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2021-03-01

光伏玻璃价格暴涨行情能否“降温”?

短期内,光伏玻璃供应还会比较吃紧,价格还将维持甚至呈上涨态势。但随着产能置换政策“松绑”,未来产能提升步伐将会加快,长期来看,光伏玻璃价格将逐步回归正常区间。

  中国建筑玻璃与工业玻璃协会(下称“玻璃协会”)日前针对国家市场监督管理总局进行的反垄断调查发布《声明》。玻璃协会在《声明》中表示:“积极配合调查并主动对照《反垄断法》进行自查。通过对照检查,我们认识到工作过程中的一些做法未能严格按照《反垄断法》的要求。”

  据了解,自2020年下半年以来,国内玻璃价格连续上涨,创下10年新高。暴涨的玻璃价格波及光伏行业,使光伏企业不堪重负。此次“反垄断”调查,能否为光伏玻璃价格行情降温?

  未能真实反映行业供求关系

  玻璃协会在《声明》中表示 ,将立即停止、并在今后不再参与和组织会员企业开展任何违反《反垄断法》的价格协调、减产、限产等活动。

  “此举无法从根本上解决问题。虽然有企业反映玻璃协会曾公开讨论价格,让企业反对组件厂商投资玻璃。但这并非造成垄断的直接原因。”一位不愿具名的业内人士指出。

  据了解,2017年12月,工信部发布《关于印发钢铁水泥玻璃行业产能置换实施办法的通知》,对产能过剩的平板玻璃新增产能进行限制。2020年1月,工信部再次发布《水泥玻璃行业产能置换实施办法操作问答》,将光伏玻璃列入产能过剩的平板玻璃范围。

  在光伏业内人士看来,目前光伏玻璃在政策上仍被定义为产能过剩产业,但经过几年的发展,已明显不再过剩。上述业内人士坦言,“产能置换规定相当于关闭了新晋投资者进入行业的可能,圈里有资本实力的企业仅此几家,也就加速了垄断的形成;而小企业在行情不好时又不甘于退出,指标腾不出来,导致过去两年玻璃行业基本没有新晋产能,一些落后小窑炉也一直无法被淘汰。这间接导致形成了目前市场供应吃紧以及价格垄断的情况。”

  “不过,玻璃协会未能真实反映行业供求关系。从中起到了不好的催化作用。”上述业内人士进一步补充道。

  产能限制松动可促价格回落

  在上述业内人士看来,产能置换规定下,新晋投资产能无法释放,供求关系趋于紧张,光伏玻璃产能严重不足。即便查处玻璃协会,供求关系也得不到解决。“短期内玻璃供应还会比较吃紧。因此,价格还会维持甚至呈上涨态势。”

  据中国光伏行业协会副秘书长刘译阳介绍,除户用以外,光伏今年刚刚进入全面平价,未来实现“碳中和”“碳达峰”目标,还需进一步降低成本。“光伏玻璃作为重要辅材,也需在降本方面发挥积极作用。现在其价格上涨近一倍,这与未来光伏产品价格持续降低的使命不符,肯定会影响光伏平价进程。”

  自2020年下半年以来,由于光伏玻璃供应不足,很多组件生产线停工。并且组件双面率跌到了10%,砍掉了很大需求。“这也算是资源的浪费。本来可以双面发电,由于没有光伏玻璃,只好单面发电。”刘译阳透露,光伏玻璃供应不足还导致加价、配额倒卖等现象层出不穷。

  另据了解,2020年12月16日,工信部再次就《水泥玻璃行业产能置换实施办法(修订稿)》公开征求意见,对产能置换指标有一定放宽,明确光伏压延玻璃不受产能置换的限制。

  “工信部‘松绑’光伏玻璃产能置换政策后,未来产能扩张步伐将会加快,长期看,光伏玻璃价格会逐步回归正常区间。”国金证券表示。

  让市场真正发挥资源配置作用

  解决光伏玻璃供应以及价格“失控”问题的途经还有哪些?对此,受访业内人士一致认为,要发挥市场在资源配置中的决定性作用。

  “玻璃行业形成了极不正常的抱团现象。整个行业内部充斥着‘排外’声音。”上述业内人士指出,“玻璃行业存在着一些不负责任的论调。例如,‘不同意让组件企业投资玻璃’,这种论调加剧了行业的排外。但是,市场规律必须被尊重,不可人为地干预市场规律。”

  刘译阳认为,要更好地发挥主管部门作用,例如国家市场监督管理总局此次迅速打击垄断、价格操纵的做法值得点赞;同时,为避免一些情况“死灰复燃”,业内应不断向行业、社会、政府反映真实情况,促成符合市场以及产业发展情况的政策出台,让企业和市场了解真正的产能需求以及未来光伏发展预期,避免企业过度投资或缩紧投资。


2021-03-01

碳达峰目标下 新电力系统需要怎样的储能

为了实现碳达峰、碳中和的目标,到2030年我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上,这要求电力系统要更加可靠、灵活、柔性。与煤电灵活性改造、建设气电等调节技术手段相比,储能技术多样化,具有广阔的应用前景。源、网、荷、储将共同构建未来电力系统,储能作为性能优异的调节资源,将具有广泛的应用前景。

01 “强配只是暂时的”

事实上,随着新能源装机快速增长,各地政府已经开始陆续出台政策,要求新上新能源项目必须配套相应比例储能。到2020年底,已经有17个省份出台了要求新能源配储能的政策。

然而目前不少新能源企业认为,现在配储能除了增加成本,储能的价值并没有体现出来。配了之后,电网不一定会调用,调用了能不能回收投资成本也是待定。尽管目前业内纷纷认为储能行业进入发展的春天,但事实上,储能市场的表现却相当平静。

“新能源配储能目前还是一个以政策驱动为主的市场。” 远景能源高级副总裁田庆军称,随着碳达峰、碳中和目标落地,未来新能源还会迎来更快速的发展,新能源配储能是一个看得见的巨大市场。

田庆军表示,从短期看,远景主攻新能源配储能市场,同时在虚拟电厂中也有部分市场空间,但从中长期看,考虑到分布式能源的增长潜力等多重因素,用户侧储能的市场前景更为广阔。“强配只是暂时现象,未来的储能系统一定是多身份、智能化的,相比风机,储能的应用场景要广泛的多,未来的电动汽车也是天然的储能单元。”

02 高比例新能源需要储能支撑

我国已宣布2030年前实现碳达峰、2060年实现碳中和。2030年非化石能源消费比重将达到25%。为确保完成这一政策目标,绿色能源成为主体电源,2030年风电光伏装机规模超过国家承诺的12亿千瓦下限已是共识。

国网预测,到2030年我国风电光伏装机规模为16.2亿千瓦,未来十年风电光伏新增装机空间为11亿千瓦。这意味着,高比例新能源应用已经成为我国电能输送、配用、消纳的主要场景,而储能是实现并保障高比例电力系统安全、稳定、可靠和高效的强力支撑。

专家指出,从应对气候挑战的战略层面看,储能是支撑“3060”大目标的关键技术,它不止是实现并保障高比例新能源在电力系统的应用,对整个电力系统能量平衡和功率平衡以及建设电力冗余,进而提高系统效率、降低用能成本具有“革命性”的贡献。

