国际能源市场深度调整

一、国际能源大事

1.COP28加速全球气候行动

当地时间2023年12月13日，《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会（COP28）在阿联酋迪拜落下帷幕。来自198个缔约方的谈判代表齐聚迪拜，对《巴黎协定》进行了首次“全球盘点”，并最终达成《阿联酋共识》，提出将1.5摄氏度的升温目标控制在可实现的范围内。《阿联酋共识》呼吁各国以公正、有序、公平的方式在能源系统中实现远离化石燃料的过渡，并强调在最关键的近十年中加快行动，于2050年前实现与科学相符的净零排放，鼓励各缔约方提交全经济范围的国家自主贡献。

《阿联酋共识》还提出，到2030年实现将可再生能源的发电能力增加两倍、能源效率提高一倍的新目标。另外，要加快“逐步减少”煤炭发电的进程，加速研发碳捕集和碳封存等技术，以协助难以减排的产业实现目标，并大幅减少甲烷排放。

除了“全球盘点”之外，为期两周的会议过程中还达成了多项协议。例如，占全球石油产量超四成的50家能源公司共同签署《石油和天然气脱碳宪章》，承诺到2050年实现自身运营净零排放的目标。以美国为首的20多个国家呼吁，到2050年将核能产能提高到原来的三倍。这是联合国气候大会历史上，首次就发展核能发布的联合宣言。

阿联酋主流媒体在COP28上肯定了中国近年来在可再生能源发展领域取得的成就，称赞中国对于全球减缓气候变化的重要贡献。加快发展非化石能源特别是可再生能源是能源转型的前提，中国在大力发展国内可再生能源的同时，为全球可再生能源发展做出巨大贡献。

值得一提的是，大会前，中美发表的联合声明对气候大会起到了积极的促进作用。11月15日，中美双方发布关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明，支持主席国阿联酋成功举办COP28。阳光之乡声明还提及，在COP28期间会同主办国阿联酋邀请各国参加“甲烷和非二氧化碳温室气体峰会”等内容。

2.“欧佩克+”产油国持续深化减产

2023年以来，“欧佩克+”频频扩大减产规模及延长减产时限。在4月初的会议上，“欧佩克+”决定将原油减产政策延长至2024年年底。7月份起，沙特阿拉伯自愿每日减产100万桶以支撑油价。俄罗斯则在4月份时决定，在2024年底之前将原油日产量减少50万桶，8月份将2023年年底之前出口量调整至减少30万桶。9月初，沙特宣布将2023年第三季度开始执行的100万桶/日的自愿额外减产一次性延长3个月，直至2023年第四季度；俄罗斯也决定将9月执行的30万桶/日的石油出口减量延长至年底。

自“欧佩克+”2020年5月减产970万桶/日的额度开始，已将减产持续至今。2023年第一轮“欧佩克+”产油国的减产幅度共计165.7万桶/日，时限均至2024年底；而第二次计划以沙特和俄罗斯为主，从实际情况来看沙特100万桶/日的减产能够落实，俄罗斯的减产实际指的是削减出口量而非产量，因此第二轮“欧佩克+”实际的减产力度约为100万桶/日左右。在“欧佩克+”积极干预的情况下，原油供应紧张局面延续。

11月30日，欧佩克宣布，“欧佩克+”的多个成员国同意额外自愿减产，总减产量达到每日220万桶，以支持石油市场的稳定与平衡。此外，“欧佩克+”还邀请南美洲最大的石油生产国巴西加入该联盟，2024年1月巴西或将加入“欧佩克+”《合作宪章》。减产措施的期限为2024年1月到3月，2024年3月底之后将根据市场的情况逐步恢复。

对于核心产油国来说，油价的迅速下滑是推动其重新减产行动的主要推动力，产油国致力于维持一个稳定且价格相对偏高的原油市场环境。但最近一次重申减产对于油市的推动作用已十分有限。近期，来自欧美的经济数据表现不佳，使得全球经济前景承压，伴随而来的是对原油需求的担忧。再叠加当前正值原油消费淡季，缺少需求的支撑，国际油价已无上涨的空间。另外，值得关注的是，“欧佩克+”此次为自愿减产，而不是集体减产，因而减产力度明显更弱，同时也折射了内部的分歧，让市场对其提振国际油价的能力产生疑虑。在当前石油市场信心脆弱的背景下，“欧佩克+”内部出现“裂痕”对市场产生明显冲击。

3.天然气市场供需紧张有所缓解

2023年，全球天然气供应形势整体平稳，全球LNG资源供应有所增加。随着全球经济缓慢复苏，国际天然气供需总体富余。

受俄乌冲突影响，2022年俄罗斯减少了80%的对欧天然气供应，这致使欧洲国家加大从其他地区的天然气进口、建立替代输送的基础设施、采取天然气替代方案，进而带动全球天然气进口国争相确保供应。这提振了近期投资的前景，特别是LNG出口项目。2023年全球计划新增LNG液化产能1250万吨/年，且集中在2023年下半年投产，预计供暖季全球LNG需求增量约550万~600万吨，市场供需相对宽松。储气库库存高位缓解资源供应压力，欧洲国家几乎以满库存状态进入供暖季；美国库存率同比增加近30个百分点。整体来看，储气库供应能力较充足。在高库存、需求压减以及地缘政治溢价减弱等因素的共同作用下，国际气价回落明显。

但是，俄罗斯削减对欧洲的天然气供应后，市场始终对供应短缺和价格飙升存忧，市场平衡仍然不稳定。澳大利亚罢工事件带来LNG供应量不确定性，影响涉及全球约10%的LNG资源供应量、澳大利亚近50%的LNG出口资源，尽管矛盾已经缓解，但后期是否再次发生罢工仍存不确定性。进入采暖季，欧亚对现货LNG资源需求均会攀升，可能会引起现货价格季节性上涨，但受宏观经济总体不景气及暖冬预期影响，气价涨幅有限。由于乌克兰危机对能源市场的影响已充分显现，不久前的巴以冲突升级更是给国际油气市场带来短期波动，东北亚JKM报价达到15美元/百万英热单位水平。然而巴以冲突演变为中东与西方阵营全面对抗的可能性较低，且欧亚天然气库存均处于高位运行，从各方面因素综合来看，2023年冬季至2024年春季国际天然气市场形势总体将好于上一个采暖季，欧亚地区再次出现LNG现货极端高价的可能性不大。

4.多国提升可再生能源发展目标

2023年，多国相继提升可再生能源发展目标。在亚洲，印度政府发布最新的国家电力计划，明确提出2026—2027年可再生能源累计装机量预计将达到336.6吉瓦，2031—2032年将达到596.3吉瓦。越南政府批复越南第八个电力发展规划，预计到2030年可再生能源发电量比重达到30.9%~39.2%，到2050年可再生能源发电量比重达到67.5%～71.5%。马来西亚政府宣布更新可再生能源发展目标，到2050年可再生能源在全国电力结构中将占70%左右，这意味着从2023年到2050年，该国可再生能源装机将增长10倍。

在中东，阿联酋公布的最新国家能源战略计划到2030年将该国可再生能源产量提高两倍。在此期间，该国将在可再生能源领域投资约544.4亿美元，以满足因人口增长而不断扩大的能源需求。

在欧洲，意大利政府将该国2030年可再生能源装机发展目标从此前的80吉瓦提升至131吉瓦，葡萄牙政府将2030年该国可再生能源装机发展目标从此前的27.4吉瓦提升至42.8吉瓦。2023年9月，欧洲议会投票通过了推动可再生能源部署的提案，配合欧洲Fit　for　55一揽子减排计划，根据修订的可再生能源指令（REDIII），2030年可再生能源在欧盟最终能源消费中的份额目标从32%提升为42.5%，各成员国应努力实现45%。

国际能源署指出，政策支持的增强、化石燃料价格的上涨以及能源安全问题关注度的提升正在推动太阳能发电和风力发电的部署，全球可再生能源行业将在2023年加快发展，新增装机预计将同比增长近三分之一，其中光伏和风电装机增长最多。2024年，全球可再生总装机或将增至4500吉瓦，这种动态扩张正在全球各主要市场中进行，包括欧洲、美国、印度和中国。太阳能领域，2023年全球将有3800亿美元的投资流向该领域，投资额将首次超过石油领域的投资。预计到2024年，光伏产业制造能力将增加一倍以上。除了大型光伏电站在全球多个地区投建，小型光伏发电系统也呈快速增长态势。风能领域，随着疫情期间曾推迟的风电项目陆续开始推进，2023年全球风力发电量将大幅反弹，同比增长约70%。同时，太阳能和风能等可再生能源发电的成本越来越低，越来越多国家认识到，发展可再生能源不仅有利于应对气候变化，还能为解决能源安全问题提供重要方案。

5.核电发展前景进一步改善

2023年，全球多个国家和地区相继调整核电政策，加快核电站建设布局，将之作为应对气候变化的重要一环。2023年1月，韩国政府敲定《第十次电力供需基本计划》，提出2030年核电发电量在韩国整体发电量中所占比重将升至32.4%，2036年核电比重较2030年进一步提升2.2个百分点；6月，韩国政府通过了新韩蔚3号和4号核电机组建设项目实施计划，批准了核电厂建设相关的20项许可程序，预计新韩蔚3号机组将于2032年建成，4号机组将于2033年建成。

2023年5月，日本参议院通过《绿色转型脱碳电源法》，允许核电站运转时间超过此前规定的60年限制。根据此次通过的法律，日本虽然维持福岛核事故后出台的“原则上40年，最长60年”核电站服役期限不变，但如果获得经济产业大臣的批准，核电站因接受安全审查等原因停运的时间可以从中扣除。这使核电站实际服役超过60年成为可能。

2023年11月，瑞典政府发布核电发展路图，目标是2035年前建成2台大型核电机组，2045年前建成相当于10台大型机组的装机容量，其中可能包括一些模块化小堆机组。随后，瑞典议会通过一项能源法案，为最初批准的10台核电机组之外新建更多机组铺平了道路，并允许在现有核电厂址之外建设新的机组。

日前美国太平洋燃气电力公司、美国埃克西尔能源公司等多家公司向美国核管会提交在运核电机组延寿或二次延寿的申请。目前，美国多数在运核电机组已获准首次延寿，少数机组完成二次延寿申请流程，有更多的机组计划申请二次延寿。

国际能源署指出，可再生能源和核能将在满足全球电力需求增长方面占主导地位，满足90%以上的增量电力需求。2023—2025年，全球核能发电量的年均增长率将达到近4%，远高于疫情前5年的2%。也就是说，到2025年，核能发电量每年将增加约1000亿千瓦时，约占目前美国核电发电量的八分之一。到2025年，全球核能发电增量的一半以上将主要来自四个国家：中国、印度、日本和韩国。中国在绝对增量方面领先，印度则是增速最快的国家。

