当地时间周一（8月28日），美国最大的油气巨头埃克森美孚表示，到2050年，预计石油和天然气仍将满足全球一半以上的能源需求，而届时全球气温上升的幅度将未能控制在2摄氏度以内。 埃克森美孚在其发布的能源展望中预计，到2050年，全球与能源相关的二氧化碳排放量将达到250亿吨，而联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)曾指出，若要将全球变暖的幅度限制在2摄氏度以内，则要将与能源相关的二氧化碳排放量控制在110亿吨左右。 根据各国在2015年达成的《巴黎协定》，所有签署国同意将气温上升的幅度控制在与工业化前水平相比最多2摄氏度的范围，同时寻求将气温升幅进一步限制在1.5摄氏度以内的措施。 埃克森美孚表示：“能源转型正在转型中，但其规模和时间表尚未达到实现社会净零排放所需的水平。” 国际能源署（IEA）自2021年以来一直呼吁，必须将更多的资源用于清洁能源技术，才能让世界走上到2050年实现净零排放的轨道。 埃克森美孚援引IEA的数据称，到2050年实现净零排放所需的55项技术中，目前只有两项走上了正轨。该公司表示，随着低排放方案的增加，到2050年碳排放量将仅下降25%，低于预期情景。 具体而言，埃克森美孚预计，随着经济和能源需求的增长，与能源相关的二氧化碳将在本十年的某个时候，达到340多亿吨的峰值，然后在2050年降至250亿吨。

国金证券周报显示： 上周（8.21-8.25）沪深300 指数收跌0.5%，其中有色指数跑输大盘，收跌1.3%。个股层面，上周宝钛股份、洛阳钼业和博迁新材势头良好，涨幅均超过2%；西藏矿业、中钢天源、浩通科技、江特电机跌幅较大，均超过8%。 锂：上周碳酸锂价格22.3 万元/吨，环降0.89%；氢氧化锂价格19.9 万吨/元，环降4.78%；广期所碳酸锂2401 合约价格环降0.7%至19.43 万元/吨。需求端上周三元价格环比持平，铁锂价格环降4.9%，六氟价格环降6.5%。根据产业链草根调研，8 月部分企业10%以上环比增速，Q3 需求稳中有升。供给端上周原料端锂辉石价格环降8.6%至3200 美元/吨；碳酸锂库存3.1 万吨，环降0.5%；氢氧化锂库存1.4 万吨，环增2.3%。7 月国内碳酸锂进口量环增1.12%，氢氧化锂出口量环减12.01%。近两周锂价下跌幅度较大，下游采购偏谨慎观望，未见大量补库。Q4 随供给逐步释放，锂价将缓慢回调，中期价格预计在10-15 万元/吨。供给端上周锂盐企业陆续发布23 年半年报，融捷股份1H23 实现归母净利润3.02 亿元，同减47.53%；雅化集团1H23 实现归母净利润9.51 亿元，同减57.98%；中矿资源1H23 实现归母净利润15.02 亿元，同增13.59%。当前锂板块跟随新能源产业链触底反弹，标的上建议关注自主可控且资源自给率高、未来有成长性的公司天齐锂业、中矿资源等标的。 钴镍：上周电解镍市场均价17.18 万元/吨，环增0.17%，由于库存临近低位，加之目前处在电积镍成本附近，对镍价有弱支撑，但也限制下游拿单热情，现货市场成交偏弱。消费端市场进入淡季，整体需求不佳。上周硫酸镍市场均价34000 元/吨，环比持平。终端新能源汽车购置税减免政策有望支撑销量高速增长，新能源汽车和动力市场需求有所好转，上周炼厂产量继续增加。电池级硫酸镍市场供需持续博弈，上周内价格微升，成本面支撑较强，镍盐厂家挺价心态不改。上周电解钴价格25.75 万元/吨，环降2.46%。周初在欧洲需求提振下，市场多看涨，叠加原料中间品价格上调，场内无低价原料可寻，电解钴贸易商挺价心态明显。当前锂电板块跟随新能源产业链触底反弹，看好需求或超预期带来板块估值及情绪改善的锂电中上游企业华友钴业。 稀土：上周氧化镨钕价格为49.25 万元/吨，环增2.07%；氧化镝价格245 万元/吨，环增3.81%；氧化铽价格795 万元/吨，环增7.58%；钕铁硼N35、35H 价格环比持平至17 万元/吨、25 万元/吨。需求端新能源产业链8 月排产预计部分企业环比提升10%以上；8 月空调将迎来夏季高峰；风电市场政策利好海风项目招标和建设；人形机器人的发展将推动钕铁硼需求增长。