虫虫说电力改革 - 节目列表

上半年主要发电上市公司陷入亏损 7月27日，华能国际电力股份有限公司（以下简称“华能国际”）发布2022年半年报。半年报显示，华能国际上半年实现营业收入1168.69亿元，比上年同期上升了22.68%。受燃煤采购价格同比大幅上涨影响，公司上半年业绩亏损，归母净利润为-30.09亿元，比上年同期下降了167.60%，每股收益为人民币-0.26元。 据华能国际半年报显示，公司上半年亏损主要原因系燃料价格同比大幅上涨。上半年，华能国际境内各运行电厂平均上网结算电价为505.69元/兆瓦时，同比上升20.70%。但是，华能国际境内燃煤机组利用小时1946小时，同比下降220小时。 煤价方面，2022年上半年煤价高企，华能国际共采购煤炭8821万吨，原煤采购综合价为840.27元/吨，同比上涨41.20%。境内火电厂售电单位燃料成本为376.70元/兆瓦时，同比上涨50.49%。 对于可能存在的风险，华电国际半年报显示，新能源保持快速发展势头，新能源装机容量占比持续提高，火电厂顶峰保供和调节服务压力持续增大。预计下半年，个别地区存在时段性电力供应紧张风险，燃料价格居高不下，进口煤价格倒挂，火电企业存在经营和保供双重压力。 电价方面，部分区域市场电价合理上浮依然存在一定限制，新能源固定电价的保障收购电量规模持续下降，市场交易以降价为主，绿电价格形成机制尚不明确，新能源企业难以获得真实环境溢价。此外，电力中长期、现货交易价格仅体现电能量价值，没有充分体现备用、调节服务价值，发电机组难以获得足够的投资回报。 煤价方面，上半年，国内煤炭产量较快增长，价格高位运行，进口煤价格倒挂。下半年，受全球能源供应紧张，以及环保安全督查、疫情等因素影响，国内煤炭供应增量存在不确定性。下半年，国家宏观经济全面复苏，社会用电量也将得到提升。随着清洁能源转入淡季，火电将继续发挥能源兜底保障作用，电煤耗用将较上半年出现增长。目前，电煤中长期合同全覆盖、价格机制等政策尚未完全落实到位，进口煤应急保障中长期合同替代补签全面落地难度较大，煤炭价格持续高位运行，燃料保供控价存在双重压力。 碳交易方面，2021年及后续年度配额分配方案尚未出台，预计配额发放逐步趋紧，存在发电成本增加的风险。碳市场的启动初期暂未纳入机构与个人交易，后期如机构与个人入市交易，存在发电企业履约成本增加的风险。 此外，我国对电力企业的污染防治提出了严格的要求。华能国际位于长江、黄河流域，以及环渤海地区的部分电厂，在废水、灰场、煤场等方面，面临一定的环保压力。 实际上，受困于燃料成本高企，燃煤发电上市公司多数处于亏损状态。中电联近期发布的《2022年上半年全国电力供需形势分析预测报告》显示，电煤价格水平总体仍居高位，煤电企业仍大面积亏损。今年以来煤电企业采购的电煤综合价持续高于基准价上限，大型发电集团到场标煤单价同比上涨34.5%，大体测算上半年全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比额外增加2000亿元左右。电煤采购成本大幅上涨，涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致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，部分企业现金流紧张。 以五大发电集团旗下的部分核心上市公司大唐发电、华电国际、国电电力为例，2022年一季度，国电电力、华电国际分别实现营收467.84亿元、288.16亿元，同比上升19.83%、同比下降3.98%；归母净利润分别实现10.56亿元、6.17亿元，分别同比下降50.66%、50.26%。大唐发电今年一季度亏损超4亿，单季净利润同比减144.32%。 地方发电企业方面，处于负荷中心的广东省代表企业粤电力A，由于煤炭、天然气价格仍旧高企，上半年火电业务严重亏损，报告期内归属于上市公司股东的净利润亏损12.5亿元—15.5亿元，较上年同期由盈转亏。 对于下半年的发展趋势，随着进入用电旺季，叠加长协煤覆盖率进一步提升，业绩有望改善，随着长协煤政策的提出，以及长协合同换补签工作的落实，长协煤覆盖率有望提升，三季度燃煤成本有望回落，拉动煤电业绩改善。

缓解澳洲“用电荒” 阳光电源签下储能大单！ 近日，澳洲传统电力供应短缺加剧致使电价暴涨、停电频发，遭遇“用电荒”，与此同时，澳洲新能源日间发电高峰供过于求更导致限发和负电价现象。加装大型储能设备在稳定电网和保障电力供应方面正发挥主体作用，并成为澳洲电力市场调频调峰服务的优选。 继上半年176MWh Ginan光储直流耦合项目后，阳光电源近日在澳洲又传来喜讯，与跨国能源企业Naturgy子公司Global Power Generation（GPG）签署220.16MWh的储能订单，助力GPG建成澳洲最大的光储直流耦合项目—Cunderdin Project。Cunderdin Project位于西澳洲坎德丁镇，由GPG投资建设，采用阳光电源大型地面电站液冷储能系统PowerTitan。该产品基于电力电子、电化学、电网支撑技术“三电融合”的理念，通过专业的系统集成，实现软硬件高度兼容，各环节数据互通、协同运行，从而让储电、用电更加安全高效，为业主整体收益保驾护航。该项目将于2022年第四季度开始建设，到2024年初投运，届时将深度参与澳洲容量服务市场交易（AEMO Capacity Credit Market）获取更高投资回报，并利用峰谷调节机制，灵活快速地响应电网调度，提升澳洲新能源消纳水平，为当地居民提供长效稳定、安全的清洁电力。GPG的CEO, Francisco Antonio先生表示：“Cunderdin Project目前是澳洲最大的光储直流耦合项目。作为业主和投资方，我们对Cunderdin Project的长期价值寄予厚望。阳光电源专业的光储产品方案和在澳优异的业绩表现深受认可，我们相信此次合作不仅能保障当地居民的用电安全，更有望为全澳新能源产业的升级发展注入新动力。”

五部门发文，《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》 8月29日，工信部、财政部、商务部、国务院国资委、国家市监局联合发布《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》，提出：通过5-8年时间，电力装备供给结构显著改善，保障电网输配效率明显提升，高端化智能化绿色化发展及示范应用不断加快，国际竞争力进一步增强，基本满足适应非化石能源高比例、大规模接入的新型电力系统建设需要。煤电机组灵活性改造能力累计超过2亿千瓦，可再生能源发电装备供给能力不断提高，风电和太阳能发电装备满足12亿千瓦以上装机需求，核电装备满足7000万千瓦装机需求。 加速发展清洁低碳发电装备。推进煤电装备节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。加快推进燃气轮机研究开发。推进水电机组宽负荷改造，加快可变速抽水蓄能及海上抽水蓄能装备研制应用及高水头冲击式水电机组关键技术研究。进一步加快三代核电的批量化，加速四代核电装备研发应用。推进风光储一体化装备发展，推动构网型新能源发电装备研究开发。