虫虫说电力改革 - 节目列表

# 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。

# 正确认识和把握碳达峰碳中和 《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意见》，明确了我国实现碳达峰碳中和的时间表、路线图；国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，聚焦2030年前碳达峰目标描绘路线图……近段时间以来，我国碳达峰碳中和工作稳步有序推进，在顶层设计和政策执行等层面都取得了积极成效。 力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和，党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策，是着力解决资源环境约束突出问题、实现中华民族永续发展的必然选择，是构建人类命运共同体的庄严承诺。不久前召开的中央经济工作会议深刻阐释我国发展面临的新的重大理论和实践问题，强调“要正确认识和把握碳达峰碳中和”，并就稳步推进碳达峰碳中和作出了重大部署，指明了努力方向和工作着力点。 实现碳达峰碳中和是推动高质量发展的内在要求。实现高质量发展，就要坚定不移贯彻新发展理念，坚持系统观念，以经济社会发展全面绿色转型为引领，以能源绿色低碳发展为关键，加快形成节约资源和保护环境的产业结构、生产方式、生活方式、空间格局，坚定不移走生态优先、绿色低碳的高质量发展道路。这两年，在“双碳”刺激效应下，国内电动汽车、光伏、风电等热点产业蓬勃发展。长远来看，经济社会绿色转型和高质量发展进一步有机融合，必将推动传统产业高端化、智能化、绿色化，推动全产业链优化升级，推动我国经济发展质量变革、效率变革、动力变革，从而塑造我国参与国际合作和竞争新优势。 同时也要看到，实现碳达峰碳中和，是一场广泛而深刻的经济社会变革，绝不是轻轻松松就能实现的。这是一项复杂工程和长期任务，不可能毕其功于一役。这就要求我们目标上要坚定不移，策略上要稳中求进。现实中，有的地方搞“碳冲锋”，有的搞“一刀切”、运动式“减碳”，这些都不符合党中央的要求，必须及时纠正。从认识层面出发，实现碳达峰碳中和必须统筹好发展和安全两件大事，处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系，坚持全国统筹、节约优先、双轮驱动、内外畅通、防范风险的原则。从实践角度出发，要充分考虑国内能源结构、产业结构等基本国情，通盘谋划，先立后破，不能影响经济社会发展全局，确保传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。实现碳达峰碳中和是一次大考，需要正确的政绩观，需要“功成不必在我”“功成必定有我”，坚持稳中求进，逐步实现。 “十四五”时期是碳达峰的关键期、窗口期，我国生态文明建设进入了以降碳为重点战略方向、推动减污降碳协同增效、促进经济社会发展全面绿色转型、实现生态环境质量改善由量变到质变的关键时期。当前，实现双碳目标的“1+N”政策体系正在加速构建，我们要胸怀“国之大者”，坚持稳中求进，稳步推进各项工作。一方面，要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合，狠抓绿色低碳技术攻关。另一方面，要科学考核，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，加快形成减污降碳的激励约束机制，防止简单层层分解。与此同时，也要确保能源供应，大企业特别是国有企业要带头保供稳价，加快建设能源强国。 实现碳达峰碳中和是一场硬仗，也是对我们党治国理政能力的一场大考。把思想和行动统一到中央经济工作会议精神上来，正确认识和把握碳达峰碳中和，牢牢把握稳中求进工作总基调，不断提高贯彻新发展理念的能力和水平，我们就一定能推动经济社会发展全面绿色转型。

# 特斯拉公司将在2022年加速发展太阳能和储能业务 特斯拉公司首席执行官埃隆·马斯克日前表示，该公司将在2022年加速发展其太阳能和储能业务，并在该公司第四季度财报电话会议上承诺开发“相当庞大”的清洁能源业务。 