田庆军认为,储能产业发展已从技术示范进入商业化初期发展的新阶段。但同时,安全、成本、性能和效率仍是影响储能在发电侧、电网侧和用户侧规模化应用的“四大”因素。值得提及的是,远景能源在储能、能源智能物联网领域掌握最底层的关键核心技术,从储能电芯到系统集成再到控制系统,已经完全自主并在不同的场景均有成功的案例,安全、高效和低成本成为国内外客户看重的价值点。

据了解,远景储能具备电芯、电池管理系统(BMS)、逆变器(PCS)、能量管理系统(EMS)等储能系统核心部件的自主研发、制造和测试能力,2021年排产交付量预计200万千瓦时。

03 “会交易的储能才有价值”

能源系统正面临前所未有之大变局。随着中国电力市场建设的推进,发电商的生产管理将从过去以电量最大化为目标的发电生产模式,逐渐转向电力价值最大化的电力交易模式;从过去面向传统基建和追求规模的投资模式,转向面向风险管理的投资。

电力系统中的高比例风电光伏,意味着未来的能源公司本质上将变成能源风险管理公司,只有通过智能化的手段预测、管理和匹配光伏、风电、储能、电动车等多种能源的生产和消费,才能有效管理成本安全和风险。

随着电改的推进和市场规则的建立,储能要承担多种身份,因此要和电网、负荷、光伏电站、风场、风机瞬态特征、风机预测特征整体结合起来。没有掌握核心部件的关键技术、核心控制技术、软件智能平台技术,储能的价值很难发掘。“只能做应对强配的简单的硬件盒子”。储能要对不同场景下的充放电特性有深刻的理解,能够对电芯进行针对性的设计,减少冗余,才能将电芯的性能和成本做到极致。

在远景能源,从智慧储能事业部成立的那天起,就形成了一个共识,也是CEO张雷反复强调的——储能的本质是交易,会交易的储能才会代表未来。因此,远景从没有把储能定位为一个简单的充放电容器,而选择成为目前储能市场上的特立独行侠——做智慧储能的系统提供商,坚持构建包括电芯在内的储能核心部件的全栈技术能力。远景能源副总裁兼CTO王晓宇博士说,“时代赋予我们的使命,是提供有利于高比例风电和光伏适应电网系统柔性的一整套技术解决方案。帮助发电商为光伏电站和风电场做成智能化、懂得交易策略的解决方案,使电源更加匹配电网需求。能源结构调整、产业高质量发展和电力市场化改革,需要的绝不是储能硬件的简单组合。”

因此,远景的最终的储能目标,是利用搭载远景EnOS的储能,将源网荷储连接起来,实现储能系统的健康度管理、功率预测、电力交易等,通过软件将储能与电力系统连接,实现能量交易的价值。

将EnOS底层的智能物联网平台技术应用在智能交易策略终端的场景,会让远景智慧储能系统为客户呈现出领先的独特产品价值。王晓宇博士指出,“在经济性方面,在基于远景的电芯技术和全栈整合的系统能力,在电力交易的大趋势下,配备了远景智慧储能系统的电站被赋予了更多的盈利潜能。”

景泰濉溪风电配套储能项目,位于安徽省淮北市濉溪县境内,安装了10台远景能源EN-141/2.XMW智能风机,总装机容量26.35MW,配套建设了5MW/5MWh远景智慧储能系统,2020年11月实现全场风机和配套储能的并网,是远景储能系统集成和控制能力的成功实践。


2021-02-26

成本难疏导困住新能源配储

根据“谁受益谁买单”的原则,相关部门探讨过3:5:2的分摊比例,即发电侧、电网侧、用户侧按此比例分担储能配套成本,但据知情人士证实,具体分摊方案仍未最终敲定,还有待进一步商榷。

    去年3月,湖南28家企业承诺为新能源项目配套建设储能,但时隔一年,兑现承诺者寥寥无几。这一尴尬现象在引发舆论热议的同时,也引出另一个业内关注的话题:新能源为什么要配套储能?配储后效果如何?建设的成本该由谁出?本报记者就此展开了调研。

  “我们不愿意配储能,生生拔走利润。”

  “如果不是强制并网要求,发电企业谁会愿意上储能呢。”

  “说白了在发电、电网和用户里面,发电最弱势,所以让发电方承担配储成本。”

  目前,多地在执行过程中将配套储能作为可再生能源并网或核准的前置条件,引发行业争议。可再生能源配建储能可以在弃风、弃光时削峰填谷,提升电力系统灵活性和可靠性,具有多重效益。但“多方都受益,却都不愿买单”,是当下可再生能源配套储能面临的尴尬局面。

  盲目上储能 难达预期效果

  截至目前,新疆、青海、湖北、湖南、内蒙古、山东、山西等地均出台了新能源配建储能的相关政策。多地要求可再生能源项目配置5%—20%、1—2小时的储能项目。

  配套储能后将对新能源侧有多大帮助?水电水利规划设计总院新能源部主任赵太平直言,小时级的电化学储能在应对风电消纳问题时的作用十分有限。“以某弃风严重区域风电配套储能站为例,配置额定功率10%、4小时的储能,弃风率为20.6%,配置额定功率20%、4小时的储能,弃风率仍达19.7%。”他解释道,在大风季或连续大风日,额定功率、有限容量的电化学储能在风电大出力的前几个小时已快速充满,对超过额定功率或电量充满后的弃电无能为力,且充进去的电在连续大风日没有机会向电网放电。同样,集中式光伏消纳问题不仅是日内能量转移,更是季节性难题,用小时级电储能效果并不理想。

  然而,配建储能却实打实增加了企业投资压力。阳光电源光储事业部副总裁汪东林算了一笔账:一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目,其初始投资将增加8%—10%;而风电场配建同样容量的储能项目,其初始投资成本将增加15%—20%。

  “只规定配套功率,不考核最终效果,有可能不利于储能产业的健康发展。” 中关村储能产业技术联盟理事长陈海生坦言。在没有具体的使用和质量考核办法的情况下,储能系统安装之后使用的实际效果和收益难以保证。因此,部分企业很可能倾向于选择性能较差、初始成本较低的储能产品,使储能仅仅作为可再生能源优先并网的工具,不能达到促进风光消纳的目的,从而偏离政策初衷。

  配建储能 “有效”也要“有利”

  既然如此,为何多地急于发展储能?业内人士坦言,“十四五”期间,新能源将在更多省份成为主力电源。届时,电力系统调峰能力不足将不是个别省份、局部地区的问题,储能将成为可再生能源发展的关键支撑技术。两者协同发展是大势所趋。

  新能源发电具有波动性和间歇性,受气象因素影响较大,增加了电力系统平衡压力。在电力系统运行中合理应用大规模储能技术,可以确保新能源发电、电网电压、频率与相位变化相匹配,进而降低新能源电力波动对电网产生的不利影响,而且也可加强风电和光伏发电并网的安全性及稳定性,让电网吸纳更多的新能源。

  “原来的电力市场结构中,用户端是波动的,发电端是可控的,当用户端波动的时候可以控制发电端实现动态平衡,但现在电力结构中用户端更加不可控,电网端还增加了大量不稳定、不可控的可再生能源接入。这样用户端和发电端两边都不可控了,怎么解决?谁来解决?这是整个电力系统的责任。”陈海生认为,新能源配套储能是当前最具可行性的解决方案,并已经成为行业公认的发展趋势。

