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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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

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

“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！

“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。