浙江电网用电负荷7月3日突破1亿千瓦，较去年提早8天，破亿93分钟后，又上升至1.02亿千瓦，创历史新高，这是浙江电网历史上迎峰度夏最早进入负荷破亿阶段。此前，江苏电网用电负荷于5月29日突破1亿千瓦，首次在5月份负荷破亿，比去年夏季提前19天。 厄尔尼诺影响下，气温易偏高，高温时间点较往年提前。南方、华中、华东等仍存在硬性电力缺口的区域在用电高峰时段更有可能出现电力供需偏紧的情况。国金证券研报指出，23、24年电力短缺影响将持续存在，保供需激活电力市场和需求侧响应的活力。 据财联社主题库显示，相关上市公司中： 广西能源 围绕“零碳”能源上市公司定位，统筹推进“以电力为核心，多能驱动”战略布局，涉及水电、火电、光伏、风电、供售电、电力设计等能源领域业务。 华能国际 是中国最大的上市发电公司之一，2022年中国境内各运行电厂完成上网电量4251.86亿千瓦时。

欧佩克6月份维持石油产量稳定，该组织继续推进一项旨在提振脆弱的全球市场的协议。根据一项调查，欧佩克平均每天生产2857万桶石油，比5月份适度增加8万桶/日。6月是一些成员国为抵消不稳定的经济增长而实施新一轮供应限制的第二个月。由于欧佩克最大的产油国沙特单方面减产100万桶/日，7月份的产量应该会下降。沙特周一宣布，这项减产措施将延长至8月份。欧佩克+盟友俄罗斯也表示要减少供应。 由于市场担心利率上升将引发全球经济衰退，2023年迄今油价下跌了约12%。伦敦布伦特原油期货交易价格接近每桶75美元。 尽管油价回落让美国和其他地区饱受通胀困扰的消费者松了口气，但却给沙特及其产油国伙伴带来了财政压力。国际货币基金组织(IMF)表示，沙特甚至在最新一轮减产之前，就需要油价超过每桶80美元，才能平衡预算。 沙特上月将石油供应稳定在996万桶/日。欧佩克13个成员国的总产量基本保持不变，因为阿联酋和伊朗的减产被尼日利亚和利比亚等一些国家的小幅增产所抵消。 沙特周一发表声明称，可能会进一步延长减产协议。沙特能源部长Abdulaziz bin Salman承诺，让贸易商对未来的计划保持“悬念”。他将于周三在维也纳举行的欧佩克能源会议上发表讲话。 按照每两个月对石油市场进行一次评估的日程，欧佩克+监督委员会将于8月初召开会议。该组织的下一次正式会议定于11月底举行。

中央气象台预计，7月上旬华北东部和黄淮北部等地仍多高温天气。国家气候中心预测，今年盛夏（7-8月），我国华北、华中中部和南部、西南地区东北部等地还将出现阶段性高温过程。中电联方面介绍，若出现长时间大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右。 在消费旺季电力供应偏紧背景下，虚拟电厂迎来投资建设热潮，相关政策密集落地。券商人士指出，在新型电力系统加速建设的背景下，虚拟电厂作为协调分布式资源参与电力交易和需求响应的重要调节手段，受益于产业政策和电网需求不断加码，有望迎来行业快速发展。 据财联社主题库显示，相关上市公司中： 协鑫能科 旗下综合能源公司专业开展虚拟电厂业务，拥有国家“需求侧管理服务机构”一级资质，用户侧管理容量超1380万KVA。 深南电A 两家燃机发电厂均位于珠江三角洲的电力负荷中心区，是所在区域的主力调峰电源，公司下属南山热电厂已于2022年在深圳虚拟电厂管理中心的虚拟电厂管理云平台备案。