  但是,在实际操作过程中如何配储能,却决定着储能是否能发挥最大效用?在陈海生看来,“有效”和“有利”是可再生能源配储能的首要原则。“有效”指的是通过储能应能够实现可再生能源的优化利用,尽可能减少弃风弃光,保障电网安全运行,提高电能质量;“有利”指的是储能要有经济性,通过配置储能,使得发电、电网、用户得到的收益最终高于储能的成本投入。只有如此,可再生能源配储能才具备大面积推广的条件。

  受益方买单 实现成本合理分摊

  尽管各地出台多项政策鼓励配建储能,但在实际推广中,对“谁来买单”的问题各方争执不下。

  “都站在自己立场上,不愿意出钱。发电企业依据《可再生能源法》,认为电网就应当尽发尽收;电网企业认为,自己就是一个过路通道,可再生能源上网会造成的波动,应该自己解决好再上网;用户觉得自己买电一直是即插即用,凭什么要多加钱。”上述知情人士坦言,“如果投资成本不能引导出去,就没人愿意投资。”

  据记者多方获悉,为破解这一难题,国家发改委相关部门已多次召开储能成本分摊的会议,试图让发电、电网和用户侧按一定的比例,共同承担储能的建设成本。

  去年全国两会,全国政协常委、正泰集团董事长南存辉带来了优化电网侧储能成本疏导机制的相关提案。他指出,储能尚处于早期开发阶段,目前存在的一些规定在一定程度上抑制了储能成本通过输配电价进行疏导,影响了相关企业建设储能电站的积极性,制约了储能技术的扩散应用和产业持续发展。希望由国家相关部门牵头,电网企业配合设计更为合理的电网侧储能商业模式,建立基于市场化的开放型输配电价格机制,推动储能成本分摊疏导。

  成本分摊可行吗?陈海生认为,安装储能对发电、电网和用户均有利,但在现有的市场机制下,如果把储能的成本仅仅强加在某单一市场主体身上,就会存在收益小于投入的情况。在电力现货市场构建之前,多主体的分摊储能成本机制或是一个有效方法。  

  业内流传相关部门探讨过3:5:2的分摊比例,即发电侧、电网侧、用户侧按此比例分担储能配套成本。知情人士向记者证实,相关部门对储能成本分摊机制已经探讨很久,普遍认可“谁受益谁买单”的原则,如果达成共识将会对可再生能源和储能行业产生颠覆性影响,但具体分摊方案仍未最终敲定,还有待进一步商榷。

  捋顺价格机制 凸显储能价值

  成本分摊短时间难以落地,储能产业该如何良性发展?

  陈海生认为,可再生能源配建储能最终应该通过电力市场建立“谁受益谁补偿”的机制,靠市场来发展;中期靠合理的价格机制;近期需要加快示范项目建设和财税政策的支持,给予储能电站独立身份。

  “储能干了多份工作,却只拿了一份工资。”在陈海生看来,储能具有多重价值,但收益却很单一。他进一步表示,现在储能发展最根本的问题是储能价格机制问题,可再生能源配置储能后,从不可控电源成为可控、可调度的电源,在价格上应该有所区分。可再生能源配套储能可探索多重收益,比如参与调峰、调频等辅助服务,获得辅助服务补偿;减少弃风、弃光电量,增加电费收入;减少电网考核费用;参与电力市场交易获得电价收益等。

  市场也在实践中探索出了一些可行的商业模式。北京能高自动化技术股份有限公司总经理金成日介绍,青海共享储能方案对行业有借鉴意义,由第三方投资,在新能源汇集站、升压站配建储能让周围光伏场站共享共用,集中调度、集中管理、集中结算。“谁受益谁买单,反过来说更合适一些,如果谁买单谁受益了,储能的春天才会真正到来。”

       安迅电力认为,电化学储能装置在电力系统中的大规模应用,在国际上没有先例,在国内相关技术标准和安全标准也不完善,包括消防标准、电力系统接入标准都处于缺失状态。因此国家层面、行业协会亟需健全相关标准,规范储能科学发展。


2021-02-26

光伏企业盈利能力两极分化加剧

1月中下旬以来,光伏上市企业开始陆续披露2020年业绩预告。WIND数据显示,截至目前,在52家光伏上市公司中,共有38家企业公布了2020年业绩,其中33家企业保持盈利,占比86.84%,26家企业在盈利的同时保持正增长,占比68.42%。尽管2020年第一季度光伏市场受新冠肺炎疫情影响,但行业仍保持高景气度。

  光伏市场迅速复苏

  在已公布2020年业绩预告的企业中,阳光电源、福莱特、天合光能、林洋能源和横店东磁净利润位列前五。其中,阳光电源净利润达18.5亿元—20.5亿元,较上年同期的8.93亿元同比增长107%—130%;实现扣非后净利润16.1亿元—18.1亿元,较2019年的9.05亿元同比增长78%—100%。

  对于业绩的上升,阳光电源称,报告期内,公司积极采取措施应对国内外疫情的不利影响,规模效应显著提升,坚持加大研发投入,持续优化产品结构,核心业务市场领先地位进一步夯实,整体业绩较去年实现大幅度增长。

  受新冠肺炎疫情影响,人员、原材料无法到场,去年第一季度我国光伏市场需求下滑。但后三季度行业迅速复苏,打了一场翻身仗。2月3日,在中国光伏行业协会主办的光伏行业2020年发展回顾和2021年形势展望研讨会上,中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华表示,2020年第一季度,国内光伏新增装机容量较上年同期下滑23%,但第二、三、四季度光伏新增装机容量分别同比上升57%、23%和109%;全年光伏新增装机规模达48.2吉瓦,较2019年的30.1吉瓦增长60%。

  隆基股份等企业都在2020年业绩预告中表示,当年光伏市场需求增长明显,公司主要产品产销量同比大幅增加,促使营收和净利润稳步增长。

    部分企业毛利率显著下滑

  2020年全球光伏市场热度不减,我国光伏上市公司产销两旺,但受价格战影响,光伏主要制造环节处于博弈状态。随着竞争加剧,部分企业产品毛利率下滑明显,导致净利润负增长或亏损。

  2020年全年,协鑫集成实现净利润-25.19亿元至-15.2亿元,较上年同期的0.56亿元下滑4633.76%—2835.47%;扣非后净利润亏损24.8亿元至14.81亿元,较上年同期的-2.6亿元下滑854.16%—269.76%。

  对此,协鑫集成指出,去年下半年,受上游硅料供应紧缺影响,公司主要原材料硅片及电池片价格持续上涨,加之玻璃供应紧缺、其他辅料价格不同程度上涨,致组件生产成本攀升,组件终端销售价格涨幅不及原材料价格涨幅,组件毛利率大幅下降。公司主动进行策略性调整,优选高毛利订单,放弃低价订单,影响了组件销量。此外,能源工程EPC业务因疫情影响开工及并网量,下半年组件价格的迅速上涨,影响了前期已签订单的毛利水平。