特斯拉公司储能部署在2021年比2020年增加了32%，这主要是因为公用事业规模的Megapack电池储能产品的销售强劲。从2020年到2021年，太阳能发电设施的部署增加了68%，总装机容量为345MW。 马斯克表示，特斯拉公司的能源业务增长受到供应链约束的限制，但他补充说，一旦供应链问题得到解决，该计划将比电动汽车更快地扩大生产和部署。该公司甚至正在建设一家专门生产Megapack储能系统的工厂，以应对不断增长的需求。 马斯克承认，特斯拉公司为了在2021年扩大该公司的电动汽车产量而影响了能源业务。由于芯片短缺和供应链放缓限制了生产，电动汽车已成为优先事项。马斯克表示，随着2022年芯片产量的增加，储能系统和光伏组件的生产今年将会增长，但他并没有承诺大量生产。 马斯克说，“我们的主要任务是加速可持续能源发展，我们正努力做到这一点。” 受到奥斯汀新建超级工厂和柏林另一家超级工厂生产的推动，特斯拉公司在2021年第四季度生产了305,840辆电动汽车，与2020年第四季度相比增长70%。总体而言，2021年的汽车产量为930,422辆，比2020年相比增长了83%。该公司表示，尽管供应链受限且工厂产能不足，但这种增长可能会在2022年持续。 然而，特斯拉公司长期以来一直宣称其太阳能和储能业务是其未来的基础，尽管交付一直很艰难。特斯拉公司去年因客户投诉而对其住宅太阳能发电设施的交付进行了重组，目前该公司面临美国证券交易委员会对其住宅太阳能火灾风险的调查。与2020年第四季度相比，2021年第四季度总计部署85MW太阳能发电设施和总计部署978 MWh储能系统，其部署量均有所下降。但是在2021年，部署的储能系统储能容量达到4GWh，高于2021年的3GWh。 该公司探索的一种产品是与太阳能发电设施和储能系统相结合的电动热泵。特斯拉汽车工程副总裁Lars Moravy在财报电话会议上表示，集成热泵将取代燃气供暖，这可能比改造车辆的加热和冷却更容易。虽然该公司没有宣布任何具体计划，但Moravy表示，这符合该公司的整体使命。 马斯克还重申了特斯拉公司计划将其电池储能系统的三元锂电池转换成为磷酸铁锂(LFP)电池。他在去年曾指出，此举是一种依赖更多可用矿物并生产火灾风险较低的电池产品战略。 总体而言，特斯拉公司宣布2021年第四季度收入为177亿美元，与2020第四季度相比增长65%。净收入增长760%，达到23.2亿美元，2021年的年利润为55亿美元。

# 解读《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》 1问：我们注意到，《意见》是碳达峰碳中和“1＋N”政策体系中能源领域发布的综合性政策文件，请问在当前时点出台《意见》的考虑是什么？ 答：总书记指出，实现碳达峰碳中和，是贯彻新发展理念、构建新发展格局、推动高质量发展的内在要求，是党中央统筹国际国内两个大局作出的重大战略决策。在我国的二氧化碳排放总量中，能源生产和消费相关活动碳排放占比较高，推进能源绿色低碳转型是实现碳达峰碳中和目标的关键。对标碳达峰碳中和目标，现行能源体制机制和政策还存在一些不足，主要体现为：能源消费模式向绿色低碳转型的意识还需要增强，在绿色低碳转型中新的安全保供风险增多，能源输送等基础设施不适应新能源大规模发展，关键环节自主创新能力还不强，能源市场体系还不完善，能源管理的协同机制有待改进，投融资等政策支持力度仍偏弱等。应坚持系统性、全局性思维，从顶层设计的角度统筹谋划能源绿色低碳转型的体制机制和政策措施。 2问：请简要介绍《意见》在推进能源绿色低碳转型方面的总体思路，这样的布局出于怎样的考虑？ 答：《意见》作为能源领域推进碳达峰、碳中和工作的综合性政策文件，坚持系统观念，从体制机制改革创新和政策保障的角度对能源绿色低碳发展进行系统谋划。主要突出了4个方面的统筹。 一是统筹协同推进能源战略规划。二是统筹能源转型与安全。三是统筹生产与消费协同转型。四是统筹各类市场主体协同转型。 3问：《意见》将如何完善引导我国绿色能源消费的制度和政策体系，从而助推我国能源消费绿色升级？ 答：绿色消费引领是能源绿色低碳转型的关键。《意见》系统提出了促进能源绿色消费的制度和政策体系，主要包括三个方面： 一是完善能耗、碳排放管理和非化石能源目标制度。