6月28日，水电水利规划设计总院正式发布《中国可再生能源发展报告2022》。2022年，中国可再生能源发展成绩斐然。全年新增可再生能源装机规模1.52亿千瓦，占国内新增发电装机的76.2%，是新增电力装机的主力。可再生能源装机在全部发电总装机占比上升到47.3%；年发电量2.7万亿千瓦时，占全社会用电量的31.6%。其中，风电、光伏年发电量首次突破1万亿千瓦时，接近国内城乡居民生活用电量。可再生能源在保障能源供应方面发挥的作用越来越明显。 2022年，我国光伏装机规模持续保持快速增长，新增装机规模再创新高，增幅达到59.3%。分布式光伏迅猛发展，在新增装机容量中占比达到58.5%。2022年，光伏发电量大幅提升，同比增长30.8%，发电利用率保持平稳。光伏制造业规模保持快速增长，产业链各环节产量持续稳居世界第一。组件价格拐点出现，价格下降趋势在年末显现。多晶硅能耗持续下降，光伏电池效率稳步上升。多元融合建设模式成为光热发电规模化发展的重要方向。 概要及全文如下： 01水电行业方面 报告内容将主要包括： 2022年，我国常规水电稳步发展。 白鹤滩水电站16台机组全部投产，以乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、坝为核心的世界最大“清洁能源走廊”全面建成。结合新形势，水电功能定位向电量供应和灵活调节并重转变，2022年在全国主要流域开展了水风光一体化规划研究工作，依托主要流域水电调节能力，新建一定规模的水电和抽水蓄能项目，对存量水电进行增容扩机，最大程度带动流域周边风光资源开发建设，实现水风光一体化开发建设，推动水风光协同开发取得新进展，建立长期稳定经济可靠电力保供新能力。 2022年，抽水蓄能建设明显加快。 随着吉林敦化、浙江长龙山、山东沂蒙、广东阳江、广东梅州、黑龙江荒沟等项目陆续投产，年度投产规模超过800万千瓦。年度新增核准48座抽水蓄能电站，超过“十三五”时期全部核准规模。工程建设成就显著，广东阳江抽水蓄能电站单机容量40万千瓦投产发电，为全国第一；黑龙江荒沟抽水蓄能电站位于牡丹江市海林市三道河子镇，是中国已建成纬度最高的抽水蓄能电站。已投运抽水蓄能电站促进电力系统安全稳定运行效益显著。以中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会的成立为标志，中国抽水蓄能全产业链协调发展机制基本建立。 报告系统总结了2022年我国常规水电和抽水蓄能的发展成就和最新的工作进展，分析所面临的发展形势，展现了水电行业研究热点，提出了发展展望与建议。 02风电行业方面 报告内容将主要包括： 2022年，我国风电装机规模平稳增长，发电量占全国电源总发电量的比重不断提升，年平均利用小时数和利用率保持较高水平。 其中，基地化发展成为陆上风电开发的主要模式，海上风电新增规模短期回落，分散式和高海拔风电逐步推动，老旧风电场实现小批量技改。风电机组大型化趋势加速，工程勘测设计水平稳步发展，海上风电施工与输电技术快速提升，建设质量安全水平整体向好，风电产业链竞争优势不断巩固增强。 我国风电行业逐步进入高质量、跃升式发展新阶段，在新的形势与背景下，报告对后续产业链协同创新、海上风电向深远海迈进、老旧风电场技改推广、乡村风电发展等方面提出了趋势展望及建议。 03太阳能发电行业方面 报告内容将主要包括： 2022年，我国光伏装机规模持续保持快速增长，新增装机规模再创新高，增幅达到59.3%。分布式光伏迅猛发展，在新增装机容量中占比达到58.5%。2022年，光伏发电量大幅提升，同比增长30.8%，发电利用率保持平稳。光伏制造业规模保持快速增长，产业链各环节产量持续稳居世界第一。组件价格拐点出现，价格下降趋势在年末显现。多晶硅能耗持续下降，光伏电池效率稳步上升。多元融合建设模式成为光热发电规模化发展的重要方向。 2022年，光伏行业全面贯彻落实《“十四五”可再生能源发展规划》发展要求，积极应对各种风险与挑战，持续推进产业健康发展，实现新突破。报告分析了2023年太阳能发电的发展特点，提出了近期的发展趋势展望与建议。 