  亿晶光电也饱受价格战困扰。2020年,亿晶光电净利润亏损6.6亿元,扣非后净利润亏损7.75亿元。亿晶光电称,光伏平价上网趋势导致组件产品销售价格持续下跌,同时受市场组件原材料及辅材上涨的影响,主营业务毛利有所下降。

  供应链把控能力左右业绩表现

  一方面组件企业竞争白热化,净利润分化明显,另一方面光伏玻璃、背板胶膜等辅材紧缺,拉动相关上市企业业绩飘红。

  据2020年业绩预告,洛阳玻璃预计当年实现净利润3亿元—3.4亿元,同比增加456%至530%,扣非净利同比大增23—26倍;安彩高科预计2020年净利润约为1.2亿元,同比增长503%左右。

  两家企业均表示,2020年光伏玻璃市场需求的强劲增长,带动光伏玻璃产品销量和售价呈现双增长,促使公司光伏玻璃业务盈利能力增强。

  王勃华认为,截至目前,光伏产业链仍面临供需紧张挑战,硅料周期性紧缺,光伏玻璃和背板胶膜结构性紧缺尚未得到完全缓解。同时,各地方政府开始纷纷要求新能源配置储能,但储能盈利模式依然单一,市场身份仍不明确,都将增加光伏企业盈利压力。

  为此,王勃华指出,今年光伏企业对供应链的把控能力将成为制胜关键。

  当前,光伏企业间已经有硅料+硅片、硅片+电池片、玻璃+组件、组件+电站等多种合作形式,主要以签订长期采购订单为主,以保障产品供应。


2021-02-25

碳中和政策或成“两会”热点议题

近日,深改委强调贯彻“新发展理念”,发挥改革的关键作用,在生态文明体制改革中,会议强调统筹制定2030年碳排放达峰行动方案,使发展建立在高效利用资源、严格保护生态环境、有效控制碳排放的基础上;建立生态产品价值实现机制,形成环境保护者受益、使用者付费、破坏者赔偿的利益机 随着 “两会”召开在即、“十四五”规划也在加快制定,碳中和政策将成为较长时间的热点议题。业内人士表示,碳中和催生的三大方向投资机会。

事件驱动碳中和相关工作有望加快落实

“两会”在即,深改委会议强调高效、环保、低碳的碳中和行动方案。近日深改委强调贯彻 “新发展理念”,发挥改革的关键作用,在生态文明体制改革中,会议强调统筹制定2030年碳排放达峰行动方案,使发展建立在高效利用资源、严格保护生态环境、有效控制碳排放的基础上;建立生态产品价值实现机制,形成环境保护者受益、使用者付费、破坏者赔偿的利益机制。此外,“两会”召开在即、“十四五”规划也在加快制定,碳中和政策将成为较长时间的热点议题,同时市场对于碳排放的理解仍聚焦于低碳的能源替代,而循环再生、节能增效等方向关注较少。

2019年全球二氧化碳排放量达到341.7亿吨,其中中国排放98.3亿吨,分别是紧随其后的美国、欧盟的2倍和3倍。中、美、欧二氧化碳排放量占全球的比重合计为53%,而中国比重达到28.8%。回看中国碳排放较高的原因,主要在于化石燃料的过度消耗。进一步分部门看,2018年中国电力和供热部门的占比达到51.4%,而将该部分的输出分配到终端部门后,制造和建筑部门成为碳排放的主要源头。在2020年9月的联合国大会上,中国提出二氧化碳排放力争2030年前达到峰值,力争2060年前实现碳中和。而去年12月召开的中央经济工作会议不仅重申这一目标,还将其列为2021年的重点工作任务,并提出向调整能源结构、加快碳市场建设、国土绿化等方面推进。随后工信部表示将围绕碳达峰、碳中和目标节点,坚决压缩粗钢产量,确保粗钢产量同比下降,生态环境部和央行也表示将作出相应的部署。预计3月召开的“两会”将就“碳中和”议题提出具体要求和目标,碳达峰、碳中和相关工作有望加快落实。

行业前景清洁能源仍有很大提升空间

2020年四季度以来,关于碳达峰、碳中和的政策和措施纷至沓来,引发全社会关注。从改革开放开始,我国经济逐步进入快速增长阶段,而经济增长必然伴随着对能源的消耗,尤其是加入世界贸易组织后,我国成为全球制造工厂,在全球产业链中处于核心枢纽地位,衔接上游资源和下游消费需求。

从碳排放的节奏看,2000年起中国碳排放量显著增加,而与此同时,美国、日本等发达国家因为经济已经实现工业化,碳排放量反倒出现小幅回落。在转变经济发展方式,产业向高附加值升级,推动高质量发展的政策导向下,我国对节能减排、绿色发展的重视度明显提升。

从不同行业的碳排放量看,传统高耗能行业,如电力、黑色金属冶炼、运输、石油加工和炼焦等行业的碳排放量高于其他行业,且2020年以来保持增长趋势,相关行业的节能减排和技术改造需求大。从不同城市和地区的碳排放量看,中西部地区整体高于东部沿海地区,而能源大省的减排压力巨大,如河北、河南两省的碳排放量高出北京、上海数倍,且保持增长态势,相关地区产业转型升级的空间很大。

从全球清洁能源发展历史看,中国底子薄、起步晚,传统化石能源占比高,经济发展不平衡的问题显著,中西部地区发展清洁能源的资金来源少,产业转型的阻力大。在国家的有效引导下,我国核能、水电等清洁能源的发展快于全球整体节奏,消费量的全球占比不断提升,尤其是水电消费量在全球总消费量中占较大比重,核电消费量的占比小但占比增速快。

目前我国在绿色金融标准体系、绿色数字基础设施建设、绿色金融产品创新体系、绿色激励约束机制等方面的工作都取得明显进展。从居民角度,自下而上的消费需求和生活习惯转变也推动着可再生能源的发展,如新能源汽车、民用光伏、装配式建筑渗透率的提升,垃圾分类、可降解材料等生活节能的普及。

市场机会碳中和催生三大投资方向

天风证券表示,碳中和催生的三大方向投资机会。第一,新能源行业进入到高景气发展周期,全产业链有望迎来需求扩张。光伏、风电、新能源车作为可替代能源,未来需求将进入到显著扩张阶段,渗透率有望继续抬升,从而推动上游原材料、中游设备制造、下游消费端、运营商等全产业链走强。

第二,传统行业将面临内部结构优化,供给收缩引发行业集中度提升,内部可替代需求凸显。一方面,在长期碳中和目标下,煤炭、钢铁、石化、有色(铝)、建材(水泥)等高碳排放行业将面临短期结构优化,在供给收缩的情况下,行业集中度提升,龙头优势凸显。另一方面,在部分领域供给收缩的情况下,行业内部可替代领域需求扩张,比如电解铝转向低耗碳的再生铝等。

第三,碳金融有望成为银行带来增量业务收入,碳足迹有望成为后续政策优惠的重要标准。对于银行来说,随着碳排放金融市场的完善,银行可以参与更多的碳排放金融交易,从而获得增量业务收入。

对于具体标的,天风证券建议关注风电运营商龙源电力、节能风电、金风科技、福能股份等;光伏运营商太阳能、吉电股份、晶科科技等。光伏玻璃高景气有持续性,建议关注福莱特、旗滨集团、亚玛顿等。抢装结束,2021年风电或短期承压,对玻纤总需求影响相对有限,玻纤新增产能大规模投放高峰期已过,供需格局较前期有明显优化,判断本轮玻纤景气向上周期有持续性,建议关注中国巨石、长海股份、中材科技等。