6.绿氢产业布局备受多国关注

2023年，多国通过制定规划和投融资等方式加码绿氢布局。印度政府启动“国家绿氢使命”计划，旨在使其成为绿氢制造和出口的全球中心，预计到2030年建立500万吨/年的绿氢产能。巴西政府发布《三年氢能工作计划》，目标是每年通过海上风电生产3.5亿吨绿氢。一般国家都是先发展海上风电，再考虑制氢的问题，而巴西此次通过的氢能规划，则是反向助推海上风电的发展。德国政府宣布，2030年德国绿色氢能规模将从原先的5吉瓦提高到10吉瓦。法国政府表示，将拨款40亿欧元补贴绿氢的生产，作为该国努力推动氢气生产商减少排放的一项措施。这也是马克龙政府2021年承诺的90亿欧元氢气绿色生产计划的一部分，该计划旨在弥补绿氢生产与蓝氢生产之间的成本差距，从而促进绿氢发展。日本政府计划在15年内投入3万亿日元（约合人民币1500亿元）用来推动氢能源的普及。东京都政府已经从本财政年度开始，对购入绿色氢能生产和储存设备的工厂进行全额补贴，并计划从2024年4月1日开始的2024财政年度起，利用绿色氢能进行供热和发电。

绿氢，作为传统化石燃料的替代品，在推动脱碳和能源转型方面具有明显优势，发展前景可观，备受各国的关注。随着全球各国政府和企业对绿氢业务投资增加，业界对绿氢生产成本大幅下降抱有很高期待。彭博新能源财经发布的2023年制氢平准化成本报告提出，一直以来绿氢成本高于灰氢的局面即将发生改变，到2030年，绿氢成本将低于灰氢。在规模经济和扶持性政策影响下，电解水制氢装备成本和风电、光伏度电成本均将大幅下降。

7.新能源汽车产业加速发展

2023年，全球电动汽车市场继续呈现快速增长态势。相比2020年每25辆售出汽车中有一辆是电动汽车，2023年每5辆汽车中就有一辆是电动汽车。各国出台的一系列优惠政策是新能源汽车快速发展的重要因素。2023年3月，欧盟理事会批准法规，决定从2035年起禁售会导致碳排放的新的燃油轿车和小型客货车。根据规定，欧盟将在2035年后禁止销售排放碳的汽车和货车。从2030年到2034年，新车必须实现比2021年减少55%的二氧化碳排放，而货车必须实现减少50%。从2035年起，所有在欧盟销售的汽车和货车必须实现100%的二氧化碳减排。2035年燃油车销售禁令的法律约束力适用于整个欧盟。但考虑到欧盟部分国家和汽车企业的抵制，最终通过的法规还是提供了一定的灵活性。如根据德国的要求，使用碳中性燃料的新车有望在2035年后继续销售。在欧盟立法之前，全球已有多个国家呼吁禁售燃油车，有的国家通过立法宣布禁售燃油汽车的目标日期。

面对汽车行业的减排趋势，各大汽车制造商也大力投资零排放汽车，无论是电动汽车还是氢动力车型。一些知名车企已陆续推出各自的电动汽车转型计划：大众集团将在2035年前在欧洲停售燃油车；到2030年，宝马在欧洲将有至少50%的车型是纯电动汽车；到2030年，奔驰将在条件允许的市场只销售纯电动汽车；福特和通用等汽车制造商承诺，到2040年，推动实现在全球范围内只销售零排放汽车。

国际能源署发布的《2023年全球电动汽车展望》显示，包括纯电动车型和混合动力车型在内，2022年全球电动汽车销量超过1000万辆，预计2023年再增长35%，有望达到1400万辆。这意味着全球电动汽车在整个汽车市场中的份额已从2020年的不到5%上升到2022年的14%，并有望在2023年进一步增加到18%。根据国际能源署发布的全球碳中和路线图，2035年大部分国家都将禁售燃油汽车，全球步入新能源汽车时代。

8.能源领域关键矿产博弈加剧

2023年，全球主要大国围绕能源等战略产业所需关键矿产资源的博弈进一步加剧。美国、欧盟、日本等国家或地区纷纷针对关键矿产的重要性和安全性开展调查研究，并出台实施相应的安全保障战略，以防范产业链供应链风险。

2023年初，日本经济产业省发布“确保重要矿产稳定供应的指导方针”，明确将采取支持措施，促进关键矿产供应链的多样化和强韧性，确保重要矿产的稳定供应。2023年3月，欧盟发布《关键原材料法案》，提出一整套行动计划，以提升欧盟各成员国关键原材料提取、加工、回收等各阶段的产能，并通过构建关键原材料国际网络增强其供应链弹性。法案规定，每年至少有10%的关键原材料在欧盟内部提取，至少40%的关键原材料要在欧盟内部加工，每年至少15%的原材料消费要来自可再生提取，并且任何加工阶段，来自单一国家的原材料消耗不得超过65%。2023年7月，美国能源部发布《2023关键材料评估》报告，基于国家和全球优先事项、技术进步和技术趋势，对能源部门8项主要技术所使用的38种材料的重要性和供应风险进行评估，以厘清能源技术部署的潜在障碍，减少能源技术对关键材料的依赖，促进材料供应的多样化。

除了各国政府高度重视外，国际能源巨头亦争相布局能源矿产业务。如挪威国家石油公司入股法国锂业公司Lithium　de　France，西方石油公司通过参股锂技术集团Terra　Lithium尝试结合地热技术从地下卤水中提取锂，雪佛龙公司也对可以制造电池的矿物锂表示了兴趣。2023年以来，埃克森美孚密集布局锂业更具代表性，11月该公司宣布其锂项目第一阶段已正式开工，项目计划于2027年投产，到2030年年产将达10万吨，可满足超过100万辆电动车的锂需求。

稀土、钴、锂等关键矿产资源在新能源汽车、风力发电、太阳能电池等领域有着广泛的应用，是支撑清洁能源产业创新发展、推动全球能源转型、实现碳中和目标的关键材料。在全球能源转型背景下，清洁能源技术的大规模部署催生了关键矿产的巨大需求。如今，业界已基本达成共识，关键矿产资源的安全稳定供应是能源转型成功的一大关键。受新冠肺炎疫情后经济复苏、俄乌冲突导致能源价格飙升等因素影响，发达经济体能源低碳转型进程加快，2030年前或将是全球关键矿产供需矛盾最为突出的时期。

二、问题与展望

1.全球能源市场对地缘风险等异常敏感脆弱

目前，全球能源危机带来的直接压力已经基本得到缓解，化石燃料价格也已从2022年的峰值回落，但全球经济、地缘政治形势仍不稳定，能源市场仍然紧张动荡，原油、天然气、煤炭等能源价格对地缘风险、极端天气、突发事件等异常敏感，市场始终面临进一步混乱的风险。

2024年，美国、俄罗斯、墨西哥、委内瑞拉、印度尼西亚、巴基斯坦等国将迎来大选，巴以和俄乌两场冲突仍未结束。如果不稳定博弈使冲突扩大，可能导致原油供应中断风险，同时可能外溢令金融风险升温，因此全球能源市场地缘形势仍值得警惕。从种种迹象来看，接下来油市仍将持续动荡，后市的发展或许更加多变。高盛预计，2024年布伦特原油价格可能在70美元至100美元的区间内交易，在欧佩克减产和巴以冲突升级风险带来的双重压力下，油价也可能会攀升，2024年布伦特原油价格可能最高升至每桶100美元。

2.全球能源转型面临成本飙升等多重阻碍因素

2023年，全球多个海上风电项目由于经济效益问题停止开发。在欧洲，瑞典能源巨头Vattenfall搁置了英国1.4吉瓦的Norfolk　Boreas海上风电项目，该项目在2022年的政府拍卖中创历史最低价格。全球最大的海上风电开发商沃旭能源退出在挪威开发的多个海上风电合作项目。英国政府差价合约第五轮分配结果出炉，在所有的电源类型中，海上风电无一竞标。在美国，BP和Equinor暂停了美国东海岸4个海上风电项目的开发，并将重新对购电协议条款进行谈判。沃旭能源放弃了两个美国风电项目并计提约40亿美元的资产减值，股价随之跌至六年低点。

欧美等地海上风电发展面临困境并非偶然，近年来，能源转型进入新的阶段，在供应链成本飙升及全球利率上涨背景下，面临多重阻碍因素。以在海上风电领域走在前列的欧洲市场为例。旷日持久的高通胀和融资环境收紧抑制了支出，高利率严重影响高资本的风电项目投入，同时风电全产业链因原材料和上游产品价格上升而出现成本压力加大以及利润萎缩的情况，持续的供应链瓶颈、成本上涨和利率上升等问题给风电产业带来巨大压力，导致制造商亏损和项目取消。仅2023年上半年，欧洲市场主要的四大风电公司维斯塔斯、西门子歌美飒、GEVernova和Nordex合计亏损已接近20亿欧元。

全球风能理事会发布的《2023年全球海上风电报告》认为，考虑到欧美近期在海上风电开发中存在的限制性政策会制约市场开发进度，预计全球2023—2032年的新增海上风电装机容量中仅有33%将在2023—2027年之间建成。预计2022—2025年欧洲海上风电新增装机量将相对缓慢增长，由于德国、丹麦和比利时等北海地区国家海上风电市场不够活跃，以及当前政府对海上风电项目开发没有足够的支持政策，平均年装机量将保持在每年4.8吉瓦的水平。欧盟2023年10月出台的《欧洲风电行动计划》显示，欧盟风电装机容量目标是从2022年的204吉瓦提高至2030年的500吉瓦以上，也就是说，风电装机速度需从每年16吉瓦提升至每年37吉瓦。根据欧洲目前的产能情况，实现既定目标的难度较大，仍需增强对产业发展的支持力度。

3.地缘政治因素加剧供应链不稳定性

近年来，在疫情和贸易壁垒叠加催生的逆全球化浪潮中，供应链呈现出一定的区域化、短链化趋势。特别是面对中国可再生能源产品逐渐上升的综合竞争力，欧美国家防范态度持续增强，保护本土相关产业利益的意愿不断提升。包括美国的通胀削减法案、欧盟关键材料法案等一系列贸易与非贸易壁垒，在保护本土贸易、提升自身竞争力的同时抑制第三方，必然会加剧能源领域地缘政治博弈，加剧能源资源和相关产业供应链不稳定性。

