市场动荡中寻求行业发展稳定——7月新能源行业发展分析伍梦尧（中能传媒能源安全新战略研究院）本期要点龙头企业带头推动组件标准化，降低企业经营压力成本上涨叠加需求走旺，光伏银浆价格一路上升“以大代小”“叶片退役处理”激活行业发展新动能“绿色硅都”负荷不断攀升，保障安心用电还需再发力创新前沿龙源振华全国单体规模最大、世界最重海上升压站完成吊装任务。由龙源振华负责施工的粤电阳江青洲海上风电场配套的海上升压站是目前全国单体规模最大、世界最重的海上升压站，它能够保证更长距离下输电电压的稳定，此次顺利完成吊装任务标志着我国海上风电施工水平跃上新台阶。东方电气集团联合开展的全球首次海上风电无淡化海水原位直接电解制氢技术海上中试获得成功。由东方电气集团与深圳大学/四川大学谢和平院士团队联合开展的全球首次海上风电无淡化海水原位直接电解制氢技术海上中试在福建兴化湾海上风电场获得成功，验证了海上风电无淡化直接制氢抗海洋环境干扰的可行性。01龙头企业带头推动组件标准化，降低企业经营压力7月7日，晶科能源、隆基绿能、晶澳科技、天合光能、协鑫集成、通威股份、正泰新能、东方日升、一道新能九家光伏组件龙头企业达成共识，确定中版型72片或66片组件的标准尺寸为2382毫米x1134毫米。十余年来，中国光伏人深耕技术研发，推动我国光伏行业实现了迅猛发展。快速迭代的产品技术，在带动硅片、电池片等光伏产业链环节持续升级的同时，也使得新产品层出不穷，硅片、组件等主要产品的尺寸更是让人眼花缭乱。就拿硅片来说，从最初的125毫米x125毫米，其后不断扩大，现在不仅主流市场已被182毫米占据，还延伸出了很多的细化版本，最大尺寸也达到了210毫米x210毫米。与此同时，伴随市场对更高功率、更大收益的追求，电池封装数量也在不断增加，带动组件尺寸持续扩大。于是，在同一周期内，已被划入“低端”行列的产品还未退出市场，当下市场上多种类型产品竞争激烈，代表着最新技术的更大尺寸、更高转换效率产品已下产线。“大大小小”、频繁更新的产品尺寸，不仅在一定程度上造成了市场资源浪费及库存堆积，也对各环节企业的现金流和库存造成更大压力。中国光伏行业协会相关负责人就曾公开表示，组件尺寸多样，将造成整个产业链上下游原材料环节制造成本的大幅上升，并明显推高终端电站的设计成本以及供货风险。在我国光伏行业中，也曾一度响起“大尺寸是伪创新”的反对声音。从行业整体发展来看，由龙头企业带头推行的产业链标准化无疑是件好事。以硅片为代表的关键部件制造标准化，不仅能够驱动边框、背板等辅材的尺寸同步趋向标准化，降低项目在设计、安装过程中的不确定性，还能大幅降低企业为满足不同市场需求所承受的多尺寸产品库存压力，乃至频繁更换产线必需的大额成本支出。回顾我国光伏行业一路发展，由企业自发呼吁产业链的标准化统一并非首次。2020年11月27日，天合光能、东方日升、阿特斯、环晟光伏、通威股份、润阳光伏、中环股份、上机数控八家光伏企业就曾联合发布《关于推进光伏行业210毫米硅片及组件尺寸标准化的联合倡议》，呼吁在210～220毫米尺寸范围内，选择SEMI（国际半导体设备和材料协会）标准中确定的硅片尺寸（210+/-0.25毫米）作为唯一尺寸,同时依照这一尺寸修订SEMI及中国光伏行业协会已有的组件尺寸标准。参与联合倡议的企业，业务范围囊括了硅料、硅片、组件、光伏设备等多个环节，几乎覆盖整个产业链，在当时引起很大轰动。据了解，除了共同发布尺寸标准，此次达成共识的这九家光伏组件龙头企业还共同成立了“光伏组件尺寸标准化研讨组”，并形成定期沟通及协同机制，推进新一代矩形硅片其他版型组件尺寸的标准化。同时，据媒体报道，九家企业代表经充分讨论后，确定将矩形硅片组件（2382毫米x1134毫米）的长边纵向孔位距400毫米/790毫米/1400毫米作为标准孔位设计，各家原方片组件长边内四孔（1000～1200毫米）作为客制化选项保留，但不会作为通用资料对外释放。02成本上涨叠加需求走旺，光伏银浆价格一路上升6月，江苏福克斯电气集团有限公司董事长万里荣接受央视财经采访时的一段发言引发社会讨论。在视频中万里荣表示，一般来说，制造一块72片的光伏组件需要消耗银浆7.9克。以福克斯集团每年约160吨的银浆消耗量计算，今年银价上涨后，企业每月银浆部分的成本会增加约25万元。近十年来，我国光伏行业成绩骄人。然而，在实现装机规模快速增长的同时，从前几年的光伏玻璃到近两年的多晶硅料、乃至石英坩埚，单一环节产能不足导致整个行业发展受到严重影响的阴霾始终笼罩在我国光伏行业的头顶。这一次，发起挑战的是光伏银浆。银浆是光伏电池片中成本第二高的材料（第一是硅片），也是光伏电池的第一大辅材。据测算，在P型、TOPCon、HJT电池的成本结构中，光伏银浆的成本占比分别约为10%、16%、24%。其价格波动及供应能力，会对光伏电池片及组件的价格曲线产生较大影响。从消耗的绝对量来看，当前技术水平下，PERC电池的银浆耗量约15毫克/瓦，而N型电池片的银浆消耗量则相对较高，TOPCon为10～20毫克/瓦，HJT则达到了25～30毫克/瓦（据中国光伏行业协会统计，2022年P型电池正银耗量约65毫克/片，背银约26毫克/片；TOPCon电池双面银浆平均消耗量约115毫克/片）。今年以来，N型电池片市场规模快速提升，带动银浆市场需求不断扩大。业内预测，2022—2024年，全球银浆行业的负荷增速将达到18%。与此同时，伴随贵金属价格一路上行，今年3月中旬以来，银浆上游环节白银价格持续攀升，并一度触及近两年价格峰值。截至7月20日，伦敦白银现货价格约为25.1美元/盎司，比3月20日上涨了约2.8美元/盎司。银浆价格的一路飘升，还有一个因素来自于国产化率。尽管在2021年我国光伏正面银浆的国产化率已超过61%、背面银浆已实现100%国产化，但作为当前新增产能的主力军，TOPCon电池用正面银浆国产化率约为70%，HJT低温主栅银浆的国产化率约为50%，均有较大规模的市场需求依赖于海外进口。成本上升叠加需求加剧，支撑我国光伏银浆市场呈现一片火热态势，光伏银浆相关企业发展形势大好。行业龙头企业之一的帝科股份，其发展形势就被投资机构看好，预测竞争优势将伴随TOPCon电池放量持续加强，净利润有望在2024、2025年分别同比增长49.4%和33.0%。从长期来看，一方面，目前，苏州固锝、帝科股份、聚和材料等光伏银浆头部企业均在持续加速推动技术研发、产能布局，推动我国光伏银浆国产化率及产能实现持续提升，而光伏电池片的低银化、无银化趋势，也为银浆的市场需求缩小、市场价格下行奠定了一定基础；另一方面，据世界白银协会的《2023世界白银调查》，2023年，全球白银供给量约为25000～26000吨，总需求达到35000万吨，供需缺口比上年持续扩大。与此同时，蓬勃发展的光伏行业作为银浆的最大出口，市场需求必将持续上升，或将推动全球白银价格继续走出震荡上行曲线。03“以大代小”“叶片退役处理”激活行业发展新动能6月5日，国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》（以下简称《管理办法》）明确，鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级，建立健全风电循环利用产业链体系。这一文件的出台，被业内称为“及时的政策供给”，激活行业发展新蓝海。近年来，我国风电行业实现了大跨步发展，截至2023年上半年，风电装机规模达38921万千瓦，并有望于年内突破4亿千瓦。与此同时，经过十余年的快速发展，当前，我国首批规模化安装的风电机组已临近设计寿命。据业内测算，2025—2030年，我国将迎来首批风电场大规模退役潮，预计将有4400万千瓦机组面临退役；2031—2035年，退役机组规模将达1亿千瓦；2036—2040年，这一数字可能攀升至1.8亿千瓦。然而，面对如此庞大的数字，我国风电行业其实还没有做好准备。当前，我国在退役风电机组叶片的循环利用领域，尚未形成成熟的技术路线和商业模式。同时，行业发展初期（2010—2015年）建设的风电机组早早占据了我国风能资源更为优越的西北地区，但受技术限制，额定功率较小（多为1～2兆瓦，目前的主流机型已普遍达到5兆瓦，陆上风机最高功率超过7兆瓦），且发电效率已开始下滑、运维成本持续攀升，日渐影响项目的正常运营，有些甚至难以保证项目收益维持在合理利润空间。为确保风能资源的更有效利用，国家能源局发布《管理办法》，引导企业通过增容改造和等容改造两种方式开展风电场改造升级，鼓励企业积极开展风电场退役的废弃物循环利用和处置工作，以推进风电行业更好地实现健康发展。根据《管理办法》，此次主要是针对并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场进行配套升压变电站、场内集电线路等设施的更换或技术改造升级。例如，使用更长的叶片、更高的塔筒来替换早期建设的“小”风机，以获得更高风速、更大风机扫风面积，从而实现整个风电场发电效率的提升，提升存量资产创效能力。针对并网运行达到设计使用年限的退役风电场，《管理办法》要求，发电企业应依法依规负责风电场改造升级和退役的废弃物循环利用和处置；鼓励发电企业、设备制造企业、科研机构等有关单位开展风电场废旧物资循环利用研究，建立健全风电循环利用产业链体系，培育壮大风电产业循环利用新业态。从整个循环利用体系来看，如何处理退役风电机组叶片中的热固性树脂基复合材料，正是当前技术革新的关键区域，也是叶片无害化处理的关键。遗憾的是，目前，我国在退役风电机组叶片回收处理领域还没有发布过明确的引导政策，现行的退役风电机组叶片处理方式或不符合固废“无害化”要求、或因成本仍相对较高难以实现规模化应用，短时间内难以满足市场发展要求。留给行业的时间，已十分紧迫。为解决退役风电机组的叶片处理问题，我国风电行业在风电场改造升级方面，已进行了多种类型的探索。例如，国家能源集团在2022年就开工了首个风电场“以大代小”技改项目，改造完成后年等效满负荷小时数比之前增长了163%，提质增效成果显著。再如，国内三十余家风电相关企业、机构共同成立了风电叶片绿色回收与应用联合体，积极推进相关行业规范的编制，目前《风力发电机组大部件回用和再制造流通评价方法》已启动了项目工作大纲梳理及技术说明起草工作，这一标准体系落地后，有望为风电部件最大化发挥能效、盘活老旧部件资产提供明确路径引导及可靠技术支撑。多位业内人士指出，当前，我国退役风电机组叶片回收处理行业的整体发展严重滞后于市场需求，如果单纯依靠市场供需推动，则还需要较长的时间等待技术、商业模式成熟，难以满足我国风电行业的市场发展需求。希望相关部门能够在政策、金融、财政等方面给予更多支持，以加快推动行业成长，为保障风电行业健康发展增添更多助力。04“绿色硅都”负荷不断攀升，保障安心用电还需再发力6月末，伴随地区气温持续走高，内蒙古包头宣布市内高耗能企业限电一周。其中，阿特斯、上机数控、美科股份、晶澳科技、双良节能等多家光伏企业正常生产受到影响。多年来，包头致力于打造“绿色硅都”。自2016年第一家光伏企业落户以来，截至2023年，包头已吸引四十余家光伏企业在此建厂，其中包含通威股份、协鑫科技、大全集团、晶澳科技、阿特斯、东方日升等行业龙头企业共13家。2022年，包头成为全国首个光伏产业产值超千亿元的城市，全市多晶硅投产产能达到30万吨，光伏制造业也被当地媒体称为包头“增长最快、集中度最高、创新优势最明显、区域竞争力最强、发展后劲最足的主导产业之一”。据当地预测，至2025年，包头多晶硅、单晶硅产值有望突破六千亿元大关。需要说明的是，硅料、硅片的综合电耗都相对较高，在整个光伏制造产业链中排名都相对靠前。据业内统计，2022年我国多晶硅平均综合电耗为60kWh/kg-Si，如按照包头30万吨均为多晶硅产能且全部满产计算，则全年耗电量高达180亿千瓦时。因此，在光伏制造业为包头经济发展撑起了一片天地的同时，“高载能”晶硅企业的快速聚集，也驱动当地用电负荷持续升高，用电缺口不断拉大。数据显示，今年上半年，包头全社会用电量累计481.12亿千瓦时，全市累计发电量419.23亿千瓦时，用电缺口将近62亿千瓦时。据当地光伏企业透露，6月末，包头确实出现了企业轮流拉闸限电的情况。然而，一方面，停电的时间比较短，企业生产并未受到很大影响，很快就恢复了正常运行；另一方面，当前我国硅片市场整体处于供过于求局面，企业产能开工率较高峰时已普遍有所下调，因此这个“小插曲”未对我国硅片市场的整体供需造成较大影响。据中国有色金属工业协会硅业分会提供的数据，至7月中旬，包头市各企业已基本恢复至限电前的生产状态。回看这次的“限电”风波，持续的高温天气导致负荷增高叠加华电机组故障停机是其主要原因，官方发布公告时也多将其定义为“突发事件”，而非因电力短缺造成的拉闸限电。然而，电力本身处于供应紧张、甚至需要外送电力支撑的包头市，想要真正打造“绿色硅都”、甚至“世界绿色硅都”，还是要进一步加大力度保障电力供应安全稳定，不要让电力成为当地企业乃至地区发展的阻碍。中能传媒能源安全新战略研究院陆续推出覆盖能源全行业的周报、月报、年报，敬请关注！欢迎投稿，联系邮箱nyjcck@163.com审核：崔晓利校对：邱丽静编辑：赵君陶长按扫码关注更多精彩内容扫码关注我们本公众号由中能传媒能源安全新战略研究院运营，致力于跟踪解读能源重大政策，分享智库研究成果，欢迎关注！