此外,根据产业在线数据推测,新能效标准将旧的1至3级产品变更为1至5级产品,空调能效的要求进一步提升,铁氧体性能可能进一步无法匹配,变频空调的渗透率有望提升至90%以上,因此变频空调的渗透率以及钕铁硼在变频空调领域渗透率实现双击式增长,进而对于稀土需求短中期拉动显著。天风证券建议关注盛和资源、北方稀土、五矿稀土等。

广发证券表示,从碳中和发出,建议关注固废循环再生产业链中业绩快速成长、产业链延伸的焚烧龙头:旺能环境、瀚蓝环境、伟明环保、高能环境等;家电拆解龙头中再资环等;农业粪污资源化的维尔利、兴源环境等;节能增效的新能源环卫装备龙头盈峰环境、龙马环卫等;城市清洁高效供热龙头联美控股等。


2021-02-24

配建储能不是解决新能源消纳的灵丹妙药

去年以来,多地大力推动新能源配储能。配建储能成为新能源场站并网或优先调度的前置条件。“新能源+储能”大有成为标配之势。

当前,各省面临着可再生能源电力消纳配额的压力,积极提升可再生能源消纳比例的初衷无可厚非。但是,对技术的采用需要采取审慎的态度,切忌病急乱投医。配置储能也并非解决新能源消纳的灵丹妙药。同时,更要提防在实际操作过程中“一配了之”,使储能沦为新能源并网的工具和手段,而无法发挥其应有的价值。

首先,从系统层面讲,电化学储能的确有新能源“稳定器”的作用,能够平抑波动,有助于提高新能源的消纳能力。但这不意味着,储能是解决新能源并网消纳问题的必要条件和最优选项。

业内有个形象说法,当前,小时级的储能配置犹如“水库边上挂水桶”,虽然成本投入巨大,但对于解决新能源消纳而言收效却甚微,投入产出比较低。

储能作为技术手段,固然有助于解决弃风弃光等新能源消纳问题,但是技术手段不能解决所有困扰。当前面临的新能源消纳难题,更是深层次的市场机制问题所致。储能解决不了市场机制问题,其发挥作用反而依赖于市场机制。

因此,实现更大比例的可再生能源消纳,不是配置一个储能硬件所能解决的,也不是仅在电网运行的物理特性上做出改变就能解决的,更关键的是要在电网运行策略、规则和程序上做出改变。

其次,即使确有必要配置储能,那么,为了发挥其最大价值,也必须探寻合理化针对性配置方案,避免简单复制,杜绝“千人一面”。

电力系统固然需要调峰手段,让风电场、光伏电站配储能,利用的是电量型储能,而从世界范围内来看,储能都是以功率型应用为主,即通过短时间放电,来响应系统峰谷价差,并非大规模用于电量存储。

显然,电力系统当前急需的不是完整的“充放”能力,而是调节能力,也就是把负荷适时变大变小的能力和把发电适时变大变小的能力。

即使在新能源内部而言,风电和光伏对储能配置的需求也不尽相同。实践表明,光伏发电配置储能的效益要优于风电配置储能,在新能源汇集区配置储能要优于在各个新能源场站配置储能。

忽视新能源场站之间、不同地域之间、更大范围内的电力系统平衡能力,简单要求每一个新能源场站加装储能来平衡自己的出力,既无必要,也不经济。相反,集中利用系统提供的辅助服务,才是最具经济性的调峰手段。

最后,配置储能并不能直接带来新能源消纳能力的提升,用好储能才是关键。这需要严谨的流程和标准。

当前,电化学储能装置在电力系统中的大规模应用,在国际上没有先例,在国内相关技术标准和安全标准也不完善,包括消防标准、电力系统接入标准都处于缺失状态。

储能装置若作为一个独立项目,无法取得安全消防手续,也不具备运行资质。若与新能源项目配套,则将所有安全风险全部转嫁到新能源企业身上。因此,需要尽快完善相关标准,为新能源配储能的安全运行堵上漏洞。

如果仅仅为了满足并网的硬性要求“一配了之”,只盯着配建,不着眼用好,那么,无论对于新能源行业还是储能行业都是不可估量的损失。

安迅电力认为,新能源配置储能是新能源未来发展的必然趋势,但是市场消纳难题仍亟需解决。新能源场站配置储能,投入加大的同时进一步压缩了业主的利润空间,如果消纳难题解决不了,将极大的打击投资者信心。因此,如何用好储能才是关键,这需要严谨的流程和标准。

2021-02-23

全面平价下的“阵痛” 2021年中国光伏产业链仍挑战重重

在中国光伏电站投资商对全面平价后的光伏电站市场充满希望的时候,上游产业链却在疲于应对因下游投资高涨带来的供需缺口。作为TO B的最终出口,本该最具话语权的组件企业在度过了魔幻般“赔钱”供货的2020年后,仍将要面对挑战重重的2021年。这是行业发展中供应链不匹配带来的“阵痛”,也是整个光伏产业迎接更宏大发展目标中必然要经历的阶段。

顺延下来的“亏本”订单

受多重因素影响,2020年竞价项目有将近10GW需要在2021年完成并网或者组件补装,而这部分组件订单价格基本已经在2020年锁定,但时至当季,组件供应链的价格仍然居高不下。光伏們了解到,春节后,在某分布式项目的近期询价中,某一线组件企业166组件报价1.72元/瓦,并且明确之后还会涨价。与去年四季度类似的是,违约撕单与赔钱供货仍是组件企业面临的两难选择。

春节前,某龙头组件企业业绩暴雷备受关注,但长期关注行业发展实际情况就可以发现,这并不是个例,一体化程度较弱以及业务板块较为单一的组件企业业绩势必会受到四季度供货的拖累。

2020年四季度,仅12月份国内便实现了超过21GW的装机并网。而这繁荣景象的背后,是组件企业以高额价格采购原料、辅材,赔钱供货的“牺牲”换来的。光伏們曾在文章《赔钱供货的组件厂与驻厂催货的投资商:何必互相为难?》一文中分析过,因玻璃、胶膜以及硅料等价格大涨,组件企业不仅面临亏本供货的压力,甚至也采购不到足够的量来支持订单,面对业主的持续催单,巧妇亦难为无米之炊。

但彼时,行业关注的焦点在于下游需求持续向好,出货量不断攀升。在这背后,供应链不匹配带来的供需矛盾却达到了顶峰,作为TO B的最终出口,行业利润却从组件端悉数转移至辅材等环节,“出力不赚钱”是组件企业2020年的真实写照。

作为直面终端客户的环节,组件商在“保价”与“保单”之间艰难抉择。国内市场中,以五大六小等为代表的央企在光伏电站投资领域市场占比日益提升,面对激烈的国内竞争,中标企业不得不牺牲利润来供货,但令行业费解的是,原计划抢装之后回归正常供需的辅材、硅料等环节本可以在今年一季度迎来常规价格,但行情并未朝着这个方向发展,甚至硅片的价格也在持续坚挺。