2023年9月，美国以国家安全为由将中方新能源汽车企业列入“黑名单”，直接影响到美国福特公司与宁德时代的合作。10月，欧盟启动了对中国电动车的反补贴调查，并准备对进口的中国电动车征收高达10%~27%的关税。同月，欧盟方面传出消息称，正考虑是否启动对中国风电产业开展反补贴调查，作为促进欧洲风能行业发展提案的一部分。虽然从目前的进展来看，欧盟仍缺乏“非常确凿的证据”以证明存在不公平的竞争行为，并未对中国风电开展反补贴调查，但这种保护主义的抬头，阻碍相关产品进入当地市场的倾向，恐将对国际可再生能源供应链产生重大影响，长期看更无益于全球能源转型进程。

4.发展中国家清洁能源投资仍有较高缺口

从全球范围来看，各国日益重视并持续加大对清洁能源领域的投入。根据国际能源署发布的《2023年世界能源投资报告》，预计2023年全球能源投资总额将达到2.8万亿美元，高于2022年的2.6万亿美元，增幅约7.7%。其中约60%投向清洁能源领域，包括可再生能源、电动汽车、核能、电网和储能等，其余约40%投向化石燃料领域，包括煤炭、石油和天然气等。而五年前，两者的投资比例还基本相当。

虽然全球清洁能源投资逐年增加，但自2021年以来，清洁能源投资增长的90%以上发生在发达经济体和中国。尽管其他地区也有亮点，包括印度的太阳能投资依然活跃，巴西的太阳能装机呈现稳步上升趋势，中东部分地区投资活动正在加速，尤其是沙特、阿联酋和阿曼，但更多国家的清洁能源投资正受到利率上升、政策框架和市场机制不明确、电网基础设施薄弱、电力企业财务紧张以及资金成本较高等因素的阻碍。联合国贸易和发展会议发布的《2023年世界投资报告》指出，2022年全球可再生能源投资表现强劲，但仍有待提高，可持续发展目标的投资缺口已达每年4万亿美元以上。对于发展中国家而言，其可持续能源投资落后于需求增长。据估计，发展中国家每年需要约1.7万亿美元的可再生能源投资，但在2022年仅吸引了5440亿美元。国际能源署也表达了类似的观点，认为全球清洁能源投资失衡，最大的投资缺口来自新兴市场和发展中国家，如果这些地区不加快清洁能源转型，全球能源格局将面临新的鸿沟。

储能氢能技术持续突破

一、政策与大事

1.科学有序规划储能建设

为加快规划建设新型能源体系，推动抽水蓄能高质量发展，4月，国家能源局综合司印发《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》，提出抓紧开展抽水蓄能发展需求论证。国家能源局根据需求论证情况和实际需要，及时对全国或部分区域的中长期规划进行滚动调整，保持适度超前，支撑发展。10月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》，提出科学安排储能建设。一是按需科学规划与配置储能。二是有序建设抽水蓄能。三是积极推进新型储能建设。

随着新型电力系统建设进入新的阶段，系统安全稳定高效运行对储能资源的配置与利用提出更高要求，“为用而储”成为储能发展的根本指导原则。当前个别地方发生了储能建设“一哄而上”的情况，形成无序发展的状态，导致储能作用未能有效发挥，同时造成资源浪费。国家层面出台政策明确了储能发展要按需规划，储能规划布局应统筹各类灵活资源和系统发展需求，并加速向精细化、科学化、系统化转变。储能的发展要根据各类场景需要，科学安排配置及运行方案。同时，储能发展还要回归调节资源本质，合理确定储能电站建设容量及接入地点，确保储能电站对地区电力曲线、系统调节性能等发挥正向作用。

2.储能氢能标准体系建设趋于完善

2月，国家标准化管理委员会、国家能源局联合印发《新型储能标准体系建设指南》，共涉及205项新型储能标准，要求逐步建立适应我国国情并与国际接轨的新型储能标准体系。《指南》提出，2023年制修订100项以上新型储能重点标准，加快制修订设计规范、安全规程、施工及验收等储能电站标准，开展储能电站安全标准、应急管理、消防等标准预研，尽快建立完善安全标准体系；结合新型电力系统建设需求，初步形成新型储能标准体系，基本能够支撑新型储能行业商业化发展。到2025年，在电化学储能、压缩空气储能、可逆燃料电池储能、超级电容储能、飞轮储能、超导储能等领域形成较为完善的系列标准。

为贯彻落实《国家标准化发展纲要》部署要求，持续完善新兴产业标准体系，8月，工业和信息化部、科技部、国家能源局、国家标准化管理委员会联合印发《新产业标准化领航工程实施方案（2023—2035年）》。《方案》提出前瞻布局未来产业标准研究，针对新型储能，提出聚焦锂离子电池领域，研制电池碳足迹、溯源管理等基础通用标准，正负极材料、保护器件等关键原材料及零部件标准，以及回收利用标准。面向钠离子电池、氢储能/氢燃料电池、固态电池等新型储能技术发展趋势，加快研究术语定义、运输安全等基础通用标准，便携式、小型动力、储能等电池产品标准。

同月，国家标准化管理委员会与国家发展改革委、工业和信息化部、生态环境部、应急管理部、国家能源局六部门联合印发《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，这是国家层面首个氢能全产业链标准体系建设指南。《指南》明确了近三年国内国际氢能标准化工作重点任务，系统构建了氢能制、储、输、用全产业链标准体系，涵盖基础与安全、氢制备、氢储存和输运、氢加注、氢能应用五个子体系。指南旨在贯彻落实国家关于发展氢能产业的决策部署，充分发挥标准对氢能产业发展的规范和引领作用。

3.储能盈利渠道更加通畅

5月，国家发展改革委在严格成本监审基础上，首次按照新的抽水蓄能价格机制核定在运及2025年底前拟投运的所有抽水蓄能电站容量电价，印发了《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》。《通知》要求，电网企业统筹保障电力供应、确保电网安全、促进新能源加快发展等，合理安排抽水蓄能电站运行，与电站签订年度调度运行协议，公平公开公正实施调度；各地发展改革委加强对抽水蓄能电站容量电价执行情况的监管。《通知》的出台释放了清晰的电价信号，有利于形成稳定的行业预期，充分调动各方面积极性，推动抽水蓄能电站建设，发挥电站综合运行效益，更好促进新能源发展，更好保障电力系统安全稳定运行。

10月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》。《通知》提出鼓励新型主体参与电力市场，通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。为保证系统安全可靠，参考市场同类主体标准进行运行管理考核。

11月，国家能源局综合司发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知（征求意见稿）》。其中提到以市场化方式促进新型储能调用，通过合理扩大现货市场限价区间、建立容量补偿机制等市场化手段，促进新型储能电站“一体多用、分时复用”，进一步丰富新型储能电站的市场化商业模式。电力调度机构调用电站时，对于参与电力市场的新型储能电站，优先按照市场出清结果安排新型储能运行。在发生危及电力系统安全事故（事件）及其他必要情况时，所有调管范围内的新型储能电站应接受电力调度机构统一直接调用，直接调用期间按照独立储能充放电价格机制执行。

市场方面，10月，南方电网梅州宝湖独立储能电站在南方（以广东起步）电力现货市场顺利完成首个月份31天的交易，标志着我国独立储能首次成功以“报量报价”的方式进入电力现货市场，开辟了独立储能价格机制和商业模式的市场化新路径。

4.储能氢能多项技术获突破

4月，我国首个大规模抽水蓄能人工智能数据分析平台——南方电网抽水蓄能人工智能数据分析平台XS-1000D投入运行。该平台的投运实现了装机容量为1028万千瓦的7座抽水蓄能电站、34台机组设备的数据智能巡检、状态智能诊断和运维模式变革，标志着我国近四分之一在运装机容量的抽水蓄能设备由传统线下人工管理向线上智能管理转变，每年可创造经济效益约1760万元。

同月，中国石油在宁夏银川宁东天然气掺氢管道示范平台进行了天然气管道输氢加压和测试，该天然气管道中的氢气比例已逐步达到24%，意味着每输送100立方米掺氢天然气中包括了24立方米的氢气。经过了100天的测试运行，这条397千米长的天然气管线，整体运行安全、稳定。这意味着使用现有天然气管道长距离输送氢气技术获得突破，为我国今后实现大规模、低成本的远距离氢能运输提供技术支撑。

6月，中国机械工业联合会在广州组织召开“国产抽水蓄能机组成套开关设备”产品鉴定会。经鉴定，由南方电网储能股份有限公司和西安西电开关电气有限公司联合研制的国内首台国产抽水蓄能机组成套开关设备具有自主知识产权，属首套国产化抽水蓄能机组成套开关设备，综合性能指标达到国际领先水平，同意通过产品鉴定，可以批量生产并在抽水蓄能电站推广应用。此次鉴定标志着国产抽蓄机组成套开关设备技术水平完全满足250兆瓦~450兆瓦抽蓄机组各类运行工况需求，现场运行状态平稳高效，达到甚至超越了国外同类型产品水平，对促进抽水蓄能主机设备实现了高质量的全国产化，为持续推动我国抽水蓄能重大技术装备创新起到了示范作用。

同月，位于新疆哈密的国家管网集团管道断裂控制试验场成功实施9.45兆帕全尺寸非金属管道纯氢爆破试验，以及6.3兆帕管道充氢测试，各项结果均达到预期，标志着国内首次高压力多管材氢气输送管道中间过程应用试验圆满完成，这为我国今后实现大规模、低成本的远距离纯氢运输提供技术支撑。

8月，由中国科学院工程热物理研究所和中储国能有限公司联合研发的国际首套300兆瓦先进压缩空气储能系统膨胀机完成集成测试，顺利下线。该膨胀机的成功研制，是我国压缩空气储能领域的重要里程碑，推动了我国先进压缩空气储能技术迈向新的台阶，标志着国际首套300兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目取得重大进展。

11月，国家管网集团开展的国内首次全尺寸掺氢天然气管道封闭空间泄漏燃爆试验成功实施。这次实验选用323.9毫米管径管道，最大掺氢比例为30%，是我国最大尺度的管道掺氢天然气燃爆试验。我国现阶段天然气掺氢利用的比例为3%，欧美部分国家天然气掺氢运输最高比例已经达到20%。该试验填补了我国长输天然气管道掺氢燃爆验证试验的空白，为实现天然气长输管道掺氢输送技术自主可控奠定了基础。

12月，南方电网储能有限公司宣布，我国自主研制的抽水蓄能成套核心控制系统安全启动超过1500次、累计运行时长超过17000小时，标志抽水蓄能机组4大类核心控制子系统均成功实现了全面国产化。也意味着，我国在抽水蓄能领域达到了关键核心技术的完全自主可控，有力增强了我国能源产业链供应链的安全性。

同月，中国航天科技集团六院航天氢能科技有限公司自主研制的国产“5吨/天氢液化系统冷箱”在北京成功下线。该产品是国内首台连续型转化换热器大型氢液化系统核心设备，标志着我国在液氢高效储运领域实现重大技术突破，在智能化、单位能耗等方面均比肩国际先进水平。

