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美国国家科学院发布了针对材料研究的第三次十年调查《材料研究前沿：十年调查》报告。这次的调查主要评估了过去十年中材料研究领域的进展和成就，确定了2020-2030年材料研究的机遇、挑战和新方向，并提出了应对这些挑战的建议。   《材料研究前沿：十年调查》报告指出，发达国家和发展中国家在智能制造和材料科学等领域的竞争将在未来十年内加剧。随着美国在数字和信息时代的发展以及面临的全球挑战，材料研究对美国的新兴技术、国家需求和科学的影响将更加重要。报告认为材料研究的机遇包括9个方面： 一、金  属 2020-2030年，金属和合金领域的基础研究将继续推动新科技革命和对材料行为的更深入理解，从而产生新的材料设备和系统。未来十年有前景的研究领域包括：迄今尚无法实现的在相同长度和时间尺度上进行耦合实验和计算模拟研究；原位/操作实验表征数据的实时分析；加工方法和材料组分创新，以实现下一代高性能轻质合金、超高强度钢和耐火合金，以及多功能高级建筑材料系统的设计和制造；理解多相高熵合金的固溶效应，并通过开发可靠的实验和计算热力学数据库创建在常规合金中不可能出现的微结构；通过实验和建模进一步理解纳米孪晶材料中的变形机制、分解应力的作用、微观结构演变的过程和机制。   二、陶瓷、玻璃、复合材料和混合材料 陶瓷和玻璃研究领域的新机遇包括：将缺陷作为材料设计的新维度，理解晶界相演化与晶相演变，确定制造陶瓷的节能工艺，生产更致密和超高温的陶瓷，探索冷烧结技术产生的过渡液相致密化的基本机制。玻璃将作为储能和非线性光学器件的固体电解质，广泛应用于储能和量子通信，研究的热点材料包括绝缘体结构上硅、III-V材料、具有飞秒激光写入特征的硅晶片、非线性光学材料。 复合材料和混合材料研究领域的新机遇包括：在聚合物树脂基材料和高性能纤维增强材料的成分组成上进行创新，使其具有更强的定制性和多功能性；开发可以快速评估和准确预测复合材料的复杂行为的分析和预测工具、多尺度建模工具套件；加强多维性能增强及梯度/形态关系领域的制造科学研究。钙钛矿材料未来的潜在研究方向是基于甲基铵的钙钛矿太阳能电池的稳定性以及有毒元素的替代研究。聚合物/纳米颗粒混合材料和纳米复合材料未来的研究重点是研究外部场（电、磁）对活性纳米粒子组装过程的影响。研究具有分布式驱动性能的软质和硬质复合材料，这是制备多材料机器人的理想材料。   三、半导体及其它电子材料 半导体及其它电子材料未来的工作重点将转向日益复杂的单片集成器件、功能更强大的微处理器以及充分利用三维布局的芯片，这需要研发新材料，以用于结合存储器和逻辑功能的新设备、能执行机器学习的低能耗架构的设备、能执行与传统计算机逻辑和架构截然不同的算法的设备。器件小型化和超越小型化方面的研究重点是提升极紫外（EUV）光刻的制造能力和薄膜压电材料性能。金属微机电系统合金的沉积技术和成形技术的发展有望实现物联网。下一代信息和能源系统将需要能提供更高功率密度、更高效率和更小占位面积的新型电子材料和器件。集成和封装的变化以及场效应晶体管、自旋电子器件和光子器件等新器件的出现，需要研发新材料来解决互连中出现的新限制。   四、量子材料 量子材料包括超导体、磁性材料、二维材料和拓扑材料等，有望实现变革性的未来应用，涵盖计算、数据存储、通信、传感和其他新兴技术领域。超导体方面的研究前沿是发现新材料、制备单晶、了解材料的分层结构及功能组件，研究重点包括研发可以预测新材料结构及性能的理论/计算/实验集成的工具；发现和理解新型超导材料，推动相干性和拓扑保护研究发展，进一步理解与更广泛量子信息科学相关的物质。磁性材料可能会出现“磁振子玻色爱因斯坦凝聚”等新集体自旋模式，非铁金属制备的反铁磁体将成为未来自旋动力学领域的重点研究方向。二维材料的重点研究方向包括：高质量二维材料及其多层异质结构的可控增长、异质结构和集成装置的界面（粘附和摩擦）力学、过渡金属二硫化物的低温合成等。在拓扑材料方面，机械超材料可能是新的重要研究方向，其具有负泊松比、负压缩性和声子带隙等新的机械性能。     五、聚合物、生物材料和其他软物质 聚合物将在环境、能源和自然资源应用、通信和信息、健康等领域发挥重要作用。 在环境领域： 聚合物应用的目标是以有效和可持续的方式使用原料和聚合物产品，研究方向包括：研究被忽视的原材料（如农业、工业或人类活动产生的废物，其他含碳或硅的物质）使其形成有用的聚合物材料；将自修复材料市场化以提高其寿命、耐用性和回收利用；加强分离技术或其他物理过程的研发以实现混合塑料回收。 在能源和自然资源应用领域： 研究方向包括：提高能量存储系统的安全性和效率，包括固体电解质、全有机电池和用于液流电池的氧化还原聚合物；开发用于能量转换的聚合物，包括有机光伏和LED、薄膜晶体管、热电材料、导致柔性和可穿戴系统；开发用于能量-水联结的聚合物，如膜和抗污染材料；提高能源效率及能运输清洁水的智能建筑材料；实施和整合绿色化学和工程原理、生命周期/可持续性思想，设计开发商品和先进聚合物技术。 在通信和信息领域： 研究方向包括：在聚合物和有机半导体中，提高器件中电荷传输的电荷载流子迁移率；在光电器件中，设计和开发考虑了结构/性质/工艺之间关系的半导体有机和聚合物材料；数据库的开发和使用。 在健康领域： 研究方向包括：提升基于聚合物的纳米材料的设计，扩展至免疫工程等新应用；开发能进一步控制微纳结构以及提高设备和植入物的定制、一次成型和现场制造可能性的增材制造技术；发展基于聚合物的组织工程以减少动物模型在药物测试和材料测试中的使用。 在基础聚合物科学领域： 研究方向包括：在多个尺度范围内研究聚合物的合成、结构控制、性质表征、动态响应等；建造和集成能力更强、更易于获取使用权的先进仪器；通过联合创新计划来打破实验至上和理论至上两类研究队伍之间的认知障碍；开发可获得、可扩展、同时具有更绿色生命周期的聚合物。 生物材料的进一步发展需要先进的合成方法、新颖的表征工具及先进的计算能力。未来的研究方向包括研究软物质的自主行为以及掌握具有与肌肉骨骼组织相当性质和功能的合成材料的制造方法。未来无机生物材料的重要研究方向包含生物金属的金属材料和陶瓷生物材料、用无机粉末的增材制造技术、生物分子材料性能的提升及糖化学。软生物材料的重要方向包括超分子组件中的结构控制、水凝胶材料中水的组织和动力学、纳米结构内多个生物信号的精确空间定位方法。   六、结构化材料和超材料 结构化材料具有量身定制的材料特性和响应，使用结构化材料进行轻量化，可以提高能效、有效负载能力和生命周期性能以及生活质量。未来的研究方向包括开发用于解耦和独立优化特性的稳健方法，创建结构化多材料系统等。 超材料是设计出来的具有特定功能（磁、电、振动、机械等）响应的结构化材料，这些功能一般在自然界不存在。超材料的未来研究方向包括：制造用于光子器件的纳米级结构，控制电磁相位匹配的非线性设计，设计能产生负折射率的非电子材料，减少电子跃迁的固有损失。   七、能源材料、催化材料和极端环境材料 能源材料的研究方向包括：持续研发非晶硅、有机光伏、钙钛矿材料等太阳能转换为电能的材料，开发新的发光材料，研发低功耗电子器件，开发用于电阻切换的新材料以促进神经形态计算发展。催化材料的研究方向包括：改良催化材料的理论预测，高催化性能无机核/壳纳米颗粒的合成，高效催化剂适合工业生产及应用的可扩展合成方案，催化反应中助催化剂在活性位场上的选择性沉积，二维材料催化剂的研究。 极端环境材料是指在各种极端操作环境下能符合条件地运行的高性能材料，研究方向包括：基于科学的设计开发下一代极端环境材料，如利用对材料中与温度相关的纳米级变形机制的理解来改进合金的设计，利用对腐蚀机理的科学理解来设计新的耐腐蚀材料；理解极端条件下材料性能极限和基本退化机理。   八、水、可持续性和洁净技术中的材料研究 碳捕集和储存的材料研究的机遇包括：基于溶剂、吸附剂和膜材料的碳捕集，金属有机框架等新型碳捕集材料，电化学捕集，通过地质材料进行碳封存。洁净水的材料问题涉及膜、吸附剂、催化剂和地下地质构造中的界面材料科学现象，需要开发新材料、新表征方法和新界面化学品。可再生能源储存方面的材料研究基于：研发多价离子导体和新的电池材料以提高锂离子电池能量密度，研发高能量密度储氢的新材料以实现水分解/燃料电池能量系统。 聚合物材料为可持续清洁技术领域提供独特的机遇和挑战，未来研究方向包括：利用可持续材料制备新塑料的方法，高度天然丰富的聚合物（如纤维素）的有效加工方式，稀土的高效使用、非稀土替代品的寻找和制备，稀土材料的回收和再利用，用于先进燃料电池的非铂催化剂。     九、移动、储存、泵送和管理热能的材料 热管理已成为从电池到高超音速飞机等诸多技术中最重要的方面之一，因为在高需求的设备和应用中，效率的微小提高会对能源的使用产生重大影响，需要加强能存储、转换、泵送和管理热能材料的开发。研究方向包括：开发更稳定和耐腐蚀的材料，或开发具有较大熔化热变化的新型相变材料，以提高太阳能热存储效率；开发新的热电材料，聚焦能量色散关系明显偏离传统谱带的固体材料；通过外力改变热特性或研究相变，开发新的有源热材料。   （来源：中国科学院科技战略咨询研究院）  