04生物质能行业方面 报告内容将主要包括： 2022年，生物质发电装机规模稳步增长，新增装机规模同比有所下降，生物质能非电利用领域发展规模相对较小；垃圾焚烧余热锅炉技术不断进步，生物质气化耦合燃煤发电技术持续探索示范；生物质能开发利用模式不断创新，固废处置一体化成垃圾焚烧发电发展新模式。 结合生物质能发展现状和存在的不足，报告对生物质能行业发展提出了趋势展望和政策建议。 05地热能行业方面 报告内容将主要包括： 2022年，各地积极布局地热资源勘查和开发利用工作，将地热资源勘查开发作为重点工作纳入相关发展规划，加大地热资源的勘探投入，大力推进地热规模化开发。地热投资建设方向多元化，深井换热供暖、江水源热泵供暖制冷、气田伴生地热水发电以及农村地热供暖等示范利用项目多点开花，示范效应初步形成。地热开发技术取得新的进展，深部热储改造、深井换热技术等领域的突破，进一步支撑地热高效开发，同时地热装备制造国产化水平也稳步提高。 2022年，国家和地方直面地热产业发展关键问题，规范地热开发管理流程，推动全国地热能项目信息化管理，出台支持政策，激发市场活力，促进地热产业向好发展。各地将地热开发和能源、矿产、建筑节能等规划融合，引领地热产业高质量发展。 在我国地热能规模化开发和高质量发展的新形势下，报告提出了地热能产业发展趋势展望和建议。 06氢能产业方面 报告内容将主要包括： 2022年，可再生能源制氢初具规模，绿氢工业领域替代应用已显成效。 同时，氢能“储、运、加”国产化进程稳步推进，氢燃料电池及氢能汽车规模较大幅度增长，氢能开展全产业链布局。在投资建设方面，碱性电解水制氢具备一定国际优势，氢燃料电池系统成本持续下降。带动电解水制氢装备技术水平不断提升，绿氢制取研究取得关键突破，氢能装备重大研发技术得到验证，氢燃料电池、氢能汽车研发应用创造多项纪录。氢能产业“1+N”政策体系初步形成，可再生能源制氢集聚、融合性发展，氢能综合利用拓展高质量发展新业态，氢燃料电池实现多元化场景应用，国际合作加速产业化进程等一系列发展特征。 报告在可再生能源制氢、氢储能中长期发展、探索氢能产业非财政补贴扶持政策、加快氢能产业数字化智能化转型的示范应用等方面提出了发展展望及建议。 07储能产业方面 报告内容将主要包括： 2022年底，我国新型储能装机突破10GW，新增规模超过了过去十年累计的装机量，产业规模不断壮大，正由商业化初期步入规模化、产业化发展新阶段，具备大规模商业化应用的良好基础。 其中，锂离子电池主导地位进一步提升，已经形成了较为完备的产业链，压缩空气储能、液流电池储能通过试点示范项目逐步实现规模化应用，飞轮储能单体输出功率达到兆瓦级，其他类型的新型储能技术不断取得进展。同时，新型储能系统集成技术快速发展，行业管理体系逐渐完善，电力市场机制不断完善等措施也推动了储能技术的应用。 我国新型储能进入规模化发展的新阶段，在新的形势与背景下，报告对加强省级区域新型储能整体规划、切实提升新型储能实际利用效率和强化电化学储能电站安全管理等方面提出了相关建议。

继重庆及河北多地上调居民用气价格后，南京、四川绵阳等地也即将迎来新一轮的居民用气价格上调。多地气价涨超10%，但国内某天然气头部上市公司高管对财联社记者表示：“现在LNG的价格还在底部。” 上述高管进一步透露，近期国内LNG市场走势的确受到国际天然气价格上涨影响，一些贸易商又开始囤货。但长远来看，随着夏季高温天气来临与下游需求增加，叠加目前欧洲供应端出现的问题，我们认为目前的天然气价格还是一个低点。 多地气价涨超10％ 近期，全国多地公布了新一轮的天然气价格改革方案。 经财联社记者梳理，受基准价影响，目前河北地区的气价上涨单价最高，并且已经实现落地。