加快生物质能装备以及海洋能、地热能等开发利用装备的研制和应用。着力攻克可再生能源制氢等技术装备。 在太阳能装备方面，重点发展高效低成本光伏电池技术。研发高可靠、智能化光伏组件及高电压、高功率、高效散热的逆变器以及智能故障检测、快速定位等关键技术。开发基于5G、先进计算、人工智能等新一代信息技术的集成运维技术和智能光伏管理系统。积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏、储能等多能互补集成。研究光伏组件资源化利用实施路径。 推动TOPCon、HJT、IBC等晶体硅太阳能电池技术和钙钛矿、叠层电池组件技术产业化，开展新型高效低成本光伏电池技术研究和应用，开展智能光伏试点示范和行业应用。 光伏+方面，推进新建厂房和公共建筑开展光伏建筑一体化建设，支持农（牧）光互补、渔光互补等复合开发，推动光伏与5G基站、大数据中心融合发展及在新能源汽车充换电站、高速公路服务区等交通领域应用。鼓励在沙漠、戈壁、荒漠、荒山、沿海滩涂、采煤沉陷区、矿山排土场等区域开发光伏电站。 储能+方面，在新能源资源富集地区，推动新型储能+可再生能源发电、风光火（水）储一体化供能试点。围绕大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务区等用户，发展新型储能+分布式新能源、微电网、增量配网等。 原文如下： 加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划 为深入贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和的重大战略决策，推进能源生产清洁化、能源消费电气化，推动新型电力系统建设，加快电力装备绿色低碳创新发展，制定本行动计划。 一、总体要求 （二）主要目标通过5-8年时间，电力装备供给结构显著改善，保障电网输配效率明显提升，高端化智能化绿色化发展及示范应用不断加快，国际竞争力进一步增强，基本满足适应非化石能源高比例、大规模接入的新型电力系统建设需要。煤电机组灵活性改造能力累计超过2亿千瓦，可再生能源发电装备供给能力不断提高，风电和太阳能发电装备满足12亿千瓦以上装机需求，核电装备满足7000万千瓦装机需求。 二、重点任务 （一）装备体系绿色升级行动统筹发输配用电装备供给结构调整，围绕新型电力系统构建，加速发展清洁低碳发电装备，提升输变电装备消纳保障能力，加快推进配电装备升级换代、提高用电设备能效匹配水平，推进资源循环利用。 1．加速发展清洁低碳发电装备。推进煤电装备节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。加快推进燃气轮机研究开发。推进水电机组宽负荷改造，加快可变速抽水蓄能及海上抽水蓄能装备研制应用及高水头冲击式水电机组关键技术研究。进一步加快三代核电的批量化，加速四代核电装备研发应用。推进风光储一体化装备发展，推动构网型新能源发电装备研究开发。加快生物质能装备以及海洋能、地热能等开发利用装备的研制和应用。着力攻克可再生能源制氢等技术装备。 2．提升输变电装备消纳保障能力。面向电网高比例可再生能源、高比例电力电子装备“双高”特性，以及夏、冬季双负荷高峰的需求特点，加快发展特高压输变电、柔性直流输电装备。瞄准安全灵活、绿色低碳的输电网技术装备，持续开展不同电压等级、不同开断容量的发电机断路器及高电压等级真空开关设备的研制，加快大功率电力电子器件、天然酯（植物）绝缘油变压器等研发突破。 3．加快推进配电装备升级换代。发展满足新型电力系统“双高”“双随机”（分布式新能源的随机性和可调负载的随机性）特性的保护与控制配电技术装备。依托智能配电网、主动配电网建设，加快电网之间柔性可控互联，积极发展以消纳新能源为主的智能微电网，加速突破综合能源管理和利用、多电源优化互动等技术装备。 4．提高用电设备能效匹配水平。发展高功率密度永磁电机、同步磁阻电机、智能电机、超高效异步电机等产品。加强高效节能变压器研制及推广应用。加快推广应用高能效电锅炉、电窑炉等装备，拓展工业、交通、建筑等领域电能替代。加快用能系统能效提升，开展重点用电设备系统匹配性节能改造和运行控制优化。推动完善废旧电机回收利用体系，鼓励企业开展电机再制造，促进再制造电机产品应用。 （二）电力装备技术创新提升行动 坚持创新驱动，强化企业创新主体地位，完善产业创新体系和产业发展生态，推动产业集群发展，不断增强产业链供应链竞争力。在电力装备领域突破一批关键核心技术，建设一批创新平台，培育一批产业集群。 4．加快关键核心技术攻关。实施产业基础再造工程，采用“揭榜挂帅”“赛马”等机制，支持企业加大研发投入，加快突破一批电力装备基础零部件、基础元器件、基础材料、基础软件、基础工艺、产业技术基础。推动新材料与电力装备的融合创新，推进产业链上下游协同创新和科技成果转化应用。 5．加强创新平台建设。夯实企业创新主体地位，推动创新要素向企业集聚，促进产学研用深度融合。聚焦优先发展的成套装备、关键零部件、关键材料、关键共性技术等，以共性技术研发和公共服务为主，鼓励行业龙头企业牵头，联合高校、科研院所和行业上下游企业共建创新平台，推进各类科技力量资源共享和优化配置。 6．促进产业集聚和企业融通发展。做大做强东北、华东、西南、西北等地区电力装备先进制造业集群。依托国家新型工业化示范基地等，推动电力装备产业集群发展。鼓励整机企业与配套企业建立稳定合作关系，培育专精特新“小巨人”企业和制造业单项冠军企业，加快构建创新协同、产能共享、供应链互通的产业发展生态。 （二）网络化智能化转型发展行动深化与新一代信息技术融合，加快电力装备产品形态、研发手段、生产方式与服务模式创新变革，推进数字化绿色化服务化发展。在电力装备领域培育若干智能制造、工业互联网标杆企业和示范园区。 7．深化“5G+工业互联网”应用。研究工业互联网与电力装备融合应用参考指南，深化“5G+工业互联网”在电力装备制造、运行、维护等环节的应用。推动建设电力装备工业互联网数字化转型促进中心，打造5G全连接工厂标杆。 8．加快推进智能制造。开展智能制造试点示范行动，建设智能制造示范工厂，凝练智能制造优秀场景。打造智能网联装备，提升工业控制系统实时优化能力，加强工业软件模拟仿真与数据分析能力。 9．加速服务型制造转型。加快电力装备网络化服务化发展，在风电、水电等领域推广远程运维服务，在核电领域推进产品全生命周期管理，在低压电器、高效电机制造领域建设共享制造工厂。鼓励发展供应链服务企业，支持制造企业延伸价值链，提供设计服务或综合能源解决方案。 （三）技术基础支撑保障行动以市场为主体，更好发挥政府作用，推动有效市场和有为政府更好结合，完善产业技术服务体系，引导产业规范发展。 10．加强技术标准体系建设。围绕绿色、高效、安全等发展要求，推进国家标准验证点建设，加快电力装备能效提升、功能安全等国家标准制修订。完善新型储能、氢能等全产业链标准体系。优化特高压交、直流装备标准，推进智能配电网技术装备标准化，持续提升用电设备能效技术标准。 11．推动绿色低碳装备检测认证。组织制修订电力装备重点领域碳排放核算方法，推动建立覆盖全面、算法科学的行业碳排放核算方法体系。完善绿色产品标准、认证与标识体系，探索建立电力装备碳达峰碳中和认证制度。 （四）推广应用模式创新行动加强政策引导和支持，推进应用创新和推广，形成需求牵引供给、供给创造需求的更高水平的动态平衡。在电力装备领域建设3-5家试验验证平台，开展典型场景应用试点，培育形成一批优质品牌。 12．强化推广应用政策引导。支持将符合条件的电力装备纳入国家、地方相关重大技术装备指导目录，研究发布重大技术装备推广应用导向目录。利用首台（套）重大技术装备保险补偿机制试点、能源领域首台（套）评定和评价、绿色采购等政策。引导行业组织、研究机构等搭建供需对接平台，加快电力装备推广应用。培育打造具有国际竞争力的“中国重装”品牌。 14．开展试验验证及试点应用。围绕绿源、智网、降荷、新储等新型电力装备，建设满足工程应用实况的首台（套）重大技术装备试验验证平台。发挥重大工程牵引带动作用，鼓励具备基础和条件的地区，积极推进电力装备重点领域技术和产品推广应用。 15．培育推广应用新模式新业态。推进源网荷储一体化和多能互补，培育风电+、光伏+等多种应用新模式新业态，加快多层级多时间尺度多能互补协同优化。 （六）电力装备对外合作行动充分利用国内国际两个市场、两种资源，加快高水平走出去，加强国际产业合作，打造国际合作和竞争新优势。16．推动电力装备走出去。紧紧围绕高质量共建“一带一路”、深入实施《区域全面经济伙伴关系协定》，鼓励优势电力装备企业以多种方式加快走出去。引导企业取得国际认可的服务资质，带动技术、装备、标准和服务走出去。支持行业组织搭建走出去信息综合服务平台，提供法律、咨询、风险评估等服务。 17．深化国际交流合作。发挥多双边合作和高层对话机制作用，加强技术标准、检验检测、认证等方面的国际互认。强化与国际大电网会议（CIGRE）、国际电工委员会（IEC）和电气与电子工程师协会（IEEE）等国际组织的交流和经验分享。支持企业与境外机构在技术开发、经贸往来、人才培养等方面加强交流合作。 三、保障措施 （一）加大统筹协调力度充分发挥国家重大技术装备办公室作用，坚持系统观念，建立覆盖研发、制造、应用及服务等的部门协同工作机制。强化央地联动，指导地方行业主管部门结合实际出台配套措施。发挥行业组织桥梁纽带作用，助力创新发展、推广应用等方面的政策落实，加强行业自律，强化安全生产。依托高端智库、研究机构等开展深入研究，提供重要决策支撑。 （二）强化财税金融支持落实节能节水、资源综合利用等税收优惠政策。鼓励金融机构在依法合规、风险可控、商业可持续前提下，为符合条件的电力装备企业提供信贷支持等金融服务。发挥国家产融合作平台作用，引导社会资本等支持电力装备发展。 （三）加强专业人才培养支持具备条件的高等院校联合企业、科研院所等培育高端研发、技能及管理人才。引导专业服务机构创新人才培养模式，培育一批高端复合型人才。优化人才引进机制，建立健全人才激励制度，鼓励企业积极引进海外高层次人才。 （四）营造良好舆论环境强化舆论导向，加强典型项目、典型经验宣传报道，在全社会营造电力装备绿色低碳创新发展的良好氛围。鼓励地方政府、行业协会、龙头企业等联合举办电力装备展会论坛，发挥世界清洁能源装备大会作用，搭建国际交流展示合作平台。发挥权威优势媒体平台导向作用，灵活运用多种形式，强化电力装备质量品牌宣传。

安徽：扩大峰谷电价比至4:1，淘汰类企业每度电加价0.5元 8月24日，安徽省人民政府办公厅发布关于深入开展全民节电行动的通知。通知中提出，建立健全节约用电价格机制。 （一）完善工商业峰谷分时电价。季节性高峰月份设置为1、7、8、9、12月份，高峰与低谷的价格比扩大至4:1，鼓励用户削峰填谷、促进新型储能发展。 （二）实行季节性尖峰电价和需求响应补偿电价。在日最低气温≤-5℃或日最高气温≥36℃时，执行峰谷电价的工商业用户，在高峰时段电价基础上每度电上浮0.072元，由此增加的电费收入专项用于补偿参与需求响应的电力用户。 （三）实行差别电价政策。对铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁、黄磷、锌冶炼等7个高耗能行业，淘汰类每度电加价0.5元、限制类每度电加价0.11元，倒逼企业节能改造。 （四）实行居民阶梯电价。对居民用电实行阶梯递增电价，居民用户每月0—180度以内不加价，180—350度每度电加价0.05元，351度及以上每度电加价0.3元。居民阶梯电量以一个年度为计量周期，月度滚动使用。 （五）实施居民峰谷分时电价。每日22点至次日早8点，居民用电价格在平段电价基础上每度电降低0.25元，其余时段在平段电价基础上每度电上涨0.03元，鼓励居民自愿选择峰谷电价削峰填谷。 原文如下： 安徽省人民政府办公厅关于深入开展全民节电行动的通知 各市、县人民政府，省政府各部门、各直属机构： 为进一步增强全民节电意识，缓解能源供应紧张状况，现就开展全民节电行动有关事项通知如下： 一、深入推进全民节电行动 各地、各部门要充分认识深入开展全民节电行动的重大意义，增强紧迫感和危机感，广泛动员全民节电，让绿色节能成为全社会自觉行动。 （一）公共机构带头节电。严格控制室内空调温度，除有特定要求并经批准外，公共机构建筑夏季室内空调温度设置不得低于26℃，冬季室内空调温度设置不得高于20℃。各级行政机关办公场所3层楼以下（含3层）原则上停开电梯，非高峰时段减少运转台数。关闭不必要的夜间照明。倡导其他公共建筑和居民参照上述标准设置空调温度。提倡高层建筑电梯分段运行或隔层停开，短距离上下楼层不乘电梯，尽量减少电梯使用。 （二）工业企业科学用电。工业企业要积极配合电力调度，严格执行需求响应等需求侧管理措施。科学合理安排生产班次，通过计划检修、企业轮休、调班运营等方式错避峰让电，主动支持缓解用电高峰时段供电压力。避免设备空载运行，规范使用好空调、照明等用电设备设施，减少非生产、非必需用电，最大限度节约电力电量。 （三）商业场所合理用电。提倡商场、酒店、写字楼等场所自觉减少使用或停用非必要照明灯具，积极推广使用节能型电器。提高员工节约用电意识，做到走廊、楼道等公共区域照明“随走随关”。 （四）公共交通合理用电。优化轨道、公交车辆调度，匹配最佳承载力，削减空驶里程，提高运行效率。加强地铁站、高铁站、汽车站、机场等交通场站节电管理，合理优化空调温度和照明开启数量。引导营运电动车辆合理用电，推动老旧运营电动车辆报废更新换代，倡导利用夜间负荷低谷充电。 （五）数据中心和通信设施高效用电。合理控制机房温度，避免过度散热，优化设备设施及其运行负载管理，加强运维人员节电意识，避免设施设备无效或低效运行。 （六）控制路灯和景观照明。在保证车辆、行人安全的前提下，合理开启和关闭路灯，试行间隔开灯，推广使用可再生能源路灯。减少城市景观照明、娱乐场所霓虹灯等用电。 （七）普及使用节能产品。鼓励和引导消费者购买使用能效标识2级以上或有节能产品认证标志的空调、冰箱等家用电器，鼓励购买节能灯、新能源汽车。各级行政机关要优先采购节能产品，认真落实强制采购节能产品的有关规定。 （八）各类学校倡导节电。减少节假日及非课间用电，高效使用教学设备和照明设备，合理控制办公室、教室、宿舍和其他室内场所空调温度，积极开展节约用电宣传教育，培养师生节电习惯。 （九）培养自觉节电习惯。提倡单位、家庭在夏季用电高峰时段每天少开1小时空调、晚开半小时电灯，尽量使用自然光照明，随手关灯，杜绝白昼灯、长明灯。