5.首条“西氢东送”管道纳入国家规划

4月10日，中国石化宣布，“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，标志着我国氢气长距离输送管道进入新发展阶段。

“西氢东送”起于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市的燕山石化，管道全长400多千米，是我国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。管道一期运力10万吨/年，预留50万吨/年的远期提升潜力。管道建成后，将用于替代京津冀地区现有的化石能源制氢及交通用氢，缓解我国绿氢供需错配的问题。

目前，长管拖车仍是我国长距离氢气运输的主流方式，但这种方式成本较高、效率较低，也是造成终端用氢成本高的主要原因之一，极大制约了产业链发展。输氢管道可以实现大规模、长距离输送氢气，并且兼顾经济性。受技术等因素影响，我国输氢管道规模一直较小，即便加上天然气等混合输送氢气的管道，总里程也仅有约400千米。自2022年以来，多家公司密集传来布局输氢管道建设的消息。建设主体以中国石化、中国石油、国家电投及其子公司等承建为主，地点多选在内蒙古、甘肃、宁夏等省市。

6.兆瓦级储能项目频繁落地

1月，全球首套兆瓦级铁—铬液流电池储能示范项目在内蒙古霍林河完成建设，这标志着铁-铬液流电池储能技术迈入兆瓦级应用时代。此项目由国家电力投资集团内蒙古公司建设完成，是“源网荷储用”多能互补关键技术研究及应用创新取得的重要成果。铁—铬液流电池技术的应用，符合我国大规模、长时间安全储能需求，将对绿色能源转型、能源安全保障、清洁能源高质量发展奠定坚实基础。

2月，我国首个移动式大容量全场景电池储能站——南方电网河北保定电池储能站正式投入商业运行。该电池储能站位于保定国家高新技术产业开发区，功率6兆瓦，容量超过7.2兆瓦时，转换效率达到98%。电站的投运标志着我国高压级联关键技术研究取得成功，有效解决了电池储能站应用场景固定限制的难题。

3月，全球首个浸没式液冷储能电站——南方电网梅州宝湖储能电站正式投入运行。该储能电站规模为70兆瓦/140兆瓦时，按照每天1.75次的充放量来测算，每年可发电近8100万千瓦时，减少的二氧化碳排放量超过4.5万吨。

4月，国内首个飞轮+锂电池储能复合调频项目——中国华电朔州热电复合调频项目正式投运，填补了国内飞轮与电化学复合储能领域的空白。该项目总容量8兆瓦，由4台全球单体容量最大、拥有自主知识产权的飞轮装置和10组锂电池组成复合储能系统，配合现有的2台火电机组，可为新型电网有效提供大容量、高频次的调频服务。

同月，世界最大容量5兆瓦超级电容储能系统在华能罗源发电厂完成电网调度联合调试，各项调节指标满足电网要求，系统正式转入商业运行。

同月，国内燃煤电厂最大电化学储能辅助调频项目——国家能源集团广东台山电厂1-2号及6-7号机组共60兆瓦电化学储能项目正式投入生产运营，进一步提高机组综合调频能力，为发挥好粤港澳大湾区能源保供“压舱石”“稳定器”作用奠定坚实基础。

6月，全国最大新能源配套电化学储能电站——安徽阜阳南部风光储基地项目储能系统首期项目实现全容量并网。阜南储能系统为国家首批、长三角首个大型风电光伏基地项目——安徽阜阳南部120万千瓦风光储基地项目的配套储能系统。阜南储能系统分两期建设，首期规模为300兆瓦/600兆瓦时，二期规模为450兆瓦/900兆瓦时。

10月，大唐中宁100兆瓦/400兆瓦时压缩空气储能绿色低碳技术攻关项目主体工程建设全面启动。项目建成后，预计年发电量达1.188亿千瓦时，可满足近10万个普通家庭一年的用电量。该项目是目前全球唯一在建的百兆瓦级全人工地下储气库，压缩空气系统整体转换效率达到70.4%，在同类型在建压缩空气储能项目中处于国际领先水平。

同月，全国最大电网侧共享储能电站——三峡能源山东庆云储能电站全面投入商业运行。项目总装机规模301兆瓦/602兆瓦时，可储存的电能相当于60万千瓦发电厂一小时的发电量。全面投运后，每年可消纳新能源电量约1.8亿千瓦时，可节约标准煤约7万吨，减排二氧化碳约18万吨。

11月，全球装机容量最大的单层站房式储能电站——内蒙古北方上都百万千瓦级风电基地配套储能二、三期工程实现全容量并网。至此，上都风电基地配套储能项目300兆瓦/600兆瓦时工程全部建成，成为接入华北电网第一座大规模储能电站。

7.多种制氢路线齐头并进

2月，国内首个生物制氢及发电一体化项目在黑龙江省哈尔滨市平房污水处理厂完成入场安装、联调，启动试运行。此项目包括制氢、提纯、加压、发电、交通场景应用、发酵液综合利用等六大系统。其中，制氢环节以农业废弃秸秆、园林绿化废弃物、餐厨垃圾、高浓有机废水等为发酵底物，以高效厌氧产氢菌种作为氢气生产者，在处理废弃物的同时回收大量的清洁能源氢，可以避免化石能源制氢过程中对环境的污染，从源头上控制二氧化碳排放。

同月，国内首个分布式甲醇制氢加氢一体站在中国石化燃料油公司大连盛港综合加能站正式投用。该站每天可产出1000千克99.999%高纯度氢气。该制氢装置占地面积小、项目建设周期短，生产过程绿色环保，综合考虑制、储、运成本，相比加氢站传统用氢方式成本可降低20%以上。

6月，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。此次海上中试使用的是全球首套与可再生能源相结合的漂浮式海上制氢平台“东福一号”，在经受了8级大风、1米高海浪、暴雨等海洋环境的考验后，连续稳定运行超过240小时，验证了由中国科学家原创的海水无淡化原位直接电解制氢原理与技术在真实海洋环境下的可行性和实用性。

8月，我国规模最大的光伏发电直接制绿氢项目——新疆库车绿氢示范项目全面建成投产，这也标志着我国绿氢工业化规模应用实现零的突破。随着配套的光伏电站实现全容量并网，该项目可以每年生产2万吨绿氢，用于替代炼油加工中使用的天然气制氢，实现现代油品加工与绿氢耦合低碳发展。

8.氢能多元化应用趋势明显

3月，国内首艘500千瓦氢燃料电池动力工作船“三峡氢舟1号”在广东中山下水。“三峡氢舟1号”采用氢燃料电池和锂电池动力系统，将用于三峡库区交通、巡查、应急等工作。其中氢燃料电池额定输出功率500千瓦，最高航速可达到28千米/小时，续航里程最高可达200千米，具有高环保性、高舒适性和低能耗、低噪音等特点。

同月，固态氢能发电并网率先在广州和昆明同时实现。固态储氢最大优点是简单高效，可以把光伏、风电等不稳定的发电量高密度存储起来。这是我国首次将光伏发电制成固态氢能应用于电力系统，对于推进可再生能源大规模制氢、加快建成新型电力系统具有重要意义。

同月，我国首款四座氢燃料内燃机飞机验证机在沈阳完成首飞。该款飞机搭载国内首款2.0升零排放增压直喷氢燃料内燃机，是我国自主研制的第一架以氢内燃机为动力的通航飞机。使用氢作为动力来源，具有热值高、无污染、资源来源广泛等优点，在降低碳排放的同时保持较高的工作效率，有助于在航空业尽早实现双碳目标。

6月，中国中车首台“宁东号”氢动力机车在山西大同交付下线，这是我国首台由内燃机车改造而来的氢动力机车，也是全球装机功率最大的氢动力机车。该机车的交付下线将成功搭建起内燃机车新能源改造升级、模块化、标准化平台，并开创新能源技术在轨道交通装备领域应用的又一新模式。

二、问题与趋势

1.以“全国一盘棋”思维统筹抽水蓄能发展

近几年在多项政策支持下，抽水蓄能产业掀起投资热潮。近日，吉林敦化塔拉河抽水蓄能电站项目获得吉林省发展和改革委员会核准，以此为标志，我国抽水蓄能已在建（核准）项目正式超过2亿千瓦。在构建新型电力系统目标下，抽水蓄能作为重要的储能方式，对电网稳定运行能发挥积极作用。但目前部分地区缺乏对抽蓄发展的系统考虑，对项目审批存在一定盲目性。另一方面，抽水蓄能加速核准、建设对电力设备制造企业的生产能力提出挑战，这些企业可能因无法按时交付订单而导致合同违约风险，亦可能因过度追求施工进度降低部分施工质量标准而导致安全隐患。落实《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，推进抽水蓄能高质量发展，需坚持“全国一盘棋”，根据当前项目纳入规划、核准开工情况，进一步深入研判抽水蓄能行业发展形势，合理统筹项目投产时间，稳步增加每年投产装机容量，避免造成产能资源浪费和巨大的沉没成本。

2.储能参与现货交易机制日臻成熟

储能参与电力现货市场，本质上是通过低价充电、高价售电来获取峰谷分时价差的收益，分时电价和充放策略决定了储能电站在电力现货市场中收益水平的高低。目前，全国只有山东、山西、甘肃、青海、广东等少数几个省份明确了独立储能参与电力现货市场的规则。2023年国家发展改革委、国家能源局一系列促进电力市场建设相关文件的出台，向储能行业传递出两个信号，一是各地将加快出台关于储能参与电力现货市场的若干政策，随着政策落地，储能的经济性将得以实现；二是随着参与电力现货市场交易的储能电站增多，储能电站的交易能力及重要性将愈发得到重视。

3.氢能全产业链加速提档升级

我国是世界上最大的制氢国，总体来看，目前我国氢能产业呈现积极发展态势，已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，预计未来10年内将形成完整的氢能产业体系。制氢方面，利用可再生能源发电后电解水制取绿氢，是我国未来的主流制氢方式，因此大力发展清洁能源、降低度电价格，以及优化电解槽技术，是我国实现规模化制氢的关键。目前，多家能源央企与新能源企业布局“风、光、储、氢”一体化项目，实现一体耦合、风光带氢、氢促风光、产融结合的深度协同。储运方面，预计未来我国氢能运输仍以高压气态长管拖车方式为主，以管道运输为辅，同时积极研发固态、深冷高压、有机液体等储运方式，形成高密度、轻量化、低成本、多元化的氢能储运体系。用氢方面，将逐步构建涵盖交通、储能、工业、建筑等领域的多元氢能应用生态。氢能将与电力协同互补，成为终端能源体系的消费主体，对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。

