“十四五”可再生能源规划落地：大规模、高消纳、市场化

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一是： “碳达峰”、“碳中和”以及国内2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右目标明确，可再生能源将加速发展，光伏、风电接入应用比例提升；同时，分布式电站、充电桩、微电网等应用衍生新型生态系统，发电侧、电网侧、用户侧储能均将迎来新增应用需求。

二是： 储能相关配套政策逐步完善，包括明确规模目标、市场地位、商业模式、优化电价机制以及鼓励配套等方面，为储能创造有效的电力市场及政策支持环境。

基于以上观点，我们将在本篇讨论以下内容：

什么是储能技术 储能的应用场景 全球和中国的储能发展现状 “碳中和”趋势下的储能发展机遇 国内储能政策的持续完善 国内电化学储能发展空间。

电储能是实现电力存储与转换的技术，电化学储能是未来发展的重要方向。

储能即能量的存储；电储能是实现电力存储且包含电能与其他能量形式单向或双向转换的技术（本篇内容主要讨论电储能）。

电储能按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种：

电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；

机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。

电化学储能不受自然条件影响，特别是锂电池储能，具有充电速度快、放电功率大、系统效率高等优点。

我们认为，随着系统成本的不断下降，电化学储能是未来储能产业重要的发展方向。

电力系统是储能领域的主要的应用场景

电力系统中储能可提供： 调频、备用、黑启动、调峰、需求响应、峰谷放冲等多种服务，是储能的重要应用领域。

储能在电力系统中根据应用场景可分为： 发电侧、输配电侧和用户侧；CNESA根据电力储能项目的主要用途进一步细化，将储能应用场景划分为：电源侧、辅助服务、集中式可再生能源并网、电网侧和用户侧。

除电力系统外，储能在其他应用领域也具备增长空间

通信： 储能在通信基站、数据中心和UPS等领域起到备用电源的作用，并可利用峰谷电价差进行套利以降低设备用电成本。

据GGII统计，2020年中国通信储能锂电池出货量为7.4GWh，同比增长23.3%，未来5G基站建设规模加大有望打开通信储能市场空间。

数据中心： 随着移动互联网的快速发展及新基建、数字经济等建设推动，数据中心行业有望持续快速发展。

据36氪研究院统计，2020年我国数据中心市场规模为1958亿元，预计到2025年有望接近6000亿元。储能作为数据中心的备用电源，前期数据中心的应用以铅酸电池为主，随着锂离子电池性价比持续提升，未来有望逐步取代铅酸电池成为数据中心主流的储能形式。

其他： 储能应用领域多样，例如，轨道交通领域配置储能可实现列车再生制动能量的高效利用等。

全球储能项目规模持续增长，抽水蓄能是过去最广泛的储能形式

累计装机规模方面： 根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW；

已投运抽水蓄能项目累计装机规模为172.5GW，占比达90.3%，是过去最广泛的储能应用形式；

已投运电化学储能项目累计装机规模为14.3GW，占比为7.5%；

其中，已投运锂离子电池储能项目累计装机规模为13.1GW，占电化学储能项目规模的的92.0%，是最主要的电化学储能形式。

电化学储能增长迅速，锂离子电池储能是主要的新增储能形式

新增装机规模方面： 2020年全球储能项目新增装机规模6.5GW，同比增长80.6%。

抽水蓄能新增装机规模为1.5GW，占新增储能项目装机规模的23.0%；

电化学储能新增装机规模为4.73GW，同比增长63.1%，占新增储能项目装机规模的72.8%；

其中锂离子电池储能新增装机规模4.65GW，同比增长69.6%，占电化学储能新增装机规模的98%。

中国是全球最大的新增电化学储能市场之一，未来有望持续领先

据CNESA全球储能项目库统计，在2020年全球电化学储能新增的4.73GW中，

地区结构：中国、美国和欧洲占据2020年全球储能市场的主导地位，投运规模占比分别为33%、30%和23%，合计占比达86%，且均突破GW级大关。

项目结构：辅助服务、新能源发电侧、用户侧安装较多，占比分别为29.3%、28.8%和27.3%，电网侧为14.7%；

在2020年全球电化学储能新增的1.56GW中，新能源发电侧装机规模超0.58MW，同比增长438%，未来随着中国新能源装机规模的不断扩大，中国储能发展将持续全球领先。

累计装机规模方面： 根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW；

已投运抽水蓄能项目累计装机规模为31.8GW，占比达89.3%，是过去应用最广泛的储能形式；

已投运电化学储能项目累计装机规模为3.27GW，占比为9.2%；

其中，已投运锂离子电池储能项目累计装机规模为2.90GW，占电化学储能项目规模的的88.8%，是最主要的电化学储能形式。

电化学储能高速发展，新增贡献接近一半

新增装机规模方面： 2020年中国储能项目新增装机规模3.2GW，同比增长190.9%。

抽水蓄能新增装机规模为1.49GW，2020年全球新增的抽水蓄能项目几乎都来自中国；

电化学储能新增装机规模为1.56GW，同比增长144.9%，占中国全部新增储能项目的48.8%；其中锂离子电池储能新增装机规模1.52GW，同比增长146.0%，占电化学储能新增装机规模的97.4%，是主要的电化学储能项目新增方式。

气候变化威胁形势严峻，“碳中和”势在必行

随着工业的发展和人类活动规模的扩大，对化石能源和自然资源的过度开发利用导致温室气体排放显著增长，造成全球温升和自然灾害。

2016年4月，175个国家和地区的领导人签署《巴黎协定》，成为全球应对气候变化的标志性事件之一；

2018年，政府间气候变化专门委员会(IPCC)发布《全球1.5 升温特别报告》指出，要将全球变暖限制在1.5 C，到2030年，全球人为二氧化碳净排放量必须比2010年的水平减少约45％，到2050年左右实现“净零”排放，即“碳中和”。

根据ECIU的统计，除了已经达成“碳中和”的苏里南和不丹外，已有超50个国家和地区已经公布“碳中和”相关目标，以应对全球气候变化的威胁。

新能源应用是碳减排的重要实现方式，储能有望同步受益

据CAIT，2018年全球能源活动排放量占全球温室气体总排放量的76.1%，是碳排放的主要来源。推动清洁能源转型、加大新能源应用比例是未来能源发展的主要方向。

2020年12月，进一步宣布“到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右”、“风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”等目标。

据IRENA预测，到2050年全球49%的能源消费将来自电力，其中86%来自可再生能源，预计将以风电和光伏为主；到2050年全球光伏和风电的累计装机容量将有望超过8500GW和6000GW，光伏、风电装机规模具备可观发展空间。