《财经》从多个独立信源了解到，国家油气管网公司挂牌的时间可能将推迟至今年8月。负责牵头筹备此事的国家发改委体改司目前仍在多方协调，确定最终方案。 中国政府已坚定油气市场化改革的决心，但操作层面的难度超出预期。 囿于资产划拨重组、人事安排等复杂操作事宜，国家油气管网公司原计划今年上半年挂牌的目标恐难实现。 国家油气管网公司的顶层设计现已基本成型： 副部级央企，由国资委直接管理，与三大石油央企平级。资产以天然气管网为主，成品油和原油管网也包括其中。此外，部分储气库、LNG接收站以及油品码头亦将划归国家油气管网公司。 在股权构成上，方案大概率是由国资委控股50%以上，三大石油央企参股。按照三大石油央企各自的管道资产规模粗略估算，中石油、中石化和中海油的持股比例约为7:2:1。 进入实施阶段后，关键在于中石油和中石化的管道资产如何从其上市公司里合情合理地剥离。 从资产规模上来看，国家油气管网公司的资产在3000亿元到5000亿元之间。这中间浮动的空间，即是其中资产重组的难题，也是各方博弈的焦点。 另据《财经》记者了解，参照电力行业的电建公司模式，在国家油气管网公司挂牌成立的同时，国家管网建设工程公司可能也将一起成立。 挂牌成立只是第一步，国家油气管网公司真正开始运营的时间，“至少要到挂牌一年半载之后。”多位业内人士表示。   史无前例的央企模式 按照“管住中间、放开两头”的改革思路，国家油气管网公司的组建事关本轮油气体制改革的成败。 本轮油气体制改革的开始可以追溯到2014年6月召开的中央财经领导小组第六次会议。该会议明确提出要积极推进能源体制改革，抓紧制定石油天然气体制改革总体方案。 但其后的三年时间里，油气体制改革进展缓慢，直至2017年才有新进展。2017年5月21日，新华社以通稿的形式发布了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》下发的消息，《意见》提出要“分步推进国有大型油气企业干线管道独立”。不过，新华社消息发布之后，改革意见全文始终没有公开。 从那时起，国家油气管网公司即将组建的消息就开始传出。到今年3月19日，中央全面深化改革委员会第七次会议审议通过《石油天然气管网运营机制改革实施意见》后，组建国家油气管网公司一事被认为只差临门一脚。该意见明确提出了将组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司。 时至今日，国家油气管网公司的顶层设计应该基本落定。综合多方信息来看，国家油气管网公司定位为副部级央企，由国资委直接管理，与三大石油央企平级。 国家油气管网公司的设计模式在央企里史无前例：所有权、运营权和使用权三权分离。国家油气管网公司在所有权方面实施混合所有制改革，由国资委代表国家控股，社会资本将可参股。其在运营方面保持独立，无论是否是国家油气管网公司的股东，在使用管网时地位平等。 国家油气管网公司的资产以天然气管网为主，成品油和原油管网也包括其中。 具体来说，设计压力5兆帕以上的管线有望划入国家油气管网公司，主要包括跨省干线和部分支线。属于三大石油央企的相关管网必须划入国家油气管网公司，而属于省级管网公司的则是自愿加入。 至于由城市燃气公司建设运营的管网，则暂不划入国家油气管网公司。“城燃公司旗下的管网应该不属于国家油气管网公司的职责范畴。”北京世创能源咨询公司董事长兼首席研究员、中石油规划研究总院管道所原副所长杨建红对《财经》记者说，“城燃公司旗下管网是配气管网，国家油气管网公司的职责是管理运营输气管网，两者不是一个概念。” 另一方面，储气库、LNG接收站，以及油品码头等设施可能也是国家油气管网公司的资产，但这些设施只是部分划入国家油气管网公司。三大石油央企保留哪些，剥离哪些备受关注，目前尚无相关信息披露。 多位业内人士认为，这样设置是为了让三大石油央企仍具有一定的竞争优势，保留其部分优质资产。而国家油气管网公司仅拥有部分储气库和码头就可实现公平开放的目的。 值得注意的是，为了国家油气管网公司资产的安全和稳定，跨境管道暂不划入国家油气管网公司，仍由中石油运营管理。跨境管道股权结构复杂，境外部分存在一定的管理风险，“现在还没到划入国家油气管网公司的时候。”中石油内部相关人士对《财经》记者说。 在组织构架基本清晰的情况下，国家油气管网公司的挂牌时间迟迟未定，除了资产重组较为复杂之外，可能还与相关人事安排难以确定有关。国家油气管网公司的一把手，被期许要具备油气央企和地方政府的双重经验，而且其本身就应该已具有副部级职位。符合条件的人选不多，即使确定人选了，组织考察也还需要一段时间。   难题：如何从“三桶油”剥离资产 “三桶油”现拥有国内油气管网总里程80%以上，成立国家油气管网公司无异于对其割肉。 中石油集团国内运营的油气管道总长度为 8.4万公里，约占全国总里程的63%，其原油管道、天然气管道长度分别占全国的68.9%、76.2%。中石化和中海油的管道总里程没有官方口径数据，有统计称中石化旗下油气管网约占全国的15%，中海油约占7%。 将“三桶油”的管网划归到国家油气管网公司之后，“三桶油”在国家油气管网公司里将各自拥有一定的股份。对于各家所持股份的具体数额，则是一个各方博弈的难题。 知情人士透露，经过多轮商讨，大概率落地的方案是由国资委控股50%以上，三大石油央企参股。按照三大石油央企各自的管道资产规模粗略估算，中石油、中石化和中海油的持股比例约为7:2:1。 另一个难题是：如何将中石油和中石化的管道资产从其上市公司里剥离。“管道在上市公司里的原值是多少？增值了多少？划拨到新的公司里如何作价？这些都需要有精确的计算，以及合理的评估。”中石油经济技术研究院高级经济师徐博对《财经》说，“国有资产的划拨也需要符合证券市场的程序，这不是一时半会儿可以完成的。” “三桶油”为剥离管道资产做了一定的准备。其中，中石油已对天然气管道运营和销售业务进行了拆分，实现了运销分离、独立运营。中石化旗下的天然气管道建设、营运和销售业务虽然尚未拆分，但也已经做了单独的资产评估，并做了成本信息公开。 对于国家油气管网公司的成立，中石油在“三桶油”里是最“受伤”的。不仅直接减少了其利润，还降低了其对天然气市场的控制力。再加上进口气的亏损，中石油未来在天然气板块的盈利能力堪忧。 中石油财报显示，2018年，该公司天然气与管道板块经营利润255.15 亿元，比 2017 年增长 62.6%；同年，其销售进口气净亏损249.07亿元。“进口气的亏损以后如果全部由中石油承担的话，中石油的天然气板块将全面亏损。”徐博说，“更合理的方案应该是：在剥离资产的同时，也相应地分摊债务。” 而从硬币的另一面来看，徐博认为，国家油气管网公司的成立无疑将有利于天然气的市场化改革。这也是业内人士的共识。   即将掀起管网建设高潮？ 由于油品管道的运输方向较为固定，国家油气管网公司的成立对油品市场的影响不大，其影响主要是在天然气产业。政府重组管网的初衷就是为了加快管网建设，鼓励天然气下游市场的发展。 在能源结构转型的大背景下，天然气产业被视为清洁的石化能源，是今后相当一段时期内的最佳主体能源。但管网的欠缺是我国天然气产业大发展的短板，成立国家油气管网公司是补短板之举。 公开资料显示，目前国内油气长输管道总里程约13.31万公里，其中，天然气管道约7.72万公里。 与北美、欧洲天然气大国相比，中国管网里程明显偏少。美国天然气干线管道长度为42万公里，俄罗斯天然气干线管道长度为19万公里。从干线管道密度来看，中国仅为美国的1/8、法国的1/9，且互联互通程度低。