供给端北方稀土8 月挂牌价氧化镨钕47.83 万元/吨，环比持平，Q3 关注第二批指标释放量，预计短期内稀土价格以震荡为主。根据产业链草根调研，上半年磁材企业开工率50-60%，产量同比下滑，库存周期缩短，下半年经营情况有望改善。上周稀土永磁企业陆续发布23 年半年报，金力永磁1H23 实现归母净利润3.33 亿元，同减28.29%；正海磁材1H23 实现归母净利润2.41 亿元，同减16.75%；包钢股份1H23 实现归母净利润4.13 亿元，同减2.28%。标的上稀土建议关注具备资源整合预期的中国稀土等标的，磁材建议关注新能源占比较高的金力永磁等标的。 小金属：上周金属锗价格环比持平至9650 元/公斤；金属镓价格环比持平至1655 元/公斤。上游受个别含锗矿山质量下降影响，锗市上游原料端供应货源不多，市场价格持续向上运行，近期红外需求较上周有所好转。上周镁锭价格环增3.39%至2.44 万元/吨，供应面各厂家开工不足，现货供应略显偏紧，需求端下游依旧刚需为主，择时集中采购。 风险提示 提锂新技术出现，带动供应大 幅释放；新矿山加速勘探开采，加速供应释放；高价格反噬需求，下游需求不达预期等。

高盛认为，高于预期的库存给油价带来下行的风险较小，并指出经OCED商业库存的下降可能会使高盛对2023年底布伦特原油价格预测达到88美元/桶。OCED的8月商业库存较先前预估减少3000万桶。高盛估计，OCED商业库存约占全球逾90亿桶库存的三分之一。 布伦特原油价格周三维持在84美元/桶附近，此前在7月份上涨逾14%后，本月早些时候触及1月份以来的最高水平。 高盛分析师周二在一份研究报告中写道:“油价表现优于预期的主要原因是，石油市场继续反映出相当大的赤字。”他们补充称，这缓和了他们之前所说的“库存持续高于预期”的看跌风险。高盛表示，自6月底以来，炼油厂开工量增加使美国和亚洲原油库存分别减少了2100万桶和1100万桶。 加上非OCED国家石油库存本月减少5000万桶，以及沙特阿拉伯主导的库存减少2000万桶，全球石油库存本月迄今已减少8000万桶。高盛表示，随着“沙特重申减产承诺，并明显愿意延长甚至深化减产”，欧佩克+(OPEC+)供应长期走低对油价构成的另一个看涨风险也在增加。高盛分析师称：“如果沙特设想一个更激进的价格目标，沙特的产量很可能会在更长时间内保持在目前日均900万桶的低位。” 不过，该公司指出，伊朗供应增加带来的利空风险，称截至8月20日，伊朗出口预计将增加50万桶/天。

中国储能网讯：以新能源为主体的新型电力系统承载着能源转型的历史使命，是清洁低碳、安全高效能源体系的重要组成部分，是以新能源为供给主体、以确保能源电力安全为基本前提、以满足经济社会发展电力需求为首要目标，以智能电网为枢纽平台，以源网荷储互动与多能互补为支撑，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动基本特征的电力系统。 资料表明，欧美发达国家大多在1970~2013年期间已经实现了碳达峰。从其普遍承诺2050年左右实现碳中和的目标来看，由碳达峰到碳中和的过渡期普遍需要大约50到70年的时间。即便在这一时间目标下，在发展高比例新能源的过程中，一些国家也不同程度地面临“安全、经济、清洁”这一“不可能三角”间的矛盾。相比之下，我国碳达峰碳中和的速度更快、力度更大、任务更艰巨。因此，在构建新型电力系统的过程中，需要保持战略定力和稳健节奏，在源网荷侧、市场机制改革、重点技术攻坚等多个层面进行科学设计与决策。 三个“方面”如何发展 在电源侧，全面推进能源结构转型，实现电力供给清洁化。 从近期来看，中国首先要在“十四五”时期力争实现风光每年1.1亿千瓦以上的新增装机，以确保风光发电量实现在2025年占比达16.5%左右的目标。其次要严控煤电新装机规模，同时推进存量煤电灵活性改造。在新型电力系统中，煤电的定位将转变为提供安全保障与调峰能力的灵活性电源主体。 在负荷侧，大力推动电能替代和消费侧资源利用，促进能源消费脱碳。 