新能源应用规模加大，新生态下电力系统对储能配备需求加大

新能源具备随机性、间歇性、波动性等特点，大规模新能源接入会对电力系统带来挑战。

储能配置将助力新能源消纳，并有效保障电网的稳定运行，我们预计未来随着新能源应用规模加大，储能技术将迎来高速发展。

储能在新能源比例提升的新型电力系统中可发挥多重作用：

发电侧：新能源发电侧配储能可以对新能源的波动性、间歇性等进行平滑，提升新能源的电网友好性，推动新能源的高质量发展。

电网侧：可提供调峰、调频、调压等功能，提升电网的新能源消纳能力，利于电网的稳定运行；

用户侧：随着峰谷电价差的拉大及分时电价政策的不断完善，分布式电站、充电桩、微电网等应用衍生出新型生态系统，将打开市场储能配置需求，以实现降低综合用电成本、促进电能优化配置利用、提高电力自发自用率、支撑微电网稳定运行等功能。

地方储能相关政策陆续出台

目前国内多地加大对可再生能源配套储能的支持政策或相关要求，多省份要求储能容量配比在10%-20%、储能时长在2小时及以上。

此外，青海省对“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予0.10元/Kwh运营补贴。

各省对于储能政策落实将进一步加大储能在新能源发电侧的应用，有望加快储能系统的发展。

国家级储能政策密集发布，为储能的规模化发展铺平道路

近期国家发改委、国家能源局针对新型储能、分时电价、以及新能源消纳等政策进行了完善。

新型储能的商业模式和市场地位进一步明确。

7月15日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，其中提出“到2025年装机规模达3000万千瓦以上”的目标，以及从“明确新型储能独立市场主体地位”、“健全新型储能价格机制”以及“健全‘新能源+储能’项目激励机制”三个方面进行政策机制完善。

拉大峰谷电价差，推动用户侧储能发展。

7月26日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，其中提出了“合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1”的要求，以及建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制，优化分时电价机制，并提出建立动态调整机制等。

明确新增新能源并网消纳规模和储能配比，发电侧储能配套作用凸显。

8月10日，国家发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，其中明确：“每年新增的并网消纳规模中，电网企业应承担主要责任，电源企业适当承担可再生能源并网消纳责任”，并在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，提出“鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模”、“允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模”，并对自建调峰资源的“超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。”

我们认为，随着光伏、风电等新能源装机规模的不断增长以及分布式能源应用扩大，无论是发电侧、电网侧还是用户侧配备储能的必要性和需求均大幅上升，政策的逐步完善将为储能发展创造良好的市场环境，有利于推动储能产业的高速发展。

国内电化学储能装机规模预计迎来可观增长空间

我们认为，随着可再生能源装机规模的持续增长、储能及电价相关政策的不断完善，以锂电池为主的新型储能技术有望在相关机制的推动下迎来高速发展契机。

国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确了2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上的目标。以此计算，2020-2025年均复合增长率将超50%。

据CNESA预测：

保守场景下，2025年中国电化学储能累计投运规模有望达35.5GW； 随着“碳达峰”和“碳中和”目标和储能相关政策的推动，理想场景下2025年中国电化学储能累计投运规模有望达55.9GW。

据赛迪智库预测：到2025年我国锂电储能累计装机规模有望达50GW；到2035年我国锂电储能累计装机规模有望达600GW。

我们认为，在新能源大规模接入的新型电力系统体系下，储能有望迎来大规模发展机遇：

“碳达峰”、“碳中和”以及2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右目标明确，可再生能源将加速发展，同时分布式电站、充电桩、微电网等应用衍生新型生态系统，发电侧、电网侧、用户侧储能均将迎来新增应用需求；

国家级及地方相关政策进一步完善，2025年储能装机规模目标、市场地位、商业模式得到明确；峰谷电价价差的拉大有望推动用 户侧配置储能，项目经济性提升将加大储能市场需求；鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模利于进一步扩 大储能在发电侧的需求和应用空间。行业相关政策的逐步完善将有利于推动储能产业的高速发展。

储能发展机遇下的锂电池、逆变器、储能系统集成三条主线：

锂电池：储能系统装机规模的快速增长将直接推动锂电池需求，具备性能成本优势、销售渠道以及技术实力的企业有望受益；

逆变器：PCS与光伏逆变器技术同源性强，且用户侧储能与户用逆变器销售渠道较为一致，逆变器技术领先和具备渠道优势的企业有望受益；

储能系统集成：储能系统集成看重集成商的集成效率、成本控制以及对零部件和下游应用的理解，在系统优化、效率管理、成本管控以及应用经验具备竞争优势的供应商有望受益于市场规模扩大。

行业公司：阳光电源、锦浪 科技 、德业股份、科士达、宁德时代、亿纬锂能、鹏辉能源、国轩高科、派能 科技 等。

储能装机不及预期；

储能政策不及预期；

设备安全性风险；

储能成本下降速度不及预期等。

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报告属于原作者，我们不做任何投资建议！

报告原名：《 新能源发展+政策双轮驱动，国内储能行业迈入快车道 》

作者、分析师： 华西证券 杨睿 李唯嘉

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未来水电站的发展将逐渐实现数字化、智能化。数字化水电系统可以实现水电与其他可再生能源协作，提供更具灵活性的电能来提升系统的辅助服务能力。不仅可以解决水电站在运作、维养、监管、分析等多流程中存在的隐性问题，并通过优化发电与调度安排，提升发电产能，实现经济效益增长。

将可视化与 GIS、粒子仿真、虚拟现实、边缘计算等技术相结合，数字孪生闽江流域水利工程，实现坝、堤、溢洪道、水闸、渠道、渡漕、筏道、鱼道、水电站、水质、环境、水位、降雨等的实时监测，实现对水力资源的可持续利用。

通过 Hightopo 将水电站厂房、生态鱼道、泄洪闸门等进行数字孪生，在云上打通虚拟和现实。集成业务系统中传感器采集的不同方面数据（例如生物信息、气象信息、水位水头信息、闸门启闭耗时、泄洪闸门开度等），然后通过接口的形式实现数据对接。虚拟模型可用于运行模拟和研究性能，可以将研究结果用于水电站运行效率的提升。

水电项目会影响上游和下游的水生生态系统，应当建造人工繁殖放流（如增殖站）、过鱼设施（工程补偿措施，如鱼道等）、自然保护区或其它补救措施维护生态平衡。通过 Hightopo 构建的可视化鱼道模块，清晰地展示出鱼道外观、结构、过鱼种类、洄游路线，让人了解鱼道的构造和运行原理。

水电项目会影响上游和下游的水生生态系统，应当建造人工繁殖放流（如增殖站）、过鱼设施（工程补偿措施，如鱼道等）、自然保护区或其它补救措施维护生态平衡。通过 Hightopo 构建的可视化鱼道模块，清晰地展示出鱼道外观、结构、过鱼种类、洄游路线，让人了解鱼道的构造和运行原理。