中国政府经过考察和调研后决定，将中国天然气产业发展对标美国。 因此，国家油气管网公司成立后面临的第一大挑战可以说就是融资和建设。国家发改委和能源局发布的《中长期油气管网规划》提出：到2025年，油气管网规模达到24万公里，其中原油、成品油、天然气管道里程分别为3.7万公里、4万公里、16.3万公里。 也就是说，未来五六年的时间里，新建油气管网的总里程要超过10万公里，天然气管道的总里程目标则要翻一番。 在此之前，中石油是天然气管网建设的主力。2018 年，中石油在天然气与管道板块的支出 265.02 亿元，主要用于西气东输三线闽粤支干线、中俄东线天然气管道北段等多条管道建设。2019 年，其支出预算 178亿元，用于天然气支干线和销售终端等项目建设。 成立国家油气管网公司之后，建设管网的钱从哪里来？“管网是优质资产，以后只会更吸引投资。”杨建红乐观地说，中国的天然气需求还会继续快速增长，很多社会资本都对此感兴趣。国家油气管网公司挂牌成立后就应该进行会混合所有制改革，并谋求上市，这将是民企的投资机会。 与管网建设问题同样受关注的是天然气价格的变化情况。这是影响天然气市场未来发展的关键因素。 目前，国内天然气价格小幅上涨。业内人士认为，这与中石油预期管网将被剥离不无关联。 从长期来看，天然气价格的上涨不具备持久性。徐博表示，统一的天然气管网必定会有更高的效率，还会有助于增加气源供应，相应地就会降低终端价格。 杨建红的观点则是：“国家油气管网公司的成立可以降低管输成本，但天然气价格是否下降还受其它多重因素影响。” 从电网公司的情况来看，发电和与输配电的分离并未直接推动电价的下降，反而让电网公司形成了新的垄断和价格话语权。如果要促进天然气下游市场的发展，国家油气管网公司未来的运营监管尤为关键。 （文章来源：财经网）

 国家能源局近日发布了《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，国家能源局新能源司有关负责人就文件出台的背景、目的、工作机制和竞争配置项目的要求等进行解读。     一、关于对《2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（以下简称《通知》）的解读     （一）《通知》的背景和目的是什么？     近年来，我国风电、光伏发电持续快速发展，技术水平不断提升，成本显著降低，开发建设质量和消纳利用明显改善。2019年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号），在具备条件的地区建设一批平价上网项目。与此同时，完善需国家补贴的项目竞争配置机制，减少行业发展对国家补贴的依赖。2019年风电、光伏发电总的导向就是坚持稳中求进总基调，加快技术进步和补贴强度降低，做好项目建设与消纳能力协调，实现高质量发展。     （二）《通知》的总体要求是什么？     《通知》对2019年度风电、光伏发电项目建设提出四项总体要求。一是积极推进平价上网项目建设，在组织开展工作的时间顺序上，先开展一批平价上网项目建设，再开展需国家补贴项目的竞争配置工作。二是严格规范补贴项目竞争配置，需要国家补贴的项目均必须经过严格规范的竞争配置方式选择，而且上网电价是重要竞争条件，优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目。三是全面落实电力送出和消纳条件，新增建设项目必须以电网具备消纳能力为前提，避免出现新的弃风弃光问题，在同等条件下对平价上网项目优先保障电力送出和消纳条件。四是优化投资建设营商环境，要求省级能源主管部门对申请项目的土地使用等非技术成本降低的落实情况进行核实，并要求派出能源监管机构加强对有关事项的监督。     二、关于对《2019年风电项目建设工作方案》（以下简称《风电工作方案》）的解读     （一）《风电工作方案》对风电发展具有什么作用？     “十三五”以来，我国风电有序平稳发展，技术持续进步，成本逐步降低。2019年一季度末，全国风电累计并网装机容量达到1.89亿千瓦，已达到“十三五”规划目标的90%。为实现风电高质量发展，国家能源局印发《风电工作方案》，突出积极推进平价上网和加大力度竞争配置的主攻方向，强化风电项目的电力送出和消纳保障，为提高风电市场竞争力打好基础，推动风电产业进入高质量发展的新阶段。     （二）2019年各地区新增风电项目的建设规模必须符合什么条件？     各地区组织新增风电项目建设必须符合两个前提条件：一是依据规划建设，《可再生能源发展“十三五”规划》、《风电发展“十三五”规划》以及《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》对各省（区、市）均提出了2020年风电累计并网目标。本地区可以通过竞争配置方式分配的需国家补贴项目的总量规模的确定方法为：以本地区并网目标为基准，减去2018年底已累计并网装机容量和已核准有效且企业承诺继续建设的项目总规模；其中，分散式风电、海上风电、平价上网项目、国家能源局专项布置的示范试点项目和跨省跨区外送通道配套项目不计入测算。     二是严格将消纳能力作为前提条件。各省级电网企业出具电力送出和消纳意见，作为本年度各省级区域新增风电建设规模的前提条件，以确保存量项目和新增项目均能高效利用，避免出现新的弃风问题。即便是按照上述规划依据本地区还可以有新的竞争配置风电总量规模，但如果没有消纳能力，2019年也不能组织需国家补贴的风电项目竞争配置。而且新的平价上网项目建设也必须以具备消纳能力为前提条件，不落实消纳能力也不能建设。     （三）《风电工作方案》对支持平价上网风电项目有什么考虑？     总体上鼓励并支持在同等条件下优先建设平价上网风电项目。一是对2019年度已没有需国家补贴竞争配置项目总量规模的地区，在确保具备消纳条件的前提下，可开展建设与消纳能力相匹配的平价上网风电项目；二是在各地区消纳能力配置方面，在不影响已并网和核准有效项目的电力消纳基础上，测算确认的消纳能力优先向新建平价上网项目配置。三是对已核准在有效期的在建项目，如果消纳能力有限，优先落实自愿转为平价上网的项目的电力送出和消纳。     （四）2019年风电项目竞争配置的工作机制和具体要求是什么？     在工作的组织方式上，风电项目竞争配置延续以往方式。各省（区、市）需国家补贴风电项目的总量规模按照国家有关规划及实施机制和电网消纳能力确定，各省级能源主管部门按照国家能源局的工作要求制定竞争配置工作方案（或竞争配置办法），自行组织竞争将总量规模配置到具体项目。     在组织开展工作的先后顺序上，2019年度先组织平价上网项目，在国家能源局公布2019年度第一批平价上网风电项目名单之后，各省级能源主管部门再启动需国家补贴的风电项目的竞争配置工作。     对竞争配置项目的建设方案，要求各省级能源主管部门按照《风电工作方案》有关要求，制定2019年度风电建设方案，包括新增建设规模及布局、竞争配置工作方案（或竞争配置办法）、送出消纳能力意见等内容，其中竞争配置上限电价为国家价格部门发布的指导价，不得采取各种方式设置下限电价。有关省级能源主管部门应将年度风电建设方案抄送国家能源局，国家能源局根据管理职责对年度风电建设方案进行监督（但并不审批），对不符合规划落实情况和公平竞争原则以及电力送出消纳条件不落实的年度风电建设方案提出整改意见。各省级能源主管部门按照年度风电建设方案组织需国家补贴风电的竞争配置工作。     （五）对竞争配置工作方案有什么指导意见和要求？     《风电工作方案》附有《风电项目竞争配置指导方案》（2019年版）（以下简称《指导方案》），对各省级能源主管部门制定竞争配置工作方案（或竞争配置办法）提供了指导，同时也提出了一些基本要求。考虑各地区情况有所差别，不宜制定全国通用的竞争配置工作方案（或竞争配置办法）。各省级能源主管部门根据《指导方案》，结合本地区实际制定竞争配置工作方案（或竞争配置办法）更具有针对性，可操作性也更强。     风电项目竞争配置有两种方式：第一种方式为企业完成了项目前期工作，通过参加竞争配置进入国家补贴范围；第二种方式为地方政府部门完成了项目前期工作，通过竞争方式选择项目投资企业。