电网重大工程加速推进

一、政策与大事

1.输配电价改革取得新突破

5月，国家发展改革委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，在严格成本监审基础上核定第三监管周期省级电网输配电价，进一步深化输配电价改革。新文件对用户电价分类、用户电价构成、工商业电价执行方式等重要政策进行了优化与完善。本轮输配电价改革在完善输配电价监管体系、加快推动电力市场建设等方面迈出了重要步伐：一是输配电价结构更加合理，不同电压等级电价更好反映了供电成本差异，为促进电力市场交易、推动增量配电网微电网等发展创造有利条件；二是输配电价功能定位更加清晰，将原包含在输配电价中的上网环节线损和抽水蓄能容量电费单列，有利于更加及时、合理体现用户购电线损变化，清晰反映电力系统调节资源费用，进一步强化电网准许收入监管；三是激励约束机制更加健全，对负荷率较高的两部制用户的需量电价实施打折优惠，有利于引导用户合理报装容量，提升电力系统经济性。

从2015年破冰以来，连续三个监管周期，输配电价改革接续发力、不断向纵深推进。第三监管周期输配电价改革取得新突破，为进一步深化改革、全面确立现代化输配电价监管体系奠定坚实基础。

2.农村电网建设持续推进

7月4日，国家发展改革委、国家能源局、国家乡村振兴局印发《关于实施农村电网巩固提升工程的指导意见》。文件明确，到2025年，农村电网网架结构更加坚强，装备水平不断提升，数字化、智能化发展初见成效；供电能力和供电质量稳步提高，东部地区农村电网供电可靠率、综合电压合格率、户均配变容量分别不低于99.94%、99.9%、3.5千伏安，中西部和东北地区分别不低于99.85%、99.2%、2.3千伏安，各地结合实际差异化制定本区域发展目标；农村电网分布式可再生能源承载能力稳步提高，农村地区电能替代持续推进，电气化水平稳步提升，电力自主保障能力逐步提升。到2035年，基本建成安全可靠、智能开放的现代化农村电网，农村地区电力供应保障能力全面提升，城乡电力服务基本实现均等化，全面承载分布式可再生能源开发利用和就地消纳，农村地区电气化水平显著提升，电力自主保障能力大幅提高，有力支撑乡村振兴和农业农村现代化。

实施农村电网巩固提升工程有利于更好促进农村电网发展，保障农村经济社会发展和农民群众生产生活用电需求，推进城乡电力服务均等化，推动构建农村新型能源体系。

3.华中“日”字形特高压交流环网不断完善

11月26日，驻马店—武汉1000千伏特高压交流工程圆满完成，72小时试运行顺利竣工投产。该工程2022年3月开工建设，起于1000千伏特高压豫南换流变电站，止于1000千伏特高压武汉换流变电站，途经河南省驻马店市3县、信阳市4县，湖北省黄冈市红安县、武汉市新洲区，新建同塔双回1000千伏线路281千米。工程的投产，标志着华中“日”字形特高压交流环网再添新通道，为豫鄂两省度冬提供保障。

12月27日，武汉—南昌1000千伏特高压线路工程江西段全线贯通。该工程是华中特高压交流环网的重要组成部分。工程建成后，华中地区将形成“日”字形特高压主网架，有效支撑大规模绿色清洁能源的接入消纳，有效满足“十四五”期间华中地区用电增长需求，显著改善华中地区环境质量，推动华中地区能源绿色低碳转型，提升能源资源利用效率，对于优化能源配置、保障电力供应、拉动经济增长具有重要意义。

4.多条重要特高压工程开工建设

2月16日，金上—湖北±800千伏特高压直流工程开工，工程采用我国自主研发的特高压直流多端级联新技术，负责把金沙江上游水电机组群电量输送到华中地区，是我国首个进入川藏高原腹地的特高压工程，也是目前世界上海拔最高的特高压直流输电工程。工程额定电压±800千伏、额定容量800万千瓦，直流线路全长1901千米，途经西藏、四川、重庆、湖北4省（自治区、直辖市），建成后每年可向华中输送电量近400亿千瓦时，相当于湖北省全年用电量的六分之一。该工程能够更好实现全国电力电量的余缺互济、时空互补，促进川藏地区富余水电在更大范围内优化配置，有效提升华中、西南电网的保供电能力，满足华中地区电力负荷增长和经济发展需求。工程计划2025年6月建成投运。

8月1日，陇东—山东±800千伏特高压直流输电工程开工。工程是我国首个“风光火储一体化”大型综合能源基地外送项目，线路全长927千米。“陇电入鲁”工程是国家“十四五”规划纲要和黄河流域生态保护和高质量发展规划确定实施的重大工程之一。工程建成后，每年可将360亿千瓦时以上电量从甘肃输送到山东，促进甘肃资源优势转化和大范围优化配置，对落实国家能源安全新战略、满足甘肃陇东地区大型综合能源基地电力送出需要、提升山东省电力安全保障能力、促进陇东革命老区及黄河流域高质量发展至关重要。

6月11日，宁夏—湖南±800千伏特高压直流工程开工。该工程是中国首条“沙戈荒”基地外送电的特高压直流工程，跨越宁夏、甘肃、陕西、重庆、湖北、湖南6省（区、市），线路长1619千米，额定电压800千伏，输送容量为800万千瓦，预计2025年6月送电。这是我国首条以开发沙漠光伏大基地、输送新能源为主的特高压输电通道，是推动新型电力系统建设和新能源供给消纳体系建设，也是推动“沙戈荒”基地风电、光伏发电大规模开发，加快新型能源体系建设的国家示范工程。工程建成后，每年将为湖南增加360亿~400亿千瓦时用电量，工程既能缓解湖南电力供需紧平衡，也将大幅带动宁夏新能源就地消纳和新能源大范围优化配置，为促进宁湘两地经济社会高质量发展提供有力支撑。

8月8日，哈密至重庆特高压直流工程开工，标志着“疆电入渝”从构想变成现实。哈密—重庆±800千伏特高压直流输电工程是国家“十四五”发展规划确定的102项重大工程之一，是“疆电入渝”工程的重要组成部分，也是“疆电外送”直流第三条通道。该工程起于新疆哈密，止于重庆市渝北区，动态投资286亿元，线路全长约2290千米。哈重特高压工程可使重庆电网外受电能力提升近八成，有效增强重庆电网供电保障能力，大幅提升省间电力互济能力，显著优化重庆能源结构。

5.福州—厦门、张北—胜利特高压建设取得阶段性成果

福州—厦门1000千伏特高压交流工程投运。12月16日，福州—厦门1000千伏特高压交流工程正式投运。该工程是提升福建电网北电南送能力的重点工程。工程起于福州闽侯的1000千伏榕城变电站，止于漳州的1000千伏长泰变电站，新建双回1000千伏输电线路238千米，铁塔832基。针对工程沿线山地占90%，交通运输、施工难度大的特点，工程全过程推广应用机械化设备及智能化技术，在铁塔组立阶段100%应用落地抱杆、流动式起重机方式组塔，这在我国特高压工程建设中尚属首次。福州—厦门1000千伏特高压交流工程是国家能源局“十四五”规划建设的重点工程，也是福建省第二条特高压线路工程。工程投运后，将进一步完善福建电网主网架结构，提升华东特高压交流主网架支撑能力，保障福建北部清洁电能外送和南部负荷中心受电，支撑闽粤联网工程运行。

11月20日，张北—胜利双回1000千伏线路工程（冀北段）全线贯通，成为全线5个标段中率先贯通的标段，为工程按期投运奠定了坚实基础。张北—胜利特高压交流工程是国家“十四五”电力发展规划重点项目，也是国家电网公司“三交九直”特高压工程中首个获得国家发改委核准的工程。工程全面投运后，锡林郭勒盟将形成“两交一直”特高压电力外送格局，每年可向京、津、冀、鲁、苏等地送电约700亿千瓦时，为锡林郭勒盟、张家口市的风、光、火电外送进一步创造条件，进一步增强京津冀地区电力供应保障能力，助力解决当前可再生能源开发和消纳不平衡问题，满足锡盟、张北新能源基地外送需要和京津冀地区负荷增长需求，从而持续优化华北电网结构，提升区域电力保供能力和安全稳定供电水平。

6.电网公司大力支持充电基础设施建设

国家电网有限公司全面贯彻落实国家发展新能源汽车决策部署，“强基础、优服务”，加强配电网建设改造，持续优化充电设施报装服务，积极开展充电服务平台建设，支撑各类充电设施高效便捷接入，为全球规模最大的充电基础设施体系提供了有力保障。国家电网是最先开始充换电设施建设的电网企业。目前国家电网建设的充电桩已经覆盖27个省，273个城市，国家电网建设的车联网平台已经接入的充电运营商超过1700家，用户超过1900万，可结算的充电桩已经突破40万个。

南方电网加大充电设施投资力度，加快城乡充电设施一体化布局。“十四五”期间，南方电网公司计划投资100亿元，新增充电桩14万支。到2023年，广东、广西、海南、贵州、云南等南方五省份实现充电基础设施乡镇全覆盖，乡镇充电平均服务半径缩短至20多千米。

7.华北、东北、西北电网首次开展同时错峰互济

8月11—14日，国家电网有限公司华北、东北、西北分部通过调整银东、鲁固两大跨区直流送电电力曲线，置换华北、东北、西北电网早峰跨区最大错峰电力20万千瓦，华北、东北、西北电网首次开展同时错峰互济。华北、东北、西北地区地理位置跨度大，日出和日落最大时差为2.5小时，华北、东北、西北电网均为新能源高占比的区域电网，负荷曲线和光伏发电曲线存在错峰。华北电网和东北、西北电网通过多条跨区直流相连，与东北、西北电网电力交换能力强，具备开展错峰互济的基础。

国网华北、东北、西北分部认真分析和评估本次华北、东北、西北电网同时错峰互济的开展情况及效果，将探索建立适应更长周期、更大范围的跨区域电力互济机制，做好电力保供，推动能源转型。

8.首个“源网荷储”微电网示范项目并网通电

1月5日，内蒙古自治区阿拉善供电公司额济纳旗“源网荷储”微电网示范项目初步实现并网通电。项目共投资1.25亿元，历时112天，新建储能电站1座。设备运行后，结束了额济纳旗单电源17年供电的历史。

“源网荷储”是一种包含“电源、电网、负荷、储能”整体解决方案的新型电力系统运行模式，可精确控制用电负荷和储能资源，解决清洁能源消纳及其产生的电网波动性等问题。该项目是内蒙古电力集团首个“源网荷储”微电网示范项目，也是国内首个具备独立运行能力、低短路容量、泛电压等级、广覆盖范围的源网荷储一体化坚强区域电网建设项目。项目建成后，可与10千伏电网双回并联运行，实现“风、光、柴、储”联合运行，既能并网又能离网运行，形成电网之间的互相备用，能有效解决偏远地区电网供电可靠性低的问题。