水电站水库能发挥滞洪和蓄洪作用。在水库溢洪道设置闸门，通过改变闸门开启度来调节下泄流量的大小。由于有闸门控制，防洪限制水位可以高出溢洪道堰顶，并在泄洪过程中随时调节闸门开启度来控制下泄流量，达到滞洪目的。蓄在水库的一部分洪水可在枯水期有计划地用于兴利需要。

通过智慧水利水电工程案例可直观地查看大坝主体数个泄洪闸门实时的启闭状态，辅以气象信息、水位信息数据显示，帮助集控中心的人员在汛期及时作出决策。

大型水电站都具有装机容量大的特点，影响着区域供电。一旦站内的水库、大坝（含副坝）、发电厂房、引水渠等发生故障，将造成大面积停电，严重影响社会的和谐稳定。水电站的智慧安防系统关联站内监控信号源，显示现场监控画面，对区域闯入、烟火、故障等进行监测，保障站内设施设备的良好运行。3D 场景内图标可点击查看相应监控画面、人员名称、报警时间、报警详情。

将 GIS 创新融入中，为可视化赋予更强大的地理智慧。支持接入多源异构数据，标注各个水电站位置信息，即时还原高精度真实现场。采集江河流域范围内的 DOM（数字正射影像）和 DEM（数字高程模型）数据，以真实的城市河道现状信息和周边景物信息为依据，对河道、河底的三维空间数据进行三维几何建模；然后叠加精细建模的水电站模型，并进行渲染优化；最后采用显示列表、纹理优先级、细节层级模型（LOD）等Hightopo渲染技术，实现三维河流实时逼真的虚拟场景显示，并提供丰富的人机交互手段。

力场粒子效果仿真模拟出江流流动，结合不同流速区间对应的不同粒子颜色，对流场进行渲染，实时展示流速数据。

仿真分析技术的应用范围涵盖社会的诸多方面，结合 Web 可视化引擎为工程仿真、气象预报、生命科学、科研教育、电力系统、交通运输、工业制造等不同领域的发展起到了推动作用，为不同的行业发展注入了新的动力。

水力发电与航运、养殖、灌溉、防洪和旅游组成水资源综合利用体系，让水力资源得到最大利用。未来，水电站的自动化、远动化等也将进一步完善推广；发展远距离、 超高压、 超导材料等输电技术，将有利于加速中国西部丰富的水力资源开发。

我国新能源产业发展方针分析

坚持高质量发展的总要求，进一步完善新能源发电项目竞争配置机制，进一步优化风电光伏发电的建设布局，推动风电和光伏发电等可再生能源平价上网，支持风电光伏分散式发展，持续强化可再生能源消纳工作。是管理层为我国新能源产业发展拟定的现行方针。

新能源发电装机规模稳步扩大，发电装机达到7.06亿千瓦

在即将过去的2018年，新能源发电装机规模稳步扩大。据前瞻产业研究院发布的《中国新能源行业发展前景与投资战略规划分析报告》统计数据显示，在2018年前三季度，我国新增新能源发电装机5596万千瓦，占全部新增电力装机的69%。而截至到2018年9月底，我国新能源发电装机达到7.06亿千瓦，同比增长12%。这其中，包括水电装机3.48亿千瓦、风电装机1.76亿千瓦、光伏发电装机1.65亿千瓦、生物质发电装机1691万千瓦。

以风电、光伏为例，在风电方面，今年前三季度，我国风电新增并网容量1261万千瓦，同比增长30%，风电发电量2676亿千瓦时，同比增长26%。从新增并网容量区域分布来看，新增比较多的省份主要是内蒙古(193万千瓦)、江苏(156万千瓦)、山西(117万千瓦)、青海(110万千瓦)、河南(86万千瓦)、湖北(79万千瓦)，合计占到全国新增容量的59%。

在此基础上，风电热门市场海上风电也在快速增长，今年前三季度，海上风电新增并网容量102万千瓦，主要集中在江苏(92万千瓦)和福建(9万千瓦)两省，累计海上风电装机容量达到305万千瓦，主要集中在江苏(255万千瓦)、上海(30.5万千瓦)、福建(19万千瓦)。

更为值得欣喜的是，今年前三季度，我国风电平均利用小时数达到1565小时，同比增加了178小时。其中，弃风电量为222亿千瓦时，同比减少74亿千瓦时。全国平均弃风率为7.7%，比去年同期减少了4.7个百分点。这意味着，曾经困扰行业的弃风限电情况，正在全面改善。

在光伏方面，我国光伏发电市场也总体稳健，截止到今年9月份，我国光伏发电累计装机达到16474万千瓦(光伏电站11794万千瓦，分布式光伏4680万千瓦)。在此背后，今年前三季度，我国光伏发电新增装机3454万千瓦，其中光伏电站新增1740万千瓦，同比减少37%，分布式光伏则新增1714万千瓦，同比增长12%。

从新增装机布局看，华东地区新增光伏装机为858万千瓦，占全国的24.8%华北地区新增光伏装机为842万千瓦，占全国的24.4%华中地区新增装机为587万千瓦，占全国的17.0%。而与风电一样，全国来看，光伏遭遇弃光的情况也得到了明显缓解，数据显示，今年前三季度，光伏发电平均利用小时数857小时，同比增加57个小时弃光电量40亿千瓦时，同比减少11.3亿千瓦时，弃光率为2.9%，同比降低了2.7个百分点。

在业界看来，光伏装机增长重心正在向我国东部，电力市场消纳条件比较好的地区转移。同时，分布式光伏的增长更快，意味着管理层支持风电光伏分散式发展的政策得到了市场的认可。

“531”新政长期积极影响大于短期阵痛

今年1月份至4月份，光伏行业密集出台了《关于2019年光伏发电项目价格政策的通知》、《国家能源局、国务院扶贫办关于下达

“十三五”第一批光伏扶贫项目计划的通知》等一系列政策。

特别是4月13日，国家能源局对《关于完善光伏发电建设规模管理的通知》及《分布式光伏发电项目管理办法》两个文件征求意见。彼时，业内普遍认为，这两个文件是对光伏行业进行规范管理的长效机制，管理层对光伏电站和分布式光伏项目的管理办法将会发生重大的变化。

但紧随其后，对于光伏行业影响似乎更为重大的一项政策，业界称为“531”新政的《关于2018年光伏发电有关事项的通知》颁布。

从“531”新政的内容来看，“暂停普通地面电站指标发放”、“分布式光伏规模受限”、“调低上网电价”等内容，看似是扼住了光伏行业命运的喉咙。按照新政，地面电站、分布式电站和扶贫电站均由国家层面直接安排和管理。其中暂不安排2018年普通光伏电站建设规模，仅安排1000万千瓦左右的分布式光伏建设规模，进一步下调光伏标杆上网电价，降低补贴强度。