《指导方案》对两种方式分别提出了竞争要素和参考评分标准，对最核心的竞争要素——申报电价提出明确要求：如果采取综合评分法，电价权重不得低于40%；也可采取先技术评选、再电价比选的方式。另外，在企业能力的业绩项评分要求中，对本省（区、市）业绩分值也作了限制性规定，比例不应超过业绩分值的35%，该项规定主要是为了防止地方保护。     （六）如何对待存量在建风电项目？     为保障企业合理利益和规范市场竞争，《风电工作方案》明确，对已核准风电项目建立项目信息管理台账，进行分类指导。考虑已核准存量风电项目已开展前期工作且有部分资金投入，为保障企业合理利益，符合国家风电建设管理要求且在项目核准有效期内的风电项目，执行国家有关价格政策，不要求重新参与竞争配置。不满足《企业投资项目核准和备案管理办法》中规定的项目核准文件有效期限的风电项目，如项目单位希望继续建设，需重新参与竞争配置或自愿转为平价上网项目。     （七）对海上风电项目有什么特殊管理要求？     目前，海上风电项目度电补贴强度高，技术难度大，各方面建设条件协调复杂，应该有序稳妥建设。一是要求各有关省级能源主管部门根据海上风电有关规划有序推进建设。各有关省级能源主管部门依据《风电发展“十三五”规划》和国家能源局批复的本省级区域的海上风电发展规划确定2020年底前可并网项目和可开工建设项目。为做好海上风电上网电价政策调整衔接，还要求明确2021年底前可建成并网项目。为防止部分地区盲目推进海上风电建设，要求有关省级能源主管部门加强海上风电项目核准管理，对核准前置条件不齐全的海上风电项目，核准文件由项目核准机关依法予以撤销。二是考虑海上风电与陆上风电差别较大，现阶段有一些特殊要求，有关省级能源主管部门应对海上风电项目竞争配置制定专门的竞争配置工作方案（或竞争配置办法）。     （八）对新增建设风电项目重点强化哪些建设条件？     为加强事中事后监管，维护良好的投资营商环境，《风电工作方案》提出对各类新建风电项目应落实的建设条件加强监测核实的要求。一是对项目的土地使用可能涉及征收城镇土地使用税的，要求场址选择避开相关土地范围，而且地方政府有关部门不得以各种方式增加企业负担和项目不合理成本，要求省级能源主管部门加强有关政策条件的审核把关。二是对项目的电力送出和消纳条件核实，要求省级能源主管部门会同国家能源局派出能源监管机构指导督促电网企业测算论证消纳能力，并投资建设接网及配套电网工程。     （九）为什么对风电项目信息报送提出严格要求？     现阶段，绝大多数风电项目需要国家补贴，对项目补贴资格的复核是一项重要工作。国家能源局会同财政部、国家发展改革委，依托水电水利规划设计总院设立了国家可再生能源发电项目信息管理平台，在该平台系统对所有需国家补贴的可再生能源发电项目进行信息登记、电量监测统计、补贴资金发放核算等管理工作。     2019年度风电项目建设管理，对各省（区、市）新增需国家补贴项目的总量规模有严格的测算条件，对2018年底前并网装机容量和核准有效在建项目均需要严格核实，为此，对各地区和项目单位提出了限期完成存量项目信息填报的要求，逾期未填报、信息填报错误导致不能纳入国家补助目录，视为项目单位自动放弃补贴资格。     同时《风电工作方案》中明确，对新建各类风电项目也要求完善信息填报，特别是土地使用等非技术成本相关政策落实情况、电力送出和消纳落实情况等重要建设条件。这样做有利于完善风电项目的信息化管理，有利于更好地落实“放管服”的工作要求，有利于风电项目建设与接网等电网工程的建设进度衔接，有利于全方位加强对风电建设和运行有关政策落实的监测管理。     三、关于对《2019年光伏发电项目建设工作方案》（以下简称《光伏工作方案》）的解读     （一）《光伏工作方案》出台背景和起草过程？     近年来，国家能源局认真学习贯彻习近平总书记关于“四个革命、一个合作”能源安全新战略的重要论述，以及党的十九大关于“壮大清洁能源产业”的战略部署，积极推动新能源发展。在国家政策支持和各方共同努力下，光伏发电应用规模不断扩大，技术水平明显提升，成本下降成效显著。2018年底光伏发电装机规模达到1.74亿千瓦，年发电量1775亿千瓦时，均居世界首位，在推动能源转型中发挥了重要作用。但另一方面，光伏发电迅猛增长也带来补贴缺口持续扩大、部分地区弃光限电等问题，需要根据发展实际和新形势新要求，调整发展思路，完善发展政策，既要适应能源转型要求进一步扩大光伏发电规模，又要处理好与电网消纳和财政补贴的关系，推动光伏发电从高速增长向高质量发展转变。     2018年下半年，国家能源局即着手与有关部门沟通研究2019年光伏建设政策思路。2019年2月中下旬，分三次组织召开了有企业，行业协会、学会、商会、专家、媒体、金融机构、投资机构及省级能源主管部门参加的座谈会，充分听取意见，研究完善政策思路。之后又多次召开讨论会反复研究，在此基础上形成《光伏工作方案》（征求意见稿），于4月12日通过国家能源局门户网站向社会公开征求意见（4月26日截止），并委托行业协会、学会、商会征求光伏企业意见。根据征求意见情况对《光伏工作方案》做了进一步修改完善。5月8日国家能源局领导主持召开会议，向企业、行业协会、学会、商会、地方反馈征求意见情况，为保障政策科学有效和平稳实施奠定了基础。     （二）《光伏工作方案》的政策考虑、总体思路和建设机制是什么？     今年光伏发展政策的基本考虑是“稳、转、改”，稳就是稳市场稳预期，转就是推动光伏发电从高速增长向高质量发展转变，改就是改革光伏发电管理机制、完善光伏发电发展政策。     总体思路是市场导向、竞争配置、以收定支、分类管理、稳中求进。市场导向就是要落实“放管服”改革要求，能交给市场的就交给市场，必须由政府管理的也要采用市场化的办法，国家不再安排光伏发电建设规模；竞争配置就是需要国家补贴的光伏发电项目（除光伏扶贫、户用光伏外）原则上都要采取竞争配置方式确定项目业主和电价补贴，国家不再给各省下达年度建设规模；以收定支就是根据筹资能力确定补贴规模，按补贴规模由市场确定需要补贴的光伏发电建设规模；分类管理就是将光伏发电项目分为不需要国家补贴项目和需要国家补贴项目两类，并根据需要国家补贴项目的不同特点和补贴政策，分类组织实施；稳中求进就是要稳市场稳预期，在2018年基础上保持光伏产业合理新增规模，合适发展速度，促进光伏发电及上游制造业持续健康发展。     《光伏工作方案》对今后光伏发电建设管理在机制上做了调整，具体讲可以概括为“六个定”，即财政部门定补贴额度、价格部门定价格上限、能源部门定竞争规则、企业定补贴强度、市场定建设规模、电网定消纳能力。实行这个新机制后，光伏发电发展的市场化导向更明确、补贴退坡信号更清晰、财政补贴和消纳能力落实的要求更强化、“放管服”的改革方向更坚定。     （三）《光伏工作方案》的政策定位是什么？对未纳入以往国家建设规模且已并网的光伏发电项目如何考虑？     《光伏工作方案》是针对2019年新建光伏发电项目的，即只有2019年新建的需要国家补贴的光伏发电项目（除光伏扶贫、户用光伏外）才可以参与补贴竞价，其中《光伏工作方案》印发前已并网的本年度新建项目须提供电网企业出具的并网时间证明。     近年来光伏发电发展迅速，一些省份为了支持地方光伏发电发展、推动能源转型，在国家下达规模之外自行安排了一些项目。从前期统计梳理的情况来看，这类项目总量还不小。按照国家相关政策，未纳入国家建设规模的项目不纳入国家补贴范围。如果允许这类项目参与2019年补贴竞价，势必会挤占今年新建项目规模，进而影响上游制造产能合理释放，同时今年安排的30亿元补贴目的是支持本年度光伏发电新建项目，保障光伏发电及上游制造业保持合理新增规模，合适发展速度。基于上述考虑，《光伏工作方案》明确今年参与补贴竞价的范围是2019年新建项目。鉴于未纳入以往国家建设规模且已并网的光伏发电项目已经形成一定规模且对能源转型发挥了积极作用，存在这类项目的省份要根据本省实际积极采取措施妥善解决，国家能源局也将会同有关部门在研究相关政策时统筹考虑，通过转为平价上网项目、绿证交易等措施逐步解决。     （四）需要国家补贴的光伏发电项目组织实施的工作机制是什么？     鉴于光伏扶贫项目国家有专门政策规定，户用光伏项目实行切块管理，因此《光伏工作方案》明确除光伏扶贫、户用光伏外，其余需要国家补贴的光伏发电项目原则上均由地方通过竞争配置方式组织项目、国家通过竞价排序确定补贴名单。