首先，为了充分发挥电能替代的减排作用，应加快提升工业、建筑、交通等高能耗领域终端用能的电气化水平，将中国整体电气化水平从2022年的27%提升至2060年的70%以上。 其次要大力发展分布式能源，并进一步实现消费侧资源的整合利用。积极探索尝试居民区太阳能供电、园区热电联产等新型供能方式，提高终端用能供给的多样性和自主性，尽可能提高地区能源自给能力，避免不必要的输电通道投资和输电损耗。持续推进各类用电终端的智能化、储能化改造，使其从能源消费者转变为能源产销者。将分布式风电与光伏、储能设施、微电网、电动汽车和可控负荷等各类资源进行有效整合和系统管理，作为灵活性电源统一调用，帮助平抑电网峰谷差。 在电网侧，推进特高压主干网和微电网的建设，满足系统内电能多向流动需求。 第一，构建特大型互联电网，推进特高压骨干网架建设，保障跨区输电的高效安全运行。利用大电网充分发挥新能源风光互补、跨区互济的支援能力，切实提高新能源发电的置信系数，平抑供给波动，提升系统安全水平。 第二，大力建设和改造微电网和配电网。这是整合利用各类分布式能源和需求侧资源的必要基础，也是提高系统供电可靠性、优化供应方式、提升供给效率的必然选择。 两个“市场”如何改革 构建以新能源为主体的新型电力系统需要电力市场、碳市场、电价机制等多种政策与市场工具的保障。 第一，应尽快建立全国统一电力市场，通过绿证和可再生能源消纳责任权重机制不断提高新能源参与市场化交易的比重，并利用统一的市场出清价格保障新能源能够获得合理收益。 第二，利用辅助服务市场有效保障源网荷储各个环节的灵活性资源在提供调峰、调频、备用、爬坡等服务时获得合理的回报，促使其承担保障高比例新能源接入下电网系统安全稳定运行的主力作用。 第三，建立和完善高比例新能源消纳下合理的成本分摊机制。新能源由于其出力的波动性、随机性和间歇性，短期内将推高电力系统的消纳成本。因此，监管部门应不断完善价格机制，推动新能源消纳成本在发电侧、电网侧和用户侧的合理分摊。尤其在用户侧，应建立完善阶梯电价、分时电价等差异化电价政策，引导用户科学用电，提高能源利用效率。 第四，逐步扩大全国碳市场的行业覆盖范围，丰富交易主体、交易品种和交易方式。引入投资机构和个人入市交易，形成多层次市场结构。推出碳期货、碳债券等碳金融衍生品，提升市场活跃度。 第五，不断调整优化碳市场的顶层设计，完善综合监管和司法保障机制。根据“双碳”目标进程，动态调整碳排放总量管控要求，有序规划碳配额拍卖、碳交易税费等辅助制度。加快出台《碳排放权交易管理条例》等规范性文件，明确各类参与主体的职权与责任，完善违规处罚机制，构建监管及保障体系。 第六，关注国际合作形势，力争全球碳市场主导地位。在欧盟加快启动碳关税的背景下，我国有关部门应提前布局国际化碳定价中心的建设，考虑我国碳市场与全球碳市场的接轨机制，力争在将来全球范围内碳市场交易中占据主动。 关键领域如何突破 近年来，新型储能技术、氢能技术、数字电网技术等成为了研发的热点。这就要求我国应在关键领域完善技术产业创新体系，围绕部署专项攻关计划，科学规划技术发展路线与产业布局，力争在核心科技上取得突破。 新型储能技术方面，截至2022年，中国已投运储能项目累计装机达5940万千瓦，但其中绝大部分为抽水储能，累计装机达4610万千瓦。电化学储能等新型储能累计装机为1270万千瓦，占比约21%。 对于下一步工作，一要尽快制定与健全新型储能项目的技术标准、监管体系、市场机制，明确其独立的市场主体地位，同时在土地、并网等政策方面提供便利，推动“新能源+储能”的平价上网。 二要加大科技创新力度，促进钠锂电池、氢氨储能、热冷储能等技术的成熟化、商业化，同时持续研发新型电解液添加剂、超导材料、超级电容等新一代储能技术，助力降低新型储能项目的建设运维成本。 三要因地制宜，大力推动新型储能规模化发展。在新能源富集地区建立新能源电站时，配套部署电源侧储能；在负荷密集地区围绕工业、通信、金融、互联网行业等高电力需求用户，针对不同行业的电力系统运行要求，配置个性化用户侧储能，提升用户综合用能效率；在农村地区，配合光伏整县推进政策的落实，打造光伏发电、储能蓄电、直流供电、柔性用电的低碳能源利用系统。 