二是健全绿色能源消费促进机制。三是推动重点行业转变用能方式。 4问：实现“双碳”目标，要在能源供给侧构建多元化清洁能源供应体系，《意见》对此有什么具体政策措施？ 答：《意见》立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，系统提出支撑能源供给侧绿色低碳转型的体制机制和政策措施。 一是推动构建以清洁低碳能源为主体的能源供应体系。二是大力推进化石能源清洁开发利用。三是推动适应绿色低碳转型的能源基础设施建设。 5问：《意见》在加强清洁低碳能源生产要素保障、降低非技术成本方面作了系统部署，相关政策措施将如何具体开展？ 答：能源绿色低碳转型，实质是生产要素从高碳领域流向低碳领域的过程。实现先立后破、打破路径依赖，需要强有力的政策支持引导。《意见》系统提出完善有利于能源绿色低碳转型的土地、财税、金融、价格以及数据资源等政策，引导土地、资金、数据等生产要素投入到清洁低碳能源领域，加强要素协同配置，加快推进能源绿色低碳转型。 一是强化国土空间保障。二是加大投融资支持。三是完善价格政策。四是加强数据要素支撑。 6问：《意见》对深化能源改革创新、激发市场活力有什么总体导向？ 答：《意见》针对适应能源绿色低碳转型的能源治理体系和治理能力建设，围绕深化能源体制改革提出系列举措，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，增强能源系统运行和资源配置效率。 一是加快推进电力市场建设。建立全国统一电力市场体系，加快电力辅助服务市场建设，完善电力中长期、现货和辅助服务交易有机衔接机制，探索容量市场交易机制，深化输配电等重点领域改革，通过市场化方式促进电力绿色低碳发展。完善跨省跨区电价形成机制，促进可再生能源在更大范围消纳。 二是积极推进分布式发电市场化交易。为推进分布式能源应用，实现清洁低碳能源就近开发、就近利用，《意见》明确了分布式发电就近市场化交易的政策和机制。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。 三是以市场化方式引导消费侧绿色低碳转型。《意见》提出加强顶层设计和统筹协调，加快建设全国碳排放权交易市场、用能权交易市场、绿色电力交易市场。完善有利于可再生能源优先利用的电力交易机制，开展绿色电力交易试点，鼓励新能源发电主体与电力用户或售电公司等签订长期购售电协议。支持微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易。 四是深化能源领域“放管服”改革。落实市场准入负面清单制度，优化清洁低碳能源项目核准和备案流程，简化分布式能源投资项目管理程序，创新综合能源服务项目建设管理机制。要求电网企业提升新能源电力接纳能力，动态公布经营区域内可接纳新能源电力的容量信息并提供查询服务，依法依规将符合规划和安全生产条件的新能源发电项目和分布式发电项目接入电网，做到应并尽并。 7问：《意见》提出将完善能源领域创新体系和激励机制，提升关键核心技术创新能力，请介绍相关政策举措。 答：能源绿色低碳转型不仅需要产业结构调整，更需要能源技术创新的支撑。《意见》立足能源转型发展对技术创新的需求，加强能源技术创新机制的顶层设计，完善能源领域创新体系和激励机制，提升关键核心技术创新能力，增强能源绿色低碳转型发展内生动力。 一是建立清洁低碳能源重大科技协同创新体系。以能源领域国家实验室等国家战略科技力量为引领，支持行业龙头企业联合高等院校、科研院所和行业上下游企业共建国家能源领域研发创新平台，围绕能源领域相关基础零部件及元器件、基础软件、基础材料、基础工艺等关键技术开展联合攻关，实施能源重大科技协同创新研究。 二是建立清洁低碳能源产业链供应链协同创新机制。为发挥我国市场优势和制度优势，促进清洁低碳能源产业链一体化技术进步，《意见》提出依托大型新能源基地等重大能源工程，推进上下游企业协同开展先进技术装备研发、制造和应用，通过工程化集成应用形成先进技术及产业化能力。为完善我国技术创新和产业化发展的公共技术支撑体系，《意见》提出依托现有基础完善清洁低碳能源技术创新服务平台，推动研发设计、计量测试、检测认证、知识产权服务等科技服务业与清洁低碳能源产业链深度融合。