具体工作机制为：     1. 省级能源主管部门负责竞争配置项目的组织实施，按照《光伏工作方案》要求，严格规范操作，及时组织本省拟参与全国补贴竞价项目，按时向国家能源局报送拟申报补贴项目的有关信息。需要说明的是，对于业主在自有产权建筑物或场地自建光伏发电项目，以及工商业屋顶光伏和企业已开展前期工作且经地方政府确认的项目，根据《光伏工作方案》意见，可不进行项目业主竞争配置，通过省级能源主管部门直接申报国家补贴竞价。这样做，既体现了对业主在自有产权建筑物或场地自建光伏发电项目的支持，也保障了已开展前期工作项目业主的合理权益。     2. 国家能源局主要负责对各地申报的补贴竞价项目按《光伏工作方案》确定的规则进行全国竞价排序，确定纳入国家补贴范围项目名单。     3. 为加强对今年光伏发电建设工作的监管，保证公平公正、规范开展相关工作，《光伏工作方案》要求国家能源局派出监管机构需提前介入和参与消纳能力论证、竞争配置工作方案制定等工作，加强对监管区域电网消纳能力论证、项目竞争配置、电网送出落实、项目并网和消纳等事项的监管。     （五）补贴竞价项目申报需具备什么条件？     企业申报竞价补贴项目需具备以下条件。一是项目必须是2019年新建项目，其中《光伏工作方案》发布前已并网的本年度新建项目须提供电网企业出具的并网时间证明。二是项目所在地符合市场环境监测管理要求，项目具备接入和消纳条件。普通光伏项目需按单个项目提供接网消纳支持性文件，工商业分布式光伏项目只需提供所在地市或省份的电网企业针对多个分布式项目（或新增分布式项目装机总量）统一出具的接网消纳文件。三是项目具备土地（场地）建设条件，需提供土地（场地）落实的支持文件。此外，由于竞争配置原则上一年组织一次，企业需要按照地方竞争配置工作方案及信息上报时间、内容要求等，及时准确向地方能源主管部门上报信息。     （六）为什么把工商业分布式项目和普通电站统一竞价？     将需要国家补贴的新建光伏发电项目统一竞价，通过市场手段充分竞争，符合产业发展方向和深化“放管服”改革要求。一方面近年来工商业分布式光伏发展迅速，市场规模和占比持续提高，从成本和竞价能力看，已经具备了和普通电站竞争的实力和条件。另一方面把工商业分布式项目和普通电站统一竞价，由市场竞争确定规模份额，避免了对工商业分布式和普通电站人为进行资金切块分配，更加公平合理。     （七）国家是否出台统一的项目竞争配置办法，具体有何考虑？     为了规范地方竞争配置工作，《光伏工作方案》对地方竞争配置提出了原则要求，明确了主要的竞争要素，即竞争配置工作方案要明确技术标准、环境保护、安全质量、建设条件等要求，坚持公开、公平、公正原则，保障充分合理竞争，严禁限价竞争或变相设置中标底线价格，各地在竞争配置中要认真落实。同时考虑各地情况千差万别，为使竞争配置方案更加符合各地实际，《光伏工作方案》明确由各省根据各自实际按本通知要求制定适合本省的竞争配置工作方案，国家不出台统一的竞争配置办法。这样既保证了竞争配置总的原则和方向统一，又给各省一定的灵活性。此外，各省组织的项目后续还要参加全国统一竞价排序，这对各省做好竞争配置工作也是一种把关和监督，有利于确保工作质量，提高工作效率。     （八）上网电价修正规则是如何考虑的？     《光伏工作方案》明确，国家能源局根据修正后的上网电价报价由低到高遴选纳入补贴范围的项目，其核心是在国家财政主管部门确定的2019年补贴资金预算总额下，优先支持电价退坡力度大的项目，以加速补贴退坡，扩大市场规模。对于不同资源区、不同类别项目申报电价进行修正，主要是考虑资源条件和建设成本等差异，通过电价修正使得各地各类项目具有可比性，具备在全国统一竞价排序的条件，同时也避免了对不同资源区、不同类别项目进行补贴资金切块分配。     按照修正后电价进行排序遴选，机制上与2019年光伏电价政策是衔接的，且电价补贴退坡力度大的项目靠前排序，也符合光伏发电产业发展需求和降成本、去补贴方向。政策制定过程中，也研究过按补贴强度由低到高进行排序遴选，但从目前情况来看，各省燃煤标杆电价不一，甘肃、新疆、内蒙、宁夏等中西部自然资源条件较好的欠发达地区燃煤标杆电价普遍偏低，所以综合考虑与现行电价机制衔接、已形成的产业布局、资源开发与产业发展等因素后，没有采用这种办法。     （九）补贴竞价项目电价补贴如何计算？     在全国排序累计补贴总额时，先按“度电补贴强度×装机容量×年利用小时数”计算各项目年补贴额，然后逐个项目累加计算总额。对于年利用小时数，有保障小时的按保障小时计算；未规定保障小时的，按II类地区1300、III类地区1100基础小时计算。需要说明的是，这个小时数只是为全国补贴竞价排序时计算补贴总额用，项目实际运营时按照实际上网电量（普通电站和全额上网模式分布式）或全电量（“自发自用、余电上网”分布式）获得补贴。     （十）户用光伏350万千瓦规模是如何考虑的？文件发布前（含2018年）建成并网、未纳入国家补贴的户用光伏适用什么政策？     为支持户用光伏发展，综合考虑财政补贴预算总额、户用光伏补贴强度以及2018年结转项目等因素，同时兼顾户用光伏和补贴竞价项目关系，参考近几年户用光伏的实际发展情况以及2019年安排一个月时间的建设缓冲期，经研究并商有关各方，最终确定2019年纳入国家补贴规模的新建户用光伏350万千瓦，对应补贴预算7.5亿元。     对文件发布前（含2018年）建成并网、未纳入国家补贴的户用光伏项目，《光伏工作方案》明确可按规定向所在地电网企业申报，经当地备案机关和电网企业联合审核确认后，纳入2019年财政补贴规模，执行《国家发展改革委关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2019〕761号）。     （十一）如何保障列入补贴范围项目能够落实实施？     列入补贴范围项目按期落实实施是保障今年光伏发电实现“稳中求进”发展目标的重要条件。为保障列入补贴范围项目能够落实实施，《光伏工作方案》提出了明确要求。一是明确项目申报前置条件，设定合理申报门槛。一方面，为保证列入补贴范围项目按期建成并网，门槛不能过低；另一方面为保证项目补贴竞价的充分性，门槛也不能太高。据此，《光伏工作方案》规定普通光伏项目、工商业分布式光伏项目需提供申报项目接网消纳条件、土地（场地）落实情况支持性文件。普通光伏项目需按单个项目提供接网消纳支持性文件，工商业分布式光伏项目只需提供所在地市或省份的电网企业针对多个分布式项目（或新增分布式项目装机总量）统一出具的接网消纳文件。二是明确建设期限。对逾期未建成并网项目，每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时，在申报投产所在季度后两个季度内仍未建成并网的，取消项目补贴资格。三是加强事中事后监管。将各省列入国家补贴范围光伏发电项目逾期未建成并网情况作为光伏发电市场环境监测评价和下一年度申报的重要因素。此外，各省在制定本地区域统一的竞争性配置资源工作方案时，应结合各自实际情况制定保障项目顺利实施的具体要求。

国家发展改革委关于降低一般工商业电价的通知 发改价格〔2019〕842号 各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委（物价局），国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司： 为贯彻落实《政府工作报告》关于一般工商业平均电价再降低10%的要求，现就采取第二批措施降低一般工商业电价有关事项通知如下。 一、明确主要降价措施 （一）重大水利工程建设基金征收标准降低50%形成的降价空间（市场化交易电量除外），全部用于降低一般工商业电价。 （二）适当延长电网企业固定资产折旧年限，将电网企业固定资产平均折旧率降低0.5个百分点；增值税税率和固定资产平均折旧率降低后，重新核定的跨省跨区专项工程输电价格具体见附件，专项工程降价形成的降价空间在送电省、受电省之间按照1︰1比例分配（与送电省没有任何物理连接的点对网工程降价形成的降价空间由受电省使用）。上述措施形成的降价空间全部用于降低一般工商业电价。 （三）因增值税税率降低到13%，省内水电企业非市场化交易电量、跨省跨区外来水电和核电企业（三代核电机组除外）非市场化交易电量形成的降价空间，全部用于降低一般工商业电价。其中，之前由我委发文明确上网电价的大型水电站和核电站，其上网电价由受电省省级价格主管部门考虑增值税税率降低因素测算，报我委（价格司）备案后公布执行。 （四）积极扩大一般工商业用户参与电力市场化交易的规模，通过市场机制进一步降低用电成本。 二、抓紧发布第二批降价政策文件 各省（区、市）价格主管部门要抓紧研究提出利用上述降价空间相应降低当地一般工商业电价的具体方案，按照程序于5月底前发文，于7月1日正式实施，同时报我委（价格司）备案。此外，相应降低各省（区、市）一般工商业输配电价水平。 三、其他要求 各省（区、市）价格主管部门、电网企业要统筹谋划、精心组织，确保上述降电价政策平稳实施。要认真清理规范商业综合体、产业园区、写字楼等转供电环节不合理收费、不及时传导等问题，切实将降低一般工商业电价政策红利传导至终端用户。同时，主动加强政策宣传，准确解读国家将一般工商业电价平均降低10%的措施，积极宣传取得的成效，营造良好的舆论氛围。 附件：跨省跨区专项工程输电价格 国家发展改革委 2019年5月15日