9.首个分布式智能电网示范区建设启动

2月13日，中国电力科学研究院、国网安徽电力经济技术研究院、天地电研（北京）科技有限公司联合安徽金寨县供电公司，共同完成安徽金寨县分布式智能电网示范区一期工程的现场勘察、设计等工作。这也标志着国内首个分布式智能电网示范区建设正式启动。

金寨县分布式智能电网示范区选定于金寨县大湾村10千伏马鬃岭04线路，供电范围内分布式光伏总装机容量2260千瓦，3个小型水电站总装机容量1280千瓦，新能源装机渗透率超过170%。金寨县分布式智能电网示范区一期工程计划于2023年12月底前完成施工建设。该工程实施后将实现示范区能源网络互联互通，提高示范区能源利用效率和供电可靠率。

10.首个区域级虚拟电厂投入运行

7月，南方电网公司分布式源荷聚合服务平台在广东广州、广东深圳、广西柳州三地同步开展虚拟电厂多功能联合调控，在多省区同步实现了调频、直控等快速响应，标志着我国首个区域级虚拟电厂投入运行。

以往虚拟电厂受响应速度、市场机制、资源种类等因素影响，功能品种相对单一，此次区域级虚拟电厂实现大范围、多资源参与直控型需求响应、车网互动调节、二次调频辅助服务等新突破，直控资源在30秒内“闻令而动”，响应能力已基本接近实体电厂，同时还面向用户提供数字代维、智慧能管、市场交易等用能服务。目前，该平台已聚合广东、广西区域内新型储能、电动汽车充换电设施、分布式光伏、非生产性空调、风光储充微电网等各类分布式资源，聚合分布式资源规模10751兆瓦，其中可调节能力1532兆瓦，相当于投产7座220千伏变电站。

二、问题与趋势

1.高比例新能源的接入给电网乃至整个电力系统的稳定安全带来考验

大力发展新能源是我国践行“双碳”目标，着力构建清洁低碳安全高效能源体系的重要途径。然而，电网平稳调度、供需动态平衡，与新能源发电的随机性、间歇性等特性存在较大冲突。大容量、高比例新能源接入会造成系统输出功率随机波动，进而加剧电网调峰调频负担，给电网稳定安全运行带来威胁。随着新型电力系统建设的推进，电网及整个电力系统的稳定运行面临多方面挑战：一是电源结构向大规模可再生能源发电为主转变，保障电力安全可靠供应面临新挑战；二是电网形态向多元双向混合层次结构网络转变，系统稳定控制的复杂程度不断提升；三是负荷特性向柔性、产消型转变，负荷精准控制要求更高；四是技术基础向支撑机电、电力电子混合系统转变，系统稳定基础理论需要突破；五是运行特性向源网荷储多元协同互动转变，系统稳定平衡的广度深度持续增加。

2.电网企业全力推进新型电力系统建设

为适应高占比新能源发展需要，电网企业正全力推进新型电力系统建设。第一，完善骨干框架，提高输电能力，做好大规模新能源接入和大范围配置新能源工作。电网企业不断推进技术升级，持续加快先进输电技术发展，更好支撑大规模新能源并网和集中外送，提升区域协调互济能力。第二，推进电网数字化智能化转型。重视推动区块链、云计算、人工智能等数字技术与输电技术深度融合，促进广泛互联互通和全局协同计算，更好保障电力系统的安全稳定供应。第三，加速多元化储能技术改进和储能多应用场景、多形式配置发展，突破相关技术及成本制约，提升电力系统调节能力。第四，在提升电力需求侧响应能力方面，加快虚拟电厂等相关技术发展应用，支撑电力供需双侧智能互动和协同发展。

3.车网互动助力提升电网调峰能力

车网互动是电动汽车通过充电桩与电网进行能量和信息的互动，按能量流向分为有序充电和双向充放电。车网互动可以释放电动汽车作为灵活性资源的潜力，能够有效提升电网调峰能力、促进高比例可再生能源消纳、提升电动汽车用户经济收益，日益受到各方重视。无论是政府部门还是相关企业，都在积极行动。7月21日，国家发展改革委等部门印发的《关于促进汽车消费的若干措施》中明确提出，引导用户广泛参与智能有序充电和车网互动，鼓励开展新能源汽车与电网互动应用试点示范工作。未来，要实现车网互动的规模化应用，不仅需要升级现有电动汽车、电池和充电桩产品功能，还需要调整相关电力并网运行和电力市场机制，以及制定配套政策法规和技术标准予以保障，在此过程中，规模、模式、技术、标准和政策等是需要解决的主要问题。据悉，国家将出台进一步推进车网互动的政策性文件。聚焦车网互动的关键问题，着力培育产业生态圈，建立可持续的发展模式，车网互动前景可期、前途光明。

清洁能源发展亮点纷呈

一、政策与大事

1.可再生能源装机全国占比首次过半

国家能源局公布数据显示，2023年，我国可再生能源成为保障电力供应新力量，总装机于年内连续突破13亿、14亿大关，达到14.5亿千瓦，占全国发电总装机比重超50%，历史性超过火电装机。

近年来，我国持续推动能源结构绿色转型，积极引导风电、光伏发电等清洁能源发展不断实现新突破，扎实有序推进新能源基地、大型风电光伏基地建设，清洁电力供应日益稳定。从国际看，我国水电、风电、光伏发电累计装机规模已多年稳居世界首位。从国内看，全国风光总装机突破10亿千瓦，在电力新增装机中的主体地位更加巩固。风电光伏发电量已超过同期城乡居民生活用电量，占全社会用电量比重突破15%。

2.大型清洁能源项目建设有序推进

2023年以来，203个水电相关项目被列入年度省级重点项目行列，尤其是雅砻江牙根一级、金沙江昌波等一批大型水电项目的核准开工，为保障我国能源安全稳定供应奠定重要基础。

山东荣成石岛湾高温气冷堆核电站、华能石岛湾高温气冷堆核电站正式投入商业运行，广东、海南、福建等地在建核电项目全面推进，我国在第四代核电技术研发和应用领域达到世界领先水平。

雅砻江柯拉一期光伏电站并网发电，首次将全球水光互补规模提升到百万千瓦级，全球首台16兆瓦海上风电机组在福建海上风电场顺利完成并网发电，成为全球范围内单机容量最大、叶轮直径最大、单位兆瓦重量最轻的风电机组。

截至11月底，我国第一批大型风电光伏基地已建成并网4516万千瓦，第二批、第三批已核准超过5000万千瓦，正在陆续开工建设，为推动我国风电光伏行业实现高质量跃升发展作出积极贡献。

3.全国清洁能源消纳利用情况持续向好

2023年前三季度，全国风电、光伏发电量达1.07万亿千瓦时，同比增长22.3%，超过了同期城乡居民生活用电量。2023年1—10月，全国规模以上水电发电量9805亿千瓦时、风电发电量6968亿千瓦时、光伏发电量4898亿千瓦时、核电发电量3587.3亿千瓦时，发电量稳步提升。

7月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合发布《关于2023年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，对全国各省、自治区、直辖市2023年可再生能源电力消纳责任权重设定了约束性指标，同时对各省、自治区、直辖市2024年可再生能源电力消纳责任权重设立了预期目标。2019年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，决定对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，可再生能源电力消纳保障机制正式建立。历经多次完善，当前，可再生能源电力消纳保障机制已成为我国健全消纳保障、推动可再生能源健康有序发展的重要方式。

4.绿证核发基本实现可再生能源项目全覆盖

8月，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作　促进可再生能源电力消费的通知》。《通知》围绕进一步激活绿证交易市场、扩大绿证交易规模，明确了绿证交易平台、交易方式、交易收益等方面的具体要求。其中，在绿证核发范围方面，从陆上风电和集中式光伏发电项目扩展到全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量，基本实现了可再生能源发电项目的全面覆盖，对于进一步激活绿证交易市场、扩大绿证交易规模具有积极影响。

2017年起，绿色电力证书开始在我国试行，用户可通过购买绿证作为消费绿电的凭证，当时主要用于替代国家财政对于风电、光伏发电项目的直接补贴，缓解财政压力。2020年，绿证成为完成可再生能源电力消纳责任权重目标的消纳凭证。2021年，绿电交易开始在电力交易机构开展，并作为“后补贴”时代对风电、光伏发电等非水可再生能源发电企业财政补贴的补位，重要性持续提升。《通知》的印发确定了绿证对可再生能源项目的全覆盖，有助于激发绿色电力消费潜力、扩大绿色电力消费需求，是我国优化“能耗双控”考核、进一步深化“双碳”工作的重要一步。预计2023年全年核发绿证约1.76亿个，绿电交易电量累计达到约611亿千瓦时，分别是2022年的7.8倍和10.5倍。

5.国家能源局整治新能源及抽水蓄能领域不当市场干预行为

10月，国家能源局综合司发布的《开展新能源及抽水蓄能开发领域不当市场干预行为专项整治工作方案》明确，聚焦2023年1月1日以来各地方组织实施的风电、光伏和抽水蓄能开发项目，核查项目在签订开发意向协议、编制项目投资市场化配置方案、组织实施市场化配置项目开发过程、项目开发建设全过程中存在的不当市场干预行为。

本次专项整治，分为地方自查自纠、落实整改要求、健全长效机制三个阶段，旨在解除新能源及抽水蓄能开发领域各种形式的地方保护和市场分割，清理影响生产经营成本和生产经营行为等妨碍统一市场和公平竞争的各种做法，加快形成一批务实管用的常态化长效化机制，营造规范高效、公平竞争、充分开放的市场开发环境。此次启动的专项整治行动，也得到了福建、贵州、山西、吉林、宁夏等多地积极响应，各地迅速印发行动方案，启动专项整治相关工作。多年来，我国新能源制造行业深耕技术研发，推动光伏、风电等新能源产业制造成本持续下行。此次专项整治的启动，不仅有利于进一步加快国内新能源行业的开发、建设，更会对我国新能源行业提高全球市场竞争力、加快走进国际市场发挥积极作用。

6.风光废弃物循环利用体系建设步伐加快

2023年以来，国家能源局等部门陆续发布一系列促进退役风电、光伏项目迭代更新的政策文件，加快推动风电、光伏发电行业发展方式绿色转型。6月，国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》表示，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，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。7月，国家发展改革委、国家能源局等六部门联合发布《关于促进退役风电、光伏设备循环利用的指导意见》要求，到2025年，集中式风电场、光伏发电站退役设备处理责任机制基本建立，退役风电、光伏设备循环利用相关标准规范进一步完善，资源循环利用关键技术取得突破；到2030年，风电、光伏设备全流程循环利用技术体系基本成熟，资源循环利用模式更加健全，资源循环利用能力与退役规模有效匹配，标准规范更加完善，风电、光伏产业资源循环利用水平显著提升，形成一批退役风电、光伏设备循环利用产业集聚区，为新能源行业废弃物循环利用体系建立指明方向。