建立清洁低碳能源技术成果评价、转化和推广机制。 三是完善能源绿色低碳转型科技创新激励政策。为充分激发各类市场主体的创新活力，《意见》提出，探索以市场化方式吸引社会资本支持资金投入大、研究难度高的战略性清洁低碳能源技术研发和示范项目；还提出采取“揭榜挂帅”等方式组织重大关键技术攻关，完善支持首台（套）先进重大能源技术装备示范应用的政策，推动能源领域重大技术装备推广应用。 8问：农村地区能源绿色转型发展，是满足人民美好生活需求的内在要求，是构建现代能源体系的重要组成部分，对巩固拓展脱贫攻坚成果、促进乡村振兴，实现碳达峰、碳中和目标和农业农村现代化具有重要意义。《意见》在农村地区能源绿色低碳转型与乡村振兴融合发展方面有哪些重要举措？ 答：农村地区能源绿色低碳转型，既是能源绿色低碳转型的重要组成部分，也是推动乡村振兴的重要途径。《意见》围绕加快农村能源绿色低碳转型助力乡村振兴，从政策支持、机制创新和新能源电力就近交易等方面，提出了一系列政策举措。 一是创新农村可再生能源开发利用机制。鼓励利用农村地区适宜分散开发风电、光伏发电的土地，探索统一规划、分散布局、农企合作、利益共享的可再生能源项目投资经营模式。鼓励农村集体经济组织依法以土地使用权入股、联营等方式与专业化企业共同投资经营可再生能源发电项目。所提出的机制创新，既为分散式、分布式可再生能源开发利用打开广阔空间，也为乡村振兴注入强劲动力，促进农村地区能源绿色低碳转型与乡村振兴的融合发展。 二是加强政策支持。《意见》提出，中央财政资金进一步向农村能源建设倾斜，利用现有资金渠道支持农村能源供应基础设施建设、北方地区冬季清洁取暖、建筑节能等。完善规模化沼气、生物天然气、成型燃料等生物质能和地热能开发利用扶持政策和保障机制。加大对农村电网建设的支持力度，组织电网企业完善农村电网。鼓励金融机构按照市场化、法治化原则为可再生能源发电项目提供融资支持。这些支持政策将在推动农村清洁低碳能源开发利用、改善用能条件和促进乡村振兴方面形成合力。 三是支持新能源电力就近交易。《意见》提出，加强农村电网技术、运行和电力交易方式创新，支持新能源电力就近交易，为农村公益性和生活用能以及乡村振兴相关产业提供低成本绿色能源。在农村地区优先支持屋顶分布式光伏发电以及沼气发电等生物质能发电接入电网，电网企业等应当优先收购其发电量。通过完善农村地区的电网设施，建立就近交易机制，有利于在县级电网区域推进新型电力系统技术试点和示范。这些政策措施将为农村地区就地生产和消费清洁低碳能源、降低用能成本创造有利条件。 9问：《意见》中提到将健全能源绿色低碳转型安全保供体系，请您介绍这一体系将如何助力保障能源稳定供应和安全？ 答：能源绿色低碳转型的前提是保障能源安全。《意见》坚持立足国情，先立后破，在保障能源安全的前提下有序推进能源绿色低碳转型。 一是注重战略统筹，强化责任落实。《意见》提出在规划编制及实施中加强各能源品种之间、产业链上下游之间、区域之间的协同互济，整体提高能源绿色低碳转型和供应安全保障水平。建立跨部门、跨区域的能源安全与发展协调机制，协调开展跨省跨区电力、油气等能源输送通道及储备等基础设施和安全体系建设。同时，《意见》提出健全对电网、油气管网等自然垄断环节企业的考核机制，重点考核有关企业履行能源供应保障、科技创新、生态环保等职责情况，进一步压实有关企业的保供责任。 二是注重风险识别，突出安全降碳。坚持底线思维，注重加强转型中的风险识别和管控。《意见》提出，健全能源预测预警机制，加强全国以及分级分类的能源生产、供应和消费信息系统建设，建立涵盖能源、应急、气象、水利、地质等部门的极端天气联合应对机制。《意见》强调要立足以煤为主的基本国情，按照能源不同发展阶段，发挥好煤炭在能源供应保障中的基础作用；在电力安全保供的前提下，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。 三是完善体制机制，强化制度保障。一方面，健全能源绿色低碳转型安全保供体系。构建电力系统安全运行和综合防御体系，建立各级电力规划安全评估制度，完善电力电量平衡管理，制定年度电力系统安全保供方案。建立电力企业与燃料供应企业、管输企业的信息共享与应急联动机制，确保极端情况下能源供应。