 一、2019年一季度全国电力供需状况   　　（一）全社会用电量增速回落，当季增速符合年初预期   　　一季度，全国全社会用电量1.68万亿千瓦时、同比增长5.5%，环比上年四季度回落1.8个百分点，当季增速符合年初预期。分月份看，1-2月份全社会用电量同比增长4.5%；3月份增速上升至7.5%。3月份工业生产的回升，是当月全社会用电量增速回升的重要原因，当月工业用电量增长对全社会用电量增长的贡献率从1-2月的14.5%上升至3月份的55.0%。   　　主要特点有:   　　一是第二产业用电量增速回落。一季度，第二产业用电量1.09万亿千瓦时，同比增长3.0%，环比上年四季度回落3.9个百分点；第二产业用电量占全社会用电量比重为65.2%，同比降低1.6个百分点。制造业用电量8027亿千瓦时，同比增长3.4%，其中，在上年同期低基数以及工业生产回升的拉动下，3月份制造业用电量增长9.0%。从制造业几大类行业来看，一季度高技术及装备制造业[1]用电量同比增长4.3%，高于制造业用电量增速。消费品制造业[3]用电量增长3.3%。四大高载能行业[2]用电量同比增长2.8%，其中，非金属矿物制品业用电量增长7.0%；化学原料和化学制品制造业用电量增长2.9%；黑色金属冶炼和压延加工业用电量增长2.8%；有色金属冶炼和压延加工业用电量增长0.4%。      　　二是第三产业用电量继续快速增长。一季度，第三产业用电量2859亿千瓦时、同比增长10.1%，占全社会用电量比重为16.3%、同比提高0.7个百分点。其中，信息传输、软件和信息技术服务业用电继续延续近年来快速增长势头，同比增长15.6%；租赁和商务服务业、房地产业、批发和零售业用电量同比分别增长14.4%、12.7%、11.8%；交通运输、仓储和邮政业用电量增长9.2%。   　　三是城乡居民生活用电量快速增长。一季度，城乡居民生活用电量2830亿千瓦时、同比增长11.0%，所占全社会用电量比重为16.0%、同比提高0.8个百分点。 其中，城镇居民生活用电量1613亿千瓦时，同比增长10.2%；乡村居民生活用电量1218亿千瓦时，同比增长12.2%。   　　四是第一产业用电量较快增长。一季度，第一产业用电量160亿千瓦时、同比增长6.8%，占全社会用电量比重为0.9%、与上年同期持平。其中，畜牧产品、渔业产品规模化生产逐步增多，带动畜牧业、渔业用电量分别增长8.6%和12.4%。   　　五是第三产业和城乡居民生活用电量增长是全社会用电量增长的主要拉动力。一季度，第二产业用电量增长对全社会用电量增长的贡献率为36.4%，同比降低10.4个百分点，是全社会用电量增速回落的重要原因。第三产业、城乡居民生活用电量增长对全社会用电量增长的贡献率分别为30.2%和32.2%，同比分别提高5.0和5.7个百分点；两者贡献率合计达到62.4%，是支撑全社会用电量增长的最主要动力。   　　六是中西部地区用电量增速领先，绝大部分省份用电量正增长。一季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长3.7%、8.3%、7.3%和2.4%；中部、西部地区用电量占全国用电量的比重均同比提高0.5个百分点；东部和东北地区用电量占比同比分别降低0.8和0.2个百分点。全国31个省份中除青海和黑龙江外，其他29个省份用电量均实现正增长；16个用电量增速高于全国平均水平的省份中，除海南、河北和浙江3个省份外，其余均属于中、西部省份。   　　（二）电力延续绿色低碳发展趋势，电力投资和投产规模同比下降   　　一季度，全国主要电力企业合计完成投资908亿元、同比下降16.0%。其中，电源投资下降4.3%，电网投资下降23.5%。截至3月底，全国6000千瓦及以上发电装机容量18.1亿千瓦、同比增长5.9%；全国全口径发电装机容量19.2亿千瓦、同比增长6.4%。电力供应主要特点有：   　　一是新能源发电以及煤电新增装机规模同比减少。全国新增发电装机容量1788万千瓦，同比少投产716万千瓦。其中，煤电投资同比下降31.3%，新增煤电装机397万千瓦、同比少投产23万千瓦；新增非化石能源发电装机容量1192万千瓦，占新增发电装机总容量的66.7%。3月底，全国并网风电装机容量1.9亿千瓦、同比增长12.7%；全口径并网太阳能发电装机1.8亿千瓦、同比增长29.3%。   　　二是非化石能源发电量快速增长。一季度，全国规模以上电厂发电量为1.67万亿千瓦时，同比增长4.2%。其中，火电发电量1.27万亿千瓦时、同比增长2.0%；水电发电量2159亿千瓦时、同比增长12.0%；核电发电量770亿千瓦时、同比增长26.1%。全国全口径并网风电、并网太阳能发电量分别为1041、439亿千瓦时，同比分别增长6.1%和26.6%。   　　三是除水电外的其他类型发电设备利用小时均同比下降。一季度，全国发电设备平均利用小时919小时、同比下降4小时。其中，由于来水情况相对较好，水电691小时、同比提高74小时；火电1083小时、同比下降6小时，其中，煤电1122小时、同比下降3小时，气电603小时、同比下降45小时；核电1655小时、同比下降35小时；并网风电556小时、同比下降37小时；并网太阳能发电283小时、同比下降6小时。   　　四是110千伏及以下电网投资比重明显提高。一季度，110千伏及以下电网投资占电网总投资的比重为66.5%，同比提高14.7个百分点。全国基建新增220千伏及以上变电设备容量6172万千伏安、同比少投产169万千伏安；新增220千伏及以上输电线路长度5744千米、同比少投产2706千米。   　　五是跨区跨省送电量较快增长，清洁能源得到大范围优化配置。一季度，全国跨区、跨省送电量分别完成1054和2984亿千瓦时，同比分别增长8.4%和10.2%。   　　六是电力燃料供需总体平衡，地区性时段性偏紧。一季度，煤炭生产量微增、进口量下降，煤炭供应量增长慢于消费量增长，电煤供需出现地区性阶段性偏紧。电煤价格总体呈现高位上涨特征，2月以来中国电煤采购价格指数CECI各期综合价均超过《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》（发改运行〔2016〕2808号）规定的绿色区间上限，国内煤电企业采购成本仍居高位。     中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）周价格   　　（三）全国电力供需总体平衡，局部地区在1月出现错避峰   　　一季度，全国电力供需形势总体平衡。华中区域部分省份高峰时段电力供需偏紧，主要是江西、湖北在1月份受寒潮天气等因素影响出现缺口、采取了错避峰措施；华北、华东、南方区域电力供需总体平衡；东北、西北区域电力供应能力富余。   　　二、全国电力供需形势预测   　　（一）全社会用电量平稳增长，全年增速低于2018年   预计上半年全社会用电量同比增长5.5%左右。在平水年、没有大范围极端气温影响的情况下，预计全年全社会用电量增长5.5%左右；若夏季出现大范围极端高温天气，将可能上拉全社会用电量增速1个百分点左右。   　　