这一变化曾令业界哗然，前瞻数据亦显示，2018年前三季度，我国光伏发电新增装机3454.4万千瓦，同比下降19.7%。其中，虽然分布式成为“逆”势攀升的典型代表，但光伏电站新增装机却同比减少了37.2%。

此外，“531”新政发布后，在资本市场上，以光伏产业上市公司为代表的一批新能源上市公司股价也受到了不同程度的影响。其中，光伏组件企业形势尤为严峻，净利润率降至1%以下，部分企业甚至出现亏损。而大部分光伏公司在第三季度的营收、净利润、净资产收益率、毛利率、现金流等财务指标上均出现了下滑。

不过，慌乱过后，越来越多的业界人士认为，“531”新政的颁布实为利大于弊。

虽然短期内光伏企业将面临不小的挑战，但在全球气候变化、能源转型的大背景下，发展可再生能源已成共识，为了增强光伏发电的竞争力，尽早实现平价上网，“531”新政的颁布有助于提高行业门槛，进一步淘汰落后产能，产业结构也将不断优化，具有积极意义。

如今，各界应该看到的是，在“531”新政的引导下，光伏产业正在加速淘汰落后产能，上下游越来越多的企业则更为积极地通过技术的革新，实现降本增效，主动迎合市场需求。

11月中旬，A股光伏板块集体回暖，部分个股甚至呈现大幅上涨。在业界看来，这很大程度上，源于国家能源局组织召开的会议释放了较为明确的光伏“十三五”装机规划上调信号。对于2018全年光伏发电量，业内人士预计可能接近40GW，比“531”刚出台时业内预计的“30GW以内”要好得多。不过，关于“十三五”全国光伏装机规划究竟上调至多少，目前仍是未知。而可期的光伏政策环境迎来边际改善，有效扭转此前“531”新政带来的市场对光伏产业的悲观预期。

目前，业内普遍预计2022年能够实现平价，而现在正是平价上网的“最后一公里”。根据中国光伏行业协会相关报告，新政对于光伏企业的压力将逐渐退去，光伏成本和价格仍将处于“快速下降通道”。接下来的光伏市场将呈现无补贴项目与补贴项目共存状态，同时增强银行等金融机构的信心，待相关政策细化后，其有望重新激发下游应用端的投资热情。随之而来的还有行业信心，业界专家指出，2019年将有新一轮补贴指标，业界千呼万唤的可再生能源电力配额制将正式实施。

风电竞价预示平价上网已经来临

今年，风电行业也迎来了《国家能源局关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》(下简称《通知》)及《风电项目竞争配置指导方案(试行)》两项新政，《通知》要求，新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。这意味着，风电标杆上网电价时代的告终，风电平价上网已经到来。

目前，我国风电行业实现快速规模化发展，但存在较为严重的弃风限电、非技术成本高等问题。业内专家表示，此次印发的《通知》及《指导方案》，意在解决这两项不必要的成本，为实现风电平价上网扫清了障碍。

在风电新政发布后，有专家表示，风电建设管理办法是地方政府自主确定年度建设规模，并通过行政审批确定具体建设项目，但在具体的指标分配上仍存在标准不统一、不透明、难以公平等问题。这会导致将风电资源配置给不具备技术能力和资金实力的企业项目建设过程中的消纳条件不能得到有效落实，风电项目建成后不能及时并网。还有可能衍生变相向企业收费等问题，从而增加风电开发过程中的非技术成本。

《通知》提出，尚未配置到项目的年度新增集中式陆上风电和未确定投资主体的海上风电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价，各项目申报的上网电价不得高于国家规定的同类资源区标杆上网电价。同时，《指导方案》也将解决弃风限电，消除非技术成本作为项目竞争的前提条件。《通知》及《指导方案》将解决弃风限电，消除非技术成本作为地方政府配置风电开发指标规则和依据，消除不必要的成本，有利于发现风电的真实成本，加速风电平价上网到来。

与“531”新政相似，风电新政从长远来看能够解决我行业发展中遇到的问题，但同样，会对行业造成短期的阵痛，《指导方案》对竞争要素提出了要求。包括：对开发企业的能力，包括投资能力、业绩、技术能力、企业诚信履约情况进行评价对设备先进性，包括风电机组选型、风能利用系数、动态功率曲线保障、风电机组认证情况进行对技术方案，包括充分利用资源条件、优化技术方案、利用小时测算、智能化控制运行维护、退役及拆除方案、经济合理性等评价。

因此，风电企业要不断提高技术研发能力，具备各环节的优势资源整合能力，包括设备制造能力、EPC总包资质、工程建设优势与项目运营等方面。具备核心竞争力和持续发展能力的风电企业将会生存下来，经不住市场竞争考验的企业或将被淘汰。

12月初，广东省能源局印发《广东省能源局关于广东省海上风电项目竞争配置办法(试行)》和《广东省能源局关于广东省陆上风电项目竞争配置办法(试行)》，以促进海上及陆上风电有序规范建设，加快风电技术进步、产业升级和市场化发展。这也是全国首个风电竞价细则。

12月17日，宁夏回族自治区发展和改革委员会发布了《关于宁夏风电基地2018年度风电项目竞争配置评优结果的公示》。共有24家企业32个风电项目参与配置竞争，其中16个项目拟满额配置，4个项目拟减额配置，平均承诺电价为0.4515元/千瓦时。

而这两项地方政策的公布，都预示着未来电价仍有下降空间，风电平价上网正在加速到来。也为未来风电市场以及企业发展指明了方向。

新能源消纳有待进一步改善

除上述光伏、风电两项重要政策外，今年年底，国家发改委、国家能源局近日联合印发《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》(下称简称《计划》)，其中提到，近年来，我国新能源产业不断发展壮大，产业规模和技术装备水平连续跃上新台阶，为缓解能源资源约束和生态环境压力作出了突出贡献。但是，新能源发展不平衡不充分的矛盾也日益凸显，特别是新能源消纳问题突出，已严重制约电力行业健康可持续发展。

为解决风电等清洁能源消纳问题，建立清洁能源消纳的长效机制，《计划》中制定了，优化电源布局，合理控制电源开发节奏加快电力市场化改革，发挥市场调节功能加强宏观政策引导，形成有利于清洁能源消纳的体制机制深挖电源侧调峰潜力，全面提升电力系统调节能力完善电网基础设施，充分发挥电网资源配置平台作用促进源网荷储互动，积极推进电力消费方式变革落实责任主体，提高消纳考核及监管水平等相关措施。