伴随我国新能源产业快速发展，风电、光伏等新能源行业装机规模快速提升的同时，也让退役设备处理问题日益凸显。尽管我国在风电、光伏退役设备处理方面已开展过多种类型的探索，但仍未形成相对成熟的商业市场或发展体系，无法满足规模化应用需求。作为新型固体废弃物的一部分，退役风电设备中包含铜、钢、水泥、碳纤维等材料，退役光伏设备中则具有较高资源价值，包含玻璃、铝材、半导体材料及1%的贵金属。如果能对其中的再生资源进行有效利用，就能大大降低不规范利用处置带来的土地占用和环境风险，闭合风电、光伏产业链绿色低碳循环发展的最后一环。

7.分布式光伏发展需以电网“可承载”为基础

6月，国家能源局综合司发布《关于印发开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》，选择山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个试点省份，每个省选取5~10个试点县（市）开展为期1年的试点工作。近年来，伴随我国分布式光伏的快速发展，在其带动行业规模持续扩大的同时，也让不少地方电网暴露出了调节能力不足、反送功率受限、电压偏差过大等问题，加大电网安全运行风险。为保障电网安全有序运行，此次，国家能源局针对分布式光伏接入电网承载力开展评估、提升，并提出了以电网企业为主体按年度组织开展接网承载力及提升措施研究分析、省级能源主管部门组织电网企业公布评估结果并做好接网工作、国家能源局组织第三方咨询机构开展抽查评估及组织完善评估办法、地方指导及监管工作五项工作要求，以促进分布式光伏健康有序发展。

《通知》发布后，得到了6个试点省份及河北、江苏、湖南等多个地区的积极响应，地方性加强分布式光伏管理方面的相关文件陆续出台，并纷纷将工作重点放在了加强分布式光伏项目的备案管理、消纳限制新增、配置储能和10千伏以上参与调度调峰及市场交易四个方面，以控制地区分布式光伏的增长速度，提升地区清洁能源消纳空间，引导分布式光伏高质量发展。10月26日，河南省分布式光伏承载力与可开放容量发布平台已通过专家验收正式上线运行。据了解，依托这一平台，可科学高效开展全省各地分布式光伏承载力评估和可接入容量测算发布，破解信息不对称导致的电力供需失衡，为行业健康有序发展提供更多保障。

8.我国户用分布式光伏装机突破1亿千瓦

国家能源局公布数据显示，截至2023年9月底，全国户用分布式光伏累计装机容量突破1亿千瓦，达10499.7万千瓦。2023年1—9月，全国户用分布式光伏新增并网容量3297.7万千瓦，超过同期光伏发电新增总容量的四分之一，约合2022年全国户用分布式光伏年度新增装机的1.3倍，增长速度亮眼。其中，山东、河南、河北户用分布式光伏累计装机居全国前三位，装机容量分别为2448万千瓦、2084万千瓦、1666万千瓦，合计6198万千瓦，约占全国的60%，是我国户用光伏增长的主要力量。

得益于国家政策的有力支撑，近年来，我国户用分布式光伏发展速度持续加快。尤其是国家能源局启动的“整县推进”“千家万户沐光行动”等，推动户用分布式光伏经济性不断增强、商业模式不断创新、开发规模屡创新高，实现了大规模跨越式发展。同时，户用分布式光伏项目主要位于农村地区，与乡村振兴战略相结合，在保障电力安全可靠供应、推动能源绿色转型发展、带动农民增收就业等方面发挥了重要作用，取得积极成效。目前，我国农村地区户用分布式光伏累计安装户数已超过500万户，带动有效投资超过5000亿元。据有关机构预测，我国农村地区可安装光伏屋顶面积合计约273亿平方米，覆盖农户超8000万户，仍存巨大开发潜力。

9.我国首次实现核能供热跨地级市发展

11月25日，我国首个跨地级市核能供热工程——国家电投“暖核一号”三期核能供热项目正式投运。“暖核一号”一期工程于2019年建成，是我国首个核能供热工程。2021年，二期项目投运，使海阳成为我国首个“零碳”供暖城市。2023年三期项目的建成投运，首次实现了核能供热的跨地级市发展，更使我国核能商用供热实现了从无到有、从园区级到县域级再到跨区域的接续突破。

统计数据显示，自投运以来，“暖核一号”已累计新建核能供热主管网83千米、一级换热站11个，完成投资近40亿元，累计提供零碳热量456万吉焦，替代原煤消耗39万吨，减排二氧化碳72万吨，为我国实现能源消费绿色转型作出积极贡献。

二、问题与趋势

1.清洁能源市场前景、发展潜力广阔

未来一段时间，我国清洁能源发展仍然会得到国家政策的持续支持，市场前景和发展潜力广阔。

水电行业多点发力争取规模、质量双提升。2023年以来，“十四五”期间开工建设的多个大规模水电站建设进入关键节点，抽水蓄能电站项目建设持续加快，有望进一步加速清洁能源基地开发，实现水电装机规模的快速提升。同时，从年初的2023年农村水利水电工作会议，到11月召开的绿色小水电示范电站现场会，国家相关部门推动小水电绿色转型的力度持续增强，在逐步构建小水电绿色循环发展体系的同时，有望拉动水电行业发展步伐不断加快，并为我国能源安全供应提供更多保障。

光伏发电国内国际两个市场机遇与挑战并存。在国内市场，在装机规模持续呈现快速增长态势的情况下，产能的阶段性供大于求将加剧市场竞争，驱动行业进入周期性调整阶段。在国际市场，一方面，印度、美国两大海外市场为扶持本土企业发展频频采取关税制约、产品扣留等措施，贸易摩擦频繁，隆基绿能、天合光能、晶科能源等多个环节的龙头企业海外发展受到不利影响。另一方面，中美两国就《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会达成的积极成果，有助于减少贸易壁垒，助力中国光伏企业重新打开美国光伏供应市场，有效扩大海外市场空间。

风电行业在政策支撑下迎来发展高峰期。一方面，“十四五”新能源基地及大型风光基地建设有序推进，有望支持风电行业实现装机量稳定增长；另一方面，得益于2023年出台的多项支持政策，我国陆上风电和海上风电在未来几年内均会迎来一个小的发展高峰期。其中，陆上风电在《风电场改造升级和退役管理办法》的驱动下，“以大代小、以优代劣”，为我国风电行业打开了退役换新市场，也为风电设备制造企业打开巨大增量市场。由于海上风电竞配、核准、开工周期相对较长，多省“十四五”海上风电项目在2023年三季度陆续开工建设，根据各地公布的“十四五”规划目标，到2025年我国海上风电新增装机规模有望超过25吉瓦。

核电机组陆续开工驱动行业进入发展繁盛期。自2019年我国重新启动核电项目核准以来，截至目前，我国已有17台核电机组陆续开工建设。一般来看，核电站的设备进场周期大概在三年，从核准到建成的完整建设周期一般为56~60个月，投资额约200亿元。业内预计，我国核电全产业链有望迎来一段时长近五年的发展繁荣期，并加速推进相关核心设备的国产化进程。

2.市场交易机制日渐完善凸显清洁能源绿色价值

2023年以来，我国加快完善新能源电价形成机制，显著扩大风电、光伏发电等清洁能源消纳能力，支持清洁能源项目绿色价值有效兑现。

绿电交易体系完善，激发社会绿电消费潜力。伴随全国统一电力市场政策体系的日益完善，我国绿色电力交易、绿色电力证书等市场化交易品种不断增多，绿电交易更加规范有力，有益于通过市场化方式培养社会绿色电力消费习惯，在短期内不断提升消费者为绿色产品支付环境溢价成本的意愿，保障清洁能源行业实现健康有序发展。

碳市场日渐完善，进一步丰富可再生能源电力市场交易格局。自全国碳排放权交易市场第二个履约周期全面启动，企业减排意识和能力明显增强，充分展现了碳价的市场属性。业内认为，伴随未来“双碳”工作的持续推进，我国碳市场交易的活跃度有望进一步提升，并驱动碳价进入持续上升通道，更好地兑现清洁能源项目的环境溢价，支撑风电、光伏相关企业盈利能力显著提升。

3.“后补贴时代”风光企业亟待全面提升

进入平价上网阶段后，风电、光伏发电行业降本增效压力持续增大，市场竞争日益加剧。相关企业为抢占市场份额，需要从技术研发、管理能力等多方面入手，提升企业综合竞争能力，跨越行业发展周期。

从短期来看，目前，风电、光伏发电行业已陆续进入市场洗牌阶段。风电行业在风电整机厂商价格战愈演愈烈的情况下，市场价格屡创历史新低，企业盈利水平持续下滑。光伏发电行业受技术迭代影响，低端产能严重过剩，愈演愈烈的同质化竞争拉低产品价格，市场显露无序竞争苗头，企业同样面临盈利空间大幅缩减的经营困境。在这一阶段，如何提升自身市场开拓能力和成本控制力，已成为风光企业必须谨慎思考的问题。

从长期来看，技术研发仍是行业发展的主要课题。随着风电行业呈现的大型化、深远海发展趋势愈发明显，企业面临的不仅是单机规模、零部件尺寸的变化，更要加快实现双馈发电机、主轴轴承等关键零部件的国产化替代，解决实现行业跨越式发展的“卡脖子”问题。对于光伏发电行业来说，技术迭代形成的激烈市场竞争环境，使“马太效应”日益加剧，企业不仅需要全面提升管理能力，更要在技术革新上持续投入，寻求新的发展机会，增加弯道超车可能性。

煤电更好发挥基础性支撑调节作用

一、政策与大事

1.强化煤电保供稳价作用

2023年以来，国务院常务会议多次谈及煤电，国家发展改革委、国家能源局多次强调煤电对于能源电力安全稳定供应的重要性。

7月14日国务院常务会议指出，要强化煤电保供稳价，落实好电价、财税、金融等煤电企业纾困支持政策，加强电煤中长期合同履约监管。要压实全链条保供责任，煤电油气运保障工作部际协调机制要加大分类指导和政策协同力度，各地区要严格落实属地管理责任，能源企业要积极履行保供主体责任，全力保障民生和经济社会发展用能用电需求。

11月9日召开的今冬明春保暖保供工作电视电话会议要求，要充分发挥储备资源调节作用，进一步做好储煤基地存煤工作，盯住存煤偏低电厂抓紧提高存煤量，扎实做好天然气储备工作。严格抓好能源中长期合同签约履约，确保供应稳定、价格平稳。优先保障居民生活用能，完善应对极寒天气和突发事件影响工作方案，加强“煤改气”“煤改电”用户能源供应保障，做好受灾地区群众的保暖保供工作。