健全能源供应保障和储备应急体系，完善煤炭、石油、天然气储备体系和产供储销体系，完善煤电油气供应保障协调机制。另一方面，突出改革创新和市场机制对能源供需平衡的作用。推动电力需求响应市场化建设，推动将需求侧可调节资源纳入电力电量平衡，发挥需求侧资源削峰填谷、促进电力供需平衡和适应新能源电力运行的作用。同时，完善支持灵活性煤电机组、天然气调峰机组、水电、太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格补偿机制。 10问：未来在《意见》的贯彻落实方面还要做哪些工作？有怎样的规划？ 答：下一步，国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门加强部门协同，增进工作合力，扎实推进《意见》相关政策举措落实落地，确保能源绿色低碳转型工作取得积极成效。 一是加快完善能源绿色低碳转型政策体系。明确任务分工，围绕能源绿色低碳转型推进机制进一步完善政策举措，推动各方统筹有序做好能源绿色低碳转型工作。 二是组织开展试点示范。支持有条件的地方和重点行业、重点企业积极探索，开展试点示范，形成一批可复制、可推广的有效模式，为如期实现能源绿色低碳转型目标提供有益经验。 三是强化政策评估和动态调整。国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门，及时跟踪、定期调度各地区各领域工作进展，组织开展政策落实情况评估，根据落实情况进行动态调整。

国家发展改革委 国家能源局关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见发改能源〔2022〕206号 一、总体要求 （一）指导思想。 （二）基本原则。 （三）主要目标。 二、完善国家能源战略和规划实施的协同推进机制 （五）建立能源绿色低碳转型监测评价机制。重点监测评价各地区能耗强度、能源消费总量、非化石能源及可再生能源消费比重、能源消费碳排放系数等指标，评估能源绿色低碳转型相关机制、政策的执行情况和实际效果。完善能源绿色低碳发展考核机制，按照国民经济和社会发展规划纲要、年度计划及能源规划等确定的能源相关约束性指标，强化相关考核。鼓励各地区通过区域协作或开展可再生能源电力消纳量交易等方式，满足国家规定的可再生能源消费最低比重等指标要求。 （六）健全能源绿色低碳转型组织协调机制。国家能源委员会统筹协调能源绿色低碳转型相关战略、发展规划、行动方案和政策体系等。建立跨部门、跨区域的能源安全与发展协调机制，协调开展跨省跨区电力、油气等能源输送通道及储备等基础设施和安全体系建设，加强能源领域规划、重大工程与国土空间规划以及生态环境保护等专项规划衔接，及时研究解决实施中的问题。按年度建立能源绿色低碳转型和安全保障重大政策实施、重大工程建设台账，完善督导协调机制。 三、完善引导绿色能源消费的制度和政策体系 （七）完善能耗“双控”和非化石能源目标制度。坚持把节约能源资源放在首位，强化能耗强度降低约束性指标管理，有效增强能源消费总量管理弹性，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，合理确定各地区能耗强度降低目标，加强能耗“双控”政策与碳达峰、碳中和目标任务的衔接。逐步建立能源领域碳排放控制机制。制修订重点用能行业单位产品能耗限额强制性国家标准，组织对重点用能企业落实情况进行监督检查。研究制定重点行业、重点产品碳排放核算方法。统筹考虑各地区可再生能源资源状况、开发利用条件和经济发展水平等，将全国可再生能源开发利用中长期总量及最低比重目标科学分解到各省（自治区、直辖市）实施，完善可再生能源电力消纳保障机制。推动地方建立健全用能预算管理制度，探索开展能耗产出效益评价。加强顶层设计和统筹协调，加快建设全国碳排放权交易市场、用能权交易市场、绿色电力交易市场。 （八）建立健全绿色能源消费促进机制。推进统一的绿色产品认证与标识体系建设，建立绿色能源消费认证机制，推动各类社会组织采信认证结果。建立电能替代推广机制，通过完善相关标准等加强对电能替代的技术指导。完善和推广绿色电力证书交易，促进绿色电力消费。鼓励全社会优先使用绿色能源和采购绿色产品及服务，公共机构应当作出表率。