同时，《计划》中已经对我国未来光伏和风电的利用率以及弃用率提出了目标。2019年，要确保全国平均风电利用率高于90%(力争达到92%左右)，弃风率低于10%(力争控制在8%左右)光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%全国水能利用率95%以上全国核电基本实现安全保障性消纳。

2020年，要确保全国平均风电利用率达到国际先进水平(力争达到95%左右)，弃风率控制在合理水平(力争控制在5%左右)光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%全国水能利用率95%以上全国核电实现安全保障性消纳。

未来，对于光伏和风电行业的发展，有专家指出了以下几点，抓紧制定可再生能源电力配额政策，分省确定电力消费中可再生能源最低比重指标严格执行风电投资监测预警和光伏发电市场环境监测评价结果等监测办法，在落实电力送出和消纳前提下有序组织风电、光伏发电项目建设积极推进平价等无补贴风电、光伏发电项目建设，率先在资源条件好、建设成本低、市场消纳条件落实的地区，确定一批无须国家补贴的平价或者低价风电、光伏发电建设按照《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》开展各种可再生能源电力交易，扩大跨区消纳，进一步加强可再生能源的送出和消纳工作。

风电、光伏未来仍是能源转型主力军

根据有关目标，2020年我国全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重指标要达到9%，但2017年，作为绝对主力的风电和光伏发电量只占全部发电量的6.5%，距离目标还有较大的发展空间。

在此基础上，相关规划显示，2016年至2020年，我国风电新增投产要达到7900万千瓦以上，2020年达到2.1亿千瓦，其中海上风电500万千瓦左右太阳能发电新增投产6800万千瓦以上，2020年将达到1.1亿千瓦以上。

由此可以看出，未来，国家限制煤电、支持可再生能源发展的政策不会改变水电资源总量存在制约，开发成本不断攀升，未来增长空间有限核电建设受到整体社会氛围制约，发展存在不确定性生物质、潮汐、地热等发电形式由于资源、成本、技术限制等多方面原因，发展规模也不大综合各个因素，风电和光伏将是未来低碳发展和能源转型的主力军。

经济

2021年中国GDP增长8.1%

国家统计局1月17日数据显示，初步核算，2021年全年国内生产总值1143670亿元，比上年增长8.1%，两年平均增长5.1%。分季度看，一季度同比增长18.3%，二季度增长7.9%，三季度增长4.9%，四季度增长4.0%。分产业看，第一产业增加值83086亿元，比上年增长7.1%；第二产业增加值450904亿元，增长8.2%；第三产业增加值609680亿元，增长8.2%。

全年全国规模以上工业增加值比上年增长9.6%，两年平均增长6.1%。分三大门类看，采矿业增加值增长5.3%，制造业增长9.8%，电力、热力、燃气及水生产和供应业增长11.4%。1-11月份，全国规模以上工业企业实现利润总额79750亿元，同比增长38.0%，两年平均增长18.9%。规模以上工业企业营业收入利润率为6.98%，同比提高0.9个百分点。

电力

2021年全国发用电量同比增长8.1%和10.3%

国家统计局1月17日数据显示，2021年全国发电量81122亿千瓦时，比上年增长8.1%，比2019年增长11.0%，两年平均增长5.4%。2021年12月份，发电7234亿千瓦时，同比下降2.1%。分品种看，火电同比下降4.9%，降幅比上月扩大2.4个百分点，两年平均增长1.9%；水电下降6.8%，降幅扩大4.9个百分点，两年平均增长1.9%；风电增长30.1%，比上月加快2.4个百分点，两年平均增长18.0%；核电增长5.7%，比上月加快1.6个百分点，两年平均增长5.9%；太阳能发电增长18.8%，比上月放缓3.9个百分点，两年平均增长13.8%。

国家能源局数据显示，2021年，全 社会 用电量83128亿千瓦时，同比增长10.3%，较2019年同期增长14.7%，两年平均增长7.1%。分产业看，第一产业用电量1023亿千瓦时，同比增长16.4%；第二产业用电量56131亿千瓦时，同比增长9.1%；第三产业用电量14231亿千瓦时，同比增长17.8%；城乡居民生活用电量11743亿千瓦时，同比增长7.3%。

IEA：2021年全球电力需求增长6%，创12年最大增幅

财新网报道，国际能源署（IEA）1月14日发布报告显示，2021年全球电力需求同比增长6%，达到1.5万亿度，是2010年以来的最大增幅。这同时导致全球电力系统二氧化碳排放量猛增，因发电产生的二氧化碳增加了7%，创 历史 新高。2021年，全球燃煤发电量同比增长9%，创 历史 新高。

三湘都市报讯，1月16日，华润鲤鱼江电厂A厂转供湖南启动仪式举行。华润鲤鱼江电厂2台33万千瓦机组转供湖南是湘粤两省政府、两网共同协商，提升湖南电力供应能力的重要举措，将提升湖南电网供电能力66万千瓦。

油气

我国最大天然气生产基地日产天然气破1.5亿立方米

新华社电，我国最大的天然气生产基地——中国石油长庆油田日产天然气攀上1.5亿立方米以上水平，占冬供高峰期全国每天使用天然气总量的七分之一，相当于可保障3亿个三口之家日常做饭用气需求。

新能源

章建华：风电、光伏发电将全面摆脱财政补贴依赖

1月16日，国家能源局党组书记、局长章建华发表文章指出，“十四五”期间，可再生能源发电年均装机规模将大幅度提升，总装机规模将进一步扩大，加快占据发电装机主体地位；可再生能源占一次能源消费的比重将持续提升，在能源和电力消费增量中的比重将超过50%；加快向市场驱动发展、平价低价发展转变，风电和光伏发电将全面摆脱对财政补贴的依赖，实现自我发展、自主发展；可再生能源电力总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重分别达到33%和18%左右。

新能源 汽车

特斯拉在中国大陆已建设开放超1000座超级充电站、超8000个超级充电桩

特斯拉1月14日消息，2021年12月，22座超级充电站及128个超级充电桩已于全国21个城市（县）上线。截至目前，特斯拉在中国大陆已建设开放超过1000座超级充电站、超过8000个超级充电桩，并配有700余座目的地充电站和1800余个目的地充电桩，覆盖全国超过360个城市及地区。

金融

国家开发银行获首批102.67亿元碳减排支持工具资金

新华社电，国家开发银行日前获得首批碳减排支持工具资金102.67亿元，属于中国人民银行向有关金融机构发放的第一批855亿元碳减排支持工具资金的一部分。该专项支持工具采用“先贷后借”的直达机制，由国家开发银行自主决策向显著碳减排领域企业发放优惠利率贷款，再由人民银行对符合要求的贷款按照贷款本金的60%提供低成本资金支持。