氢能技术方面，我国目前的氢气产量约为3300万吨/年，是世界第一大产氢国，但由于低碳制氢成本高昂，关键材料和核心技术尚未取得突破，目前中国制氢仍以传统化石燃料和工业副产物为主（灰氢）。 下一步，首先要加强氢能“制储输用”四大环节关键技术的研发，尤其是制氢和氢能利用。在制氢环节，需要转向清洁低碳的高质量发展路径，逐步提高二氧化碳副产品捕获、利用和封存（CCUS）技术制氢（蓝氢）和利用可再生能源电解水制氢（绿氢）的比例，主要围绕可再生能源电解水制氢相关技术开展重点攻坚，包括新型电极技术、高级质子膜技术等。在氢能利用环节，除了继续作为制备原材料在合成氨等化工领域使用，还应以氢燃料电池为抓手，大力发展氢在交通领域的能源替代作用。 其次要加强氢能产业战略联盟建设。氢能产业涉及领域广泛，仅凭某一方之力难以推动整体产业的规模化发展。而成立产业联盟、构建政府与企业间的协调指导机制是国际上常见的合作模式。我国应效仿欧洲成立氢能领域跨学科、跨行业、跨部门的国家级产业联盟，并鼓励企事业单位、科研机构、民间团体等积极参与细分领域规划建设，以协作带动创新，提升产业竞争力。 数字电网技术方面，首先是基础设施与终端设备的统筹管控。按照企业级全局共享的原则，统筹计算算力、通信网络和安全防护的基础设施，在满足新型电力系统全环节海量数据实时汇聚和高效处理需求的条件下，尽力提升基础设施的利用率，降低建设运维成本；在全面提升终端设备和采集装置的数字化、智能化水平的过程中，充分利用已有传感设备，优化部署策略；同时，通过统一的物联网管理平台，对各类传感设备进行标准化接入、管理和应用。 其次是统筹数据管理。在统一汇聚控制系统和信息系统全环节数据的基础上，建设实时测量中心，通过数字系统的实时计算推演和分析拟合，实现实体电网的数字孪生化；建设能源大数据中心，接入内外部的能源数据，来支撑碳排放管理、绿电交易等业务开展；构建企业级全局共享的支撑平台，助力实现基于业务中台、数据中台、技术中台支撑的数字化应用快速灵活构建。

中国储能网讯：天蓝如洗，白云如絮，车辆从阔直的高速驶向蜿蜒的乡间小路。 驶进山西省灵丘县，道路两旁一座座铁塔依山而立，一条条银线穿林而过。在北水芦村，家家户户的屋顶上，熠熠生辉的蓝色光伏板畅快地汲取着“大自然的馈赠”，清洁能源正源源不断地输送至千家万户。村中墙壁上“精准脱贫”四个大字仍依稀可见，但美丽乡村建设的新脉络，早已被能源元素勾勒得清晰、直观。 乡村振兴，能源是保障。在“双碳”目标和乡村振兴战略交织的大背景下，农村能源革命步入历史的聚光灯下，推进广大乡村实现绿色、富裕、美丽共同发展的重大主题愈发凸显。 政策引领路线清晰农村能源革命取得阶段性进展 “清洁能源是人类社会能够可持续发展的有力保障，对生态环境及整个人类命运共同体而言至关重要。新能源和可再生能源资源丰富的广大农村是实现能源低碳转型、推进乡村振兴战略落地实施的主阵地，也是我国能源实现高质量发展的关键引擎。”日前，在2023（第二届）农村能源发展大会暨清洁能源装备展览会上，中国能源研究会理事长史玉波指出。 我国高度重视乡村高质量发展，党的十九大提出实施乡村振兴战略以来，国家出台了一系列政策，大力支持乡村发展和转型。近年来，从中央到地方，更是将推进乡村现代化建设划为重点。其中，不乏涉及能源的领域，从中也得以窥见乡村能源变革的不断深入与细化。 2021年2月，《中共中央 国务院关于全面推进乡村振兴加快农业农村现代化的意见》（以下简称“2021年中央一号文件”）提出，实施乡村清洁能源建设工程。加大农村电网建设力度，全面巩固提升农村电力保障水平。推进燃气下乡，支持建设安全可靠的乡村储气罐站和微管网供气系统。发展农村生物质能源。加强煤炭清洁化利用。实施数字乡村建设发展工程。《意见》为清洁能源下乡绘制了清晰且全面的蓝图。 时隔一年，2022年2月，《中共中央 国务院关于做好2022年全面推进乡村振兴重点工作的意见》（以下简称“2022年中央一号文件”）发布，提出深入实施农村电网巩固提升工程。推进农村光伏、生物质能等清洁能源建设。 2022年5月，中共中央办公厅、国务院办公厅印发《乡村建设行动实施方案》（以下简称《方案》），对实施乡村清洁能源建设工程提出了更为具体的要求。