点击上方蓝字关注我们上半年量增价降，下半年煤价或持续弱势——2023年7月煤炭市场分析刘纯丽（中能传媒能源安全新战略研究院）摘要◆经初步核算，我国2023年上半年国内生产总值按不变价格计算同比增长5.5%，经济恢复向好，但二季度大多数经济指标出现回落。7月24日召开的中央政治局会议针对当前经济形势强调，“疫情防控平稳转段后，经济恢复是一个波浪式发展、曲折式前进的过程。我国经济具有巨大的发展韧性和潜力，长期向好的基本面没有改变。”会议释放出多个重要政策信号。近日国家发展改革委表示将把握住经济恢复和产业升级的关键期，统筹推动经济运行持续好转、内生动力持续增强、社会预期持续改善、风险隐患持续化解，按照落实一批、储备一批、出台一批的思路打好政策“组合拳”，推动经济实现质的有效提升和量的合理增长。◆6月中旬以来，在高温及经济回暖的叠加作用下，多地用电负荷再创新高。7月14日召开的国务院常务会议指出，保障能源电力安全稳定供应，是事关国计民生的大事。当前我国正处于经济恢复和产业升级的关键期，各有关方面要落实责任、形成合力，以“时时放心不下”的责任感做好能源电力保供工作。◆上半年全国累计生产原煤23.0亿吨，同比增长4.4%，增速较前5个月略有回落。其中6月份原煤生产继续保持稳定，生产原煤3.9亿吨，同比增长2.5%，增速比5月份放缓1.7个百分点。6月煤炭日均产量1300万吨，较5月提高57万吨。◆上半年我国共进口煤炭2.2亿吨，同比增长93%；累计进口金额2767240万美元，同比增长49.2%。其中6月份我国煤炭进口3987.1万吨，同比增长110%。2023年以来，国际煤价格波动中不断下行，相比国内同热值煤炭，进口动力煤具有的价格优势提高了国内终端采购积极性，电厂采购高质量进口煤炭补库，带动进口量提升。在进口煤价格合适的情况下，煤电企业对进口煤的采购仍将持续。◆为坚决打击和严厉惩处矿山瞒报谎报事故行为，国家矿山安全监察局紧急召开会议，针对矿山瞒报谎报事故和以病亡为幌子的事故部署开展大整治、大起底，以“零容忍”态度从严从重查处瞒报谎报事故。内蒙古、山西省、陕西省煤矿主产区也分别发布了遏制矿山企业瞒报生产安全事故行为办法及防范遏制非煤矿山重特大生产安全事故通知。频繁的安检、矿山瞒报事故倒查，令产地整体安检氛围凝重，煤矿开工受限，煤炭供应量有所下滑。当前正处迎峰度夏关键时期，在安全生产的前提下，煤矿早日恢复生产方可确保煤炭稳定供应。◆2023年上半年以来，煤炭供给增速超过消费增速，煤炭供需关系得到显著改善，国内煤炭供需格局深度调整。预计2023年下半年煤炭产量将继续保持平稳增长，叠加进口煤补充，我国煤炭供应或将保持宽松。另一方面，扩大内需政策将持续发力，水电出力不足，季节性电煤消费将拉动电煤需求保持增长，但电煤长协全覆盖、存煤高企可能会抑制电煤需求增长幅度。在各环节高库存且下游对高价煤接受程度有限的前提下，预计2023年下半年我国动力煤市场价格或将弱势调整、震荡下行。

中能传媒能源安全新战略研究院（以下简称“中能传媒研究院”），致力于打造高端能源智库，近年来紧密围绕党中央、国务院关于能源的决策部署，围绕能源发展改革重大问题开展深度研究，形成了一系列决策参考价值高的研究成果。自2016年以来，中能传媒研究院以国家发展改革委、国家能源局、国家统计局、行业协会等丰富数据信息为依托，结合能源企业及相关机构的实际需求，按年度组织编写《中国能源大数据报告》，以期全面、系统、连续记录能源行业各专业领域发展近况，为行业发展决策提供重要数据支撑。经过多年积累，《中国能源大数据报告》凭借其数据量大、实用性强得到业界越来越多的认可和青睐，逐渐发展成为特色鲜明的行业工具书之一。2023年6月，《中国能源大数据报告（2023）》

中能传媒能源安全新战略研究院（以下简称“中能传媒研究院”），致力于打造高端能源智库，近年来紧密围绕党中央、国务院关于能源的决策部署，围绕能源发展改革重大问题开展深度研究，形成了一系列决策参考价值高的研究成果。自2016年以来，中能传媒研究院以国家发展改革委、国家能源局、国家统计局、行业协会等丰富数据信息为依托，结合能源企业及相关机构的实际需求，按年度组织编写《中国能源大数据报告》，以期全面、系统、连续记录能源行业各专业领域发展近况，为行业发展决策提供重要数据支撑。经过多年积累，《中国能源大数据报告》凭借其数据量大、实用性强得到业界越来越多的认可和青睐，逐渐发展成为特色鲜明的行业工具书之一。2023年6月，《中国能源大数据报告（2023）》

点击上方蓝字关注我们中能传媒能源安全新战略研究院（以下简称“中能传媒研究院”），致力于打造高端能源智库，近年来紧密围绕党中央、国务院关于能源的决策部署，围绕能源发展改革重大问题开展深度研究，形成了一系列决策参考价值高的研究成果。自2016年以来，中能传媒研究院以国家发展改革委、国家能源局、国家统计局、行业协会等丰富数据信息为依托，结合能源企业及相关机构的实际需求，按年度组织编写《中国能源大数据报告》，以期全面、系统、连续记录能源行业各专业领域发展近况，为行业发展决策提供重要数据支撑。经过多年积累，《中国能源大数据报告》凭借其数据量大、实用性强得到业界越来越多的认可和青睐，逐渐发展成为特色鲜明的行业工具书之一。2023年6月，《中国能源大数据报告（2023）》

点击上方蓝字关注我们迎峰度夏已至，煤价反弹但空间或有限——2023年6月煤炭市场分析刘纯丽（中能传媒能源安全新战略研究院）摘要◆受基数效应消退及经济边际放缓双重因素影响，5月经济数据出现较明显回落。需求不足仍然是当前经济运行的核心矛盾。但具体来看，工业增加值和社会零售总额仍表现出一定的环比修复态势。6月16日召开的国务院常务会议研究了推动经济持续回升向好的一批政策措施。会议强调，具备条件的政策措施要及时出台、抓紧实施，同时加强政策措施的储备，最大限度发挥政策综合效应。随着这些政策相继出台和落地生效，我国三季度经济复苏动能有望转强。◆5月份原煤生产保持稳定，生产原煤3.9亿吨，同比增长4.2%，增速比4月份放缓0.3个百分点。5月煤炭日均产量1243万吨，连续两月回落。1—5月全国累计生产原煤19.1亿吨，同比增长4.8%，增速与前4月持平。◆5月我国进口煤炭3958.4万吨，同比增长92.7%，环比下降2.7%。至此，我国煤炭进口已连续三个月保持在4000万吨左右的高位水平。全球煤炭市场继续惯性下挫，价格延续下降趋势。进入6月，全球煤炭市场价格出现总体企稳、止跌回升之势，不过印尼、澳大利亚动力煤价格仍在下降。◆受中煤集团山西临县华润联盛黄家沟煤业有限公司副斜井架空乘人装置钢丝绳反转事故影响，国家矿山安全监察局山西局日前发布通知，要求立即开展煤矿架空乘人装置等运人设备安全专项整治。随着此次专项整治活动的展开，山西地区煤炭安全生产检查趋严，煤炭生产预期受限，或将对该地区煤炭运输造成一定影响。◆根据世界气象组织报告，厄尔尼诺未来可能会转入中性状态，2023年或者2024年将创造1850年以来最暖纪录。6月以来，我国多地开启持续高温模式，国内不少地方已经记录到了接近甚至超过40摄氏度的高温，多省用电负荷再创新高。由于南方降水增多，水电出力或有所增加，但预计煤电需求仍将面临较快增长，随着电厂释放部分刚性需求，港口煤炭价格出现反弹。尽管如此，在长协兑现充足、进口煤增加等多重因素影响下，供应宽松局面短期仍难以扭转。且各环节库存仍在偏高水平，终端持续采购动能不足，对高价市场煤较难接受。随着煤价上移，供需双方价格博弈激烈，煤价上涨幅度或将有限。