石家庄、唐山、秦皇岛与廊坊城区居民用气第一阶梯每立方米的价格分别上涨0.37元、0.37元、0.40元与0.43元。 四川绵阳居民用气第一档的价格则从目前的1.98元/立方米调整到2.18元/立方米，上调了0.20元。江苏南京居民用气各档销售价格则每立方米分别上调0.30元、0.36元与0.42元。 虽各地上涨金额不同，但上涨幅度均在前期价格的10％左右浮动。 据南京发改委测算，南京全市87%的居民家庭年用气量在第一档内，每户平均每年增加支出约41元，平均每月增加支出约3.42元。 而该机制允许有关部门在遇到上游天然气门站价格调整累计变动幅度达到或超过5%时，在阶梯气量、阶梯价差保持不变的基础上，报市政府同意后，同向调整居民用气销售价格。 “LNG的价格还在底部” 未来国内LNG的价格会有怎样的走势？ 谈及天然气价格的预测，中石油在今年3月末召开的2022年业绩会上表示，预测2023年下半年受供需格局和天气等因素的影响，国际天然气价格将有所提升。2024年，全球天然气贸易格局将基本完成重塑，市场需求持续复苏，市场基本面相对平衡，预计国际气价延续下滑趋势，总体将低于2023年水平。 国际能源署（IEA）也在2月份发布的报告中表示，预计今年中国天然气消费量将同比增长7%左右，主要是工业部门消费量提升带动的。根据IEA的数据，2023年，约有130亿立方米的新签LNG长协合同将开始交付，这将使得中国的长协合同量达到1100亿立方米/年。 此外，IEA还在报告中提及2023年全球LNG市场最大的不确定性就是来自中国对LNG进口的需求，这也将影响欧洲地区LNG的进口量。2022年，中国LNG进口量同比下降了21%（约合220亿立方米），而欧洲LNG进口量则同比增加了63%（约合650亿立方米）。但是2022年中国对LNG进口需求的明显下滑是由于LNG现货价格高企、中国经济增速放缓造成的，而这些因素不太可能在2023年重复出现。

根据周一发布的《世界能源统计评论》（Statistical Review of World Energy）报告，去年可再生能源创纪录的增长并没有改变化石燃料的主导地位，化石燃料仍占能源供应的82%。 这份年度报告是石油行业的基准报告，由能源研究所（Energy Institute,EI）与咨询公司毕马威（KPMG）和科尔尼（Kearny）今年2月从英国石油公司手中接管后首次发布。英国石油自上世纪50年代以来一直负责撰写该报告。 去年，在俄乌冲突爆发之后，能源市场出现了动荡，推动欧洲和亚洲的天然气和煤炭价格升至历史新高。 报告称， 尽管去年可再生能源装机容量出现了有史以来最大增幅，达266吉瓦，其中太阳能增长超过风电，但石油、天然气和煤炭产品在满足大部分能源需求方面的领先地位得到巩固 。 根据报告，去年全球一次能源需求增长约1%，较前一年5.5%的增幅有所放缓，但仍比2019年新冠疫情前的水平高出3%左右。一次能源是指直接取自自然界没有经过加工转换的各种能量和资源。 去年全球发电量增长2.3%，增速较上年有所放缓。风能和太阳能在发电量中所占的份额达到创纪录的12%，再次超过核电，满足了净电力需求增长的84%。 煤炭在发电中的份额仍占主导地位，约为35.4%。 温室气体排放总量再次增加 报告显示， 去年全球能源相关排放量（包括工业过程和燃烧）增长0.8%，达到393亿吨二氧化碳当量的新高。 “尽管风能和太阳能进一步强劲增长，但全球与能源相关的温室气体排放总量再次增加，”能源研究所（Energy Institute）所长Juliet Davenport表示。“我们仍在朝着与《巴黎协定》要求相反的方向前进。” 科学家表示，到2030年，全球需要在2019年的基础上减少约43%的温室气体排放，才有希望实现《巴黎协定》的目标，即将全球气温较工业化前水平升幅控制在2摄氏度以内。 报告其它亮点: 报告还显示，去年石油消费量增加了290万桶/天，达到9730万桶/天，与前一年相比增长放缓。 在创纪录的天然气价格背景下，去年全球天然气需求下降了3%，但仍占一次能源消费的24%，略低于前一年。 去年，全球煤炭消费量增长0.6%，为2014年以来的最高水平，主要受印度等国需求推动，而北美和欧洲的消费量下降。去年，中国新增太阳能和风能最多。