光伏們了解到,2020年某一线组件企业以1.48元/瓦的价格签下了某电力央企的GW级供货订单,供货时间在2021年一季度,但这笔订单目前显然无法照常推进。作为商业化的企业,客户与利润无法兼得是不正常的,却又难以抉择。

终端爆发下的供需矛盾

与产业链价格高居不下形成鲜明对比的是,在30·60大目标下,以央企、国企等为代表的光伏电站开发热潮正在火速启动。据光伏們不完全统计,2020年下半年以来,新增备案项目(竞价、平价名单除外)已经近50GW,企业与各地方政府的签约消息也在不断传来,跑马圈地的热情丝毫不亚于2017年的巅峰时期。

作为“十四五”的开局之年,2021年各投资企业都卯足了劲力求补足其清洁能源板块上的短板。目前国家能源集团、华能、三峡、中广核等陆续提出了相关目标,据光伏們粗略估计,“十四五”期间新能源(光伏+风电)装机目标超过10GW/年的投资企业已经超过8家。尽管受客观条件限制,这些目标并不能在近期全部落地,但可以明确的是,下游市场已然爆发。

除此之外,海外市场的回温与新市场的增长态势更让业内欢喜鼓舞。内外需求的加持下,给行业带来了更多可预期的空间。但在2021年,个别环节的供需情况仍然将给行业带来挑战,直接带来的可能还有组件价格无法如常满足平价收益率需求。

2021年硅料依然将维持紧平衡的常态,近日有媒体消息称某进口多晶硅料报价飙升至110元/kg。虽然这并不会成为常态,但2021年硅料市场中,供应与价格的主导权大概率仍掌握在卖方手中,尤其是在抢装的四季度。

除了供应导致的价格波动之外,硅料涨价能否直接影响终端需求,这还决于硅料的下游客户是否愿意吸收涨幅以维持组件的正常价格,来满足光伏平价的标准。而吸收涨幅意味着利润的下降,光伏制造企业势必将承担来自资本市场的压力,这是一场关乎行业利润分配以及定价权的争夺。

供需矛盾不仅体现在多晶硅,以胶膜为例,尽管从去年开始,包括福斯特、海优威、斯威克、赛伍等企业相继宣布超过15亿平方米的扩产计划,但有数据显示,作为胶膜成本中占比最高的部分——原材料粒子的价格仍在持续攀升,甚至有组件企业正计划锁定粒子长单。

行业主要原材料与辅材成本的居高不下,是终端火爆需求头上的一盆冷水,能否“冷静”取决于行业各环节愿意牺牲的利润空间。好的一面是,为满足装机需求,各大央企相继调低项目收益率标准,但这部分让利能否给到光伏产业链仍有待观察。

产能扩张与行业利润重新分配

一边是供不应求下的价格高启,一边又是疯狂产能扩张下的阴影,光伏产业链仍处于冰火两重天的煎熬之中。事实上,供不应求的窘况并不会一直持续下去,以多晶硅为例,据不完全统计,2022年有超过20万吨的产能释放,这是目前全球多晶硅产能1/3的规模。

比多晶硅更为疯狂的是产业链的中下游环节,硅片产能军备赛仍在持续,光伏們在此前的文章《2021年单晶硅片产能将超过300GW:硅片或成竞争最“惨烈”环节之一 》一文中分析,各硅片企业纷纷扩产,但实际情况是,在上述文章发布之后,仍有陆续超过100GW的产能规划发布,硅片领域的产能过剩即将成为常态——但产能过剩也是行业发展成熟后的常态。

除了隆基与中环两大寡头之外,还有更多的新进入者已经在硅片领域渐成气候,比如从设备厂商跨界的上机与京运通、近期刚宣布加入的高景太阳能与双良节能、受制于产能短板所限持续加码一体化的组件企业,近几年单晶硅片持续的供不应求行情吸引着无数的资本进入。

无论如何,即使硅料供应不足,硅片企业也无法通过锁定长单来长久的维持行业格局,新的产能进入势必将带来一波洗牌与出局,这只是时间早晚的问题。一直以高利润被觊觎的硅片环节在2021年的变化中如何延续也值得期待。

与此同时,在2021年伊始,硅片的持续涨价与电池的跌价形成了鲜明对比,被归咎为需求火爆的涨价原动力却在电池与组件端得不到同等的验证,个别环节产能掣肘,导致光伏行业仍未形成一个完全市场化的价格调动机制。

2020年是中国光伏产业链最为动荡的一年,从多晶硅、玻璃到胶膜,光伏产业链遭遇了最为困窘的供需局面。面对新冠疫情带来的冲击,Q2整个行业几乎跌至冰点,多晶硅价格击穿60kg/元大关,大量产能关停、库存高启,一些坚守了多年的多晶硅企业黯然离场。峰回路转,从Q3开始多晶硅企业重回价格制高点,但价格动荡仍将成为2021年的常态。

光伏行业前景可期,这是毋庸置疑的。但是在迎来全面平价的2021年,行业仍处于发展周期的“阵痛”中,蜕变之后,光伏行业的重心将从供应链管理重回技术先进性上,提高转换效率进而持续降本才是光伏行业的最终出路,目前由产业链供需带来的风波仍在持续影响着行业的发展格局。


2021-02-23

国务院印发《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》

国务院关于加快建立健全

绿色低碳循环发展经济体系的指导意见

国发〔2021〕4号



各省、自治区、直辖市人民政府,国务院各部委、各直属机构:

建立健全绿色低碳循环发展经济体系,促进经济社会发展全面绿色转型,是解决我国资源环境生态问题的基础之策。为贯彻落实党的十九大部署,加快建立健全绿色低碳循环发展的经济体系,现提出如下意见。

一、总体要求

(一)指导思想。以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,深入贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会精神,全面贯彻习近平生态文明思想,认真落实党中央、国务院决策部署,坚定不移贯彻新发展理念,全方位全过程推行绿色规划、绿色设计、绿色投资、绿色建设、绿色生产、绿色流通、绿色生活、绿色消费,使发展建立在高效利用资源、严格保护生态环境、有效控制温室气体排放的基础上,统筹推进高质量发展和高水平保护,建立健全绿色低碳循环发展的经济体系,确保实现碳达峰、碳中和目标,推动我国绿色发展迈上新台阶。

(二)工作原则。

坚持重点突破。以节能环保、清洁生产、清洁能源等为重点率先突破,做好与农业、制造业、服务业和信息技术的融合发展,全面带动一二三产业和基础设施绿色升级。

坚持创新引领。深入推动技术创新、模式创新、管理创新,加快构建市场导向的绿色技术创新体系,推行新型商业模式,构筑有力有效的政策支持体系。

坚持稳中求进。做好绿色转型与经济发展、技术进步、产业接续、稳岗就业、民生改善的有机结合,积极稳妥、韧性持久地加以推进。

坚持市场导向。在绿色转型中充分发挥市场的导向性作用、企业的主体作用、各类市场交易机制的作用,为绿色发展注入强大动力。

(三)主要目标。到2025年,产业结构、能源结构、运输结构明显优化,绿色产业比重显著提升,基础设施绿色化水平不断提高,清洁生产水平持续提高,生产生活方式绿色转型成效显著,能源资源配置更加合理、利用效率大幅提高,主要污染物排放总量持续减少,碳排放强度明显降低,生态环境持续改善,市场导向的绿色技术创新体系更加完善,法律法规政策体系更加有效,绿色低碳循环发展的生产体系、流通体系、消费体系初步形成。到2035年,绿色发展内生动力显著增强,绿色产业规模迈上新台阶,重点行业、重点产品能源资源利用效率达到国际先进水平,广泛形成绿色生产生活方式,碳排放达峰后稳中有降,生态环境根本好转,美丽中国建设目标基本实现。