国内外油气行业形势分析（2023年6月）杨永明（中能传媒能源安全新战略研究院）焦点月评推动中国与中亚能源合作行稳致远国际要点“欧佩克+”达成新减产协议，石油市场年内或将显著收紧欧亚天然气价格低位反弹，天气因素有望带动气价持续回升国内要点原油、天然气生产有所加快特高含硫气田开发技术实现新突破油气田有序推进光伏项目建设中国海油参建全球最大深水油田投产商务部就成品油流通管理办法公开征求意见多地95号汽油进入7元时代，完整版国六排放标准迎来落地实施焦点月评推动中国与中亚能源合作行稳致远5月18日至19日，首届中国—中亚峰会在中国陕西省西安市举行，这是中国和中亚五国建交31年来首次以实体形式举办峰会。峰会期间，中国石油与塔吉克斯坦签署博格达项目补充协议，并与哈萨克斯坦签署了《中国石油天然气集团有限公司与哈萨克斯坦能源部关于扩大中哈能源合作框架协议》《中国石油天然气集团有限公司与哈萨克斯坦“萨姆鲁克-卡泽纳”国家福利基金股份公司关于扩大战略合作协议》等一系列协议。中国石化则与哈萨克斯坦国家石油天然气公司签署了关于在哈萨克斯坦阿特劳地区合作开发聚乙烯项目的关键条款协议。该协议的签署标志着中国石化将以合作伙伴的身份，共同参与并推进项目开发实施。除油气企业外，中国能建等能源企业也与参会的中亚国家合作伙伴达成了重磅能源合作。中亚国家石油和天然气等化石能源资源丰富，中国与中亚油气合作历史悠久，成果丰硕。中国与中亚五国建交30多年来，双方共同实施了中哈原油管道，中亚天然气管道A、B、C三线，“复兴”气田等一系列重大工程项目。中哈原油管道自正式开通以来始终保持安全稳定运行，中国每年从中亚进口大量的管道天然气。2022年，中哈原油管道、中亚天然气管道三线向中国输送原油超过1000万吨、天然气432亿立方米，这些油气管线已成为推动区域能源进出口多元化的重要战略通道。根据海关总署统计数据，今年前4个月，我国与中亚五国进出口1730.5亿元，同比增长37.3%。其中，我国自中亚五国进口煤、原油、天然气等能源产品324.5亿元，占同期我国自中亚五国进口总值的55%。目前，中国—中亚天然气管道D线正在推进中，该线建成后，将首次途经塔吉克斯坦和吉尔吉斯斯坦两个国家，与已建成的连接土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦的A、B、C线一道，形成中国—中亚天然气管道网。中亚地区水能、风能、太阳能等可再生能源资源丰富，近年来各国纷纷发布可再生能源战略和法案，计划投产多项光伏和风电装机项目，具备发展绿色能源合作的资源基础和政策基础。中亚地区地处亚欧大陆中部，连接着亚洲和欧洲两大经济体。随着全球对可再生能源和清洁能源的需求不断增长，中亚五国的能源资源将成为全球能源市场的重要组成部分。同时，这些国家正在积极发展其境内的能源网络，以加强能源的生产、传输和分配能力。例如，天然气管道的建设和扩张项目将提供更多的出口通道，促进能源的国际流动。这些努力为中亚五国带来了巨大的潜力，使其成为能源合作与经济合作的重要参与者。当前，国际能源格局持续震荡，进一步拓宽能源合作领域和合作方式已成为中国与中亚国家的共同所期。通过长期以来积累的深度互信，双方应继续以多维度深层次的交流拓展能源合作高度、深度和广度。一是要发挥中国与中亚的地理优势，保持现有的油气管道的运营畅通，扩大双方油气贸易规模，进一步拓展石油、天然气等传统能源领域合作，提高油气等能源项目的发展水平，让互联互通变得更加顺畅，以硬联通实现沿线能源安全互保。二是要发挥中亚国家的传统能源优势以及新能源优势，加强水能、风能、太阳能等可再生能源合作，深化和平利用核能合作，实施绿色技术、清洁能源等项目，打造“油气+新能源”的能源转型发展伙伴关系。三是要加强中国与中亚五国发展战略和政策的深度对接，加强战略规划的交流，扩大能源全产业链合作，为世界能源格局优化和环境气候条件改善注入全新动力，共同促进“一带一路”绿色、低碳、可持续发展。我国与中亚国家能源合作，为我国新能源、新材料、新工艺、新技术开发及应用提供了新空间，为我国能源结构合理化调整和实施“双碳”战略创造了有利条件，同时也有助于中亚各国顺应时代要求，把握能源发展的新趋势和新机遇，从传统化石能源逐步向新型能源结构转型。国际要点1.“欧佩克+”达成新减产协议，石油市场年内或将显著收紧当地时间6月3日至4日，欧佩克与非欧佩克产油国在维也纳举行会议，各主要产油国经过艰难谈判，达成减产协议。会后发表的声明表示，欧佩克与非欧佩克产油国2023年已达成的减产协议将延续到年底，各国同意从2024年1月1日至2024年12月31日，欧佩克与非欧佩克产油国原油日产量调整为每日4046.3万桶，与目前的产量相比，2024年的原油日产量下调了约140万桶。另据媒体报道，在这次会议上，沙特宣布，2023年7月将其原油产量从5月的约1000万桶/日降至900万桶/日，即自愿减产100万桶/日，该减产幅度为期一个月，并可能延长。欧佩克于6月13日公布的月度原油市场报告中，基本保持2023年全球石油需求增长预测不变，同时小幅上调中国需求增长预测。具体来看，欧佩克预计2023年全球石油需求将增加235万桶/日，略高于上个月233万桶/日的预测；中国石油需求将增加84万桶/日，高于上个月80万桶/日的预测。然而，在沙特等国大幅减产之际，欧佩克石油产量出现明显下降，全球石油市场接下来将出现供应缺口。预计下个月全球每日石油消费量将比供应量高出约270万桶。国际能源署也对近期供需形势做出了相似的预测，在其6月14日发布的报告中指出，鉴于中国燃料消费从疫情中反弹，而以沙特为首的“欧佩克+”产油国进一步减产，未来几个月全球石油市场可能会显著收紧。美国银行表示，预计全球石油库存下半年将下降。预计到今年12月份，布伦特原油价格将为每桶86美元，WTI原油价格将为每桶81美元。2.欧亚天然气价格低位反弹，天气因素有望带动气价持续回升5月，国际天然气价格进一步下跌，欧洲荷兰TTF天然气价格从月初的12.5美元/百万英热单位降至月末的8.8美元/百万英热单位，亚洲LNG现货价格也从11.6美元/百万英热单位降至9美元/百万英热单位，国际LNG现货价格自2022年以来首次低于长协价格。同月，俄罗斯经乌克兰和保加利亚输往欧洲的管道气流量环比下降8%，至6800万立方米/日左右，这在一定程度上反映出淡季市场整体需求低迷导致预定输气量减少。6月以来，随着欧亚等地气温升高，天然气发电需求季节性增加，同时美国天然气库存增幅低于预期，带动全球主要市场天然气价格低位反弹。叠加挪威三大天然气处理厂和气田停产等因素的影响，欧洲天然气价格连续多日上涨。6月15日，外媒援引知情人士消息称，荷兰政府将从今年10月1日起关闭这处欧洲最大的天然气田。受此消息影响，欧盟天然气即期价格飙升。截至6月15日收盘，7月交货的荷兰TTF天然气期货价格报41.15欧元/兆瓦时，涨幅为7.5%。当天早些时候，该合约盘中大涨至近每兆瓦时50欧元，涨幅一度接近30%，创去年9月初以来的最高水平。展望后市，影响欧洲天然气价格的决定性因素依旧来自需求端，其中天气是影响欧洲天然气后市价格走势的决定性因素。在今夏厄尔尼诺预期升温的背景下，夏季高温或将导致居民用户用于制冷的电力需求增加。国内要点1.原油、天然气生产有所加快国家统计局2023年6月15日发布的能源生产情况统计数据显示，与4月份比，5月份原油、天然气生产有所加快。具体来看：原油生产有所加快，进口由降转增。5月份，生产原油1807万吨，同比增长2.7%，增速比4月份加快1.3个百分点，日均产量58.3万吨。进口原油5144万吨，同比增长12.3%，4月份为下降1.4%。1—5月份，生产原油8771万吨，同比增长2.1%。进口原油23021万吨，同比增长6.2%。原油加工保持较快增长，增速有所回落。5月份，加工原油6200万吨，同比增长15.4%，增速比4月份回落3.5个百分点，日均加工原油200.0万吨。1—5月份，加工原油30263万吨，同比增长9.8%。天然气生产稳步增长，进口增速加快。5月份，生产天然气190亿立方米，同比增长7.2%，增速比4月份加快0.2个百分点，日均产量6.1亿立方米。进口天然气1064万吨，同比增长17.3%，增速比4月份加快5.9个百分点。1—5月份，生产天然气973亿立方米，同比增长5.3%。进口天然气4629万吨，同比增长3.3%。2.特高含硫气田开发技术实现新突破6月6日，中国石油首个自主开发的特高含硫气田——铁山坡气田全面达产，日产天然气400万立方米，天然气进入国家管网输往长江经济带，将惠及2亿居民家庭，标志着我国特高含硫气田开发关键核心技术实现新突破。四川盆地是我国天然气工业的发源地，已发现的27个含油气层系中有13个高含硫化氢，国内硫化氢含量超过30克/立方米的高含硫气藏中有90%集中在四川盆地，四川盆地已探明高含硫天然气储量约9200亿立方米，占全国天然气探明储量的九分之一。铁山坡气田位于四川达州境内，硫化氢最高含量16.59%，属于特高含硫气藏，是目前国内已投产硫化氢含量最高的整装气田。铁山坡特高含硫气田的安全清洁高效开发，对我国掌握特高含硫气田开采核心技术、推动天然气产业的高质量发展具有深远意义，将为满足国计民生能源需求、助力低碳发展、促进地方经济发展和保障国家能源安全等方面发挥积极作用。3.油气田有序推进光伏项目建设5月31日，塔里木油田且末10万千瓦光伏发电项目正式并网发电，项目将每年为当地群众供应绿色电力2.1亿千瓦时，为改善当地电力结构和生态环境、促进经济绿色发展提供有力的清洁能源保障。今年以来，塔里木油田新能源建设步伐明显加快。塔里木油田结合南疆“十四五”电网网架及外输通道发展规划，规划储备12个光伏发电项目。同时，油田紧抓国家鼓励在沙漠、戈壁、荒漠等区域选址建设大型风电光伏基地的机遇，竞获130万千瓦绿电指标，并且成为中国石油首家实施配套储能光伏发电项目的企业。4月30日，由中国石油实施的首个配套储能光伏发电项目——喀什地区110万千瓦光伏发电项目开工。该项目由伽师县60万千瓦光伏项目和叶城县50万千瓦光伏项目组成，是塔里木油田首个市场化并网发电项目。项目建成后，预计年发电量达19.5亿千瓦时，可替代标准煤57.82万吨，年减排二氧化碳128万吨。截至目前，塔里木油田9个光伏项目今年已累计生产绿电突破1000万千瓦时。除了塔里木油田，其他各大油田也都在有序推进光伏项目建设。比如，2022年，玉门油田完成了光伏发电500兆瓦、储能80兆瓦的建设工程；胜利油田光伏装机规模达到280兆瓦；长庆油田分布式光伏装机规模已突破100兆瓦，年发电能力超1.4亿千瓦时；新疆油田首个集中式光伏示范项目——百21井区光伏示范工程并网发电等。随着光伏成本不断下降，经济性日益提高，光伏项目在油田新能源中的显著优势逐步显现。4.中国海油参建全球最大深水油田投产6月1日，中国海油宣布巴西Buzios五期项目安全投产。Buzios油田位于巴西东南海域桑托斯盆地，作业水深1900至2200米，是世界最大的深水盐下油田，目前日产原油约60万桶。巴西东部海域已发现和建设多个世界级大型油气田，这些油气田正在成为全球热点，上述提到的Buzios五期项目预计明年初将实现原油15万桶/日的高峰产量规模。超深水油田建设投资高，技术含量高，资源集成度高，是推动全球油气工业快速发展的重要力量。巴西海域盐下油田建设开发，正成为全球大型石油公司和高科技技术集成服务公司的竞技场。目前在巴西，聚集了众多一流的国际石油公司。中国石化在巴西有RSB、PB和PAMA（勘探）三个项目，油气开发资产主要是盐下碳酸盐岩油藏、一个常规近海盐上浊积砂岩油藏，另外还有少量陆上成熟油田已实现商务运营。中国石油在Libra、Buzios区块中持有项目权益。Libra区块中，中国石油持有10%权益；Buzios区块中，中国石油持有5%权益。目前中国海油在巴西共有五个区块资产，中国海油在巴西的发展正在向着技术与管理深度参与的方向转变，推进了海外资产并购由规模扩张向高质量发展的转型升级。5.商务部就成品油流通管理办法公开征求意见6月12日，商务部发布关于《成品油流通管理办法（征求意见稿）》公开征求意见的通知。征求意见稿旨在加强成品油流通管理，规范企业经营行为，维护国内流通秩序，保护经营者和消费者的合法权益。具体来看，征求意见稿包括总则、行政备案和准入许可、企业经营规范、监督管理、法律责任、附则共六章35条规定。其中，在企业经营规范方面，征求意见稿提出，成品油经营企业应依法诚信经营，建立油品购销和出入库管理台账，完善油品来源、销售去向、检验报告、检查记录等凭证材料档案；建立完善的质量、安全和环境保护管理制度，严格落实安全生产主体责任；建立油品销售管理系统，按照有关部门要求如实推送油品购销等经营数据，配合开展经营数据采集工作。在监督管理方面，征求意见稿提出，各级商务主管部门应制定成品油经营企业分级管理规定，并会同相关部门建立成品油流通智慧监管系统，提升数字化管理和服务水平。业内专家认为，征求意见稿的出台有利于推动成品油行业主体开展更加高效和便捷的经营活动，解决成品油市场存在的低价无票油、变票油扰乱市场秩序的问题，促进成品油行业长期稳定高质量运行。6.多地95号汽油进入7元时代，完整版国六排放标准迎来落地实施据国家发展改革委消息，根据近期国际市场油价变化情况，按照现行成品油价格形成机制，自2023年6月13日24时起，国内汽、柴油价格（标准品）每吨分别降低55元和50元。上述调幅对应每升92号汽油、95号汽油、0号柴油分别下调0.04元、0.05元、0.04元。此次调价落地后，国内大多数地区95号汽油零售价进入7元时代，92号汽油零售限价在7.1～7.3元/升。本轮是2023年第十二次调价，也是2023年第六次下调。本次调价过后，2023年成品油调价呈现“四涨六跌两搁浅”的格局。涨跌互抵后，年内汽、柴油标准品分别累计下调125元/吨、120元/吨，折合升价92号汽油、95号汽油、0号柴油均下调0.1元左右。调价周期内，产油国自去年10月以来的第三次减产决议一度支撑油价上涨，但全球经济和需求增速下滑继续对油价造成打压。在全球经济增速下滑态势明显、原油需求端压力持续加大的情况下，减产刺激力度不及预期，叠加美国汽油库存大幅增加，油价在震荡中小幅下跌。平均来看，本轮调价周期伦敦布伦特、纽约WTI油价分别比上个调价周期下降2.04%、2.64%。目前来看，虽然近期油价表现偏弱势，但美国夏季出行高峰已经到来，且“欧佩克+”坚定推进减产，基本面利好后市仍有望凸显，预计下一轮成品油调价搁浅的概率较大。生态环境部、工业和信息化部、商务部、海关总署、市场监管总局近日联合发布的《关于实施汽车国六排放标准有关事宜的公告》提出，自2023年7月1日起，全国范围全面实施国六排放标准6b阶段。从2016年12月23日正式发布《轻型汽车污染物及测量方法（中国第六阶段）》，到2020年7月1日起所有销售和注册登记的轻型汽车应符合国六a限值要求，再到2023年7月1日起所有销售和注册登记的轻型汽车应符合国六b限值要求，完整版国六排放标准至此迎来落地实施。中能传媒能源安全新战略研究院陆续推出覆盖能源全行业的周报、月报、年报，敬请关注！欢迎投稿，联系邮箱nyjcck@163.com审核：崔晓利校对：邱丽静编辑：郭金梅长按扫码关注更多精彩内容扫码关注我们本公众号由中能传媒能源安全新战略研究院运营，致力于跟踪解读能源重大政策，分享智库研究成果，欢迎关注！