及时关闭办公设备和家用电器，减少待机能耗。 二、建立健全节约用电价格机制 （一）完善工商业峰谷分时电价。季节性高峰月份设置为1、7、8、9、12月份，高峰与低谷的价格比扩大至4:1，鼓励用户削峰填谷、促进新型储能发展。 （二）实行季节性尖峰电价和需求响应补偿电价。在日最低气温≤-5℃或日最高气温≥36℃时，执行峰谷电价的工商业用户，在高峰时段电价基础上每度电上浮0.072元，由此增加的电费收入专项用于补偿参与需求响应的电力用户。 （三）实行差别电价政策。对铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁、黄磷、锌冶炼等7个高耗能行业，淘汰类每度电加价0.5元、限制类每度电加价0.11元，倒逼企业节能改造。 （四）实行居民阶梯电价。对居民用电实行阶梯递增电价，居民用户每月0—180度以内不加价，180—350度每度电加价0.05元，351度及以上每度电加价0.3元。居民阶梯电量以一个年度为计量周期，月度滚动使用。 （五）实施居民峰谷分时电价。每日22点至次日早8点，居民用电价格在平段电价基础上每度电降低0.25元，其余时段在平段电价基础上每度电上涨0.03元，鼓励居民自愿选择峰谷电价削峰填谷。 三、加大宣传引导力度 各地、各有关部门要采取多种形式宣传能源供求紧张形势和节电重要意义，普及节电知识和方法，宣传节电政策，推介节能新产品、新技术、新设备，宣传节电先进典型，大力倡导节俭文明的社会风尚，形成全民节电的浓厚氛围。各级节能主管部门要会同有关部门组织好集中宣传和日常宣传活动。要安排新闻媒体在重要时段、重要版面增加报道频次，强化深度报道，加大节电公益广告宣传力度，曝光浪费能源现象，充分发挥舆论监督作用。积极组织推动在工矿企业、学校、社区广泛开展节电宣传教育和节电科普活动。 四、加强协同配合和监督检查 省发展改革委要加强对各地区、各部门开展全民节电行动的指导和协调。省直机关工委、省管局将制止能源浪费行为纳入省直机关效能检查。各级节能主管部门要会同有关部门组织好本地区全民节电行动，会同市场监督管理等部门加强对室内空调温度控制、能效标识等的监督检查。各级节能监察机构要加强日常监督，确保各项措施真正落到实处。

十年增长3935%，了不起的中国光伏！ 从籍籍无名到制霸全球，十余年来中国光伏产业凭借顽强的韧性一路披荆斩棘，最终登上全球巅峰。 本期将从十个维度，展现“了不起的中国光伏”。一、装机规模：十年增长3935%，累计装机超300GW！自2009年特许权招标启动后，中国光伏市场发轫。2011年我国光伏发电新增装机首次超过1GW，随后光伏市场进入倍增阶段。2014年，我国分布式光伏新增装机突破1GW，2015年，我国光伏新增装机首次超过德国，累计装机容量为43.18GW，成为全球光伏装机容量最大的国家。 此后，我国光伏一骑绝尘，持续领跑。2021年，我国光伏新增装机规模达到54.88GW，再创历史新高！累计装机更是突破3亿千瓦大关，连续7年稳居全球首位。2022年上半年，我国光伏新增装机规模达到30.88GW，根据中国光伏行业协会预测，2022全年光伏新增装机有望实现85-100GW，迈向新阶段。二、电价：从1.09元/kwh到平价时代十余年来，我国光伏电价政策经历了多轮变革。2009年，国家能源局实施了两批特许权招标项目，彼时光伏项目上网电价为1.09元/kWh；随后电价政策发展为统一上网标杆电价，按并网时间分为1.15元/度和1元/度；2016年起，国家发改委按I-III太阳能资源区将补贴调整为0.65元、0.75元、0.85元/度，且实行逐年退坡机制。2019年-2020年，光伏迈入竞、平价过渡阶段，集中式实行指导电价，2020年I-III类资源区新增集中式项目指导价分别为0.35元、0.4元、0.49元/度；2021年，除户用光伏项目仍有0.03元/度的补贴外，其余项目进入无补贴竞价时代。 值得一提的是，2021年6月22日，四川甘孜州南部光伏基地正斗一期200MW光伏项目竞争性配置定标，国家电投集团四川电力有限公司报出0.1476元/度低价，改写了国内光伏项目最低上网电价。2022年，包括户用在内的光伏项目全面进入无补贴时代，开启平价新征程。三、制造：从受制于人到出口大国回顾中国光伏发展历程，“三头在外”是压制其发展的主要因素。据了解，2008年-2015年之前，多晶硅牢牢被Hemlock、瓦克、REC等欧美及日韩企业垄断，中国多晶硅产品大多依赖进口。在设备环节，据宁夏小牛公司介绍，2008年串焊机市场被德国TT、日本NPC、美国库迈思等占领。十余年砥砺前行，如今中国多晶硅产量已连续十一年居全球首位，光伏组件生产线设备现已全部实现国产化，在电池片制造环节有小部分设备需进口，其它均已实现国产化。根据中国光伏行业协会数据，2022年1-6月我国光伏产品出口总额约259亿美元，再创新高。四、出货排名：中国企业频现全球TOP榜单在创新的驱动下，中国光伏企业在技术先进、出货规模等多领域领跑全球，在硅料及组件出货全球TOP10榜单中，我国企业占据8席位；电池环节TOP 5均为中国企业，且通威、爱旭和润阳连续多年蝉联前三；逆变器领域，在2021年出货排行榜中，6家中国企业进入前十。 注：数据来自2021年光伏企业财报 从2021年度数据来看，TOP5企业出货数据超过125GW，市场集中度进一步提升。截至2022年，已有晶科、天合、晶澳三家企业组件出货量突破100GW，下一个百吉瓦企业正在路上。五、产能：硅片电池组件扩产超2000GW在“双碳”目标的引领下，中国光伏驶入快车道。业内预测“十四五”期间，我国光伏年均新增规模将达100GW，市场需求刺激下，充足的产能是保障项目运行的“粮草”。2020年以来，我国光伏制造环节扩产热情持续高涨，据不完全统计，2020年至今硅料扩产规模超333万吨，硅棒、硅锭、切片扩产超890GW，电池及组件扩产规模均在700GW左右。以主产业链中组件环节为例，2021年度TOP 5企业一体化进程加快，其电池产能总和达到136.9GW，组件产能总和达到218.9GW，此外隆基、晶科、晶澳、阿特斯硅片产能总和达到181GW。六、企业发展：成立十年以上企业达数十家光伏企业是推动光伏产业不断向前的主力军，而企业的市场布局、技术发展、产品品质、稳健经营等共同培育着企业的生命力。据不完全统计，成立至今年限超过10年以上的光伏企业（含光伏企业）高达数十家，成立至今40年的有通威、东方希望及双良节能；华为、科华、英利等成立超30年；天合、阳光电源、正泰、特变电工、东方日升、江苏国强等12家企业成立时间在20年及以上。 勘误：：特变电工1993年成立，至今29年。七、业绩：稳健经营稳健经营是企业基业长青的奥秘，也是企业抵挡市场风雨的必备要素。据统计，2021年光伏上市企业净利润在1亿元以上的约有36家，其中净利润在50亿元以上的企业共有5家。整体来看，上游原料企业表现突出，一体化企业为中坚力量，而辅材企业业绩处于下游。八、效率：电池效率不断刷新纪录光伏电池、组件的技术革新是促进光伏不断降本增效的原动力，如今光伏技术路线面临由p向n转型的关键期，重回效率主赛道已成电池企业的共识，如今多家企业在HJT和Topcon电池效率创下新高。九、市值：千亿市值企业达12家2020年至今，近40家光伏企业开启上市之路，基本涵盖了光伏产业链各个环节。值得一提的是，仅2021年有9家企业跻身千亿市值，分别为晶澳科技、天合光能、正泰电器、三峡能源、中环股份、福斯特、大全能源、先导智能、福莱特。2022年8月18日，锦浪科技成功跨过千亿市值大关。截至目前，千亿市值军团已扩容至12家。 市值截至8月25日收盘 十、跨界：数十家企业涌入光伏赛道光伏行业应属当下最热闹非凡的领域，传统石油巨头、汽车名企、养猪大王、乳业巨头、拖鞋大王，越来越多的企业将光伏视为淘金池。据统计，2022年开年至今已有超50家企业跨界而来，或切入制造环节，或投资电站开发，“双碳”目标下，跨界光伏或将拥美好的未来。