各地区应结合本地实际，采用先进能效和绿色能源消费标准，大力宣传节能及绿色消费理念，深入开展绿色生活创建行动。鼓励有条件的地方开展高水平绿色能源消费示范建设，在全社会倡导节约用能。 （九）完善工业领域绿色能源消费支持政策。引导工业企业开展清洁能源替代，降低单位产品碳排放，鼓励具备条件的企业率先形成低碳、零碳能源消费模式。鼓励建设绿色用能产业园区和企业，发展工业绿色微电网，支持在自有场所开发利用清洁低碳能源，建设分布式清洁能源和智慧能源系统，对余热余压余气等综合利用发电减免交叉补贴和系统备用费，完善支持自发自用分布式清洁能源发电的价格政策。在符合电力规划布局和电网安全运行条件的前提下，鼓励通过创新电力输送及运行方式实现可再生能源电力项目就近向产业园区或企业供电，鼓励产业园区或企业通过电力市场购买绿色电力。鼓励新兴重点用能领域以绿色能源为主满足用能需求并对余热余压余气等进行充分利用。 （十）完善建筑绿色用能和清洁取暖政策。提升建筑节能标准，推动超低能耗建筑、低碳建筑规模化发展，推进和支持既有建筑节能改造，积极推广使用绿色建材，健全建筑能耗限额管理制度。完善建筑可再生能源应用标准，鼓励光伏建筑一体化应用，支持利用太阳能、地热能和生物质能等建设可再生能源建筑供能系统。在具备条件的地区推进供热计量改革和供热设施智能化建设，鼓励按热量收费，鼓励电供暖企业和用户通过电力市场获得低谷时段低价电力，综合运用峰谷电价、居民阶梯电价和输配电价机制等予以支持。落实好支持北方地区农村冬季清洁取暖的供气价格政策。 （十一）完善交通运输领域能源清洁替代政策。推进交通运输绿色低碳转型，优化交通运输结构，推行绿色低碳交通设施装备。推行大容量电气化公共交通和电动、氢能、先进生物液体燃料、天然气等清洁能源交通工具，完善充换电、加氢、加气（LNG）站点布局及服务设施，降低交通运输领域清洁能源用能成本。对交通供能场站布局和建设在土地空间等方面予以支持，开展多能融合交通供能场站建设，推进新能源汽车与电网能量互动试点示范，推动车桩、船岸协同发展。对利用铁路沿线、高速公路服务区等建设新能源设施的，鼓励对同一省级区域内的项目统一规划、统一实施、统一核准（备案）。 四、建立绿色低碳为导向的能源开发利用新机制 （十二）建立清洁低碳能源资源普查和信息共享机制。 （十三）推动构建以清洁低碳能源为主体的能源供应体系。 （十四）创新农村可再生能源开发利用机制。在农村地区优先支持屋顶分布式光伏发电以及沼气发电等生物质能发电接入电网，电网企业等应当优先收购其发电量。鼓励利用农村地区适宜分散开发风电、光伏发电的土地，探索统一规划、分散布局、农企合作、利益共享的可再生能源项目投资经营模式。鼓励农村集体经济组织依法以土地使用权入股、联营等方式与专业化企业共同投资经营可再生能源发电项目，鼓励金融机构按照市场化、法治化原则为可再生能源发电项目提供融资支持。加大对农村电网建设的支持力度，组织电网企业完善农村电网。加强农村电网技术、运行和电力交易方式创新，支持新能源电力就近交易，为农村公益性和生活用能以及乡村振兴相关产业提供低成本绿色能源。完善规模化沼气、生物天然气、成型燃料等生物质能和地热能开发利用扶持政策和保障机制。 （十五）建立清洁低碳能源开发利用的国土空间管理机制。 五、完善新型电力系统建设和运行机制 （十六）加强新型电力系统顶层设计。推动电力来源清洁化和终端能源消费电气化，适应新能源电力发展需要制定新型电力系统发展战略和总体规划，鼓励各类企业等主体积极参与新型电力系统建设。对现有电力系统进行绿色低碳发展适应性评估，在电网架构、电源结构、源网荷储协调、数字化智能化运行控制等方面提升技术和优化系统。加强新型电力系统基础理论研究，推动关键核心技术突破，研究制定新型电力系统相关标准。推动互联网、数字化、智能化技术与电力系统融合发展，推动新技术、新业态、新模式发展，构建智慧能源体系。加强新型电力系统技术体系建设，开展相关技术试点和区域示范。 （十七）完善适应可再生能源局域深度利用和广域输送的电网体系。整体优化输电网络和电力系统运行，提升对可再生能源电力的输送和消纳能力。通过电源配置和运行优化调整尽可能增加存量输电通道输送可再生能源电量，明确最低比重指标并进行考核。统筹布局以送出可再生能源电力为主的大型电力基地，在省级电网及以上范围优化配置调节性资源。