《方案》要求巩固提升农村电力保障水平，推进城乡配电网建设，提高边远地区供电保障能力。发展太阳能、风能、水能、地热能、生物质能等清洁能源，在条件适宜地区探索建设多能互补的分布式低碳综合能源网络。按照先立后破、农民可承受、发展可持续的要求，稳妥有序推进北方农村地区清洁取暖，加强煤炭清洁化利用，推进散煤替代，逐步提高清洁能源在农村取暖用能中的比重。 2023年2月，《中共中央 国务院关于做好2023年全面推进乡村振兴重点工作的意见》（以下简称“2023年中央一号文件”）发布，相较于2022年中央一号文件，2023年中央一号文件再次强调推进农村电网巩固提升，发展农村可再生能源。同时，新加入了新能源汽车和绿色智能家电部分，“鼓励有条件的地区开展新能源汽车和绿色智能家电下乡”。 在一系列政策的指引以及多方共同努力下，农村清洁用能结构性调整正以星火燎原之势实现大规模普及，进一步推动我国乡村经济社会发展高质量前进。 在灵丘红石塄乡下车河村，“发展有机农业、倡导有机生活、建设有机社区”18个字已然成为当地百姓刻在骨子里的发展与生活理念。 记者跟随下车河村党支部书记兼村委会主任王春来到村民家中，看到崭新的取暖与厨房设备，屋里屋外环境干净整洁。而据村民回忆，以前一进村，就能闻到浓烈的焦煤味。 王春告诉记者，为加速推进清洁能源取暖工程，红石塄乡按照城乡融合一体化发展思路，立足车河和龙渠沟有机农业社区发展实际，已在2020年推进使用清洁能源1206户，其中煤改气413户、生物质取暖790户、煤改电3户。目前，灵丘县武灵、红石塄、东河南三乡镇包括各产业园区天然气管线基本全覆盖，铺设管道158千米，覆盖农户800户左右，采暖面积4万平方米。 放眼全国，通过试点引领、因地制宜、精准施策，农村能源革命取得实实在在的阶段性成果。 “党的十八大以来，能源行业扎实推进农村电网建设改造，不断加大农村可再生能源开发建设力度，助力脱贫攻坚、乡村振兴取得显著成就，农村地区用能保障、清洁替代水平不断迈上新台阶。”国家能源局总工程师向海平对农村能源革命成果给予了肯定：一是农村电力保障能力和电气化水平明显提升；二是光伏扶贫助力打赢脱贫攻坚战；三是农村可再生能源开发利用规模持续扩大。 “经过长期不懈的努力，我国的绿色能源发电装机已达到12.7亿千瓦，我国农村分布式光伏已成为绿色能源发展的主要力量，装机规模已达到1.8亿千瓦。2022年国家电网经营区内并网的分布式光伏为4331万千瓦，同比增长了54%。”国家电网有限公司副总工程师兼市场营销部主任李明介绍。 县域或成改革重点绿色发展依然任重道远 国家发展改革委发布的数据显示，截至2021年底，我国县及县级市数量超过1860个，县域面积占总国土面积95%。全国县城及县级市城区常住人口约2.5亿人，占全国城镇常住人口近30%。 “县域是我国社会经济的重要组成部分，推动县域绿色低碳转型发展是深入贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和战略的重要举措。”中国建筑科学研究院有限公司副总经理王清勤指出。 在我国，县域是实施能源生产消费方式转变的重要载体，也是可再生能源应用开发的主战场。但现阶段县域基础设施相对薄弱，与城市相比还存在一定差距，发展仍需要探索绿色低碳新路径。 史玉波指出，现阶段能源行业正处于新旧动能转化和低碳化、智能化、绿色化转型的关键时期，我国农村能源结构及用能方式正在发生深刻变化，我们要清醒地认识到，我国农村能源发展不平衡、不充分的问题仍然突出，农村能源基础设施仍相对薄弱，城乡用能依然存在差距，转型发展之路还很长。 “目前农村能源仍存在散煤燃烧效率低、生物质原料的低效利用以及固体废弃物的处置不当等问题。”中国工程院院士杜祥琬认为。 “这些亟需我们加力推动农村能源清洁低碳转型发展，促进农村产业提档升级，拉动产业链延伸，支撑宜居宜业和美乡村建设。”史玉波坦言。 目前，我国县域发展虽已初步告别了粗放式能源生产方式和敞口式能源消费方式，但在实现能源高质量发展和构建现代能源体系方面依然任重道远。 