数据

2021年煤炭生产与进口同比增长4.7%和6.6%

国家统计局1月17日数据显示，2021年12月份，国内生产原煤3.8亿吨，同比增长7.2%，增速比上月加快2.6个百分点；进口煤炭3095万吨，同比下降20.8%。生产原油1647万吨，同比增长1.7%，增速比上月放缓1.0个百分点；进口原油4614万吨，同比增长19.9%，上月为下降8.0%。生产天然气192亿立方米，同比增长2.3%，增速比上月放缓2.1个百分点；进口天然气1165万吨，同比增长3.8%，增速比上月回落14.0个百分点。

2021年，生产原煤40.7亿吨，比上年增长4.7%，比2019年增长5.6%；进口煤炭3.2亿吨，比上年增长6.6%。生产原油19898万吨，比上年增长2.4%，比2019年增长4.0%；进口原油51298万吨，比上年下降5.4%。 生产天然气2053亿立方米，比上年增长8.2%，比2019年增长18.8%；进口天然气12136万吨，比上年增长19.9%。

国际

黎巴嫩首都部分地区 因缺少供电燃油致 互联网中断

央视新闻报道，黎巴嫩国营电信公司Ogero总裁科里蒂埃当地时间1月16日在社交媒体上称，由于缺少供电燃油，该公司第三营业区从当天凌晨开始中断互联网接入服务。据悉，Ogero公司第三营业区主要包括首都贝鲁特的西部地区，该地区的互联网服务器依靠燃油供电。

一、2019年度主要目标完成情况

 1、四个结构主要目标完成情况。2019年全市高新技术产业占规模以上工业产值比重39.95%,第三产业增加值占地区生产总值比重53.22%；单位地区生产总值能耗下降14.52%,单位地区生产总值二氧化碳排放量较2015年降低21.3%；能源消费总量2660.08万吨准煤，煤炭消费量压减188万吨；可再生能源电力消纳权重11.5%；铁路货运增加量184.2万吨,国三营运柴油货车淘汰12833辆；单位耕地面积化肥、农药使用量较2015年分别下降11.45%、15.38%，商品有机肥使用量达到36.7万吨。均已实现年度目标。

2、主要污染物排放总量控制目标完成情况。较2015年相比，二氧化硫、氮氧化物、化学需氧量、氨氮排放总量分别削减21.2%、19.42%、12.32%、11.72%。PM2.5平均浓度57微克/每立方米较2015年改善20.8%，空气质量优良天数197天，重污染天数较2015年减少12天，生态环境质量持续改善。

二、对县区工作评估情况

依据《临沂市加强污染源头防治推进“四减四增”三年行动方案评估实施细则》，我们聘请第三方机构对13个县区2019年度“四减四增”工作实施情况进行了评估。经市政府同意，现将评估情况通报如下：

优秀等次：罗庄区、兰山区、沂南县、河东区、郯城县。

良好等次：沂水县、兰陵县、临沭县、高新区、费县、平邑县、蒙阴县、莒南县。（《临沂市2019年度“四减四增”工作实施情况评估报告》另行印发）

三、今年以来重点任务推进情况

（一）减少落后和过剩产能，调整优化产业结构布局。今年以来，全市高耗能行业投资下降1.6%，较去年同期回落0.7个百分点；完成65家化工、木业企业退城入园；整治“散乱污”企业1429家。主城区钢铁和焦化企业已全部完成关停，11家水泥（粉磨站）企业落实退城入园；实施主城区5处钢材市场搬迁，启动兰山商贸物流园区搬迁升级及16处市场搬迁计划。

（二）培育新增长动能 。 全力推进新动能建设，大力发展“四新经济”。今年1-5月份，高新技术产业投资增长15.2%，高于全市投资15.6个百分点；“四新”投资增长12.4%，高于全市投资增速12.8个百分点；“四新”投资占固定资产投资比重达到47.2%，同比提高5.3个百分点。推进产业转型升级。制定了全市八大传统产业提升方案和《临沂市工业企业技术改造三年行动实施意见》，拟在三年内每年推动500家企业升级改造，技术改造投资占比60%左右。6月18日召开全市木业产业转型升级动员推进会。启动全市特色产业集群综合整治专项活动。

（三）减少煤炭消费 。一是 大力压减煤炭消费。截至6月底，全市未新增煤电机组。1-5月份，全市煤炭消费当量953万吨，同比减少约190万吨。 二是 全力推进散煤污染治理。制定了《2020年全市散煤污染治理工作方案》，抽检煤样245个，执法检查4117次，查处不规范网点13家、散煤47.5吨。 三是 扎实推进清洁取暖及“煤改电”。今年预计新增城区集中供暖面积300万平方米，供热能力500万平方米。2020年居民“煤改电”集中供暖1.07万户及配套电网建设需求调研和改造工作正在同步推进。

（四）增加清洁能源使用 。 光伏、风电、生物质等新能源和可再生能源等发电装机稳步提升，位居全省前列。截至5月底，全市新能源、可再生能源、余能等发电装机323.28万千瓦，较2019年底提高6%、同比增长26%。2020年太阳能集热工作预计新增集热面积335万平方米；沂水县昆达生物沼气发电项目实现供热面积51万平米，费县、郯城县农林生物质热电联产项目和沂水沼气发电项目预计年底建成投产，可新增供热能力约250万平米；全市天然气消费量总量达到6.84亿方，同比增加10.7%。

（五）减少公路运输量。 一是 大力发展智慧交通。我市2家企业成功获得网络平台道路货物运输经营资格；金兰、天源等物流园区向“公路港”转型，兰华、金亮建立“1+1>2”中小企业联盟，搭建第四方物流平台。 二是 加强柴油货车污染治理。发布《关于加强城区载货汽车通行管理的通告》，查处违法1.5万余起，劝返“国三”货车4300余辆次，主城区内货车日均通行量下降35%；淘汰国三营运柴油货车3672辆。 三是 提升交通运输绿色清洁化水平。全市各类新能源、清洁能源车辆总数达到19073台，建设充电站394个、充电桩4318个；印发《临沂市创建绿色货运配送示范城市工作方案（2020-2021）》，目前上报6家，获批2家，数量位居全省前列。

（六）增加铁路运输量 。 一是 进一步完善铁路网络。坪岚铁路扩能改造工程等4条专用线入选国家重点项目。目前，已建成铁路专用线11条、在建6条，沂水清沂山、兰陵金石、临港疏港铁路均已开工建设。 二是 大力发展多式联运。临沂公铁联运物流园区华阳物流中心等5个项目入选山东省多式联运示范工程项目库，临沂市成功入选国家23个物流枢纽建设名单。