石油输出国组织（OPEC）周一表示，大约20年后，全球石油需求将增至每天1.1亿桶，推动全球能源需求增长23%。 “在可预见的未来，石油是不可替代的，”OPEC秘书长海萨姆·阿尔盖斯在马来西亚首都吉隆坡举行的亚洲能源会议上表示。 “在我们的全球展望中，我们预计， 到2045年全球石油需求将升至每天1.1亿桶 ，”他表示，并补充称，届时石油仍将占能源结构的29%左右。 “我们预计，到2045年全球能源需求将增长23%，” 阿尔盖斯称。 阿尔盖斯还表示，石油行业投资不足只会挑战当前能源系统的可行性，并导致“能源混乱” 。 与此同时，沙特阿美首席执行官阿明·纳赛尔在同一场会议上表示，今年剩余时间石油市场基本面仍然总体良好。 “发展中国家，尤其是中国和印度，将推动今年石油需求增长超过200万桶/日。”他表示。 就在国际油气行业大佬发表上述讲话之际，周一发布的《世界能源统计评论》（Statistical Review of World Energy）报告显示，去年可再生能源创纪录的增长并没有改变化石燃料的主导地位，化石燃料仍占能源供应的82%。 国际能源署（IEA）近日也预测，未来数年，全球石油需求将进一步增加。该机构预测，在石化和航空部门强劲需求的支持下，全球石油需求在2022年至2028年间将增长6%，达到日均1.057亿桶。 不过，IEA预测，随着向清洁能源转型进程加速，全球石油年均需求增长幅度将在未来几年放缓，从今年的日均240万桶萎缩至2028年的日均40万桶。

今年以来，“中特估”主题可谓是AI以外另一个在A股舞台上最闪亮的主角。虽然在沸腾后5月有所回调，但受日前国务院国资委召开央企提高上市公司质量的消息，多数中字头概念股再度走强。截止6月21日，中特估指数 年初至今累计上涨26.15% 。 对此，多数券商认为“中特估”概念 6月有望重拾涨势 。中信证券预计，随后期更多政策稳步落地， “中特估”交易或将贯穿全年 。此外，平安证券表示， 下半年市场环境优于上半年 ，当前市场估值已回归至历史均值以下，建议关注“中特估+”板块。那么，今年下半年来看，“中特估”行情会如何演绎？ 中信建投分析师陈果表示， 以中特估为代表的价值股重估还有空间 ，但纵深演绎会开始分化。市场认同在整体景气不强的背景下，红利策略具备吸引力。而随相关优质国企估值有所修复和经济复苏，具有盈利复苏弹性的价值股行情还将继续演绎。另有业内分析师也认为，现在的中特估注重估值的提升， 逐步重视转高分红，稳定的现金流与盈利能力 。 国海证券6月8日研报表示， 能源板块中上市公司拥有较为优质的基本面和偏低的市场估值，处于优质资产被低估的状态 。根据国海证券6月8日研报测算，截止到5月24日，石油石化、煤炭、公用事业2022年全年的ROE分别为12.32%、21.74%、5.59%，盈利能力较强，且PB十年分位分别为 8.3%、35.9%、37.8%，能源是优质资产被低估的主要领域，调整过后 仍具备性价比 。 光大证券5月14日研报亦表示，看好顺周期且估值相对较低的板块，随着我国经济的逐步复苏，顺周期板块的行业其盈利修复的弹性更大， 后期或将迎来戴维斯双击 。此前两年随着上游资源品价格上涨，煤炭与石油石化等能源板块盈利能力开始提升，然而价格并未继续上涨。