对此，杜祥琬建议，应提升农村能源革命的战略地位，将农村能源发展纳入国家生态文明建设、能源革命和乡村振兴战略的框架；立足城乡融合发展，统筹考虑城市和农村能源的共性特征，以实现资源均衡配置、城乡经济社会全面协调可持续发展为目标，建立城乡一体化的能源体系；加强农村能源革命的宣传教育，增强节能环保意识，宣传先进典型和成功经验，引导农民积极参与新能源建设与应用，加大农村地区人才培养力度。 史玉波也表示，应在“双碳”目标下构建现代农村能源体系，制定出台科学全面的建设规划，健全政策保障体系，构筑起“政府引导、市场主导、多元协同”的体制机制，全面推进农村能源治理体系和治理能力的现代化。 “大力推动能源生产和消费方式转变是县域经济社会高质量发展的必然要求。”国家发展改革委能源研究所原所长韩文科建议，一是县域推动能源革命必须要生态优先、绿色发展，走绿色发展的路子。二是要统筹融合、协调发展，发挥产业协同的作用，培育新兴的能源产业。三是要科技引领，创新发展。此外，还要以民生为本，注重改善城乡能源基础设施，惠及农户和乡村。 “与大城市相比，县域的能源等基础设施更为脆弱，面临的气候风险也更大，应及早谋划，推动转型，规避环境风险。”自然资源保护协会（NRDC）北京代表处首席代表张洁清认为，发展县域新能源，推动低碳转型，还可以带来多重利好。一方面是经济、就业方面的直接收益。另一方面，绿色能源发展还能够提升县域形象，通过打造绿色低碳品牌，吸引投资者，带动其他相关产业的发展。 住建部科技与产业化发展中心村镇建设与人居环境处副处长赵华表示，县域是我国低碳转型的重要部分。县域绿色低碳建设是综合性任务，要从目标导向上要做好顶层规划，并针对县域绿色低碳纵向的要求目标做好专项规划。 县域地域广阔，在“双碳”战略背景下，发展风电、光伏、生物质能等清洁能源具有天然优势。记者在灵丘县走访调研时发现，当地不乏一些清洁能源高效利用场景，为县域绿色低碳转型提供了优质样本。 为大力实施新能源惠民工程，2018年国家电投集团灵丘东方新能源发电有限公司投资建设了山西省第一个风电供暖示范项目——灵丘县40万千瓦风电供暖示范项目。 据了解，该项目装机容量40万千瓦，总投资35.2亿元，其中风电场投资33.4亿元，供热站投资1.8亿元。项目主要采用风电场无法上网的电量，通过“固体蓄热技术+智能电网负荷调配系统”，满足灵丘县近期22.5万平方米、远期80万平方米165天、平均室温达22—25摄氏度的集中供热需求，直接惠及灵丘县易地扶贫搬迁人口5513人。同时，该项目在整个供热过程中全部利用可再生能源，不会产生烟尘、二氧化硫、废水、废渣等，在低碳减排、“绿电”消纳、民生供热保障等方面发挥着积极作用。 近期，国家能源局等四部门联合印发了《关于组织开展农村能源革命试点县建设的通知》（以下简称《通知》），对农村能源发展转型具有重要意义。 《通知》要求，按照“多能互补、追求实效，因地制宜、多元创新，试点先行、逐步推广，生态优先、绿色发展”的原则，积极稳妥推进农村能源革命试点县建设，以点带面，以县域为基本单元，统筹推动农村能源清洁低碳转型，完善农村能源建设与运营服务体系，将农村能源发展与壮大农村集体经济、建设宜居宜业和美乡村有机结合，为改善乡村生态环境、推进乡村振兴、加快农业农村现代化进程提供有力支撑。 可以预见，随着农村能源革命的不断深入推进，乡村振兴与绿色能源的融合发展将更加密切。与此同时，新旧能源接续更替，即将带走的是发展中的“眼前苟且”，留下的是美丽乡村建设的“诗与远方”。

巴西石油公司(PBR.US)首席勘探和生产官Joelson Mendes周二表示，该公司计划在未来40年继续生产石油，同时增加可再生能源的支出。 Mendes在Banco Santander举办的一次活动中表示，巴西石油公司明白全球石油需求将随着时间的推移而下降，但仍有将其化石燃料商业化的空间，该公司可能至少在未来十年保持“平衡的投资组合”。 首席执行官Jean Paul Prates表示，巴西石油公司(PBR)将帮助推动巴西总统卢拉所渴望的能源转型，但它必须继续生产石油以赚钱并支付这些投资。 Mendes还为该公司在亚马逊河口钻探一口井的愿望进行了辩护，这一要求已经分裂了卢拉自己的执政联盟。 此前，巴西总检察长办公室发表了一项意见，认为环保部门要求的重大影响研究对亚马逊河项目来说是不必要的。 今年5月，出于环境和社会方面的考虑，巴西环境监管机构阻止了巴西石油公司(PBR)在亚马逊河流域进行勘探。