绿电交易将爆发！ 绿电来源、用户以及交易规则和强制应用场景逐步明晰！ 2022年初，发改委、工信部、住建部、商务部等部门研究制定了《促进绿色消费实施方案》。方案指出：进一步激发全社会绿色电力消费潜力。鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力，发挥示范带动作用，推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿色电力消费比例。 8月22日，工业和信息化部、国家发展改革委、财政部、生态环境部、住房和城乡建设部、国务院国资委、国家能源局等七部门近日联合印发《信息通信行业绿色低碳发展行动计划（2022-2025年）》，《计划》指出，鼓励企业积极使用绿色电力。推动畅通绿色电力采购渠道、建立绿色电力碳排放抵消机制，鼓励企业积极购买绿色电力。 强化企业主动消费绿色电力的意识，鼓励通过自建拉专线或双边交易、购买绿色电力证书等方式提高绿色电能使用水平，逐步提升绿色电力在整体能源消耗中的占比。 此前，工业和信息化部、国家发展改革委、财政部、生态环境部、国务院国资委、市场监管总局近日联合印发《工业能效提升行动计划》，提出鼓励通过电力市场购买绿色电力，就近大规模高比例利用可再生能源。 国家能源局网站8月25日消息，国家能源局综合司印发《国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案》。方案提出，完善市场交易机制，支持分布式发电就近参与市场交易，推动分布式发电参与绿色电力交易。6月10日江苏省印发《促进绿色消费实施方案》，方案明确：“到2025年，高耗能企业电力消费中绿色电力占比不低于30%。组织电网企业定期梳理、公布本地绿色电力时段分布，有序引导用户更多消费绿色电力，对消费绿电比例较高用户在实施需求侧管理时优先保障。统筹推动绿色电力、绿证、碳排放权交易，探索建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，鼓励市场主体通过自发自用、电力市场购买、绿证认购可再生能源用电量完成可再生能源消纳责任权重，探索在碳排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减。持续推动智能光伏创新发展，大力推广建筑光伏应用，发挥党政机关等公共机构率先垂范作用，加快提升公共机构和居民绿色电力消费占比。（省发展改革委、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省国资委、省能源局、省机关事务管理局等按职责分工负责） 国网和南网陆续发布了绿电交易细则，为绿电交易铺平道路！ 国网层面： 绿色电力产品是指符合国家有关政策要求的风 电、光伏等可再生能源发电企业上网电量。市场初期，主要指风电和光伏发电企业上网电量，根据国家有关要求可逐步扩大至符合条件的其它电源上网电量。 绿色电力交易是指以绿色电力产品为标的物的 电力中长期交易,用以满足发电企业、售电公司、电力用户等市场主体出售、购买绿色电力产品的需求，并为购买绿色电力产品的电力用户提供绿色电力证书。 绿色电力证书(以下简称"绿证")是国家对 发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有唯一代码标识的电子凭证，作为绿色环境权益的唯一凭证。 参与市场成员：发电企业、电力用户、售电公司等市场主体,以及电网企业、电力交易机构、电力调度机构、国家可再生能源信息管理中心等。 参与绿色电力交易的发电企业初期主要为风电和光伏等新能源企业。绿色电力交易优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量(以下简称“无补贴新能源”)参与交易；已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量(以下简称"带补贴新能源")可自愿参与绿色电力交易，其绿色电力交易电量不计入合理利用小时数，不领取补贴；分布式新能源可通过聚合的方式参与绿色电力交易。 绿色电力交易主要包括省内绿色电力交易和省间绿色电力交易。其中: (一)省内绿色电力交易是指由电力用户或售电公司通过电力直接交易的方式向本省发电企业购买绿色电力产品。 (二)省间绿色电力交易是指电力用户或售电公司向其他省发电企业购买符合条件的绿色电力产品，初期由电网企业汇总省内绿色电力交易需求，跨区跨省购买绿色电力产品，结合电力市场建设进展和发用电计划放开程度，建立多元市场主体参与跨省跨区交易机制，有序推动发电企业与售电公司、用户参与省间绿电交易。 绿色电力交易的组织方式主要包括双边协商、挂牌等，可根据市场需要进一步拓展，应实现绿色电力产品可追踪溯源。其中: (一)双边协商交易，市场主体自主协商交易电量(电力)、价格，通过绿色电力交易平台申报、确认、出清。 (二)挂牌交易，市场主体一方通过绿色电力交易平台申报交易电量(电力)、价格等挂牌信息，另一方市场主体摘牌、确认、出清。 价格方面，绿色电力交易价格由市场主体通过双边协商、挂牌交易等方式形成。绿色电力交易价格应充分体现绿色电力的电能价值和环境价值，原则上市场主体应分别明确电能量价格与绿色环境权益价格。 参与绿色电力交易的电力用户、售电公司，其购电价格由绿色电力交易价格、输配电价、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。输配电价、辅助服务费用、政府性基金及附加按照国家有关规定执行。参与绿色电力交易的电力用户应公平承担为保障居民农业等优购用户电价稳定产生的新增损益分摊费用。 绿色电力交易试点初期，按照平稳起步的原则，可参考绿色电力产品供需情况合理设置交易价格上、下限，待市场成熟后逐步取消。 南网层面 1、绿电交易流程图片来源于：国能小粤1）绿色电力：符合国家有关政策要求的风电、光伏等可再生能源发电企业上网电量。2）绿色电力交易：电力用户或售电公司与绿色电力发电企业依据规则同步开展电力中长期交易和绿证认购交易的过程。在绿色电力供应范围内，电力用户或售电公司与绿色电力发电企业建立绿证认购关系，选择通过电网企业供电的方式获得绿色电力，属于绿色电力交易范畴。3）绿色电力证书：简称“绿证”，是按照国家相关管理规定，依据风电、光伏等绿色电力上网电量，通过国家能源局颁发的具有唯一代码标识的电子凭证。2、绿电交易市场成员 交易市场成员按照市场角色分为售电主体、购电主体、输电主体和市场运营机构。 