结合当前估值、盈利的情况， 主要关注包括煤炭、石油石化等行业板块 。 与此同时，平安证券研报指出， 在“中特估+分红”细分主线下能源领域有望显著受益 。根据近12个月股息率（截至2023/6/9），能源股息率具备明显优势， 煤炭、钢铁、石油化工股息率均位列前五 。 在“中特估”具体配置上，市场相关分析文章指出，我国油气公司主要为 “三桶油”（中国石油、中国石化、中国海油） ，在国家积极鼓励下自2022年开始加大资本支出，预计2023年仍将持续增加。叠加近期国际油价中枢抬升、央企改革等因素，预计会出现自上而下的市场环境改善与自下而上的公司竞争力抬升，能源央企有望迎来新一轮价值重估。值得注意的是，今年以来， 以沪港深通资金为首的“聪明钱”持续买入“三桶油” ，不断提高持股比例。 开源证券5月12日研报表示，“中特估”促央国企价值重估下煤炭行业充分受益。煤炭股的估值已经处在历史的底部区域，PE估值对应2023年业绩多为4-5倍。政策高度重视国央企价值实现与估值提升，净资产收益率考核指标促进国企高分红，能源转型提供拔估值可能。碳中和背景下，煤企能源转型已经开启， 煤企四种能源转型途径均有提估值可能 。 根据开源证券梳理，煤企四种能源转型途径分别为， 高分红兼具高弹性的双重受益标的（前四再叠加高成长）：山西焦煤、广汇能源、兖矿能源、潞安环能、山煤国际；经济复苏及冶金煤弹性受益标的：平煤股份、淮北矿业（含转债）、神火股份（煤铝）；稳健高分红受益标的：中国神华、陕西煤业；中特估预期差最大受益标的：中煤能源；能源转型受益标的：华阳股份、美锦能源（含转债）、电投能源、永泰能源 。 另外，招商证券在公用事业行业2023年中期投资策略研报中提到，市场化改革下电价持续上行，且今年煤价持续下行，助力 火电转绿电的企业将在今年迎来盈利的反转 。推荐火电装机量行业领先，新能源装机快速提升， 加速火电向绿电转型的华能国际等 。在水电领域，上网电价持续提升，稀缺大水电优势凸显， 建议关注装机量和利用小时数行业领先，经营业绩稳定，分红率和股息率维持在高水平的长江电力等 。核电板块中，目前核电企业估值较低，在重塑央国企估值的逻辑下有较大的修复空间，建议关注 现金流量充裕、股权激励体系完善的中国核电、中国广核等 。

大热的光伏领域又完成一笔高额融资，雄心勃勃打造“光伏第一城”的合肥再落重要一子。 近日，新能源企业清电集团旗下光伏板块项目清电光伏完成15亿元A轮融资。本轮融资由合肥产投集团及京能集团双领投，三一重能、博润资本、道格资本等跟投。财联社创投通-执中数据显示，这笔15亿元融资，在国内光伏产业近三年97笔一级市场融资中，位居第5。 清电光伏背后，站着一位低调的企业家——张菊军。今年42岁的他，2016年创建清电集团，总部设在北京，旗下拥有清电能源、清电科技、清电硅业、清电硅材等企业，业务遍布全国。他向《科创板日报》记者透露，未来，清电光伏会根据项目建设进展和资金需求，开展B轮股权及债券融资，并力争于3-5年内启动上市计划。 ——安安访谈录 谈行业：2030年碳达峰之前清洁能源、硅基材料市场还会继续保持增量 《科创板日报》：你最开始做风电，然后做光伏，这样的路线当初有什么考量？ 张菊军： 创业之前，我在电力领域规划、设计及建设一线工作了将近20年，深耕新能源发电技术及应用领域 17 年。创业第一站我们选择了河南，河南当时是平原低风速类风电场的发源地之一，正处于技术红利期。当然，河南是农业大省，耕地较多，光伏项目占地面积较大，受限于土地的客观原因，光伏项目不易开发，因此，创业初期我们做的风电项目比光伏电站会相对多一些。 清电集团成立后的第一年，我们在河南商丘和兰考的分公司就成立了。第二年，我们的商丘宁电宁新能源100MW风电场核准，经过这几年的发展，我们已投运风力发电站5座，总装机容量245兆瓦。