     （七）减少农药化肥使用量 。 一是 降低化肥使用量。新增水肥一体化应用面积104030.11亩，完成全年任务目标的69.35%，全市水肥一体化面积累计达82.2万亩。 二是 严格控制农药使用。办理限制使用农药经营许可证21份，完成统防统治面积500万亩，开展绿色防控面积638.25万亩，绿色防控技术示范覆盖率达39.10%。

     （八）增加有机肥使用量 。 安排部署有机肥替代试验4处，巩固有机肥替代核心示范区1.6万亩，增施有机肥面积达到720万亩，上半年商品有机肥使用量达到26万吨。规模养殖场粪污处理设施配建率98.62%以上，畜禽粪污综合处理利用率83.31%以上，推广标准地膜1万亩。

今年是“四减四增”三年行动的收官之年，截至6月底，推进方案确定的20项主要目标，已完成11项，正在推进9项；确定的123项重点任务，已完成87项，正在推进36项。市推进“四减四增”工作专班（市生态文明建设服务中心）将进一步提高站位、强化责任担当，切实把“四减四增”作为当前改善环境质量、加快新旧动能转换、推进经济高质量发展的重要任务。聚焦“四减四增”突出问题，紧盯重点工作目标，突出抓好压煤、“公转铁”、有机肥推广等重点任务，加强调度，强化督导，攻坚克难，强力推进，确保完成“四减四增”三年行动任务目标。

电力

能源领域重磅文件落地

风光氢储四大方向均有提及

事件： 10月24日，中共中央、国务院印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》。

一、需充分重视这份提纲挈领的文件，党政同责、效率为先、双轮驱动、国内国外、把控风险。 我们分析认为，此份文件作为碳达峰碳中和领域具有提纲挈领意义的重要文件，工作原则中明确提出：1）强化顶层设计、发挥制度优势、实行党政同责、压实各方责任，对碳达峰和碳中和的重视程度，已经上升到空前高度；2）效率为先；3）双轮驱动，指的是政府和市场之间的关系，发挥市场机制作用，形成有效激励约束机制；4）内外畅通，主要是国内国外，对外既斗争又合作，不断增强我国的国际影响力和话语权；5）防范风险，主要是能源安全、供应链安全、粮食安全以及供暖供电等民生问题。

从此次文件的工作原则中，已经可以看出，涵盖了从政府到市场、从效率到风险、从国内到国外的几乎各方面内容，我们相信此次文件出台后，后续会有更多相关行业和领域的细则出台，从这个角度上来说，此次文件具有提纲挈领的意义。

二、风光氢储皆有提及，能源领域迎来百年未有之大变局。 1）风电、光伏：到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，到2060年非化石能源消费比重达到80％以上；实施可再生能源替代行动，大力发展风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能等，不断提高非化石能源消费比重；坚持集中式与分布式并举，优先推动风能、太阳能就地就近开发利用。2）氢能：统筹推进氢能“制储输用”全链条发展；推动加氢站建设；加强氢能生产、储存、应用关键技术研发、示范和规模化应用。3）储能：加快推进抽水蓄能和新型储能规模化应用；加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展机制；加强电化学、压缩空气等新型储能技术攻关、示范和产业化应用。4）电网：构建以新能源为主体的新型电力系统，提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力；推进电网体制改革，明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位；深入研究支撑风电、太阳能发电大规模友好并网的智能电网技术。

新型电力系统指的是以新能源为主的电力系统，根据能源系统不可能三角：绿色、安全、廉价，在双碳目标提出以前，我们更注重安全和廉价，部分舍弃了绿色；在双碳目标提出之后，我们试图将绿色赋予更多更高的权重，尝试在安全和廉价中寻求一个再平衡。同时新型电力系统重“电力”更重“系统”，除了发电端以外，输配电端的重要性日益彰显，这是国家大力发展储能和智能电网的出发点。

风险提示： 政策推行不达预期、风光发展不达预期、电荒程度加剧等等。

本文源自金融界网

河北农村民居大多是三间正房，院内1～2间厢房，个别农户也有倒座。厢房和倒座一般用来做厨房、厕所、储存粮食和农业机具。冬季需要采暖的房间一般为正房，正房尺寸一般为6～7.5m×12m，绝大多数为三开间。三间正房一般中间为过堂，东侧为居室，西侧为居室或储藏室。三间正房总使用面积一般为80m2左右。有关数据统计表明，河北农村绝大多为一代居和二代居，三代同堂极少。一代居多为老人，居住在三间正房的一间。二代居多为夫妇和孩子或老人和孩子，分别居住在正房的两间房子。因此，在农村，冬季需要采暖的房间一般为正房过堂一侧或两侧房间，一个采暖季需要燃煤1.5t～3t，按800～1200元/t计算，一户采暖季需要购买煤炭费用大约为1200～3600元。

煤改电项目是采用电作为能源的供暖方式，替代了利用燃煤取暖的方式。为减轻老百姓负担，电力设施增容改造、电采暖炉和散热器由政府统一采购安装，并给予用电补贴，因此加快了京津冀地区大气污染治理的推进。

居民电采暖用电价格有相应的政策，电采暖用户可以向供电部门提出申请执行合表电价。生活用电与采暖用电实行分表计量的，其生活用电执行居民阶梯电价，采暖用电按照合表用户电价执行。生活用电与采暖用电未实行分表计量的，每年11月份中旬到次年3月份中旬采暖期用电按照合表电价执行，其他月份执行居民阶梯电价，电采暖用户同时也可以选择执行相应的峰谷分时电价。

根据河北省发展和改革委员会《关于清洁供暖有关价格政策的通知》（冀发改价格〔2017〕1376号）文件精神，供暖期间居民采暖用电价格执行阶梯电价一档标准供暖期居民采暖用电谷段时间延长2小时，既谷段20时至次日8时用电价格为0.3元/kWh，峰段8时至20时用电价格为0.55元/kWh；峰谷电价和非供暖期居民用电峰谷时段仍按现行政策执行。选择执行峰谷分时电价的居民用户，执行时间不受年度周期限制。

按照有关政策贫困地区农村居民采暖期用电享受0.2元/kWh补贴，且不执行阶梯电价，可选择执行峰谷电价。农村谷段电价为0.1元/千瓦时，峰段电价为0.32元/kWh。