中国储能网讯：对于这两年的资本市场来说，新能源无疑是热点之一。其中虽不乏炒作因素，但由此也能管窥到人们对能源转型寄予的厚望。 但我们面临的一个现实困境是，在能源可获得性、能源价格和绿色低碳三者之间，很难寻求平衡。人们通常称之为能源不可能三角，意指这三者之间只能择其二，几乎不可能三者兼顾。 这是能源转型面临的最为核心的问题。三者的不可兼得刚给我们上过一课：因全球传统能源企业削减油气投资，实行绿色低碳转型，使得能源供给收紧，天然气等能源价格一度飞涨。我国也因煤矿限产等因素导致煤炭紧缺，多省曾出现拉闸限电现象。 也就是说，传统能源向新能源的转型，尚存一个巨大的鸿沟。新能源虽被寄予厚望，但此时此刻，仍难作为主体能源担当大任。在能源消费总量难以大幅削减的情况下，唯一可能的突破是技术上的重大创新。 这种创新须是跨时代和突破性的。创新理论开创者熊彼特认为，技术创新可以破坏旧产业，创造新产业，同时在技术创新过程中，产业结构也随之发生调整和演变。他就此有个形象的比喻：你不管把多大数量的马车连续相加，也决不可能得到一条铁路。 正因如此，世界主要国家均把能源技术视为新一轮科技革命和产业革命的突破口。美国发布了《通货膨胀削减法案》，欧盟制定了《可再生能源发展法案》，日本出台了《面向2030年能源创新战略》。我国也陆续发布了《“十四五”可再生能源发展规划》《“十四五”现代能源体系规划》等。 当前尤其要警惕的是，能源行业的重大技术创新需要耐下性子，集中力量攻克核心技术，但姑且不论资本市场的轮番炒作，很多地方的新能源规划也仅停留在圈一块地做产业园，在初级容易产业化的环节大干快上，以致有重复建设、产能过剩之忧，但对于重大的技术攻关，则因风险大、见效慢，投入略显不足。比如，我们的原创性、颠覆性、引领性技术仍然偏少；我们的能源技术装备尚存不少短板，关键零部件、核心材料须大量依赖进口。 国际能源署曾评估认为，为实现碳中和，到2070年有35%的减排量所依靠的技术目前仍处于原型或示范阶段，有40%的技术尚未被开发出来，汽车运输、海洋和航空运输、冶金、水泥生产和其他能源密集型产业所需要的突破性减排技术均不成熟。为此，当前的能源转型需要从资源、资本主导型向技术主导型转变，耐下性子，或是聚焦大规模高比例可再生能源开发利用，或是加快战略性、前瞻性电网核心技术攻关，或是加大传统能源绿色升级核心技术攻关。唯有甘坐冷板凳的精神，核心重大突破才有可能实现。

数据分析公司Vortexa的数据显示，俄罗斯主要石油产品——包括柴油、燃料油和石脑油——在8月前12天的出口量有所下降，原因是俄罗斯炼油活动放缓，以及部分石油产品的价格突破了七国集团(G7)设定的价格上限使得贸易商获得航运物流服务和保险的难度加大。数据显示，俄罗斯8月的石油产品出口量约为229万桶/日，为去年10月以来的最低日均水平，较7月份低14%。 具体来看，柴油和汽油的出口量降至104万桶/日，较7月的平均水平下降11%;石脑油的出口量降至35.1万桶/日，为两个月以来低点;燃料油出口量降至68万桶/日，为2022年6月以来的最低水平。

中国储能网讯：能源安全是国家安全的重要组成部分，在世界格局动荡、气候风险不断升高的当下，保证国家能源安全具有重要意义。2023年以来，欧洲根据其面临的能源和地缘安全新形势，不断调整能源安全政策，采取倾向于保障供应安全和稳定价格的政策。 从短期来看，为应对能源供给危机，欧洲多国都已出台应急措施，主要方式包括寻求更加多元化的天然气来源、提高天然气储气水平、延长核电站运营年限、为居民提供用能补贴等。但从长期来看，欧洲多国通过大幅提高可再生能源供能占比，以期彻底改变以化石燃料为主体的能源结构。 我国正处于能源消费刚性增长期，并且对国际油气资源的依赖度较高，因此不可避免地会受到国际能源市场供需形势和价格波动的影响。面对新时代能源安全工作的新形势和新挑战，深入研究近期欧洲各国能源安全政策调整动态及影响，可以帮助我们更好地完善能源安全战略，借鉴欧洲经验，在复杂的国际环境中加强能源风险应对能力，优化低碳能源转型布局，从而提升我国能源系统韧性。 