（二）年底总装机容量达到20亿千瓦，非化石能源装机比重进一步提高   　　预计全年全国基建新增发电装机容量1.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产7000万千瓦左右。预计年底全国发电装机容量达到20亿千瓦、同比增长6%左右；其中，水电3.6亿千瓦、并网风电2.1亿千瓦、并网太阳能发电2.0亿千瓦、核电4900万千瓦、生物质发电2200万千瓦左右。非化石能源发电装机合计达到8.4亿千瓦左右、占总装机容量比重上升至42%，比2018年底提高1.2个百分点左右。   　　（三）全国电力供需总体平衡，迎峰度夏期间部分地区电力供需偏紧   　　预计全国电力供需总体平衡，部分地区电力供需偏紧、供需形势较前两年紧张，在迎峰度夏高峰时段存在电力缺口、需要采取错避峰措施。分区域看，华北、华中、华东电力供需偏紧，部分省份高峰时段需要采取错避峰措施；南方区域电力供需总体平衡；东北、西北区域电力供应富余。预计全年火电设备利用小时4400小时左右。   　　三、有关建议   　　今年是新中国成立70周年，是全面建成小康社会、实现第一个百年奋斗目标的关键之年。电力行业坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实全国两会精神，深入推进“四个革命、一个合作”能源安全新战略，着力深化供给侧结构性改革，坚定不移推动电力高质量发展。当前，国内经济面临下行压力，电力市场改革纵深推进，行业发展和企业经营形势严峻，结合电力供需分析与预测，报告提出有关建议如下：   　　（一）多措并举，着力保障电力安全稳定供应   　　建议做好迎峰度夏及重大活动保电预案、系统安全运维、项目投产及需求侧管理等工作，避免因电力供需紧张导致电力短缺和安全运行风险。   　　一是加强电力系统安全防护体系建设和演练，提前加强电力系统重要设备、重要场所、重要通道、重要时段运维管理，做好安全事故预案，确保电力系统安全。   　　二是结合供需形势变化，将具备投产条件的应急储备电源及时纳入投产计划，提高供应保障能力；充分发挥大电网作用，实现电力大范围资源优化配置。   　　三是更加重视需求侧管理，扩大峰谷电价执行范围，确定科学、合理的峰谷分时电价比，按最大供需缺口制定落实有序用电措施，引导用户错峰用电，实现削峰填谷、移峰平谷。    　　（二）稳妥有序，着力平衡电网企业红利释放与可持续发展   　　建议重点抓好输配电成本归集、增量配电网改革推进步伐、综合能源服务及电能替代等工作，在释放改革红利的同时，多措并举缓解电网企业利润大幅下降、亏损面持续扩大的压力。   　　一是在输配电价监审中，考虑不同地区经济发展水平、设备运行环境，电网发展阶段等因素，进行差异化输配电成本归集。   　　二是稳妥有序推进增量配电业务改革，适当把控改革试点推进的节奏，在前三批试点项目推进缓慢的情况下，审慎将改革试点向县域延伸；同时加强顶层设计和监管能力，确保项目在申报等各阶段有规可依、有章可循。   　　三是持续清理规范转供电环节不合理加价，确保降价红利传导至一般工商业用电；建议通过创新用户增值服务模式、扩大电能替代等多种方式，扩大利润渠道和来源；同时，采取综合措施，保障完成2019年国家一般工商业电价再降10%的任务。   　　（三）强化执行，着力解决发电企业经营困境   　　建议做好电煤含税基准价调整、燃料保供、稳定电煤价格、电煤中长协合同监督等工作，缓解发电企业经营困境。   　　一是加大煤电企业政策支持力度，尽快推进电煤中长协合同含税基准价调整。建议明确中长协合同不含税的基准价格，并根据最新税率调整计算含税基准价，同时协调相关煤炭生产企业相应调整电煤价格，推动降税红利有效传导至终端用户。   　　二是加强电煤监测，保障电煤稳定供应。推动优质煤炭产能释放并尽快形成有效产能；适时调整进口煤指标，统筹利用两个市场、两种资源；针对当前电煤中长协合同捆绑月度长协及变相增加外购煤比例，造成实际中长协合同量大幅减少的情况，完善电煤中长期合同定价机制和监督机制，充分发挥中长协稳价保供的“压舱石”作用；对产能减少和运力受明显制约的区域合理安排运力，在铁路运力配置上予以倾斜。   　　三是完善火电机组调峰辅助服务补偿机制，提高机组改造积极性，加快煤电灵活性改造进度；给予专项资金补助和专项债转股政策倾斜，促进长期亏损的煤电企业扭亏转盈，恢复自我融资能力，实现资金正常周转，缓解煤电企业去杠杆压力。   　　（四）统筹协调，着力促进新能源企业健康发展   　　建议做好新能源发展节奏控制等工作。避免出现新能源装机大规模集中过快投产、系统调峰能力不匹配导致的消纳困难及加剧可再生能源补贴缺口。   　　一是适度控制海上风电开发进度，促进海上风电健康发展。建议结合网源规划和新能源消纳情况，国家层面上统筹海上风电开发及布局，防止地方“资源换产业”的不合理行政干预，避免出现大规模集中投产现象，导致电量无法消纳，造成资源浪费资产闲置；同时，推高可再生能源补贴缺口，企业投入无法按时回收成本，给经营造成压力，更不利于风电全产业链健康发展。   　　二是合理把握发展节奏，通过技术创新引领风电、光伏产业实现平价上网。建议有序实施可再生能源补贴退坡，避免釜底抽薪式产业发展政策。通过合理引导和市场化调节手段，加快建立产业链协同、产学研一体化的自主科技创新体系，激发新能源企业应用先进技术降本增效的动力，逐步实现平价上网。   　　三是落实可再生能源补贴资金。加快可再生能源补贴目录公布和补贴资金发放，通过市场化手段拓宽资金来源，尽快解决巨额拖欠问题；针对补贴不到位的情况，开发绿色信贷产品，解决由于补贴不到位造成的企业现金流短缺。   　　注释：   　　[1]高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。   　　[2]四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。   　　[3]消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装、服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。

    2018年被普遍认为是我国电化学储能市场开启的元年。据统计，2018年我国电化学储能新增投运规模0.6GW，同比增长414%。截至2018年底，我国电化学储能市场累计装机规模1033.7兆瓦，首次突破了GW的水平。     进入2019年，储能项目增多，市场接受度也在不断提高，年初国家电网公司、南方电网公司相继发布了促进储能发展的指导意见，给储能产业发展释放出积极信号。     有行业专家认为，未来一段时间内，储能主要客户仍将是电网行业，不仅仅是项目的需求拉动，还包括储能技术的发展、应用与完善等，都会伴随电网储能的快速发展而渐趋成熟与稳定，电网侧储能将得到大发展。随着新能源发电比例的不断提高，储能在解决新能源接入电网问题中的积极作用可能会成为一种必备需求。     2025年后电化学储能     市场规模将迈入千亿级     根据中国能源研究会储能专委会暨中关村储能产业技术联盟(CNESA)全球储能项目库的不完全统计，2018年中国累计投运的电化学储能项目规模为1.0185吉瓦/2.9123吉瓦时，是2017年累计总规模的2.6倍。专业机构预计，2020年之后储能商业化市场份额将快速提升。来自RCESIP(储能产业政策研究中心)的预测表明，2025年中国电化学储能累计装机规模有望达到24吉瓦，市场份额将迈入千亿级别。     这意味着中国电化学储能产业真正进入规模化、快速发展的时代，其背后的推动力无疑是2017年10月份五部委颁布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》。     2018年，行业内已经真切地感受到了政策的刺激力量，因此这一文件以及后续将推出的配套政策，将继续推动中国电化学储能产业快速发展。     从全球来看，电化学储能产业也进入了新时代。截至2018年底，全球累计投运的电化学储能装机规模达到4.8683吉瓦/10.7392吉瓦时，功率规模同比增长65%，提速明显。     