非贫困地区农村居民按无补贴峰谷电价，既谷段20:00时至次日8:00时用电价格为0.3元/kWh，峰段8:00时至20:00时用电价格为0.55元/kWh。

（一）为准确计算实施煤改电后用户真实用电费用，规定以下条件进行计算

1.农村居民用电补贴后谷段电价为0.1元/kWh，峰段电

价为0.32元/kWh；

2.农村居民按每户使用面积100m2配置一套电采暖设备，采暖期三间正房的1间或两间房室内采暖温度达到18℃；

3.农村住宅外墙按360mm砖墙、屋面按100mm厚混凝土板加250mm炉渣考虑；

4.城镇居民用电价格谷段0.3元/kWh，峰段8:00时至20:00时用电价格为0.55元/kWh；

5.城镇居民按每户使用面积100m2配置一套电采暖设备，采暖期全部房间采暖温度达到18℃

6.城镇住宅按符合国家现行节能标准要求考虑；

7.唐山采暖天数按120天，承德采暖天数按150天，张家口采暖天数按145天。

二）城镇住宅电采暖费用计算

1.城镇住宅耗热量指标见表1；

表1城镇住宅建筑单位平米耗热量

地区 楼层 ≤3层 4～8层 9～13层 ≥14层 采暖天数

承德 19.44 17.01 15.66 13.95 150

张家口 18.18 15.93 14.58 13.05 145

唐山 15.84 13.77 12.6 11.16 120

2.城镇住宅100m2采暖季总耗热量计算；

表2城镇住宅建筑100m2采暖季耗热量KWh

地区 楼层 ≤3层 4～8层 9～13层 ≥14层 采暖天数

承德 6998 6124 5638 5022 150

张家口 6327 5544 5074 4541 145

唐山 4562 3966 3629 3214 120

3.城镇住宅100m2采暖季总耗电量计算；

表3城镇住宅建筑100m2耗电KWh（效率0.99）

地区≤3层 4～8层 9～13层 ≥14层 采暖天数

承德 7069 61855695 5073150

张家口 6391 56005125 4587145

唐山 4608 40063665 3247120

4.城镇住宅100m2（24小时室温18℃）采暖季电费计算（按照0.3～0.55元/KWh计算）；表4城镇住宅建筑100m2电费（宅居族）

地区 ≤3层4～8层 9～13层 ≥14层 采暖天数

承德 2830 24762280 2031 150

张家口 2558 2242 2052 1836 145

唐山 1845 1603 1467 1299 120

5.上班族（白天上班夜间在家，白天室温10℃，）100m2住宅采暖季电费计算（按照0.3～0.55元/KWh计算）；

表5城镇住宅建筑100m2电费（上班族）

地区 ≤3层 4～8层 9～13层 ≥14层 采暖天数

承德 1981 1733 1596 1421150

张家口 1791 15691436 1285145

唐山 1291 11221027 909120

农村住宅冬季燃煤采暖室内温度一般为14～16℃，实行

煤改电改造后应达到国家标准规定的室内温度18℃。对于一代居来讲，仅需要一间正房达到18℃，两代居或三代居需要两个房间达到18℃。我们按农村需要取暖的房间计算用电费用。另外，农村住宅无外保温，节能效果差，计算时也给予修正。

1.农村住宅耗热量指标见表6；

表6农村住宅建筑单位平米耗热量

地区 楼层 ≤3层 采暖天数

承德 38.88 150

张家口 36.36 145

唐山 31.68 120

2.农村住宅100m2采暖季总耗热量计算；

表7农村住宅100m2采暖季总耗热量计算

≤3层 三间房取暖 一间房取暖一代居 二间房取暖二代或三代居 采暖天数

承德 13996 4660 9321 150

张家口 12654 4214 8427 145

唐山 9124 3038 6076 120

3.农村住宅100m2采暖季总耗电量计算；

表8农村住宅100m2采暖季总耗电量计算（效率0.99）

≤3层 三间房取暖 一间房取暖一代居 二间房取暖二代或三代居 采暖天数

承德 14138 4708 9416 150

张家口 12782 4256 8513 145

唐山 9216 3069 6138 120

4.农村住宅100m2（宅居族24小时室温18℃）采暖季电费计算（贫困地区享受电价补贴）；表9农村住宅建筑 100m2电费（按照0.1～0.35元/KWh计算）

≤3层 三间房取暖 二间房取暖二代或三代居 一间房取暖一代居 采暖天数

承德 2971 1979 989 150

张家口 2686 1789 894 145

唐山 1937 1290 645 120

5.农村住宅100m2（上班族，白天上班夜间在家，夜间采暖温度18℃，白天采暖温度10℃）采暖季电费计算（贫困地区享受电价补贴）；

表10农村住宅建筑100m2电费（按照0.1～0.35元/KWh计算）

≤3层 三间房取暖 二间房取暖二代或三代居 一间房取暖一代居 采暖天数

承德 2080 1385 692 150

张家口 1880 1252 626 145

唐山 1356 903 451 120

6.农村住宅100m2（宅居族24小时室温18℃）采暖季电费计算（无补贴，按峰谷电价）；表11农村住宅建筑100m2电费（按照0.3～0.55元/KWh计算）

≤3层 三间房取暖 二间房取暖二代或三代居 一间房取暖一代居 采暖天数

承德 5660 3770 1885 150

张家口 5117 3408 1704 145

唐山 3690 2457 1228 120

7.农村住宅 100m2（上班族，白天上班夜间在家，夜间采暖温度18℃，白天采暖温度10℃）采暖季电费计算（无补贴，按峰谷电价）；

表12农村住宅建筑100m2电费（按照0.3～0.55元/KWh计算）

≤3层 三间房取暖 二间房取暖二代或三代居 一间房取暖一代居 采暖天数

承德 3962 2639 1319 150

张家口 3582 2385 1192 145

唐山 2583 1720 860 120

（四）城镇农村住宅电采暖费用计算

1.每户城镇住宅按100m2使用面积安装一套电热采暖设备层数在三层及以下，住宅在4～8层时耗电量按本表对应数乘以0.85系数，住宅在9～13层时耗电量按本表对应数乘以0.8系数，住宅在14层及以上时耗电量按本表对应数乘以0.7系数；

2.每户农村住宅按100m2使用面积安装一套电热采暖设

备，一代居按一间房考虑采暖，二代居及三代居按二间房考虑采暖；

3.贫困地区农村居民用电补贴后谷段电价为0.1元/kWh，峰段电价为0.32元/kWh；

4.一般农村居民用电价格谷段0.3元/kWh，峰段8时至20时用电价格为0.55元/kWh；

5.城镇居民用电价格谷段0.3元/kWh，峰段8时至20时用电价格为0.55元/kWh；

6.室内采暖温度达到国家标准18±2℃。

石墨烯电热炉采暖运行费用汇总表（元)

地区地区 采暖天数 城镇住宅 贫困地区农村二代或三代居 贫困地区农村一代居 峰谷电价农村二代或三代居 峰谷电价农村一代居

宅居族 上班族 宅居族 上班族 宅居族 上班族 宅居族 上班族 宅居族 上班族

承德 150天 2830 1981 1979 1385 989 692 3770 2639 1885 1319

张家口 145天 2558 1791 1789 1252 894 626 3408 2385 1704 1192

唐山 120天 1845 1291 1290 903 645 451 2457 1720 1228 860