国家发展改革委11月份新闻发布会上提出“推动地方和电力企业持续做好发电机组用煤供应，严控机组非计划停运和出力受阻规模，推动各类发电机组应发尽发，确保重点时段、重点地区能源电力安全可靠供应”“组织做好2024年电煤、电力中长期合同签订，加强履约监管，切实做好保供稳价各项工作”等内容，高度重视煤电对于能源电力安全稳定供应的重要性。

2.煤电兜底保障作用进一步彰显

7月26日，国新办举行国务院政策例行吹风会，介绍迎峰度夏能源电力安全保供有关情况。从4月开始，国家发展改革委就会同煤电油气运保障工作部际协调机制各成员单位，提前谋划安排各项保供工作。积极提升电煤库存和稳定煤电出力。组织签订电煤中长期合同实现发电用煤全覆盖，持续抓好合同履约，度夏期间统调电厂存煤保持在接近2亿吨的高位水平。强化煤电机组运行管控，电厂存煤和出力均达历史同期最高水平。

据国家能源局统计数据，2023年电力投资呈现快速增长趋势，非化石能源发电投资占电源投资比重接近九成，在此背景下，截至11月底全国火电投资835亿元，同比增长了13.3%。截至2023年11月底，全国累计发电装机容量约28.5亿千瓦，同比增长13.6%；其中，火电13.8亿千瓦，同比增长4.3%，占总发电装机容量的比重为48%。1—11月，全国规模以上工业发电8.07万亿千瓦时，同比增长4.8%。11月发电7310亿千瓦时，增长8.4%。其中火电发电量同比增长6.3%，增速比10月份加快2.3个百分点。全国发电设备累计平均利用3282小时，比上年同期减少94小时。其中，火电4040小时，比上年同期增加61小时。

3.煤电迎来“两部制”电价政策

为适应新能源占比不断提高的新型电力系统建设，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，2023年11月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起，在全国建立煤电容量电价机制。煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024—2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。

随着我国电力市场快速推进，电量电价通过市场化方式形成，而容量电价体现了煤电对电力系统的支撑调节价值。实施煤电容量电价，从电价结构角度，定义了电力商品的不同价值。煤电容量电价是适应新能源快速发展、实现我国能源绿色低碳转型的现实需要。作为调整电价结构的关键一步，煤电容量电价的实施有利于稳定投资者预期，保障我国电力系统中有充裕的有效容量，从而确保电力安全稳定供应。

4.煤电机组“三改联动”进一步推进

根据国家发展改革委统计数据，截至2023年8月，全国已累计完成煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造超过5.2亿千瓦。2023年7月，中电联公布的《2023年煤电机组节能降碳、灵活性、供热改造“三改联动”技术改造示范案例名单》显示，五大发电集团55项煤电厂“三改联动”案例入选，为煤电行业树立了技术水平成熟、综合效益突出、具有示范意义的典范，加快推动煤电行业高质量发展。

各省“三改联动”各不相同进展。据山西省电力行业协会介绍，山西省煤电“三改联动”任务较为繁重，从2019年开始启动煤电机组灵活性改造，2022年开始推进“三改联动”，第一批确定36家企业的95台机组作为2022—2023年的改造项目。目前改造工作正在有序推进，截至2023年4月底，已有21个企业的55台机组完成“三改联动”。湖南省2022年“三改联动”年度目标为节能降碳改造569万千瓦、灵活性改造554万千瓦、供热改造665万千瓦，该省当年实际改造装机容量分别为年度目标的132%、112%和118%，全部超额完成目标。另有数据显示，《湖南省“十四五”煤电机组改造升级实施方案》提出的节能降碳改造、灵活性改造、供热改造目标分别占2020年前投产在运的1945万千瓦煤电机组的69%、49%和49%。东北地区的“三改联动”主要通过安装电锅炉和切缸来实现。在电锅炉方面，截至2023年6月，吉林电锅炉装机容量约占总装机容量的8%，黑龙江约占4%，辽宁约9%。在切缸改造方面，吉林和黑龙江的机组改造较多。

大型机组“三改联动”亦有新的关键进展。世界最大火电厂——大唐托克托发电公司积极推进“三改联动”，完成9台机组深度调峰改造，1-8号机组可深调至20%；对4台60万千瓦空冷机组实施供热改造，改造完成后，供热能力将增至5300万平方米。2023年11月8日，国能台山电厂2号机组升参数改造后性能试验结果显示，机组供电煤耗由314.52克/千瓦时降至288.58克/千瓦时，机组各参数指标正常，标志着国内首台600兆瓦亚临界湿冷机组升参数提效改造技术研究与工程示范项目圆满成功。2023年3月9日，国家能源集团江苏泰州公司2号机组“三改联动”+控制系统“三化”改造项目完成后首次性能考核试验结果出炉，机组综合供电煤耗较改造前下降14.46克/千瓦时，1000兆瓦纯凝工况下高压缸、中压缸缸效分别提高7.27和2.08个百分点，目前机组保持连续安全稳定运行，整体能效处于同类型一次再热机组先进水平。该项目是国内首批百万千瓦机组汽轮机通流改造项目，也是行业内首个同时完成“三改联动”和控制系统“三化”改造项目。

5.煤电机组降碳转型取得积极进展

煤电CCUS项目取得积极进展。6月2日，国家能源集团江苏泰州电厂50万吨/年CCUS项目正式投产，成为亚洲目前捕集规模最大、综合指标最优、消纳利用最全的煤电CCUS项目，也创造了电效率最高、煤耗指标最低、环保指标最优三项“世界之最”。8月，克拉玛依中国石油新疆油田分公司2*66万千瓦煤电+可再生能源+百万吨级CCUS一体化示范项目获得核准批复。该项目的建设规模为新建2*66万千瓦超超临界间接空冷燃煤机组，总投资57.48亿元；200万吨/年CCUS项目（二氧化碳捕集系统）依托2*66万千瓦煤电项目建设，总投资14.64亿元。项目将打造全国规模最大的从煤电烟气碳捕集到油田利用与封存全产业链示范项目，为克拉玛依石油石化产业实施大规模可再生能源替代提供调峰能力，为北疆区域电网安全运行提供可靠电源支撑。

煤电掺氨实现火电行业低碳燃烧技术突破。火电机组掺氨或纯氨燃烧是发电领域碳减排的重要技术方向，我国燃煤锅炉目前掺氨燃烧研究进展世界领先。4月，全国首例大型煤电机组大比例掺氨燃烧工程示范取得成功。在皖能铜陵发电有限公司300兆瓦燃煤机组的大比例掺氨燃烧试验中，实现了最高掺氨35%的平稳运行，最大掺氨量大于每小时21吨，氨燃尽率达到99.99%。这标志着我国燃煤机组通过掺氨实现清洁高效燃烧技术进入工业应用阶段，为煤电机组节能减排、绿色低碳发展开辟了一条切实可行的路径，对加快构建清洁低碳安全高效的能源体系具有重要意义。11月，在中国神华广东台山电厂600兆瓦燃煤发电机组上成功实施煤炭掺氨燃烧试验。该机组是当前国内外完成掺氨燃烧试验验证的容量最大的机组。目前，600兆瓦及以上容量机组是我国火电装机的主力机型，占比达60%以上，探索600兆瓦燃煤发电机组掺氨燃烧技术，对降低二氧化碳排放具有重要意义。

二、问题与趋势

1.煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型

煤电在未来相当长一段时间内仍是我国电力供应的重要支撑，为实现“双碳”目标，保障电力系统稳定运行，需加快煤电清洁低碳化发展和灵活调节能力提升。

2023年6月，国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》指出，煤电作为电力安全保障的“压舱石”，向基础保障性和系统调节性电源并重转型。2030年前煤电装机和发电量仍将适度增长，并重点围绕送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局。在“双碳”目标背景下，煤电机组通过节能降碳改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”，实现向清洁、高效、灵活转型。2030年至2045年，依托燃煤耦合生物质发电、CCUS和提质降碳燃烧等清洁低碳技术的创新突破，加快煤电清洁低碳转型步伐。2045年至2060年，煤电等传统电源转型为系统调节性电源，提供应急保障和备用容量，支撑电网安全稳定运行。

2.“煤电+”耦合发电渐成煤电转型新思路

“煤电+储能”的耦合发电方式，将常规电源变为宽域调节电源，实现调节型电源的转变，提升火电机组涉网性能。目前，全国已有12个省份在相关政策中涉及了鼓励火电配储发展的内容，主要鼓励参与电力辅助服务市场。据中电联数据，截至2022年底，火电配储电站累计投运49座、装机77万千瓦/64万千瓦时，累计投运总能量同比增长23.2%。其中广东、山东、江苏、山西的火电配储装机较高，占总能量的88.87%。“煤电+CCUS”同样被寄予厚望。《中国碳捕集利用与封存年度报告（2023）》指出，至2022年底，我国已投用的煤电CCUS项目（含CCS项目）13个，总捕集能力约60万吨/年。“煤电+CCUS”项目在小场景得到应用，整体稳步推进，但是总捕集能力低、项目运营成本高、产品应用场景窄等问题依然存在，仍需继续攻关。此外，燃煤机组掺烧生物质燃料也被重新考虑，但是由于政策支持力度小，国内煤价下跌将使得电厂掺烧生物质既费力又赔钱，后续此模式的接受和扩展程度还需要关注。根据《新型电力系统发展蓝皮书》的描绘，煤电长期发展的方式将发生改变，未来要根据相应的场景，发展风光水火储一体化项目、煤电联营、港电一体化等项目，实现多能互补，“煤电+”的新发展方式值得去探讨和实践。

3.煤电企业经营状况有待进一步改善

近年来，受煤炭价格高企等多重因素影响，煤电企业出现较大亏损。2023年以来，电煤价格震荡下行，加之燃煤发电机组市场交易电价有所上浮，火电企业亏损情况有所缓解，但电煤价格、天然气价格总体仍处于相对高位，且电价尚未完全覆盖发电成本，火电企业尚未整体实现扭亏为盈。伴随新能源装机的持续扩张，煤电机组容量利用率或将不断下降，导致收益率下滑。此外，受负荷率和发电量下降、辅助服务补偿不到位、投资收益难以保障等因素影响，煤电机组实施“三改联动”动力不足，不利于煤电灵活性资源潜力挖掘和创新，制约行业发展。

容量电价政策有利于维持煤电企业稳定运营，有序引导发电容量投资，为煤电转变为经济发展模式提供有利条件。业界认为，该政策的出台有望解决煤电低利用率下的收益问题，推动灵活性改造大规模开展。但当前开始实行容量电价政策的山东、广东、云南也由于不同省份能源结构和电力供需不同，容量电价政策有一定差异，而且容量电价或将影响煤炭长协合约的约束性。整体来看，业内对其理解还不统一，后续若要出台相关的考核机制，具体落实还有待观察。（来源：中能传媒研究院）