根据美国清洁能源与技术咨询公司Mercom资本集团的统计，2018年，全球对储能公司的风险投资增加了19%，企业融资总额为8.5亿美元，2018年储能获得风险投资的企业数量由30个增加至49个。     在储能产业链中，锂电池公司和储能系统公司成为最受关注的企业，2018年融资金额TOP5的储能企业中，3家是锂电池公司，2家为储能系统公司。其中固态电池企业QuantumScape以1亿美元的融资荣登2018年储能企业融资榜首。     储能产业将迈入新阶段     在快速发展的中国储能应用产业中，结构分布发生了明显的变化，从2017年前以用户侧为主转变为以电网侧为主。     基于国网青海省电力公司创新开展共享储能应用研究的成果，青海3家新能源储能和发电企业日前就开展共享储能调峰辅助服务签订合约，标志着该省共享储能调峰辅助服务市场化交易试点启动，这也是国内能源行业首次开展此类交易试点。     据了解，此次签约的三家企业分别是鲁能集团青海分公司、国电龙源青海分公司和国投新能源投资有限公司。根据已签署合约，三家企业约定于4月21日至4月30日将富余光伏与共享储能开展试点交易，预计完成交易电量50万千瓦时至100万千瓦时。     根据CNESA储能项目数据库的统计，2018年新增投运(不包含规划、在建和正在调试的储能项目)的电网侧储能规模为206.8兆瓦，占2018年全国新增投运规模的36%，占各类储能应用之首。     电网侧储能的兴起源于电网对储能的“刚需”。中国化学与物理电源协会储能应用分会秘书长刘勇认为，电力系统内存在较大频率波动风险(如大容量直流、大容量机组等大电源丢失风险)，而系统如果相对较小或系统内机组一次调频能力相对不足(如大规模新能源接入等)，就需要储能等快速充放电设备协助确保系统安全稳定运行。     刘勇认为，建设储能电站可缓解电网部分供电缺口，提高设备的利用效率，延缓为满足短时最大负荷所需的电网建设投资。     在诸多储能技术路线中，电化学储能装置响应时间为毫秒级，相对于水电、火电等常规功率调节手段具有较大技术优势。电池储能电站跟踪负荷变化能力强，响应速度快，控制精确，且具有双向调节能力和削峰填谷的双重功效，是重要的调峰电源。     从2018年电网侧储能项目的分布区域来看，江苏、河南电网侧储能市场爆发，年内投运规模位居全国前列，最受市场关注。湖南、甘肃和青海等地的项目正在逐步释放，值得期待。     值得注意的是，根据专业机构的不完全统计，2018年在建和投运的电源侧储能项目规模有望超过150兆瓦。从储能项目类型来看，调频储能类项目数量多，累计规模最大，其次是“可再生能源+储能”项，而调峰储能项目屈指可数。     2019年在各方力量推动及国家政策驱动下，储能产业将迈入发展新阶段。有专家建议，国家相关部门应进一步加强储能产业顶层设计，推动储能产业持续健康发展。储能行业应以提高发展质量、提升整体效率和增加企业综合效益为目标，研究制定储能产业整体发展战略，完善政策体制机制，把储能技术应用提升纳入能源发展规划评价指标体系，促进我国能源结构转型并提高能源系统效率。     可以预见，储能产业集群将是机遇和挑战并存。机遇主要包括三方面。一是能源革命的发展需求，特别是可再生能源的大规模发展，对储能的巨大需求；二是国家电力体制和电力市场改革带来的政策红利；三是储能技术与产业的前期积累，已具备快速发展的基础，已接近行业爆发的临界点。     面临的挑战也来自多方面，一是储能的多重价值未在当前价格体系中得到充分体现，储能的价格补偿机制尚未完全建立，储能等灵活性资源市场化交易机制和价格形成机制的建立仍需一定时间；二是储能技术本身仍需提高，特别是掌握自主知识产权和核心关键技术方面，有的储能关键技术或部件还不掌握。三是储能产品的成本和安全性等方面，仍需继续改善。（杨 萌）

    小水电是重要的清洁可再生能源。在新中国成立以来70年的历程中,小水电在改变农村面貌上发挥了不可磨灭的作用——数以万计的小水电站遍布祖国大地，为乡村送去光明，为农田灌溉提供水源，为农民致富带来希望……近年来，针对小水电发展过程中不平衡不充分的问题，水利部落实新发展理念，以绿色发展为方向，积极推动农村水电转型升级。     两年创建165座绿色小水电站     经过多年的开发建设，到2018年底我国已建成农村水电站4.6万多座，总装机容量8044万千瓦，年发电量近2346亿千瓦时，分别约占全国水电装机总量和年发电量的23%和19%。开发水能资源的同时，充分发挥水利工程的综合效益，形成水库库容2800多亿立方米，有效灌溉面积上亿亩，在保障城镇防洪安全、改善灌溉和供水条件、促进山区生态文明建设等方面发挥了重要作用。但同时，一些地区小水电在运行、管理等方面还存在不少薄弱环节。为更好地发挥小水电与水资源、水生态、水环境息息相关的天然优势，提供更多优质水生态产品，2017年，水利部正式启动绿色小水电站创建工作，引导小水电行业加快转变发展方式，走生态环境友好的可持续发展之路。     水利部先后提出“有限、有序、有偿”开发农村水能资源、建设绿色水电等发展思路，组织各地开展中小河流水能资源规划修编，出台推进绿色小水电发展的指导意见，颁布了《绿色小水电评价标准》。“十三五”期间，水利部组织实施农村水电增效扩容改造，通过改造生态泄放设施和建设生态堰坝、生态机组等手段，积极修复河流生态。截至2018年底，已下达中央财政奖励资金40.5亿元，370多条河流、1191个生态改造项目已完成改造，累计修复减脱水河段1830公里。     2017年以来，全国成功创建了165座绿色小水电站，在生态改善、惠及民生、标准化建设等方面发挥了很好的示范引领作用。按照规划，到2020年，力争单站装机容量10兆瓦以上、国家重点生态功能区范围内1兆瓦以上、中央财政资金支持过的电站全部创建为绿色小水电站。     紧紧抓住生态流量这个“牛鼻子”     全国有超过三分之一的农村水电站没有生态流量泄放设施，不能保障河道下游生态用水，这是农村水电目前最突出的短板。水利部紧紧抓住生态流量这个“牛鼻子”，要求以长江经济带小水电生态环境突出问题清理整改为契机，补齐生态流量泄放设施工程短板，确保河流生态用水安全。长江经济带沿线省份将在2020年前基本完成小水电站的清理整改工作。     通过小水电站生态流量监控平台，对小水电站的生态泄流量进行实时监测，一旦出现下泄流量不足，系统能够马上预警——这是有“中国小水电第一市”之称的浙江省丽水市以智慧水电平台建设为抓手，确保生态流量泄放的举措。各地在生态流量泄放和监管制度建设等方面采取了有效措施，已有福建、浙江、江西、河南、湖北等10个省份出台了水电站生态流量监督管理文件，对生态流量核定、泄放措施和监督管理做出明确规定。     农村水电信息化、智慧化已纳入水利部信息系统建设中。水利部要求，因地制宜地通过安装流速仪、流量计等方式进行监测，并及时传输到监控平台，客观、准确反映生态流量泄放情况。同时，利用水利部门或生态环境部门现有监测基础条件建立省级生态流量监测平台，将监测数据导入全国系统，实现数据共享。     充分发挥绿色小水电站的综合效益。过去，大部分农村水电站以发电为主，随着经济社会发展，单一功能无法满足公众的需求。通过功能调整和优化调度，不仅可以满足防洪、供水、灌溉需要，还可以通过有效保障河流生态、景观等新的用水需求，提升河流生态系统功能，促进美丽乡村建设。     福建省按照“推动小水电转型升级”的要求，在永春、长汀两县开展生态修复试点，结合增效扩容改造，通过电站的“改、转、退”修复河流生态，仅长汀县涂坊河就治理减水、脱流河段33.8公里，上下游共73.5公里河道的生态得到改善。永春县发挥经济杠杆作用，对实施生态改造、落实生态需水量而造成发电损失的水电站，根据新的发电量和成本，重新确定上网电价，相应上调0.05元/千瓦时，有效激发了业主转型升级内生动力。     浙江省探索推进生态水电示范区建设，把生态改造和修复作为推进美丽乡村建设的重要内容，完成了34个示范区建设，修复减脱水河段107公里，有力改善河道两岸环境和乡村面貌。     河更畅了，水更清了，景更美了，水利行业积极推进绿色小水电发展，努力满足人民群众对河流优美生态环境的期盼。下一步，水利部门将坚持问题导向，紧紧围绕完善生态流量泄放设施、减水脱流河段生态修复等绿色小水电建设的工作重点，使水生态水环境成为农村水电改革发展的刚性约束。     数据来源：水利部宣传教育中心