在建和拟建新能源电站4座，总容量2850兆瓦，并与北京、新疆、黑龙江、江苏、河南、河北等地政府签署开发协议，储备项目容量超20GW。 《科创板日报》：你为什么选择深耕清洁能源、硅基材料领域？对清洁能源、硅基材料这些产业的未来发展和市场规模，有什么看法？ 张菊军： 考虑的首要原因，还是企业的盈利及长远发展。在企业发展的过程中我们发现，不能只做电站，民营企业电站主要考虑的是融资成本，而同样的电站财务模型比较固定，在技术上同质化也很严重。 所以说，此时电站的收益高低完全取决于贷款利率高低，央企在这方面有天然的优势。民营企业因为贷款利率成本，很少有纯做电站的，我们还是想朝上游做，比如向组件、电池、硅片、硅料上做，我们是电站出身，而硅料、硅片比较耗电，新业务和老业务结合比较紧密，更容易扩大我们的优势。 从国内及整个全球发展来看，清洁能源必然是未来能源转型的首要方向，尤其是能源存量市场的替换，比如光伏、风电逐步替代不可持续的火电等。 第二，新能源增量的市场比较庞大。从整个全球市场来看，目前一年增加500GW的光伏发电问题是不大的，尤其是“双碳”背景下的全球能源结构都在调整转型。 至于清洁能源、硅基材料的未来前景，我认为，在没有新的技术和材料出现之前，以硅为基础的光伏电池产业将会一直保持旺盛的生命力。 关于清洁能源、硅基材料未来的市场规模，中国基本上每年大概是150GW到200GW之间，而从目前全球在批的和建设的情况来看，大概是400GW到600GW之间。未来尤其到2030年碳达峰之前，我认为全球还会继续保持增量。 02 —————————— 谈布局：清电光伏硅基产业一体化产业，是目前国内获批最大的“三硅一体”项目 《科创板日报》：清电集团目前单晶硅和多晶硅布局大概是什么样的?（规模和金额、比重），为什么大力布局单晶硅片? 张菊军： 清电光伏科技（简称“清电光伏”）为清电集团旗下光伏板块，致力于打造品质优异、技术先进、综合能耗低的光伏丰富产品线，形成“新能源电站→增量配电网→工业硅→多晶硅→单晶硅→硅片”的绿色硅基全产业链生态系统。 清电光伏硅基产业一体化产业，是目前国内获批最大的“三硅一体”项目。为工业硅、多晶硅、单晶硅片一体化产业，上下游资源打通，将最大程度平衡硅料与硅片的供需关系，既能够平滑硅料波动风险，又能够保障硅片供应链稳定，将成为光伏产业链最有竞争力和投资价值的环节。 清电集团已与哈密市政府签订总投资达260亿元的投资协议。清电光伏在哈密打造的光伏硅基示范产业园，整体规划40万吨工业硅，20万吨多晶硅料，60GW单晶硅棒。第一期年产10GW单晶硅拉棒项目已封顶，预计今年8月竣工投产；5万吨多晶硅项目已全面动工，预计2024年竣工投产。 同时，清电光伏计划在合肥投资160亿元。2023年2月，清电集团将旗下光伏板块总部暨清电光伏科技有限公司迁址至合肥，并作为未来光伏板块上市主体。其中，30GW单晶硅片生产基地已落户合肥循环经济示范园，其中一期10GW单晶硅片项目占地面积约150亩，主要生产210&182mm大尺寸、130微米以下的超薄硅片，项目已全面开工建设，预计8月份投产，年内可实现工业产值15亿元。次年满产后贡献产值40亿元以上，直接带动本地就业1000余人。 《科创板日报》：刚融资15亿，落地安徽合肥的清电光伏，本次融资打算如何使用?为何选择合肥？ 张菊军： 清电光伏近期完成的A轮融资资金，将全部用于清电光伏科技项目建设及运营。后续，清电光伏会根据项目建设进展和资金需求开展B轮股权及债券融资。 选择合肥，是由于其比较优秀的创业氛围、营商氛围，还有政府的引导基金、甚至包括当地的银行服务等，我认为是远远超越其他一些城市的。另外的关键点是人才储备也很丰富，所以经过半年的磨合了解，最终选择了合肥。 