硅料利润、负电价、太阳能关税……新能源行业形势分析伍梦尧（中能传媒能源安全新战略研究院）创新前沿隆基绿能商业级CZ硅片晶硅-钙钛矿叠层电池最高效率达31.8%。隆基绿能在商业级绒面CZ硅片上实现了晶硅-钙钛矿叠层电池31.8%的转换效率，创造了目前基于商业化CZ硅片上叠加钙钛矿所获得的最高国际认证转换效率，此结果已通过德国弗劳恩霍夫太阳能系统研究所权威认证。凯盛科技CIGS组件和碲化镉发电玻璃光电转换效率达20.3%。美国国家可再生能源实验室（NREL）独立证实，凯盛科技集团旗下中建材玻璃新材料研究总院所属德国Avancis公司生产的30x30平方厘米铜铟镓硒（CIGS）太阳能电池组件的光电转换效率达20.3%，再次刷新世界纪录。牛津光伏大型钙钛矿硅串联电池效率达28.6%。英国钙钛矿太阳能电池公司牛津光伏日前宣布，其258.15平方厘米商用尺寸的钙钛矿/晶硅串联太阳能电池转换效率达到28.6%，创造了该领域新的世界纪录。东方电气下线全球最长风电叶片。东方电气自主研制、拥有完全自主知识产权的B1260A型叶片在江苏叶片制造基地顺利下线，该叶片长126米，是目前全球已下线的最长风电叶片。洛阳轴研科技下线国产首台8兆瓦全系列风电齿轮箱轴承。由洛阳轴研科技有限公司研制的国产首台8兆瓦全系列风电齿轮箱轴承成功下线，标志着我国大兆瓦风电机组齿轮箱轴承的国产化研发实现新突破。我国首座深远海浮式风电平台并网运行。作为我国首座工作海域距离海岸线100千米以上、水深超过100米的深远海漂浮式风电平台，“海油观澜号”由风力发电机、浮式基础、系泊系统和动态缆组成，其并网投运标志着我国深远海风电关键技术取得重大进展。01企业减产不及预期，硅料环节利润接近盈亏平衡线5月，国内多晶硅产量约11.56万吨，环比增加4.62%，市场小幅供过于求，驱动市场成交均价连续四周降幅超过10%，光伏产业链各环节市场价格继续下行。中国有色金属工业协会硅业分会指出，截至5月底，我国硅片环节利润接近盈亏平衡线。5月，我国硅片产出小幅增加，国内硅片产量增加至47.8吉瓦，环比增加3.2%。其中，单晶硅片产量为47.6吉瓦，环比增加3.3%；多晶硅片产量维持在0.2吉瓦，环比持平。统计数据显示，尽管受硅片价格持续下行、原材料价格大幅波动等因素叠加影响，企业生产积极性不高，近期持续处于减产状态（一体化企业开工率维持在80%～100%，其余企业开工率降至70%～100%），但在下游旺盛市场需求支撑下，企业减产幅度仍不及预期，5月实际减产幅度约为10%。未来一段时间，为减轻库存压力并保证企业维持一定利润空间，硅片企业开工率可能继续下行。受市场供过于求影响，尽管5月硅片市场价格跌幅收窄，但从整体来看仍处于持续下跌态势。其中，国内硅料成交均价与4月底相比下跌超过53元/千克，折合硅片成本下降近1元/片。截至6月1日，N型单晶硅片（182mm/130μm）成交均价为3.99元/片，周环比降幅为7.64%；M10单晶硅片（182mm/150μm）成交均价为3.85元/片，周环比降幅为8.77%；G12单晶硅片（210mm/150μm）成交均价为5.72元/片，周环比降幅为6.84%。伴随硅片成交均价从顶峰逐渐回落，一方面，产业链下游价格持续下行，各环节企业陆续调低市场报价，如TCL中环于6月1日公布的不同尺寸硅片价格，相对于5月11日报价普遍下调了16%～24%；另一方面，产业链利润开始加速向下游转移，下游企业盈利能力有所回升。与此同时，今年以来，N型电池需求持续旺盛，带动整线产能不断提升，以N型为代表的高品质硅料市场份额快速扩大。受供应形势及硅料品质等因素影响，5月国内N型与P型的硅料市场成交价区间出现一定波动。从长期来看，由于N型硅料对掺杂元素和纯度的要求相对较高，目前制造工艺尚未完全成熟。因此，伴随N型生产技术的进一步成熟以及新一轮市场洗牌，N型与P型在硅料、硅片、电池片环节的成交价格差距将持续缩小，直至P型完全被市场淘汰。总的来看，今年1—5月，国内多晶硅产量共计53.01万吨，同比增长90%。业内预测，伴随企业开工率的进一步降低，国内硅片产量也将持续减少。同时，基于硅料新产能投产节奏、硅片实际减产幅度、终端需求等多方面因素考虑，硅料环节价格仍有可能出现波动。02消纳承压，多地发文强调“新增负荷确定配置规模”5月23日，宁夏回族自治区发展改革委发布《自治区发展改革委关于“绿电园区”试点有关工作的通知》明确，11个园区被列入“绿电园区”试点行列。“绿电园区”试点配置新能源项目将根据其新增产业项目的新增用电负荷确定配置规模，总量不得超过新增产业项目的新增用电负荷规模的2倍。近两年来，伴随风电、光伏发电等新能源快速发展，传统电力系统在规划建设、调度运行等方面已无法适应新能源大规模高比例发展要求，部分地区的新能源消纳压力大大增加，消纳水平出现明显下降。根据全国新能源消纳监测预警中心公布的全国新能源并网消纳情况，在快速增长的新能源规模与疫情导致的用电负荷下降等因素叠加影响下，2022年，青海、西藏、蒙东等地新能源利用水平持续偏低，与全国平均水平产生明显差距。时隔多年，面对清洁能源装机快速增长的必然趋势，在明确地区消纳能力的前提下推动能源结构绿色转型，再度成为我国多地支持风电、光伏发电等清洁能源发展的前置条件。例如，正在从煤炭大省（区）向新能源大省（区）转型的内蒙古要求，自治区源网荷储一体化项目、燃煤自备电厂可再生能源替代工程及风光制氢一体化示范项目建设必须先明确消纳条件；为降低地区消纳压力，西藏强调，经电网企业核定弃光率超过上一年度全区平均弃光率的地（市）原则上不安排新增建设规模。新能源配套储能也成为提升地区消纳空间的一条有效途径，甚至在一些地区成为新能源新增项目建设的“路条”。然而，受到建设成本偏高、商业模式不清晰等因素影响，社会对储能项目的建设积极性并不算高。根据中国电力企业联合会发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，截至2021年底，我国新能源配储能利用系数仅为电化学储能项目平均等效利用系数的一半，整体调用情况较差，储能项目未能完全发挥应有作用。面对高速增长的风电、光伏发电装机规模，如何走好能源转型与电力安全的平衡木，已成为我国每个地区必须要解决的问题。建设新型电力系统，要推动新能源规模化发展，更要保障电力安全可靠供应。而正在转型路上的我国各地区，仍需慎重答卷。03“负电价”会成为电力市场“常客”山东电力交易中心数据显示，4月29日—5月3日，山东电力现货实时交易累计出现“负电价”46次。其中，5月1日—2日，山东电力市场现货交易中心实时“负电价”时段长达22小时，刷新了国内电力现货市场的负电价持续时长纪录，引发社会关注。负电价是指市场中的电力价格低于零，其本质是电力市场供过于求。当负电价出现时，用电企业卖电不仅无法挣钱，还需要向电网企业或电力用户支付一定费用，以吸引用户多用电以消纳多余电量。以此次山东出现的情况为例，5月2日电力市场上出现了-85元/兆瓦时的报价，此时电力用户用电不仅不用付电费，每用一度电还将“反挣”8分钱。需要说明的是，负电价其实是电力市场运行中的一个正常现象，是电力商品属性的体现。早在2007年，德国的电力日内交易市场就首次引入了负电价，通过报价策略吸引用户提升用电负荷。其后，负电价在奥地利、法国、瑞士等国陆续出现。2019年12月11日，作为国内首批电力现货交易试点之一的山东省电力现货日前市场上出现了-40元/兆瓦时的出清价格，负电价首次在我国出现。可以预见的是，伴随我国风电、光伏发电装机规模的快速提升，随机性、波动性、周期性电量将持续性大规模涌入，负电价也会成为我国电力现货市场上的“常客”。例如，晴日午间，正值光伏发电机组大发时段，而“传统”的午休时间会让工业用电需求明显降低，导致电力供应出现阶段性过剩。同样的现象，也会出现在风电机组的晚间时段。而此次“五一”期间山东出现负电价，其实就是假期工业用电负荷大幅下降叠加风电、光伏电量出力增加，当地实时负荷“吃不下”那么多电量所产生的结果。为提升地方新能源消纳水平，近年来，“新能源+储能”的模式开始广受推崇。然而，截至2021年底，我国新能源配储6.1%的等效利用系数仅为电化学储能项目平均等效利用系数的一半，且新能源配储项目至多弃电期间一天一充一放运行，个别项目甚至存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况，调用频次、利用率远低预期，未能发挥应有作用。这其中，固然有储能项目商业模式尚未成熟的影响，相对较高的储能投资成本、有待完善的电价机制、难度较大的储能运维工作等也是其中重要原因。因此，从短期来看，通过配置储能实现地方消纳能力的大幅提升并不现实。截至今年4月底，我国风电光伏发电总装机达到8.2亿千瓦，占全国发电装机的30.9%，且仍呈现高速增长态势。如果地区消纳能力的增长速度落后于新能源发电的增长，深谷电价乃至负电价出现在我国各地电力市场的频率不仅会越来越高，延续的时间也一定会越来越长。04以国家能源转型为先，拜登政府捍卫太阳能关税豁免决定据外媒5月16日报道，美国总统拜登动用总统否决权否决了美国参众两院刚刚通过的关于恢复柬埔寨、泰国、马来西亚和越南四国太阳能电池板关税的法案，以继续维持其在2022年6月做出的对东南亚四国太阳能产品暂停关税的决定。近年来，为扶持本国产业发展，美国商务部打着“反倾销”的名义多次对中国太阳能产品加征关税。为此，中国太阳能企业纷纷在柬埔寨、马来西亚、泰国和越南等东南亚国家建厂，以降低产品进入美国时所需缴纳的高额关税。数据显示，2022年，美国使用的太阳能组件中，有超过80%来自于中国企业设在东南亚的制造工厂，其国内产业发展严重依赖于中国光伏产品。而此次的关税豁免政策，源于2022年3月28日美国商务部启动的一项有关中国太阳能企业通过在东南亚四国设厂以规避美国关税的调查。2022年6月，拜登决定实行为期两年的关税豁免，以缓解美国太阳能行业因进口减少导致的组件供应紧张，持续推动美国能源绿色转型。同年12月，美国商务部调查结果公布，肯定了对中国太阳能企业试图借路东南亚以规避关税的怀疑。这一结果，也直接引发美国社会呼吁废除拜登政府的关税豁免政策。2023年4月28日，美国众议院以221票对202票通过终止东南亚四国太阳能关税豁免法案。5月3日，美国参议院以56票赞成、41票反对亦通过该法案。5月16日，拜登动用总统否决权推翻了两院试图扭转豁免关税政策的所有努力，并明确表示，这一关税豁免法案会破坏拜登政府在推动美国太阳能供应链发展方面的所有努力。拜登在由美国白宫网站发布的声明中指出，恢复关税不利于美国创新，还会为美国的太阳能企业及相关岗位工人带来新的不确定性。美国政府正在努力扩大太阳能组件制造能力，希望在拜登第一个任期结束时（2025年1月20日），美国的太阳能电池制造能力能提升8倍。同时，拜登表示，不打算在2024年6月关税豁免到期后延长期限。拜登的决定，引发了美国国内两种完全不同的意见。持支持态度的美国太阳能行业协会（Solar