二、健全绿色低碳循环发展的生产体系

(四)推进工业绿色升级。加快实施钢铁、石化、化工、有色、建材、纺织、造纸、皮革等行业绿色化改造。推行产品绿色设计,建设绿色制造体系。大力发展再制造产业,加强再制造产品认证与推广应用。建设资源综合利用基地,促进工业固体废物综合利用。全面推行清洁生产,依法在“双超双有高耗能”行业实施强制性清洁生产审核。完善“散乱污”企业认定办法,分类实施关停取缔、整合搬迁、整改提升等措施。加快实施排污许可制度。加强工业生产过程中危险废物管理。

(五)加快农业绿色发展。鼓励发展生态种植、生态养殖,加强绿色食品、有机农产品认证和管理。发展生态循环农业,提高畜禽粪污资源化利用水平,推进农作物秸秆综合利用,加强农膜污染治理。强化耕地质量保护与提升,推进退化耕地综合治理。发展林业循环经济,实施森林生态标志产品建设工程。大力推进农业节水,推广高效节水技术。推行水产健康养殖。实施农药、兽用抗菌药使用减量和产地环境净化行动。依法加强养殖水域滩涂统一规划。完善相关水域禁渔管理制度。推进农业与旅游、教育、文化、健康等产业深度融合,加快一二三产业融合发展。

(六)提高服务业绿色发展水平。促进商贸企业绿色升级,培育一批绿色流通主体。有序发展出行、住宿等领域共享经济,规范发展闲置资源交易。加快信息服务业绿色转型,做好大中型数据中心、网络机房绿色建设和改造,建立绿色运营维护体系。推进会展业绿色发展,指导制定行业相关绿色标准,推动办展设施循环使用。推动汽修、装修装饰等行业使用低挥发性有机物含量原辅材料。倡导酒店、餐饮等行业不主动提供一次性用品。

(七)壮大绿色环保产业。建设一批国家绿色产业示范基地,推动形成开放、协同、高效的创新生态系统。加快培育市场主体,鼓励设立混合所有制公司,打造一批大型绿色产业集团;引导中小企业聚焦主业增强核心竞争力,培育“专精特新”中小企业。推行合同能源管理、合同节水管理、环境污染第三方治理等模式和以环境治理效果为导向的环境托管服务。进一步放开石油、化工、电力、天然气等领域节能环保竞争性业务,鼓励公共机构推行能源托管服务。适时修订绿色产业指导目录,引导产业发展方向。

(八)提升产业园区和产业集群循环化水平。科学编制新建产业园区开发建设规划,依法依规开展规划环境影响评价,严格准入标准,完善循环产业链条,推动形成产业循环耦合。推进既有产业园区和产业集群循环化改造,推动公共设施共建共享、能源梯级利用、资源循环利用和污染物集中安全处置等。鼓励建设电、热、冷、气等多种能源协同互济的综合能源项目。鼓励化工等产业园区配套建设危险废物集中贮存、预处理和处置设施。

(九)构建绿色供应链。鼓励企业开展绿色设计、选择绿色材料、实施绿色采购、打造绿色制造工艺、推行绿色包装、开展绿色运输、做好废弃产品回收处理,实现产品全周期的绿色环保。选择100家左右积极性高、社会影响大、带动作用强的企业开展绿色供应链试点,探索建立绿色供应链制度体系。鼓励行业协会通过制定规范、咨询服务、行业自律等方式提高行业供应链绿色化水平。

三、健全绿色低碳循环发展的流通体系

(十)打造绿色物流。积极调整运输结构,推进铁水、公铁、公水等多式联运,加快铁路专用线建设。加强物流运输组织管理,加快相关公共信息平台建设和信息共享,发展甩挂运输、共同配送。推广绿色低碳运输工具,淘汰更新或改造老旧车船,港口和机场服务、城市物流配送、邮政快递等领域要优先使用新能源或清洁能源汽车;加大推广绿色船舶示范应用力度,推进内河船型标准化。加快港口岸电设施建设,支持机场开展飞机辅助动力装置替代设备建设和应用。支持物流企业构建数字化运营平台,鼓励发展智慧仓储、智慧运输,推动建立标准化托盘循环共用制度。

(十一)加强再生资源回收利用。推进垃圾分类回收与再生资源回收“两网融合”,鼓励地方建立再生资源区域交易中心。加快落实生产者责任延伸制度,引导生产企业建立逆向物流回收体系。鼓励企业采用现代信息技术实现废物回收线上与线下有机结合,培育新型商业模式,打造龙头企业,提升行业整体竞争力。完善废旧家电回收处理体系,推广典型回收模式和经验做法。加快构建废旧物资循环利用体系,加强废纸、废塑料、废旧轮胎、废金属、废玻璃等再生资源回收利用,提升资源产出率和回收利用率。

(十二)建立绿色贸易体系。积极优化贸易结构,大力发展高质量、高附加值的绿色产品贸易,从严控制高污染、高耗能产品出口。加强绿色标准国际合作,积极引领和参与相关国际标准制定,推动合格评定合作和互认机制,做好绿色贸易规则与进出口政策的衔接。深化绿色“一带一路”合作,拓宽节能环保、清洁能源等领域技术装备和服务合作。

四、健全绿色低碳循环发展的消费体系

(十三)促进绿色产品消费。加大政府绿色采购力度,扩大绿色产品采购范围,逐步将绿色采购制度扩展至国有企业。加强对企业和居民采购绿色产品的引导,鼓励地方采取补贴、积分奖励等方式促进绿色消费。推动电商平台设立绿色产品销售专区。加强绿色产品和服务认证管理,完善认证机构信用监管机制。推广绿色电力证书交易,引领全社会提升绿色电力消费。严厉打击虚标绿色产品行为,有关行政处罚等信息纳入国家企业信用信息公示系统。

(十四)倡导绿色低碳生活方式。厉行节约,坚决制止餐饮浪费行为。因地制宜推进生活垃圾分类和减量化、资源化,开展宣传、培训和成效评估。扎实推进塑料污染全链条治理。推进过度包装治理,推动生产经营者遵守限制商品过度包装的强制性标准。提升交通系统智能化水平,积极引导绿色出行。深入开展爱国卫生运动,整治环境脏乱差,打造宜居生活环境。开展绿色生活创建活动。

五、加快基础设施绿色升级

(十五)推动能源体系绿色低碳转型。坚持节能优先,完善能源消费总量和强度双控制度。提升可再生能源利用比例,大力推动风电、光伏发电发展,因地制宜发展水能、地热能、海洋能、氢能、生物质能、光热发电。加快大容量储能技术研发推广,提升电网汇集和外送能力。增加农村清洁能源供应,推动农村发展生物质能。促进燃煤清洁高效开发转化利用,继续提升大容量、高参数、低污染煤电机组占煤电装机比例。在北方地区县城积极发展清洁热电联产集中供暖,稳步推进生物质耦合供热。严控新增煤电装机容量。提高能源输配效率。实施城乡配电网建设和智能升级计划,推进农村电网升级改造。加快天然气基础设施建设和互联互通。开展二氧化碳捕集、利用和封存试验示范。