图片来源于：国能小粤 1）售电主体：主要是符合绿证发放条件的风电、光伏等可再生能源发电企业，现阶段主要是集中式陆上风电、光伏。根据市场建设发展需要，售电主体可逐步扩大至符合条件的水电企业以及其他可再生能源发电企业。 2）购电主体：是电力用户或售电公司，其中，售电公司参与绿色电力交易，应与有绿色电力需求的零售用户建立明确的代理关系。电网企业落实国家保障性收购或代理购电政策的，可以作为购售电主体参与绿色电力交易。适时引入分布式电源、电动汽车、储能等市场主体参与绿色电力交易。 3）输电主体：为各省区省级电网企业，跨区跨省开展绿色电力交易的，输电主体还包括南方电网超高压输电公司。电网企业应为绿色电力交易提供公平的报装、计量、抄表、结算和收费等服务。 4）电力交易机构：广州电力交易中心负责南方区域绿色电力交易组织和管理，负责南方区域绿证的划转、注销和交易等工作，负责组织为南方区域市场主体提供绿色电力查证服务。南方区域各电力交易机构依据规则开展绿色电力交易。 5）电力调度机构：在确保电网安全的前提下，提供安全约束条件，开展安全校核，合理安排运行方式，优先执行绿色电力交易合同。 6）国家可再生能源信息管理中心：根据南方区域绿色电力交易需要，会同广州电力交易中心向发电企业核发绿证。 3、绿电管理绿色电力、绿证将成为相关高耗能企业电力消费的刚需，绿电消费、交易将迎来大爆发！

河北将发放5000万元汽车消费补贴 日前，省商务厅印发《全省促进汽车消费活动方案》（以下简称《方案》），发放汽车惠民促消费资金5000万元，激活汽车流通，扩大汽车消费。 《方案》指出，9月1日，全省汽车促消费活动启动，10月31日结束，省级补贴资金用完为止。补贴对象为全省居民。参与补贴活动的汽车品种为7座（含）以下家用轿车（含非营运皮卡）。具体补贴标准：以新车成交价格计算，每购1辆10万元以下的新车，补贴1000元；每购1辆10（含）至20万元的新车，补贴3000元；每购1辆20（含）万元以上的新车，补贴5000元。汽车以旧换新，在新车补贴标准基础上分别增加500元。 此次活动，省商务厅统一安排汽车惠民促消费资金，按照“省统筹安排、市组织实施、企业积极参与”的原则，统一促消费政策、统一活动时间、统一补贴标准，在全省范围内组织限额以上汽车经销企业，开展新车促销、以旧换新、汽车下乡、新能源车推广等系列活动。鼓励有条件的市和雄安新区配合全省统一行动，统筹相关资金，支持汽车经销企业广泛宣传、烘托氛围、让利销售，推动全省汽车促消费活动取得实效。具体补贴方式，各市和雄安新区可结合当地实际，自主选择确定发放消费券、赠送加油卡或直接补贴等方式。

以农村能源革命推动区域崛起 农村能源革命是我国能源革命整体布局中的重要部分。7月18日，农业农村部等四部门联合发布《关于推进政策性开发性金融支持农业农村基础设施建设的通知》，明确提出“开发生物质能、农村光伏等农村新能源”。在乡村振兴战略和“双碳”目标驱动下，农村能源该如何发展？《能源评论》记者日前就此采访了中国工程院院士杜祥琬。他表示，要提升农村能源革命战略地位，将农村能源发展纳入国家生态文明建设、能源革命和乡村振兴战略框架。中国的能源革命选择从化石能源基础薄弱的农村入手，代价更小。在农村，立足于可再生能源的基础设施符合能源低碳化大趋势，农村丰富的生物质能与风能、太阳能相结合，有助于实现新型电力系统安全可靠、经济可行、绿色低碳的“可能三角”。 能源革命从农村入手或易突破 问：为推进乡村振兴战略，有关部门出台了多份支持农村清洁能源发展、构建乡村现代能源体系的文件。您认为，从农村入手推动能源革命的必要性和可行性如何？ 答：城市的诞生来源于化石能源的集中使用，其特征是规模经济、规模消费。越是大城市，化石能源基础设施越完备，煤、油、气、电运行相当稳定。城市能源革命的一个难点，就是如何激发大部分城市的内生动力，筹集巨额资金对基础设施进行大规模改造。因此，中国的能源革命选择从化石能源基础薄弱的农村入手，代价更小，不仅必要而且可行。原因如下： 一是从能源资源禀赋来看，与“富煤少油缺气”相对应的是农村地区丰富的可再生能源资源。农村发展可再生能源一直是就地生产、就地消费，分布式发展效率更高（有条件的地方也可以和集中式相结合）。二是农村化石能源基础设施比较薄弱，化石能源价格比较高，阻碍了农村产业的发展，而发展可再生能源的成本比较低、阻力也比较小，可以发挥农村的资源优势。立足于太阳能、风能等可再生能源的基础设施符合能源低碳化的大趋势，资源和市场同在一起，技术容易培育。通过现代工业手段，利用风、光、水、生物质、地热等能源，可以解决目前农村的三个问题：生物质能利用手段原始、散烧煤和垃圾污染。 问：我国农村有大量生物质原料（农林废弃物），您认为该如何科学提高其利用效率，能否与新能源开发结合起来？ 答：这些生物质原料目前大多采取直接燃烧的低效利用方式进行处理，易造成资源浪费和环境污染问题。以秸秆为例，我国是世界第一大秸秆生产国，秸秆年产量约8亿吨。生态环境部的数据显示，2019年卫星遥感共监测到全国秸秆焚烧点6300个，主要分布在东北、华北、华中和华东地区。 人们常说，“堵不住浓烟滚滚，疏方得碧水蓝天”。生物质能具有储存方便、成本低、用量灵活可控、资源市场易衔接的特点，现在要研究如何实现其工业化的利用。比如，生产沼气、液态乙醇、固化成型等。此外，如果将生物质能和风能、太阳能相结合，可以起到调风补光的作用，有助于实现新型电力系统的“可能三角”——既安全可靠，又经济可行，还绿色低碳。问：近日发布的《中国农村散煤治理综合报告（2022）》显示，2021～2022年采暖季，京津冀及周边、汾渭平原等重点地区超额完成散煤替代农户约420万户。散煤治理工作目前是否应该告一段落？ 答：这份报告显示，在北方地区15个省份中，清洁取暖率超过70%、80%比例的分别为8个、6个。这表明，我们在散烧煤治理方面已经做了不少工作，取得了一定的成绩，下一步还需要进一步努力实现清洁替代。 对于散烧煤，国家发展改革委给出的定义是灰分大于16%、硫分大于1%的煤。大多数研究把家庭取暖、餐饮使用的煤，以及一些小锅炉、小窑炉的用煤称为散烧煤。散烧煤的使用存在诸多问题，比如，质量不达标准、燃烧效率较低、废气无法有效处理，所以对空气的污染远比大型燃煤锅炉严重。散烧煤尤其是劣质煤在燃烧过程中排放大量烟尘、温室气体及酸性气体，是造成大气污染和雾霾的主要原因。这些污染物直接排放，污染了环境，危害了民众健康。用散烧煤的灶具、取暖设施（以土暖气、火炕或者煤炉为主）的热效率、能源利用率比较低，造成了资源浪费。 近年来，我国散烧煤治理工作有阶段性进展，减污降碳协同效应明显，还需继续努力。 问：对于农村固体废弃物利用，也就是垃圾处理问题，您有什么解决思路？ 答：随着农村居民生活水平不断提高，固体废弃物的产生量也在增加。2019年，我国农村生活垃圾量为2.99亿吨，主要包括农村生活垃圾、畜禽粪便，如果处理不当，将造成能源浪费和环境破坏。 农村的垃圾处理应该采取就近原则，在政府引导下，打造政府、企业、公众三方面密切配合的“黄金三角模式”。数据显示，现在每亩秸秆资源化的价值约为200元，每吨垃圾资源化价值约为100元。如果处理好了，无论是发电供热，还是生产肥料，都具有一定的经济价值。同时，做好这项工作，也是美丽乡村建设不可或缺的部分，将产生巨大的社会效应。 以试点带动，助力乡村振兴 问：您认为，基于农村资源禀赋的能源革命的具体落地应用和方向是什么？ 