国内外油气行业形势分析（2023年5月）杨永明（中能传媒能源安全新战略研究院）·焦点月评·“海油观澜号”投产在即，海洋油气绿色低碳开发再进一程·国际要点·欧佩克减产提振油价，美联储加息扰动市场天然气市场进入需求平季，天然气价格进一步下跌·国内要点·天然气生产加快，原油生产有所放缓页岩油气开发获得重大突破深海油气勘探开发核心装备实现产业化油气田加快新能源发展步伐天然气管道输氢取得多项进展成品油价迎年内最大降幅焦点月评“海油观澜号”投产在即，海洋油气绿色低碳开发再进一程2023年5月6日，随着全长5千米的动态海底电缆完成敷设，“海油观澜号”正式打通连接文昌油田群的输电“大动脉”，标志着我国首座深远海浮式风电平台海上施工作业全部结束，具备了并网输电条件，投产在即。作为目前世界上最深最远，同时也是全球首个给海上油气田供电、海域环境最恶劣的半潜式深远海风电平台，“海油观澜号”在单位兆瓦投资、单位兆瓦用钢量、单台浮式风机容量等多个指标上，处于国际先进水平，其建成投用使我国海上风电的自主开发能力从不到50米提升至100米级水深以上水平，为我国风电开发从浅海走向深远海奠定坚实基础。项目投产后，风机年发电量将达2200万千瓦时，所发电力通过1条5千米长的动态海缆接入海上油田群电网，用于油气生产，每年可节约燃料近1000万立方米天然气，减少二氧化碳排放2.2万吨。“海油观澜号”接入文昌油田群电网，是海洋油气开发迈向绿色能源时代的先行先试，不仅有利于油气资源的高效开发，也让我国海洋油气行业加速向绿色低碳方向转型。作为海洋大国，我国海洋油气资源丰富，但总体勘探程度相对较低，海洋油气资源开发是我国长期、大幅增产的重要方向。近年来在政策支持下，中国的海洋经济，特别是海洋油气行业，呈现出强劲的复苏势头。根据自然资源部的数据，今年第一季度，中国的海洋生产总值同比增长5.1%，达到2.3万亿元，占GDP的8.2%。与此同时，海上原油和天然气产量分别同比增长3.8%和6.5%。相比于陆上油气，海洋油气生产过程中的能源消耗和温室气体排放有其自身特点。出于自给自足的能源供应方式及充分利用自产油气资源角度的考量，海上油气平台通常自建电站、热站，使用伴生气、原油等燃料，以满足自身用电和用热需求。其中用于发电的燃料燃烧产生的碳排放占平台碳排放总量的绝大部分。可见，减少使用化石燃料供电，是海上油气田实现低碳减排的重要途径。为海上油气平台接入清洁电力，目前较成熟的做法是引入风电技术。海上风电，是与海洋油气生产契合度最高的领域，油气行业丰富的海上工程资源和生产作业经验均可应用于海上风电行业。海洋油气与海上风电融合发展可以实现设施共用、发电直供、协同维护等，对减少油气平台碳排放，降低海上风电投资、缩减运营成本有较好的推动作用。目前，两者的融合发展正在从探索走向规模化，油气平台供电等项目陆续推出。融合创新发展模式逐步成为行业发展的热点方向和普遍共识，引领构建新场景、建立新业态。2022年6月，国家发展改革委等部门发布的《“十四五”可再生能源发展规划》提出海上风电与海洋油气田深度融合发展示范，成为“十四五”海上风电开发建设重点。2023年2月，国家能源局印发《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》提出，统筹推进海上油气勘探开发与海上风电建设。通过海上风电开发为油气平台提供绿色电力，替代分散式燃气或燃油发电，提高能源使用效率、降低碳排放，形成海上风电与油气田区域电力系统互补供电模式。考虑到海上油气田开发和后续滚动上产涉及航空、运输、管道建设规划布局，周边区域新能源建设优先由油气开发企业统筹推进实施，逐步实现海上风电与海洋油气产业融合发展。在政策、市场等因素的大力驱动下，未来我国海洋油气将进一步加码海上风电业务。国际要点1.欧佩克减产提振油价，美联储加息扰动市场据外媒报道，受伊拉克和尼日利亚产量拖累，欧佩克4月份石油日产量较3月份减少19万桶至2862万桶，欧佩克成员国4月份减产执行率为194%。另据俄罗斯能源部消息，俄罗斯4月份石油产量为967万桶/日，较2月份低44.3万桶/日。俄罗斯此前承诺3月份将减产石油50万桶/日，并将这一减产力度维持至12月份，以反制俄石油出口价格上限等西方限制。就4月份的减产幅度看，俄罗斯几乎已达到所承诺的减产目标。在“欧佩克+”成员国减产提振油价的同时，5月3日，美联储宣布再次加息25个基点，将联邦基金利率目标区间上调到5%至5.25%之间。这是美联储自2022年3月份进入本轮加息周期以来第10次加息，累计加息幅度达500个基点。美联储持续密集大力度收缩货币政策可能引起新的金融风险，市场对美国及欧洲陷入经济衰退的担忧进一步加剧，国际油价快速下跌。业内分析认为，随着货币紧缩政策导致的经济衰退风险增加和原油期货市场活跃度下降，油价下行风险加大。另有观点认为，如果有需要，“欧佩克+”还有可能进一步减产，该组织已明确表示70美元/桶是油价的底线。目前来看，国际市场在寻求新的供需平衡过程中将加剧震荡。2.天然气市场进入需求平季，天然气价格进一步下跌随着天然气市场进入需求平季，与3月底相比，国际天然气价格进一步下跌，欧洲的荷兰所有权转让中心（TTF）天然气价格保持在13美元/百万英热单位以下，亚洲现货LNG价格则低于12美元/百万英热单位。目前，欧洲天然气库存水平已达到库容的58%。欧洲LNG进口商几乎没有面临来自亚洲LNG进口商的竞争，这使欧洲能够以合理的价格获得大量现货LNG。Rystad

全球海上风电发展现状及趋势分析邱丽静（中能传媒能源安全新战略研究院）发展海上风电不仅有助于能源低碳转型，还将加强能源供应安全。当前，越来越多的国家把目光投向海上风电，海上风电行业正迎来大规模快速发展的新时代，发展潜力巨大。世界银行数据显示，全球可用的海上风电资源超过7.1万吉瓦。全球风能理事会（GWEC）发布的《全球风能报告2022》称，未来5年全球海上风电年均复合增长率预计达8.3%，2022-2026年累计新增装机量将超90吉瓦。同时，全球海上风电项目的投资增速较快。国际能源署（IEA）发布的《世界能源投资报告2022》称，2021年海上风电直接投资仍在500亿美元以上。全球海上风电市场规模快速扩张的同时，也使海上风电行业呈现一些新的趋势。一、全球海上风电市场概况（一）新增装机保持强劲增长势头得益于技术进步和商业模式创新，风能行业正在快速发展。GWEC发布的《全球风能报告2022》指出，2021年，全球海上风电新增装机容量21.1吉瓦，同比增长两倍，在全球新增风电装机的比重达22.5%，创历史最大增幅。截至2021年底，全球海上风电累计装机容量达57吉瓦，同比增长58%，海上风电在全球风电总装机中的占比上升到7%。从区域分布看，中国成为海上风电累计装机规模最大的国家。数据显示，2021年，中国海上风电新增装机1690万千瓦，占全球新增海上风电装机的80%；累计装机2777万千瓦，跃居世界第一。（数据来源：GWEC）图1

2019-2022年月度规模以上工业原煤产量图2

电力资源充足性规划：国际经验和对中国的建议Fredrich

《中国能源大数据报告（2021）》重磅推出，这是中电传媒能源情报研究中心连续六年出版中国能源大数据报告。报告以大量图表、数据描述了我国能源发展情况。本公众号将陆续推出精华内容，敬请关注。中国能源大数据报告（2021）第五章

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《中国能源大数据报告（2021）》重磅推出，这是中电传媒能源情报研究中心连续六年出版中国能源大数据报告。报告以大量图表、数据描述了我国能源发展情况。本公众号将陆续推出精华内容，敬请关注。中国能源大数据报告（2021）第一章

五大发电集团碳达峰路径的异与同韩继园（能源情报研究中心）01五大发电集团明确碳达峰时间表及主要目标能源消耗是我国主要的二氧化碳排放源，占全部二氧化碳排放的88%左右，电力行业排放约占能源行业排放的41%，而发电行业是电力行业排放的主体，肩负着碳达峰、碳中和的重要责任和使命。以五大发电集团为代表的主要发电企业纷纷响应，明确碳达峰、碳中和时间表和相关具体目标，并已着手行动。国家电投集团是第一个宣布碳达峰时间表的发电集团，也是五大发电集团碳达峰目标时间最早的，为2023年。其他四大发电集团都是预计提前五年碳达峰。国家电投集团和华电集团都将2025年清洁能源装机占比目标设定在了60%。2035年清洁能源占比目标设定较高的为国家电投集团和华能集团，均为75%。表1