《科创板日报》：你一直在强调一体化，为何一体化会如此重要？ 张菊军： 一体化的竞争力会比较强，如果只做单一环节，抗风险能力是不强的。尤其是没有上游和下游合作的单一环节，有时候很可能会因为非技术的原因，在激烈的市场竞争中被淘汰掉。 由于市场竞争的原因，比如去年组件整个行业全部亏损，但是在实行一体化之后多了一些环节，所以别的环节会盈利，整体抗风险能力会非常强。 目前我们的产业链布局已经比较完整，新增业务和既有业务的契合度比较高，比如做硅料需要用庞大的电力，而我们是做电站起家的，本身就建了很多电站，因此形成一个很好的内循环。 而这些布局是随着业务发展一步一步发展的，我们都是逐个环节培育成熟的，但创业之初就形成好了战略规划。 03 —————————— 谈上市：准备在未来 3~5年拟上市 《科创板日报》：新能源电站的融资模式一般是什么样的？ 张菊军： 首先是银行直接贷款，其次是融资租赁。现在还出现比较新的模式，建成之后发REITS产品支持，但融资效率上相对慢一些。我们一般都是选择融资租赁，一般两三个月就落地了，贷款的话银行审批相对慢一些。实际上，融资租赁并不是只有民营企业选用，央企也在用，因为银行贷款的话要求手续很齐全，而电站建设节奏却很快。 《科创板日报》：项目后续的融资计划是怎样的？还有上市计划如何？ 张菊军： A轮融资是从去年开始的，之前都是以银行贷款和融资租赁为主。当时的投资人比较多，合肥产投和京能集团领投，三一重能、博润资本、道格资本等跟投。是否融资还是根据我们的后续资金需求，如果有的话就会开启B轮融资。可能也是随着开展新的项目，然后产生新的资金需求。 上市方面，大概准备在未来 3~5年上市。到时看符合哪个板的条件就考虑上相应的板。目前中国 IPO制度非常健全，不管是主板或者是其它板块，都给了大家比较多的选择。

当地时间周四，据知情人士透露，荷兰政府将在今年10月份永久关闭欧洲最大的天然气田格罗宁根大气田，关闭将从10月1日起生效。 近日欧洲天然气供应紧张的消息唤醒了能源危机的记忆，欧洲天然气期货价格持续走高。而荷兰政府此举进一步加剧了当地能源市场的脆弱性，导致欧洲天然气期货价格日内飙升逾20%，达到每兆瓦时46.20欧元。 荷兰矿业国务秘书的一位发言人表示，关闭该油田的正式决定将在本月晚些时候的内阁会议上做出。 自1963年投产以来，该天然气田一直是西欧大部分地区的主要天然气来源，也是荷兰公共财政的支柱。但自上世纪80年代以来，不断的开采导致该地区发生了数百次震级最高达3.6级的地震，摧毁了数千座房屋。 据格罗宁根矿业损害研究所数据显示，该地区约32.7万户房屋中，至少12.7万户遭受了一定程度的破坏。自2012年以来，该地区已有3300多座建筑被拆除，因为地震使它们变得不安全。 因此无论是生活还是心理，成千上万的当地居民都受到了巨大的影响。但政府和油气企业用于加固建筑和赔偿的资金只有100亿欧元，并且只有30%真正惠及居民。近年来，由于地震频发，当地居民掀起抗议浪潮。 2018年，荷兰政府称，为减少地震威胁，格罗宁根气田将加速减产，争取在2030年实现全面停产。2019年，这一时间表再度提前。 荷兰政府去年又表示，鉴于“地缘政治局势”，计划最迟在2024年10月关闭该气田。而自俄乌冲突以来，欧洲天然气期货价格总体上已从去年夏天的峰值大幅下跌。 到今年10月，格罗宁根油田将最多开采28亿立方米的天然气。该油田目前处于试运行状态，这意味着它现在的运行水平处于最低。据悉，如今其年开采量在欧洲天然气总产量中的占比已不足1.5%。 知情人士表示，关闭的决定并非完全不可撤销。如果再次发生能源危机或冬季非常寒冷，重新开井将需要大约两周时间，这足够让政府根据天气预报改变决定。