完善相关省（自治区、直辖市）政府间协议与电力市场相结合的可再生能源电力输送和消纳协同机制，加强省际、区域间电网互联互通，进一步完善跨省跨区电价形成机制，促进可再生能源在更大范围消纳。大力推进高比例容纳分布式新能源电力的智能配电网建设，鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微电网。电网企业应提升新能源电力接纳能力，动态公布经营区域内可接纳新能源电力的容量信息并提供查询服务，依法依规将符合规划和安全生产条件的新能源发电项目和分布式发电项目接入电网，做到应并尽并。 （十八）健全适应新型电力系统的市场机制。建立全国统一电力市场体系，加快电力辅助服务市场建设，推动重点区域电力现货市场试点运行，完善电力中长期、现货和辅助服务交易有机衔接机制，探索容量市场交易机制，深化输配电等重点领域改革，通过市场化方式促进电力绿色低碳发展。完善有利于可再生能源优先利用的电力交易机制，开展绿色电力交易试点，鼓励新能源发电主体与电力用户或售电公司等签订长期购售电协议。支持微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易。积极推进分布式发电市场化交易，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。完善支持储能应用的电价政策。 （十九）完善灵活性电源建设和运行机制。全面实施煤电机组灵活性改造，完善煤电机组最小出力技术标准，科学核定煤电机组深度调峰能力；因地制宜建设既满足电力运行调峰需要、又对天然气消费季节差具有调节作用的天然气“双调峰”电站；积极推动流域控制性调节水库建设和常规水电站扩机增容，加快建设抽水蓄能电站，探索中小型抽水蓄能技术应用，推行梯级水电储能；发挥太阳能热发电的调节作用，开展废弃矿井改造储能等新型储能项目研究示范，逐步扩大新型储能应用。全面推进企业自备电厂参与电力系统调节，鼓励工业企业发挥自备电厂调节能力就近利用新能源。完善支持灵活性煤电机组、天然气调峰机组、水电、太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格补偿机制。鼓励新能源发电基地提升自主调节能力，探索一体化参与电力系统运行。完善抽水蓄能、新型储能参与电力市场的机制，更好发挥相关设施调节作用。 （二十）完善电力需求响应机制。推动电力需求响应市场化建设，推动将需求侧可调节资源纳入电力电量平衡，发挥需求侧资源削峰填谷、促进电力供需平衡和适应新能源电力运行的作用。拓宽电力需求响应实施范围，通过多种方式挖掘各类需求侧资源并组织其参与需求响应，支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。明确用户侧储能安全发展的标准要求，加强安全监管。加快推进需求响应市场化建设，探索建立以市场为主的需求响应补偿机制。全面调查评价需求响应资源并建立分级分类清单，形成动态的需求响应资源库。 （二十一）探索建立区域综合能源服务机制 六、完善化石能源清洁高效开发利用机制 （二十二）完善煤炭清洁开发利用政策。 （二十三）完善煤电清洁高效转型政策。 （二十四）完善油气清洁高效利用机制。 七、健全能源绿色低碳转型安全保供体系 （二十五）健全能源预测预警机制。 （二十六）构建电力系统安全运行和综合防御体系。 （二十七）健全能源供应保障和储备应急体系。 八、建立支撑能源绿色低碳转型的科技创新体系 （二十八）建立清洁低碳能源重大科技协同创新体系。 （二十九）建立清洁低碳能源产业链供应链协同创新机制。 （三十）完善能源绿色低碳转型科技创新激励政策。 九、建立支撑能源绿色低碳转型的财政金融政策保障机制 （三十一）完善支持能源绿色低碳转型的多元化投融资机制。 （三十二）完善能源绿色低碳转型的金融支持政策。 十、促进能源绿色低碳转型国际合作 （三十三）促进“一带一路”绿色能源合作。 （三十四）积极推动全球能源治理中绿色低碳转型发展合作。 （三十五）充分利用国际要素助力国内能源绿色低碳发展。 十一、完善能源绿色低碳发展相关治理机制 （三十六）健全能源法律和标准体系。 （三十七）深化能源领域“放管服”改革。