新发展阶段能源转型发展的十点建议李俊峰（国家应对气候变化战略研究和国际合作中心研究员）根据国家统计局发布的《2020年国民经济和社会发展统计公报》，2020年全国能源消费量约为49.8亿吨标准煤，实现了《能源发展“十三五”规划》中“2020年我国能源消费总量控制在50亿吨标准煤以内”的目标，清洁能源消费占比提高至24.3%，煤炭消费占比下降到56.8%，扣除天然气占比，2020年非化石能源占比提高至15.6%左右。自2013年以来，非化石能源占比平均每年提高0.7个百分点，能源转型取得积极进展。目前，各方都在积极行动，落实中央提出的碳达峰、碳中和目标，这就对能源转型发展提出了更高的要求。从碳达峰的角度来看，努力争取2030年之前二氧化碳排放达峰，意味着不仅仅是确保煤炭消费尽早达峰，还要推动石油消费尽早达峰，即使是天然气消费增量也要与煤炭和石油消费减量相适应，而不是大力发展天然气。煤炭和石油消费减少所带来的能源供应缺口需要用非化石能源来满足。为此，中央也明确了“到2030年，非化石能源占一次消费比重将达到25%左右”的目标。从碳中和的角度来看，虽然中央对能源行业还没有提出具体的路线图和日程表，但是从欧盟、美国能源转型目标来看，电力零碳时间表，一般比碳中和时间提前10～15年，如美国最近重返《巴黎协定》，宣布2035年实现零碳电力，2050年实现碳中和。中国实现碳中和的技术路径可能与欧美有差异，但是提前10～15年实现电力行业净零排放，应该是大概率事件。除了碳达峰、碳中和，中国能源转型还要实现减污降碳的协同效应。仅就电力行业而论，虽然大部分企业达到了国家大气污染物控制的排放标准，但是整个电力行业的大气污染物排放量，占全国大气污染物排放总量的25%以上，是排放量最大的单一部门，仍需要在减污方面花很大的力气。2021年我国能源转型站在了新的历史起点上，既要统筹减污降碳，还要统筹碳达峰、碳中和的目标，更要确保能源供应安全。在这一新的历史起点上，需要继续抓好能源的清洁化工作，我国每年消费近40亿吨煤炭、7亿吨石油和4000亿立方米的天然气，化石能源燃烧的清洁化问题不容忽视。近、中期要满足全国大气质量提前达标的要求，既要考虑2030年前实现大气中细颗粒物的含量低于每立方米35微克的要求，还要考虑满足2035年基本实现社会主义现代化、生态环境质量有根本性好转的能源质量要求。中、远期还要满足“在本世纪中叶建成富强民主文明和谐美丽的社会主义现代化强国”对能源高质量发展的要求。在新的历史起点上，能源转型工作要为碳达峰、碳中和作出重要的贡献，努力争取煤炭、石油消费尽早达峰，尽量减少天然气消费增长，从“十四五”开始，实现新增能源主要由非化石能源来满足，从而使全国在2030年前实现二氧化碳排放稳定达峰，为2060年前实现碳中和奠定基础。为此，既要有远大的目标和愿景，更要有脚踏实地的工作部署，尤其是做好“十四五”能源规划，为统筹减污降碳和碳达峰、碳中和工作开好局。首先是要做好能耗“双控”工作。既要严格控制能源消费总量，又要严格控制能源强度，否则不仅无法支持2030年前二氧化碳排放达峰的目标，也不能体现高质量发展转型的需要，同时还会给能源供应和能源结构改善增加难度。第二是推动煤炭消费尽早达峰。尽管“十三五”期间煤炭消费有所扩大，但是2020年的煤炭消费量仍比2013年的42亿吨少了接近2亿吨，“十四五”期间煤炭消费重点行业，如钢铁、水泥、煤化工等都是需要尽早达峰的行业，所需煤炭消费增量不会太大，预计“十四五”初期煤炭消费即可达峰，甚至稳中有降也是可能的。第三是努力提高非化石能源占比。中央已经提出2030年非化石能源占比要达到25%左右，为达成这一目标，2025年非化石能源占比至少要达到20%以上。按照“十四五”期间能源消费量净增5亿吨标准煤计算，2025年能源消费总量将会达到55亿吨，相应的非化石能源消费量将达到11亿吨标准煤，比2020年增加3.3亿吨标准煤，折合非化石能源发电量将不少于1万亿千瓦时，即平均每年不少于2000亿千瓦时。从另外一个角度考虑，如果2025年和2030年非化石能源占比分别达到20%和25%左右，按今后一个时期电力增速4%计算，2025年和2030年全社会发电量将分别达到9.3万亿和10万亿千瓦时，相应的非化石能源发电量将分别达到3.7万亿和4.6万亿千瓦时，分别比2020年增加1.3万亿和2.7万亿千瓦时。第四是确保风电和光伏发电装机年均新增规模。实现非化石能源占比的提高，水电、生物质发电和核电装机已经基本确定难以大幅度增加，唯有风电和光伏发电还有较大的发展潜力。按照每年新增非化石能源发电量2000亿千瓦时计算，风光的贡献率大约在60%左右，即平均每年新增发电量1200亿千瓦时，按照风光各半计算，风电每年新增装机容量应不少于3000万千瓦，光伏应不少于5000万千瓦。换一个角度考虑，如果按照电力规划部门研究，“十四五”期间电力需求的增速在4%左右，则2025年相应的全社会发电量在9.3亿千瓦时左右，“十四五”期间非化石能源年均新增发电量将达到2500亿千瓦时，在不考虑扩大水电、生物质和核电贡献率的条件下，风光年均增量分别是4500、7000万千瓦。综合以上两种考量，风光装机年均新增需要在8000～12000万千瓦之间。“十五五”期间，非化石能源发电增量更大，年均增量在3000亿千瓦时左右，风光需要承担更大的责任。2030年12亿千瓦的风光发电装机容量只是一个下限，今后十年风光的年均新增装机规模需要维持在1.2亿千瓦左右，才能满足非化石能源占比提高的要求。第五是严格控制燃煤发电量的增加。2020年我国燃煤发电量超过4.6万亿千瓦时，比2015年增加了7000亿千瓦时，相应的二氧化碳排放增量为5.6亿吨左右，占“十三五”期间二氧化碳排放增量80%以上。为了实现2030年前国家二氧化碳排放达峰的目标，必须严格控制燃煤发电的总量，大部分燃煤机组应该改为灵活调度的运行方式，为非化石能源发电的消纳提供技术支撑。今后十年，新增能源消费主要由非化石能源满足，新增发电量更是以非化石能源发电为主，控制燃煤发电，也是为非化石能源发展留出市场空间。第六是加快能源体制机制改革。当前能源体制和机制不符合减污降碳的需要，更不适应碳达峰、碳中和的要求。应该尽快颁布和实施《能源法》，明确优先发展非化石能源的战略方针，构建清洁低碳安全高效的能源体系。还要对《电力法》《可再生能源法》《电力体制改革方案》进行调整和修改，使之适应减污降碳和碳达峰、碳中和的要求。第七是加强能源供应安全和能源普遍服务。此次岁末年初突如其来的寒流，暴露了我国普遍服务，特别是电力普遍服务的短板，也暴露了我国能源供应不平衡和不充分的问题。我国农村、城乡结合部、电网末梢等能源基础设施建设还存在不足。这些问题应该在“十四五”期间得到妥善解决，能源和电力供应安全问题也要进行城乡统筹、东西部统筹、发达地区和欠发达地区统筹，实现能源普遍服务。第八是加快电力转型步伐。碳达峰、碳中和推动的能源转型，是一场高比例发展非化石能源，特别是可再生能源的革命。不论是非化石能源，还是可再生能源大都是以电力的形式出现，加快电力转型步伐，构建新一代电力系统，是实现能源转型的关键。首先要加快煤电的转型步伐，大部分的燃煤发电要逐步改造成为灵活调度和深度调峰的电站，为高比例的可再生能源发电提供重要的技术支撑；其次要发挥电网企业枢纽型、平台型、共享型配置资源的作用，按照绿色调度、效率优先的原则，实现能源清洁化、低碳化和智能化的转型目标。第九是提前部署一批碳中和的示范区域。按照中央提出的2060年碳中和目标，以及各地提出的各自碳中和目标，选择一些条件成熟地区，进行碳中和或者零碳电力系统的试点示范，比如在浙江舟山、福建平潭、广东南澳进行县级规模的碳中和试点试验，在青海、云南、海南进行省级碳中和的试点，进行技术、体制机制上的探索，为全国碳中和积累经验。第十是着手研究电力系统率先实现碳中和或净零排放的路线图和时间表。世界各国的经验表明，实现碳中和的基本路径是逐步扩大电力消费在终端用能中的比例，同时逐步实现电力系统的深度脱碳，最终实现电力系统的碳中和或净零排放。我国的电力系统二氧化碳排放量占二氧化碳排放总量的45%，也应该未雨绸缪，进行这方面的研究，尽早提出电力系统实现碳中和的路线图和时间表。我国是全球最大的能源消费国和生产国，经历千辛万苦，花费了70多年的时间，建立起了以煤炭为基础的庞大的能源体系，现在开展碳达峰、碳中和的工作，进行能源转型难度很大，既要承认能源转型的难度，也要树立能源转型的决心、可以转型的信心和不断转型的恒心，再用40年的时间，完成能源系统的脱胎换骨，全面建成清洁低碳安全高效的能源系统，为国家的碳达峰、碳中和目标愿景作出新的贡献。原文首发于《电力决策与舆情参考》2021年2月26日第8期审核：齐正平编辑：李丹丹本公众号由中电能源情报研究中心运营，致力于传播能源资讯、分享能源观点，发布《电力决策与舆情参考》《能源情报研究》精华内容，欢迎关注！

北京碳市场实践经验及展望高原（北京绿色交易所碳交易中心）北京市碳排放权交易试点自2013年11月28日开市以来，已平稳运行七年有余，初步建立起“制度完善、市场规范、交易活跃、监管严格”的区域性碳排放权交易市场。截至2020年底，北京碳市场各类产品累计成交近6800万吨，成交额突破19.4亿元，在运用市场机制促进低成本减排，推动碳达峰、碳中和方面担当了探路者的角色。一、北京碳市场建设情况本着积极稳妥原则，北京碳市场积极探索相关绿色金融产品创新，逐步建设并完善了具有首都区域特色的、多层次的碳排放权交易市场。在确保风险可控的前提下，北京碳市场已经形成了以碳排放配额和中国核证自愿减排量（CCER）为基础，林业碳汇、绿色出行减排量等多种产品共存的市场格局，包括回购融资、置换等在内的多种交易结构也日趋成熟并被市场广泛接受，充分满足了各类交易参与人的多样需求。经过七年多的稳定运行，北京碳市场积累了丰富的重点排放单位和投资机构资源，在增强市场流动性、提高交易匹配率、激发市场活力等方面发挥了积极的促进作用。01碳价稳定合理北京碳市场运行七年以来，碳排放配额年度成交均价始终在50~70元/吨，整体呈逐年上升趋势。与其他国内区域碳市场相比，北京碳市场的碳价较高、趋势性波动较小，这有利于激励企业重视节能减排工作，形成稳定的减排预期。北京稳定且较高碳价的形成得益于相关制度的保障和支持：一方面，北京碳市场罚则明确且执法严格。另一方面，在各区域碳市场中，北京是最先且截至目前唯一出台公开市场操作管理办法的市场，即北京碳市场实行交易价格预警，线上公开交易超过20~150元/吨的价格区间将可能触发碳排放配额回购或拍卖等公开市场操作程序。02交易方式灵活北京碳市场的交易方式灵活，各类交易参与人可根据自身情况选择线上公开交易或线下协议转让。其中，线上公开交易是指交易参与人通过交易所电子交易系统，发送申报/报价指令参与交易的方式；申报指令分为整体竞价交易、部分竞价交易和定价交易三种类型。线下协议转让是指符合《北京市碳排放配额场外交易实施细则（试行）》规定的交易双方，通过签订交易协议，并在协议生效后到交易所办理碳排放配额交割与资金结算手续的交易方式。根据要求，两个及以上具有关联关系的交易参与人之间的交易行为，以及单笔配额申报数量1万吨（含）及以上的交易行为必须采取协议转让方式。03交易主体多元北京碳市场重点排放单位数量多、范围广。结合地区经济产业结构以三产为主的实际，综合考虑各行业重点企业能源消费、碳排放分布情况，运行初期，北京碳市场主要将热力生产和供应、火力发电、水泥制造、石化生产、其他工业以及服务业等行业中固定设施年直接与间接排放二氧化碳1万吨（含）以上的单位纳入管控。自2016年起，北京市重点排放单位的覆盖范围调整为本市行政区域内固定设施和移动设施年二氧化碳直接与间接排放总量5千吨（含）以上，且在中国境内注册的企业、事业单位、国家机关及其他单位，覆盖的重点控排单位数量从初期的400余家增加至900余家。2020年起，进一步将民用航空运输业航空器的碳排放纳入北京市碳排放权交易报告范围，为持续扩大重点排放单位范围打牢数据基础。从参与单位性质来看，中央在京单位比例接近30%，外资及合资企业约占20%左右，包括多家世界500强企业。截至2020年底，参与北京碳市场活动的企、事业单位和投资机构已逾千家。04碳中和实践丰富北京碳市场一直致力于推动企业、个人的自愿减排和碳中和行为，推动碳普惠市场的持续落地。碳市场主管部门于2017年启动“我自愿每周再少开一天车”活动，于2020年启动“绿色出行”活动，其过程中产生的机动车停驶等减排量，可在北京碳市场进行交易，并用于抵消重点排放单位碳排放量。北京绿色交易所层面，积极推动移动支付及互联网碳普惠，持续以提供减排场景算法等方式支持支付宝“蚂蚁森林”项目；在企业运营管理和大型活动碳中和方面，北京绿色交易所为联合国环境规划署、亚洲基础设施投资银行、兴业银行、光大银行、中国国航、中国金茂等机构、企业，以及博鳌亚洲论坛、APEC场馆建设、百度世界大会等活动均提供过碳中和相关服务。二、北京碳市场建设思考与展望01提供试点经验，服务全国碳市场从运行情况来看，北京碳市场在配额分配，碳排放监测、报告、核查，市场交易，能力建设等方面积累了丰富的经验。如，在碳排放配额分配和稳定碳价格方面，北京碳市场配额分配从严从紧有利于创造良好的市场供需关系；通过市场公开操作管理办法建立碳排放配额价格预期，有利于增强各类参与主体对碳市场的信心，从而为稳定北京碳市场价格起到了重要的支撑作用等。2020年，随着《碳排放权交易管理办法（试行）》等文件的发布，全国碳市场第一个履约周期已经启动，全国碳市场也已经进入了新的发展阶段。北京碳市场应在碳达峰、碳中和的大背景下不断探索，基于试点工作经验，为全国碳市场建设和发展完善提供持续有力的支撑。02发挥协同作用，服务北京蓝天保卫战2017年9月，中共中央、国务院批复的《北京城市总体规划（2016年~2035年）》，是首都未来可持续发展的新蓝图。新总规立足首都“四个中心”的城市战略定位，要求科学配置资源要素，全面推进大气污染防治，深入推进京津冀协同发展；要求严格控制能源消费总量，加强碳排放总量和强度控制，构建多元化优质能源体系。碳市场是在绿色低碳发展中应运而生的，是政府、企业、社会联动的一种碳减排市场机制。北京碳市场的发展应与北京及其周边省区市、其他领域的绿色低碳发展相结合，扩大区域和行业领域的碳交易合作，如与京津冀大气污染协同治理相结合，与京津冀生态补偿和林业碳汇发展相结合，与雄安新区绿色低碳建设相结合等；北京碳市场的发展还可以与其他节能减碳、绿色低碳发展政策目标及重大活动相结合，如与低碳技术研发与推广相结合，与低碳产品认证相结合，如服务于北京冬奥会，服务于在北京召开的各种高端国际会议和活动等。03开展碳金融创新，服务绿色金融和可持续金融中心建设2019年，《国务院关于全面推进北京市服务业扩大开放综合试点工作方案的批复》同意支持北京建设全球绿色金融和可持续金融中心。在碳交易机制下，碳资产具有了明确的市场价值，为碳资产作为质押物或抵押物发挥担保增信功能提供了可能，这也是碳排放权作为企业权利的具体化表现，不但能有效拓宽企业绿色融资渠道，更能破解环境权益抵质押融资难题，促进企业节能减排、绿色转型发展。北京碳市场的发展，应加强以碳配额、碳减排量为基准锚的气候投融资创新金融工具研究和推广，除了碳抵质押，还包括碳回购、碳掉期、碳远期、碳期权等，不断丰富北京碳市场投融资工具和气候投融资产品，实现以碳金融有效推动北京绿色金融和可持续金融中心建设。原文首发于《电力决策与舆情参考》2021年1月29日第4、5期审核：齐正平编辑：李丹丹本公众号由中电能源情报研究中心运营，致力于传播能源资讯、分享能源观点，发布《电力决策与舆情参考》《能源情报研究》精华内容，欢迎关注！

