，实现协同发展。 六、全力畅通供应链，带动产业链发展。发挥新型电力系统技术创新联盟辐射带动作用，推动创新链产业链融合发展，预计研发总投入及产业带动超过1000亿元。开展招标“云采购”，确保采购“不断档”、合同“不断签”、付款“不断线”，保障电工装备产业链生产经营。按照合同约定及时足额支付账款，全面推广投标、履约等保证保险替代保证金，减少企业资金占用。 七、全力落实电价电费政策，优化营商环境。配合政府清理规范供电环节不合理收费，落实好特困行业小微企业和个体工商户用电阶段性优惠政策。提高办电服务效率，年内小微企业全面实现“零上门、零审批、零投资”。精简办电环节，压缩办电时间，居民“刷脸办电”、企业“一证办电”，电力业务“网上办、掌上办、指尖办”。 八、全力促进稳岗就业，服务保障民生。加大招聘力度，2022年提供就业岗位超过4万个。高质量推进农村电网巩固提升工程，加强城市老旧小区改造，加快城乡供电服务一体化。完善农业生产供电设施，加强机井通电保障，助力粮食稳产增产。 国家电网公司将在党中央坚强领导下，充分发挥“大国重器”和央企“顶梁柱”作用，认真践行人民电业为人民企业宗旨，胸怀“国之大者”，积极担当作为，全力服务经济社会高质量发展，以实际行动迎接党的二十大胜利召开。

# 分布式光伏配储，当不当时？ 2021年我国分布式光伏新增装机超过集中式电站，占新增光伏装机的55%。根据国家能源局数据，2022年第一季度我国新增光伏装机13.21GW，分布式光伏新增8.87GW，占比67.1%。受光伏发电自身波动性、间歇性的影响，分布式光伏高比例渗透给电网消纳、安全运行带来挑战。另一方面，能耗双控目标发布后多个地区开始实施工商业限电政策，进一步提升了工商业备用电源的需求。多种因素下，鼓励分布式光伏配置储能成为部分地区解决电网安全运行的新思路。 5月20日，浙江诸暨发布整市推进分布式光伏规模化开发工作方案，提出按不低于光伏装机容量10%的要求总体配套建设光伏储能设施容量，再一次引发业内讨论，分布式配置储能时代来临了吗？ 多地酝酿分布式光伏配储 截至目前已有山东、河北、浙江、安徽、江苏等分布式光伏大省出台了分布式光伏配置储能的相关政策，有的对配置储能的比例提出了具体要求，有的则是明确对配置储能项目给与补贴。 如山东枣庄分布式光伏开发建设规范明确提出，分布式光伏项目按照装机容量的15%—30%、时长2-4小时配置储能设施，或者租赁同等容量的共享储能设施；浙江永康鼓励非户用分布式光伏电站按照发电装机容量10%建设储能设施；苏州《关于加快推进全市光伏发电开发利用的工作意见(试行)的通知》中提到，鼓励装机容量2兆瓦以上的光伏项目，按照不低于装机容量8%的比例配建储能系统。 在补贴方面，浙江嘉善县对分布式光伏配置储能且由电网调度的项目，补贴期自2021年起暂定3年，补偿标准按200元、180元、170元/千瓦·年逐年退坡。 安徽芜湖对新建光伏发电项目配套建设储能系统，储能电池采用符合相关行业规范条件的产品，自项目投运次月起对储能系统按实际放电量给予储能电站运营主体0.3元/千瓦时补贴，同一项目年度最高补贴100万元。 部分业内人士肯定了分布式光伏配置储能的价值。一位新能源领域资深专家表示，分布式光伏配置储能具有诸多优势，尤其是在当前峰谷电价差比较大的条件下，自发自用的分布式项目配置储能可以提高自发自用比例，企业结合自身情况自主选择配置储能具备一定的优势。 另一家业内企业表示，分布式光伏配套储能一方面将降低高峰用电负荷,保障电网在高峰时期的安全运行，另一方面低谷期储电，电高峰用电的方式有利于提高发供电设备的利用率，优化电力资源配置。此外，配置储能还将减少电能浪费情况，减少线损，增加线路和设备使用寿命。 尽管肯定了分布式光伏配置储能的优势，但多位业内人士也表示，目前分布式光伏配储尚不具备大规模推广的条件，尤其是强制配储或不利于分布式光伏的发展。 经济性、安全性待解 整体来看，经济性、安全性仍是阻碍分布式光伏配储规模化推广的主要因素。前述新能源专家表示，企业结合自身情况灵活选择配置储能是更为合理的方式，一旦强制配储有可能导致本来有经济性的项目无法开展，尤其是当前储能成本上涨的情况下，配置储能将进一步增加分布式光伏项目开发成本。 据一位专业从事光伏电站设计的人员测算，综合企业自发自用率和企业电价综合核酸，分布式光伏项目配置或将导致投资成本增加0.2元/W，导致投资回报周期延长。 整体看来，虽然配套储能可在发电侧、电网侧、用户侧都发挥作用，解决能源紧张、调节资源缺乏不足等问题，但我国尚未对分布式光伏储能进行系统层面的储能规划，综合投资成本、回报、系统性规划等因素，如在日照资源不高的地区试行，配套储能还不具备大面积推广的条件。 更为重要的是安全性问题，分布式光伏项目多分布在工业园区、厂房，户用光伏更是安装在居民屋顶，本身对安全性的就有较高的要求。而配置储能将会增加安全风险，尽管部分地区要求在保证安全性的前提下配置储能，但由于缺乏相关的标准，目前并没有好的解决方案出台，仍需谨慎对待。 尽管储能被视作光伏的未来，但在缺乏经济性及安全性的先导下，分布式光伏配储如同无源之水、无本之木，大规模推广尚不成熟，市场还需要更多耐心。

# 湖北一发电公司违规拉专线向虚拟货币"挖矿"项目供电被处罚！ 华中能监局日前发布行政处罚决定书，秭归县东沟河小水电代燃发电有限公司存在采用网前拉专线方式向虚拟货币"挖矿"项目供电的行为，属于未取得电力业务许可证（供电类）非法从事电力业务。 作出如下行政处罚∶ 1.没收违法所得人民币21746.62元（大写∶贰万壹仟染佰肆拾陆元陆角贰分）; 2.处以违法所得2倍的罚款，罚款人民币元43493.24（大写∶ 肆万叁仟肆佰玫拾叁元贰角肆分）。

# 北京电力交易中心绿色电力交易实施细则发布 北京电力交易中心日前发布《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》，实施细则在试点交易的基础上，对交易组织、交易价格、交易结算、绿证划转等方式及流程进行了细化，将支撑绿色电力交易常态化开展。 参与绿色电力交易的电力用户主要为具有绿色电力消费及认证需求、愿意为绿色环境权益付费的用电企业，主要包括直接参与或由售电公司代理参与交易的用户。具备条件后引入电动汽车、储能等新型主体参与绿色电力交易。

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

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

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