答：大力发展分布式与集中式结合的低碳能源网络，是农村能源革命的一个方向。分布式低碳能源网络有较多优势：一是可以极大利用可再生能源，有效缓解能源环境问题；二是可以合理利用能源，提高能源效率；三是结合大电网可以提高供电可靠性和供电质量；四是由于发电单元更靠近用户，供电成本也比较低，尤其是对地形条件恶劣的偏远地区、经济欠发达地区而言。 在具体技术上，分布式低碳能源网络可以把清洁环保的低碳发电系统以小规模（数千瓦到50兆瓦）、模块化分散布置在用户附近，独立输出电、热、冷，彼此互联，采取先进的数字信息技术（智能化监控、网络化群控和远程遥控等技术），进行高效准确的资源配置，保证各分布式能源系统安全可靠运行。比如，现在已经在农村创造了农业种植、畜牧养殖、林业治沙和光伏相结合的新模式，在实现土地综合利用、发展新业态的基础上，既推动了新能源的发展，又提高了土地利用的经济性。 问：国家相关部门已经发布了《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》，明确提出了到2025年的主要目标。您认为，农村能源发展新业态还有哪些机会？ 答：综合农村地区的太阳能供热采暖、风光发电蓄热电锅炉、地热、热泵等技术，可以解决农村清洁供暖、热水需求，这样就有条件尽早完成散烧煤替代。 同时需要立足可再生能源，发展绿色制造业等新兴前沿产业。有一些产业也可以入驻农村，使用当地可再生能源，既达到自身节能减排的目标，又起到推动乡村振兴的作用。农民不仅是能源消费者，还可以成为能源的生产者和服务商。在此基础上，发展虚拟电厂、微电网以及相应的数字技术可以吸纳一批就业人口，集聚乡村振兴的人力资源，带来乡村产业持续发展的机会。 问：您所提倡的农村能源革命，有哪些成功试点？ 答：农村能源革命由中国工程院提出来后，得到了国家相关部门和地方政府的支持，例如，河南省选定了兰考县作为农村能源革命的试点。自2017年7月开展农村能源革命试点工作至今，兰考县全面淘汰了薪柴和散烧煤，清洁取暖普及率从14%提高到99%。最近国家能源局组织了对兰考县农村能源革命试点的第三方验收和评估，结果显示：该县新能源发电量占全社会用电量的比重从21%提高到90%，全县生活垃圾无害化处理率达到94%以上，农作物秸秆资源化利用率达到90%以上，农村人居环境明显改善，收入显著增加。 此外，广东省清远市清城区源潭镇新马村已成为广东省城乡融合综合能源示范点，2022年光伏发电量预计将达到338万千瓦时。山西省芮城县试点发展的“光储直柔”模式，培育了一批能源产消者，增加了本地的能源自给率，值得研究推广。 问：您如何评价这些试点成果的可推广性和价值？ 答：在推进兰考试点工作过程中，我提出了我国中东部能源“身边取”和“远方来”相结合、分布式与集中式相结合的发展方向，以及着重发展“身边取”的思路。因为这不仅可使能源结构低碳化，而且可改善能源空间格局，提高试点地的能源自给率。以兰考县为例，其太阳能、风能的资源并不是最好的，但是能够发展好集光伏、风电、生物天然气、智能电网、地热取暖、垃圾发电、智慧交通于一体的低碳能源网络，服务于低碳美丽乡村建设，说明其做法有一定的普适性、代表性和可推广性。 需要强调的是，兰考县等地的试点只是初步成功，中国农村能源革命建设任重道远，亟须各方协同持续深入推进，积极探索可复制可推广的、基于农村能源革命的生态文明建设典型范式和实施路径，由此推动区域崛起，助力中国生态文明建设战略顺利实施。

对十三届全国人大五次会议第0686号建议的答复 您提出的关于鼓励钢铁企业建设屋顶分布式光伏电站的建议收悉，经研究并商财政部、中国人民银行、中国银保监会、国家发展改革委、住房城乡建设部，现答复如下：分布式光伏发电靠近电力负荷中心，适合就地就近利用。特别是结合企业厂房屋顶等各类建筑设施安装的分布式光伏，有利于集约利用土地，有利于能源就近利用，有利于减少配电网投资，也有利于引导居民绿色能源消费，是未来光伏发电的优先发展方向。我们在《“十四五”可再生能源发展规划》提出了重点推进工业园区、经济开发区、公共建筑等屋顶光伏开发利用行动，在新建厂房和公共建筑积极推进光伏建筑一体化开发，规范有序开展整县（区）屋顶分布式光伏等内容。 关于加快技术推广应用。我们支持并积极推动光伏组件和智能化产品的创新应用推广。光伏柔性组件具备与建筑高度融合、安装灵活、重量轻等特点，在建筑光伏一体化（BIPV）领域逐渐普及应用。2021年12月，国家能源局会同工业和信息化部、住房城乡建设部、交通运输部、农业农村部联合发布《智能光伏产业创新发展行动计划（2021-2025年）》（工信部联电子〔2021〕226号，以下简称《行动计划》），提出加快高效太阳能电池及组件等研制和突破，开发长寿命、高安全的BIPV光伏构件，支持建筑屋顶光伏行动。2020年1月、2021年8月，国家能源局会同工业和信息化部等有关部门公布了两批智能光伏试点示范名单，进一步推动智能光伏产业技术进步和扩大应用。2022年1月，住房城乡建设部印发《“十四五“建筑节能与绿色建筑发展规划》，提出推进新建建筑太阳能光伏一体化建设、施工、安装，逐步完善太阳能光伏应用政策体系、标准体系、技术体系。下一步，我们将会同有关部门继续落实相关政策文件目标，推动建筑光伏等绿色低碳光伏技术创新及推广。 关于加快新模式配置应用。2022年1月，国家能源局会同国家发展改革委印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出支持用户侧“光伏+储能”发展，优化工业电力大用户的商业模式和运行模式，提高综合用能效率，探索不同技术路径，推动源网荷储一体化项目联合调度。《行动计划》提出开展以储能、建筑电力需求响应等技术为载体的区域分布式光伏示范应用。此外，国家发展改革委等有关部门正在研究制定钢铁行业碳达峰实施方案，拟鼓励和引导钢铁企业通过电力直接交易、电网购电等方式积极消纳清洁能源。下一步，国家发展改革委将继续结合绿色低碳发展需要，鼓励地方加快落实分时电价政策和研究建立尖峰电价机制，拉大峰谷价差，促进用户侧储能健康发展，获得更好收益。 关于强化政策扶持。2021年，中央财政已安排户用分布式光伏项目5亿元补贴额度，有力推动了光伏行业发展。我们鼓励有条件的地区出台相关扶持政策，支持光伏产业持续健康发展。目前，我国按照收益覆盖成本的市场化原则有序发展新能源产业，市场利率管制已放开。2021年3月，国家发展改革委、银保监会等五部门联合印发《关于引导加大金融支持力度 促进风电和光伏等行业健康有序发展的通知》（发改运行〔2021〕266号），明确提出各类银行金融机构均可在依法合规前提下向具备条件的可再生能源企业在规定额度内发放补贴确权贷款，鼓励可再生能源企业优先与既有开户银行合作。贷款金额、贷款年限、贷款利率等均由银企双方自主协商。人民银行出台《关于设立碳减排支持工具有关事宜的通知》（银发〔2021〕278号），提出支持清洁能源等三个重点减碳领域发展，撬动更多社会资金促进碳减排。截至2022年3月，已引导银行运用碳减排支持工具向分布式光伏项目发放约50亿元贷款。下一步，我们将会同有关部门持续完善绿色金融相关政策措施，加大对分布式光伏项目的金融支持力度，推进我国钢铁行业绿色低碳转型。 感谢您对国家能源工作的关心和理解，希望今后能得到您更多的支持和指导。