《中国能源大数据报告（2020）》重磅推出，这是中电传媒能源情报研究中心连续第五年出版中国能源大数据报告。报告以大量数据描绘了我国能源发展情况。本公号将陆续推出精华内容，敬请关注。中国能源大数据报告（2020）第二章

《中国能源大数据报告（2020）》重磅推出，这是中电传媒能源情报研究中心连续第五年出版中国能源大数据报告。报告以大量数据描绘了我国能源发展情况。本公号将陆续推出精华内容，敬请关注。中国能源大数据报告（2020）第一章

天然气直供与大用户直购电的比较与思考卢延国（国家能源局山东监管办党组成员）落实减税降费政策，降低企业用电、用气、物流成本是中央在部署今年经济工作中推出的重大举措。近年的实践证明，实行天然气直供和大用户直购电（虽已“升级”为电力中长期交易，此处姑且用此“俗名”）已成为降低企业用能成本、推动经济高质量发展的有效手段，应该积极推进和深化。特别是受新冠肺炎疫情影响，实体经济面临快速复工、最大程度释放产能、实现全年发展目标的任务，推进天然气直供和大用户直购电有着更迫切的现实意义。一、天然气直供的概念与成因天然气直供，就是用户直接向上游天然气供应商购买天然气用于生产或消费，不再转售。就字面来说，“天然气直供”最早见于2012年3月国家发展改革委下发的《关于规范城市管道天然气和省内天然气运输价格管理的指导意见（征求意见稿）》。该意见稿提出：“鼓励上游生产企业对城市燃气公司和大用户直供”。其实，就实践层面，天然气直供出现的更早。亦即2004年西气东输天然气管线投运之初，国家就在其沿线规划了10个燃气发电厂，成为国内首批天然气“直供用户”。当然，由于气源不足、气价高等种种原因，其中大多数项目投产后运作不畅。近年来，随着天然气市场规模的扩大，天然气直供的话题再度变热。如何加快推进天然气利用，提高天然气在一次能源消费中的比重，成为各地推动经济高质量发展的自觉选择。一是作为优质高效、绿色清洁的低碳能源，天然气的自身属性，决定了天然气在治理大气污染、应对气候变化、推进能源消费革命中具有突出的比较优势；二是我国天然气资源进口逐渐开放，鼓励社会资本进入，国际资源价格持续走低，供应量大幅增长可期，具备大规模利用的资源基础优势；三是经济下行压力加大，实体经济用气成本增加，理顺和改革天然气价格形成机制、降低包括天然气在内的用能成本呼声日隆；四是直供用户的需求量大，具有较强的议价能力。价格机制改革是天然气体制改革的核心内容之一。通过直供，在用户侧增加竞争性，逐步探索建立天然气价格市场化的形成机制，可以产生倒逼天然气体制改革的强大动力，成为推进天然气体制改革的一个突破口。为理顺天然气产业链各环节价格关系，2013年国家发展改革委下发《关于调整天然气价格的通知》，翌年出台《关于调整非居民用存量天然气价格的通知》，2015年3月发布《关于规范城市管道天然气和省内天然气运输价格管理的指导意见》，明确提出“鼓励上游生产企业对城市燃气公司和大用户直供，减少中间环节，避免层层转供，降低供气成本”，放开直供用户用气门站价格，进行改革试点，同年4月1日起将存量气和增量气门站价格并轨，全面理顺非居民用气价格。2016年国家又相继出台《天然气管道运输价格管理办法》《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》《关于配气价格监管的指导意见》，要求中间销售环节不得盈利，对管输公司的盈利水平做了明确规定，“管住中间”初露端倪。“三桶油”及地方管网公司根据新的办法进行监审定价后，管输费大幅下降，城市燃气公司的配气费相应进行了调整。2017年6月，国家发展改革委、国家能源局等13部门出台《加快推进天然气利用的意见》（以下简称《意见》），明确“建立用户自主选择资源和供气路径的机制”，用户可自主选择资源方以及供气路径，减少中间环节，降低用气成本。2018年5月国家发展改革委《关于理顺居民用气门站价格的通知》出台，理顺门站价格，居民、非居民基准门站价格统一，释放降价红利。至此，天然气价格改革层层推进，促进天然气直供的政策环境、外部形势已然明朗。二、各地天然气直供的政策与现状以《意见》出台为发端，地方政府纷纷制定相应的政策措施，天然气直供步伐加快。自2017年以来，四川、安徽、山东等多地相继出台文件，明确支持对天然气用户实行直供服务。各地政策从大用户准入、城燃企业关系、发文机构等几个方面划分，可分为：一是明确把用气量作为大用户准入门槛的，如广东省的大用户指燃气电厂、分布式能源站、炼厂和年用气量超过1亿立方米的大工业用户。山东省的文件中把大用户界定为年用气量超过5000万立方米的工业集中区、清洁化集中采暖、热电联产用气项目。二是没有明确大用户准入门槛的，如安徽、福建等。三是文件涉及直供用户与城燃企业关系的，如山东（鲁建城建字〔2019〕33号）明确：新建天然气直供管道不应违背既定燃气经营区域划分（政府特许经营协议）。济南市则规定：支持上游企业、城燃企业与大用户合资建设直供管道，供气路径应符合燃气规划；鼓励城燃企业开放已建管道并提供代输服务，代输价格按价格主管部门规定执行。较多的则对新增大用户“鼓励气源企业、省管网经营企业、城燃企业以及大用户合资建设直供管道”“鼓励城燃企业开放已建管道并提供代输服务”，充分考量了大用户与城燃企业的关系以及城燃企业的相关利益。四是直接“绕过去”城燃企业，只讲直供的。成都市规定，符合条件的由市经信部门统一操刀：对具备实施条件的，由企业向属地能源管理部门提出申请，市经信委会商中石油、中石化等气源供应单位安排直供，降低企业用气价格，即不经过城燃企业，直接在气源单位接管用气。政策施行当年，成都全市直供天然气工业大用户已达到40家，直供价格在1.65～1.78元/立方米，远远低于加权平均转供价格，年供应天然气16.8亿立方米，占工业用气的58.54%。江苏明确“坚持直供模式，降低用气成本，供气管网可以实现供气的区域，各设区市不得在供应侧和城镇燃气企业及大用户等用户侧之间增加中间供气输配环节”“苏南地区通过新建供气通道或通过管道公平开放实现多气源供应”。去年7月，江苏国信仪征燃机热电联产天然气直供管道建设项目获批，新建天然气管道16.5公里，设计输量7.5亿立方米/年。五是发文机关各不相同。有以省级政府名义下发的，如广东省；有省级部门联合下发的，如山东省，由住建厅、发改委联合下发；福建省、重庆市则是分别由经信委、发改委单独印发。从多地实践看，直供明显降低企业用气成本。天然气直供成为企业用户继直购电之后新的市场期待和推进天然气价格市场化的新动力。改革必然涉及利益调整。天然气直供实质上就是天然气产业链不同环节企业之间利益的一次调整和再分配，矛盾和问题也难以避免。抛开标准制定、经营时限与成本回收、模式选择等问题且不论，目前最为突出的便是直供与政府特许经营权的冲突。从表面看，直供确实与城燃企业存在利益交叉，与现有政策、法规有一定冲突。毋庸置疑，特许经营制度实施以来，在加快城市燃气基础设施建设、规范运营管理方面的确发挥了积极作用，促进了城市燃气市场的发展。但是，随着全国天然气利用规模的进一步扩大，特别是13部委《意见》的颁布，气化区域和气化率得到了同步提高，各类用户的用气需求逐渐释放，而取得特许经营的城市燃气企业，并不能全面、有效地满足特许经营区域内各类用户的多样化需求，特许经营权限制了其他市场主体的进入，形成了垄断经营，特许经营权不仅已经成为开展天然气直供的体制障碍，也成为企业市场竞争力继续提升的内在阻力，必须放到油气体制改革总体框架中积极稳妥地解决。回顾我国40多年来的改革历程，特别是民营经济和其他经济成分的发展，就是通过非激进性办法，实行渐进式改革，充分兼顾各市场主体的利益，“小跑不停步”，最终实现改革的目标。三、大用户直购电的概念以及实践探索所谓大用户直购电，是指电厂和终端购电大用户之间通过直接交易的形式协定购电量和购电价格，然后委托电网企业将协议电量由发电企业输配到终端购电大用户，并另支付电网企业所承担的输配服务费用。由过去的“独买独卖”变成“多买多卖”，增加发、用双方的选择权。直购电是电力交易的一种重要表现形式和构建电力竞争市场结构的重要环节，对形成市场化的电价机制具有直接意义。“大用户直购电”的称谓已不能准确表达中长期交易框架下的市场主体间的交易关系，但考虑大用户直购电的嬗变以及与天然气直供比较的便利，本文仍以大用户直购电称之。大用户直购电的概念首度出现在2002年国务院印发的《电力体制改革方案》（即“5号文”）中。文件提出“开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局；在具备条件的地区，开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直供电量的价格由发电企业与用户协商确定，并执行国家规定的输配电价”。2015年颁布的《中共中央