(十六)推进城镇环境基础设施建设升级。推进城镇污水管网全覆盖。推动城镇生活污水收集处理设施“厂网一体化”,加快建设污泥无害化资源化处置设施,因地制宜布局污水资源化利用设施,基本消除城市黑臭水体。加快城镇生活垃圾处理设施建设,推进生活垃圾焚烧发电,减少生活垃圾填埋处理。加强危险废物集中处置能力建设,提升信息化、智能化监管水平,严格执行经营许可管理制度。提升医疗废物应急处理能力。做好餐厨垃圾资源化利用和无害化处理。在沿海缺水城市推动大型海水淡化设施建设。

(十七)提升交通基础设施绿色发展水平。将生态环保理念贯穿交通基础设施规划、建设、运营和维护全过程,集约利用土地等资源,合理避让具有重要生态功能的国土空间,积极打造绿色公路、绿色铁路、绿色航道、绿色港口、绿色空港。加强新能源汽车充换电、加氢等配套基础设施建设。积极推广应用温拌沥青、智能通风、辅助动力替代和节能灯具、隔声屏障等节能环保先进技术和产品。加大工程建设中废弃资源综合利用力度,推动废旧路面、沥青、疏浚土等材料以及建筑垃圾的资源化利用。

(十八)改善城乡人居环境。相关空间性规划要贯彻绿色发展理念,统筹城市发展和安全,优化空间布局,合理确定开发强度,鼓励城市留白增绿。建立“美丽城市”评价体系,开展“美丽城市”建设试点。增强城市防洪排涝能力。开展绿色社区创建行动,大力发展绿色建筑,建立绿色建筑统一标识制度,结合城镇老旧小区改造推动社区基础设施绿色化和既有建筑节能改造。建立乡村建设评价体系,促进补齐乡村建设短板。加快推进农村人居环境整治,因地制宜推进农村改厕、生活垃圾处理和污水治理、村容村貌提升、乡村绿化美化等。继续做好农村清洁供暖改造、老旧危房改造,打造干净整洁有序美丽的村庄环境。

六、构建市场导向的绿色技术创新体系

(十九)鼓励绿色低碳技术研发。实施绿色技术创新攻关行动,围绕节能环保、清洁生产、清洁能源等领域布局一批前瞻性、战略性、颠覆性科技攻关项目。培育建设一批绿色技术国家技术创新中心、国家科技资源共享服务平台等创新基地平台。强化企业创新主体地位,支持企业整合高校、科研院所、产业园区等力量建立市场化运行的绿色技术创新联合体,鼓励企业牵头或参与财政资金支持的绿色技术研发项目、市场导向明确的绿色技术创新项目。

(二十)加速科技成果转化。积极利用首台(套)重大技术装备政策支持绿色技术应用。充分发挥国家科技成果转化引导基金作用,强化创业投资等各类基金引导,支持绿色技术创新成果转化应用。支持企业、高校、科研机构等建立绿色技术创新项目孵化器、创新创业基地。及时发布绿色技术推广目录,加快先进成熟技术推广应用。深入推进绿色技术交易中心建设。

七、完善法律法规政策体系

(二十一)强化法律法规支撑。推动完善促进绿色设计、强化清洁生产、提高资源利用效率、发展循环经济、严格污染治理、推动绿色产业发展、扩大绿色消费、实行环境信息公开、应对气候变化等方面法律法规制度。强化执法监督,加大违法行为查处和问责力度,加强行政执法机关与监察机关、司法机关的工作衔接配合。

(二十二)健全绿色收费价格机制。完善污水处理收费政策,按照覆盖污水处理设施运营和污泥处理处置成本并合理盈利的原则,合理制定污水处理收费标准,健全标准动态调整机制。按照产生者付费原则,建立健全生活垃圾处理收费制度,各地区可根据本地实际情况,实行分类计价、计量收费等差别化管理。完善节能环保电价政策,推进农业水价综合改革,继续落实好居民阶梯电价、气价、水价制度。

(二十三)加大财税扶持力度。继续利用财政资金和预算内投资支持环境基础设施补短板强弱项、绿色环保产业发展、能源高效利用、资源循环利用等。继续落实节能节水环保、资源综合利用以及合同能源管理、环境污染第三方治理等方面的所得税、增值税等优惠政策。做好资源税征收和水资源费改税试点工作。

(二十四)大力发展绿色金融。发展绿色信贷和绿色直接融资,加大对金融机构绿色金融业绩评价考核力度。统一绿色债券标准,建立绿色债券评级标准。发展绿色保险,发挥保险费率调节机制作用。支持符合条件的绿色产业企业上市融资。支持金融机构和相关企业在国际市场开展绿色融资。推动国际绿色金融标准趋同,有序推进绿色金融市场双向开放。推动气候投融资工作。

(二十五)完善绿色标准、绿色认证体系和统计监测制度。开展绿色标准体系顶层设计和系统规划,形成全面系统的绿色标准体系。加快标准化支撑机构建设。加快绿色产品认证制度建设,培育一批专业绿色认证机构。加强节能环保、清洁生产、清洁能源等领域统计监测,健全相关制度,强化统计信息共享。

(二十六)培育绿色交易市场机制。进一步健全排污权、用能权、用水权、碳排放权等交易机制,降低交易成本,提高运转效率。加快建立初始分配、有偿使用、市场交易、纠纷解决、配套服务等制度,做好绿色权属交易与相关目标指标的对接协调。

八、认真抓好组织实施

(二十七)抓好贯彻落实。各地区各有关部门要思想到位、措施到位、行动到位,充分认识建立健全绿色低碳循环发展经济体系的重要性和紧迫性,将其作为高质量发展的重要内容,进一步压实工作责任,加强督促落实,保质保量完成各项任务。各地区要根据本地实际情况研究提出具体措施,在抓落实上投入更大精力,确保政策措施落到实处。

(二十八)加强统筹协调。国务院各有关部门要加强协同配合,形成工作合力。国家发展改革委要会同有关部门强化统筹协调和督促指导,做好年度重点工作安排部署,及时总结各地区各有关部门的好经验好模式,探索编制年度绿色低碳循环发展报告,重大情况及时向党中央、国务院报告。

(二十九)深化国际合作。统筹国内国际两个大局,加强与世界各个国家和地区在绿色低碳循环发展领域的政策沟通、技术交流、项目合作、人才培训等,积极参与和引领全球气候治理,切实提高我国推动国际绿色低碳循环发展的能力和水平,为构建人类命运共同体作出积极贡献。

(三十)营造良好氛围。各类新闻媒体要讲好我国绿色低碳循环发展故事,大力宣传取得的显著成就,积极宣扬先进典型,适时曝光破坏生态、污染环境、严重浪费资源和违规乱上高污染、高耗能项目等方面的负面典型,为绿色低碳循环发展营造良好氛围。


国务院

2021年2月2日


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