国家能源局：逐步缩小电网代理购电范围，推动“隔墙售电”！ 8月25日，国家能源局综合司关于印发《国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案》的通知，《方案》提出，推动分布式发电市场化交易，完善市场交易机制，支持分布式发电就近参与市场交易，推动分布式发电参与绿色电力交易。推动建设基于区块链等技术应用的交易平台，研究适应可再生能源微电网、存量地方电网、增量配电网与大电网开展交易的体制机制。加强电网代理购电业务监管，逐步缩小电网代理购电范围，重点围绕市场交易、信息公开、电费结算、服务质量等，加强对电网企业、电力交易机构的监管。落实《电网公平开放监管办法》，加强电源接入电网、电网互联等行为监管，规范工作流程与时限要求。指导督促电网企业公平无歧视向电源项目业主、电网互联提出方提供电网接入和互联服务，按照要求压缩接网申请受理、方案答复等环节办理时限，提高服务效率。详情如下：国家能源局综合司关于印发《国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案》的通知国能综通法改〔2022〕45号各司,各派出机构,各直属事业单位:《国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案》已经局全面深化改革暨推进职能转变工作领导小组会议审议通过， 现印发你们，请认真抓好落实。国家能源局综合司2022年5月6日附件：国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案为贯彻落实党中央、国务院深化“放管服”改革优化营商环境决策部署，落实《优化营商环境条例》，深入推进能源领域“放管服”改革，有效提振市场信心，更大激发市场主体活力，确保重点任务落到实处，现制定以下分工方案。一、持续深化行政审批制度改革（一）推行行政许可事项标准化规范化按照国务院办公厅统一部署，就国家能源局及代国家发展改革委实施的中央层面设定的行政许可事项，逐项制定实施规范。（法改司、科技司、电力司、核电司、煤炭司、油气司、新能源司、安全司、资质中心按职责分工负责）（二）加快制定权责清单编制完成并向社会公开我局权责清单，以权责清单为基础完善我局依法行政工作。（法改司牵头，各相关司、各派出机构、各相关直属事业单位按职责分工负责）（三）深化“证照分离”改革开展“证照分离”改革评估，总结电力业务资质许可告知承诺制落实情况，完善许可办理流程，强化事中事后监管，依法依规处理不实和虚假承诺企业。（资质中心牵头，各派出机构按职责分工 负责）二、加强能源领域科学监管（四）加强市场秩序监管加强电网代理购电业务监管，逐步缩小电网代理购电范围，重点围绕市场交易、信息公开、电费结算、服务质量等，加强对电网企业、电力交易机构的监管。（监管司牵头，各相关司、各派出机构按职责分工负责）（五）全面实施“双随机、一公开”监管全面推行“双随机、一公开”监管，按照《国家能源局随机抽查事项清单（2020年修订）》要求开展抽查，提高监管的公正性和有效性。依据信用风险实施分级分类监管，提高高风险市场主体抽查比例和频次，增强监管的精准性和威慑力。用好信用分级分类差异化监管手段，对部分可再生能源发电项目和相关涉网工程、在建电网工程、用户受电工程电力业务资质许可制度执行情况开展专项监管工作。（监管司、安全司、资质中心牵头，各相关司、各派出机构、各相关直属事业单位按职责分工负责）（六）健全完善信用监管加强能源领域信用信息归集共享、公共信用评价、信用风险分析预警，完善信用承诺、失信约束、信用修复等信用监管制度及措施。完善能源行业信用数据清单和行为清单，组织开展以信用为基础的新型监管试点应用工作，及时总结试点经验。（资质中心牵头，各相关司、各派出机构、各相关直属事 业单位按职责分工负责）（七）加强行政执法全面推行行政执法公示、执法全过程记录、重大执法决定法制审核等制度。针对直接关系人民群众用电权益、公共用电安全等社会反响较大的领域，加大行政执法力度。（监管司牵头，各相关司、各派出机构、各相关直属事业单位按职责分工负责）三、持续优化政务服务（八）优化审批服务精简整合能源项目投资建设审批流程，在确保工程质量前提下，进一步清理规范项目审批全流程涉及的行政许可、技术审查等事项，公开事项办理流程和条件标准等信息，不在法定条件之外增加前置条件。规范行政备案管理，严防以备案之名行许可之实。严格执行首问负责、一次告知和限时办结等制度，及时披露相关项目审批服务规范落实情况。（综合司、法改司、科技司、电力司、核电司、煤炭司、油气司、新能源司、信息中心、资质中心等按职责分工负责）（九）推进政务服务便利化从为企业和群众办事角度出发，集成能源领域内部关联性强、办事频度高、企业群众获得感强的事项，提供主题式、套餐式服务。按照“一次告知、一表申请、一套材料、一窗受理、一网办理、一口发证”要求，优化再造业务办理流程，减少办事环节、精简办事材料、压缩办理时限。加快推进电子证照在能源 领域政务服务中的应用，能够通过数据共享获得的信息，不得要求办事人提供实体证照。落实政务服务“好差评”制度，全面开展“好差评”工作。（综合司、信息中心、资质中心牵头，各相关司、各派出机构、各相关直属事业单位按职责分工负责）四、推动营商环境更加优化（十）持续优化办电服务指导督促各省级能源（电力）主管部门、供电企业按期完成《关于全面提升“获得电力”服务水平 持续优化用电营商环境的意见》（发改能源规〔2020〕1479号）工作任务，重点督促政企协同办电平台建设、提升高压办电服务水平等重点任务。加大对各地提升“获得电力”服务水平监管。持续跟踪世界银行优化营商环境评估最新动向，做好“获得电力”对标国际先进有关改革任务落实。召开全国提升“获得电力”服务水平推进会。（监管司牵头，各派出机构、可靠性中心按职责分工负责）（十一）规范接网服务落实《电网公平开放监管办法》，加强电源接入电网、电网互联等行为监管，规范工作流程与时限要求。指导督促电网企业公平无歧视向电源项目业主、电网互联提出方提供电网接入和互联服务，按照要求压缩接网申请受理、方案答复等环节办理时限，提高服务效率。（监管司牵头，电力司、新能源司、各派出机构按职责分工负责）（十二）推动油气管网基础设施公平开放指导督促油气管网设施运营企业依法依规向符合开放条件的用户提供油气输送、存储、气化、装卸、转运等服务，公开油气管网设施基础信息、剩余能力、服务条件、技术标准、价格标准、申请和受理流程、用户需提交的书面材料目录、保密要求等，简化办理环节、压缩办理时间，提高开放服务受理效率。（监管司牵头，油气司、各派出机构按职责 分工负责）（十三）推动分布式发电市场化交易完善市场交易机制，支持分布式发电就近参与市场交易，推动分布式发电参与绿色电力交易。推动建设基于区块链等技术应用的交易平台，研究适应可再生能源微电网、存量地方电网、增量配电网与大电网开展交易的体制机制。（法改司、电力司、新能源司牵头，监管司、各派出机构按

日前重庆电力交易中心发布关于征求《重庆绿色电力交易实施细则（征求意见稿）》意见的函。文件指出，参与绿电交易的电力用户，签订的绿色电力交易价格作为合同电量平段价格，按照重庆分时电价政策执行分时浮动。绿色电力交易暂不开展分时段交易。