决胜脱贫攻坚杨

我国可再生能源的战略使命与实现路径何勇健（国家电力投资集团有限公司战略规划部主任）当前，全球能源正深刻变革，清洁低碳的可再生能源成为全球能源发展的主要方向。党的十八大以来，我国加快推进绿色发展，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，非水可再生能源取得了跨越式发展，装机规模由2012年风电6083万千瓦、光伏发电328万千瓦提升至目前风电2.0亿千瓦、光伏发电1.9亿千瓦，风电、光伏发电装机占比从2012年的5.6%提升到18.9%，成为电力增量中的主力电源。随着我国新能源补贴逐渐退坡和电力市场化改革不断深入，可再生能源（以风电、光伏发电为代表，下同）如何布局发展、如何消纳利用、如何加快形成科学合理的价格机制，实现健康可持续发展，已成为“十四五”及中长期能源发展规划应重点研究解决的战略问题。一、可再生能源持续发展壮大是低碳转型的关键因素我国《能源生产和消费革命战略(2016～2030)》明确提出，到2030年，能源消费总量控制在60亿吨标准煤以内，非化石能源占能源消费总量比重达到20%左右；到2050年，能源消费总量基本稳定，非化石能源占比超过一半。为实现以上能源革命的战略目标，未来以可再生能源为主体的非化石能源是决定力量。从电源结构上看，当前我国中东部水电资源基本开发完毕，剩余水电资源主要集中在西南区域，受资源条件、生态环境保护和建设输送成本影响，水电增长空间有限。而我国核电发展受政策影响和空间布局限制，在不启动发展内陆核电的情况下，厂址资源非常稀缺，核电发展空间也相对有限。因此，要加快能源结构调整，实现我国非化石能源消费2030年占比20%、2050年占比50%的宏伟目标，以风电、光伏发电为代表的可再生能源必将是主力军。从区域布局上看，我国可再生能源开发建设最早始于“三北”区域。近几年，受“三北”区域消纳影响，风、光等可再生能源发展实现“孔雀东南飞”，增长主要集中在中东部地区。但是，中东部受严苛的土地、资源和生态环境保护限制，风电、光伏的经济环保可开发容量仅在10亿千瓦左右，存在天花板上限，难以保障长远能源需求。因此，未来我国可再生能源发展的重心必将从中东部区域重新“北上”和“西进”，向“三北”等资源富集区域回归。这是由我国能源资源禀赋和消费特征决定的必然趋势，也是我国可再生能源大规模发展必须破解的难题。从发展模式上看，当前及未来一段时期，集中规模化开发与分散分布式开发并举将成为风、光等可再生能源开发的主流。在“三北”等风能、太阳能资源富集地区，可再生能源与火电、水电打捆大规模基地化开发，外送至负荷中心，实现受端平价或竞价上网，将成为未来电力增长的主要模式。在中东南部等负荷中心区域，除海上风电有点发展空间外，以分散式风电和分布式光伏为主的综合智慧能源应用将成为有力补充。二、如何统筹施策化解可再生能源调峰消纳等尖锐矛盾风电、光伏发电等可再生能源具有随机性、间歇性、能量密度低等特点，加上我国可再生能源资源与需求在空间上逆向分布，在当前风电、光伏装机合计不到4亿千瓦的情况下，部分地区已出现了严重的弃风弃光问题，随着我国风电、光伏发电装机不断增长，此问题还将会愈演愈烈，矛盾会加倍放大，若解决不好，用可再生能源替代化石能源将成为一句空话，会直接影响我国能源低碳转型战略的实现。因此，我国可再生能源大规模开发利用必须因时因地制宜，分阶段统筹施策，克服可再生能源的上述固有弊端，有效化解调峰、输送和消纳等突出矛盾，打通可持续发展的战略路径。（一）依靠技术进步、系统优化与供需互动，可解决可再生能源近中期发展问题可再生能源发电大规模全方位接入电网，要求电力系统有强大的调峰能力，而这恰好是当前我国电力系统存在的较大短板。未来一段时间内，在大规模储能技术尚未突破的情况下，仍需依靠传统能源和现有电力系统挖掘调峰潜力，扩大可再生能源消纳空间，推动其大规模可持续发展。主要有以下应对措施：其一，补强电力系统调峰短板。一方面可加快优质调峰机组建设和改造，对既有煤电机组进行灵活性改造，规划建设若干抽水蓄能电站，在具备条件的地区适度布局天然气调峰电站，加快推进龙头水电站建设，不断适应可再生能源快速发展对电力系统的要求。我国火电机组的平均投产年龄仅10～15岁左右，美国已达40岁，通过对我国现有火电机组灵活性改造，在其剩余寿命期内，可为不断增加的可再生能源提供调峰能力，实现新（风光电）、老（火电）机组的平稳更替过渡。火电与风光电的调峰互补特性，决定了两者不是竞争关系，而是长期合作关系。我国现有超过10亿千瓦的火电，将是未来可再生能源大规模发展的坚强后盾和支撑。另一方面可优先利用好存量跨省区输电通道，适时建设新输电通道，发挥好省间互济的调节作用。我国现有输电通道的年利用小时仅4500小时左右，特高压通道利用率更低，利用富余的输电能力，可打捆输送更多的可再生能源电力。其二，在供给侧实施水风光热储多能互补发展。在水能资源丰富地区，在不增加弃水的前提下，借助水电站外送通道和灵活调节能力，建设配套的风电和光伏发电项目，协同推进水风光互补发展；在风光资源富集地区，可统筹考虑送端地区风电、光伏、光热、储能的互补调节能力，结合跨省区通道规划建设，实现可再生能源电力稳定外送。其三，在需求侧加快推进电能替代，推广综合能源应用与智能服务。可推广电采暖、工业电锅炉、电动汽车、电排灌等电能替代应用，通过错峰用电，扩大可再生能源消纳空间。可加强热、电、冷、气等能源耦合集成和互补利用，建立容纳高比例可再生能源的发输储用一体化的局域电力系统，探索综合智慧能源服务等新型商业模式和新业态，促进可再生能源就地消纳。（二）发挥氢能清洁高效储能优势，构建电—氢能源系统解决可再生能源远期发展战略问题未来更长远时期，当全国非水可再生能源装机达到15亿～20亿千瓦以上时，传统的电力系统调节和优化手段将遭遇天花板，在极端情况下，即使全国煤电机组全部用于为可再生能源发电调峰，也难以满足电力系统安全可靠运行要求，也即意味着传统调峰方式失效。在此情景下，必须寻求可再生能源新的发展路径和调峰储能方式，以打破对传统电力系统的依赖。随着科技进步和成本大幅下降，以氢能及其他储能方式为介质和纽带，可将可再生能源与能源消费终端有效连接起来，保障可再生能源实现平稳可持续大规模开发利用，让清洁能源覆盖社会生产和生活各个方面。其一，加快氢能与可再生能源耦合应用。氢能兼具清洁二次能源与高效储能载体的双重角色，是实现可再生能源大规模跨季节储存、运输的最佳整体解决方案。在风、光资源好的“三北”地区，可再生能源基地化开发及技术进步带来的成本大幅下降，为清洁能源制氢提供了经济可行性（目前我国部分风电基地电价已下降至0.25元/千瓦时左右）。利用富余的可再生能源电解制氢，再将氢能输送到能源消费中心多元化利用，可有效解决风、光等可再生能源不稳定及长距离输送问题。在用能负荷集中区，可利用远方输送来的可再生能源电解制氢，也可直接利用远方储运过来的氢能，满足当地用能需求。氢能有广阔的应用场景，可转换为电和热，供工商业、交通、建筑、民用等各类用能终端使用，有效替代天然气、石油和煤炭；也可与分布式能源结合，“量身定制”就近利用，解决风电、光伏发电等可再生能源不稳定和低能量密度问题。通过构建电-氢能源系统，可成功实现传统能源系统在供给侧和消费侧的清洁低碳替代，巧妙化解可再生能源大规模发展带来的调峰、输送和消纳矛盾，使化石能源的清洁低碳替代在技术、经济、系统模式转型方面均具有可行性。其二，探索其他储能方式与可再生能源结合应用。当前各类储能方式蓬勃发展，未来大规模储能商业化问题的解决将为能源领域带来革命性变化。但当前时期，储能技术尚不支持大规模应用，可在中东部等电力峰谷价差大的区域，研究布局用户侧储能与分布式能源结合应用，作为系统调峰的补充手段；在可再生能源资源富集区，可探索研究大型新能源基地与化学储能结合发展，为未来大规模应用夯实基础。三、公平高效的市场机制是可再生能源健康发展的根本保障要实现以上可再生能源发展和电力系统转型目标，必须坚定推进能源价格改革，不断完善电力市场，充分发挥市场配置资源的决定性作用。只有通过市场价格信号的引导和市场机制的调节，才能有效化解各类市场主体的利益矛盾，为可再生能源发展创造良好的环境。其一，构建中长期、现货、期货等电力交易细分市场，完善调峰、调频、备用等辅助服务价格，合理补偿电力调峰成本，激发煤电等常规电源参与调峰的积极性，推动火、水、风、光、核等各种电源通过市场发现其比较优势和应有的价值，获得合理收益，这样才能使各类电源及储能方式各展所长、各尽其能、实现共赢，风电、光电也才能在这种共生共荣的大能源生态格局中不断成长壮大，逐步成为主体能源。其二，打破省间壁垒，建立各电源品种跨省区协同交易消纳机制，用市场机制化解能源送、受方和电网等三方的利益矛盾。可充分发挥跨省区联网输电通道的调剂互助作用，通过各省区合纵与连横，构建可再生能源发展全国一盘棋格局。其三，探索可再生能源多种交易方式，研究实施竞争买断跨省区输电权、优先发电权等机制，在更大范围优化配置资源，实现可再生能源发展综合效益最大化。其四，发挥好可再生能源清洁低碳、环境友好的优势，国家尽快落实可再生能源配额、绿证及交易等制度，将低碳转型的责任及激励对象从发电侧转向电网和消费侧，助力实现全社会的低碳转型。综上，为落实我国“四个革命、一个合作”能源安全新战略，大规模高质量发展可再生能源是必然选择。需要未雨绸缪，做好顶层战略设计，系统规划解决好可再生能源大发展带来的大规模调峰、输送和消纳等挑战，才能保障我国能源清洁低碳转型之路顺利实施。原文首发于《电力决策与舆情参考》2020年1月3日第1、2期点击阅读更多精彩文章专辑

明确储能资产属性

“十四五”电力规划与煤电定位转型研究袁家海

“十四五”时期是我国由全面建成小康社会向基本实现社会主义现代化迈进的关键时期。聚焦能源领域，面对能源安全新挑战、能源需求新变化、绿色转型新形势、创新发展新阶段，能源高质量发展要求更加突出。谋划“十四五”能源发展，要坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，聚焦安全短板，在供应保障能力建设上下功夫；瞄准清洁低碳战略方向，在推动能源转型上下功夫；突出系统优化，在提高发展质量和效率上下功夫；坚持还原能源商品属性，在深化体制改革上下功夫；加快构建有效竞争的能源市场结构和市场体系；扩大对外开放，在深化能源国际合作上下功夫，构建绿色低碳、安全高效的能源体系，保障经济社会持续健康发展。实现能源高质量发展，需要充分发挥能源规划的战略导向作用，把能源发展机遇研判准，把困难挑战分析透，汇众智、聚众力，为“十四五”时期能源发展目标、工作思路、重点任务建言献策。为此，本刊特策划推出《建言能源“十四五”规划》专题，就“十四五”能源高质量发展核心议题，征求各方面专家的意见建议，谈真问题，想好办法。18位大咖建言能源“十四五”规划，本公号将陆续推出敬请关注审核：齐正平编辑：李丹丹本公众号由中电能源情报研究中心运营，致力于传播能源资讯、分享能源观点，发布《电力决策与舆情参考》《能源情报研究》精华内容，欢迎关注！

关于“十四五”能源发展的三点认识鲁刚（国网能源研究院有限公司能源战略与规划研究所所长）当今世界正经历百年未有之大变局，我国能源电力发展不确定性因素叠加累积，约束性条件增多趋紧，惯性发展模式可行空间逐步收窄，新挑战、新条件和新机遇并存。贯彻落实习近平新时代中国特色社会主义思想，谋划好“十四五”能源发展目标、路径和体制机制，对推动能源事业高质量发展、“两个阶段”战略安排开好局具有重大意义。一、奠定能源安全新战略长远格局我国能源政策发展史的一个基本经验是，必须改变仅着眼于均衡当时历史格局，缺乏明确长远发展指导思想的政策制定方式；战略的不清晰、不稳定，将导致能源政策波动频繁，各方在形成具体能源政策中缺少共同的目标核心，影响协同。面对复杂多变的形势，唯有立足能源安全新战略看得更远，才能看清、锚定好“十四五”能源发展的方位。能源安全新战略是事关国家安全与发展全局的方略，能源发展要由支撑经济发展的基础性位置向超越能源一域的引领性发展调整。综合下表所示典型国家和地区能源战略演进趋势，能源战略目标和路径具有超越能源一域的属性，往往涵盖政治、资源、金融、科技、生态、地缘和社会等多维度。与信息一样作为基本要素的能源，在人类千年进化史上出现了多轮类似“互联网+”的“能源+”历史阶段，木炭、煤、油、气、电的进步均带来革命性变化，推动着城市扩张、工业发展、交通进化。能源科技重大突破引领着每一轮工业革命乃至世界格局变化，其主要表现就是能源生产与消费模式换代升级。表

“煤改电”技术路线及运营模式研究郑宽

我国煤电发展关键问题探讨与思考闫晓卿

能源情报研究中心

当今世界，正处于大发展大调整大变革时期，全球能源亦处于大发展大调整大变革之中。作为能源系统的中心，电力行业发展受到多重因素的叠加影响，如何顺应形势、掌握主动，需要统筹谋划科学应对。

从《京都议定书》到《巴黎协定》2摄氏度的约束，温室气体排放空间成为了一种稀缺资源。这既催生了清洁能源的蓬勃发展，也催生了一种新的商品——二氧化碳排放权。

我国煤炭资源丰富，煤电建设周期短、投资和运行成本低等优点，使其在电力结构中的主导地位短期内难以改变，但是煤电的比较优势将逐步减退，主要表现在：

21世纪海上丝绸之路重点方向是从中国沿海港口过南海到印度洋，延伸至欧洲；从中国沿海港口过南海到南太平洋。海上以重点港口为节点，共同建设通畅安全高效的运输大通道，重点建设中巴、孟中印缅两个经济走廊。

阿里能源云，是为新能源行业提供丰富的专业化云端业务与技术解决方案，帮助能源运营商、服务商快速搭建标准化或定制化商业平台，实现业务应用的灵活开发与落地，构建能源互联新生态。阿里云综合能源系统，见图4。