一、推动天然气多元化供应 欧盟2022年5月推出的“REPowerEU”能源计划的目标是在2030年之前摆脱对俄罗斯化石能源的依赖。欧洲通过寻找新气源、增加天然气库存、加快基础设施建设等政策手段实现天然气多元化供应。 1.寻找新气源 乌克兰危机爆发后，为获得充足天然气供给，欧洲正努力扩大全球天然气合作伙伴。数据显示，2022年，欧盟24.4%的进口天然气来自挪威，15.3%的进口天然气来自俄罗斯，比2021年减少8.3%。从进口结构来看，管道气是欧盟补充天然气供应的主要来源，占到2022年天然气总进口的63.6%，LNG占比36.4%。欧盟委员会副主席塞夫科维奇表示，根据初步估计，未来3年欧盟27个成员国和3个邻国的天然气总需求量将达到240亿立方米，其中2023年的需求量约为135亿立方米。 2022年3月，欧盟新设能源平台，通过汇集需求、优化基础设施使用、协调与供应商联系等方式，帮助各成员国联合购买天然气、LNG和氢气。在能源统一大市场建设方面，欧盟推进成员国间管网互联，建设投产波兰—立陶宛联络线、希腊—保加利亚联络线等管道。同年12月，欧盟即已提出以组团集体采购天然气的方式，来应对乌克兰危机爆发后俄罗斯削减对欧洲供气的尴尬局面。2023年5月，欧盟委员会通过最近创建的Aggregate EU平台，成员国可通过该平台集体购气。到目前为止，已有百余家公司通过Aggregate EU平台参与天然气联合采购。欧洲继续深化与卡塔尔、挪威、澳大利亚等天然气生产国的天然气交易。意大利政府还同阿塞拜疆、安哥拉以及刚果三国达成了天然气进口协议。此外，欧洲寻求从北非地区进口更多天然气，阿尔及利亚作为北非地区最大的石油和天然气供应国，对欧洲天然气出口量仅次于俄罗斯和挪威等国。随着俄乌冲突后欧洲对俄罗斯能源供应制裁的升级，凭借地理上同欧洲相近且油气资源丰富的优势，阿尔及利亚一跃成为欧洲国家争相追求的油气出口对象。当前，欧洲找寻新气源也将在一定程度上支撑天然气价格坚挺。 2.加强储气能力建设 为保证欧洲天然气供应、应对寒冬可能带来的能源需求激增，欧盟于2022年5月出台更严格的储气规定保障冬季供应安全，要求11月1日前成员国储气库满库率须达80%，且此后每年同期均须达90%。同年11月，欧盟采取的储气措施已经获得了一定的成效，欧盟天然气储存设施的填装程度达到95%。欧美市场在2022至2023年供暖季结束时仍保持了较高的天然气库存，因此减少了2023年夏季的补库需求，这在一定程度上缓解了市场基本面的紧张局面。数据显示，2023年6月初，欧洲天然气储存水平比十年同期平均水平高出48%。截至6月25日，欧洲天然气储存量为76%，而2022年同期为56%。截至7月10日，欧洲整体库存达到903太瓦时，储存量突破80%。欧盟的目标是储气库到2023年11月1日达到90%的储存水平，预计这一目标有望提前达成。不过，这并不意味着欧洲已经摆脱了天然气短缺的威胁。IEA发布报告称，2023年对欧洲来说可能是一个更加严峻的考验，因为俄罗斯的供应可能会进一步下降，届时全球LNG供应将更加紧张。 3.加快基础设施建设 俄罗斯管道气供应大幅减少后，LNG成为欧洲补充天然气资源的主要手段。2022年，欧洲共进口1228.8亿立方米LNG，同比增长66.6%。数据显示，欧洲LNG进口量从2021年的1080亿立方米激增至2022年的1700亿立方米。欧洲国家近期大规模集中采购天然气的同时，还不断加快LNG基础设施的审批、建设。从2022年底开始，欧洲大陆新的再气化设施陆续投运。继Wilhelmshaven FSRU 1（威廉港浮式储存和再气化装置）和Lubmin FSRU 1（卢布明港浮式储存和再气化装置）先后在2022年12月和2023年1月投运后，德国370万吨/年的Brunsbuettel LNG接收站一期项目也即将投入商业运营。根据德国政府规划，在2023年冬季来临前，德国将有三座LNG接收站投入运行，2024年将另有6座LNG接收站上线。欧盟委员会称，成员国境内LNG再气化终端将很快由目前的27个增至35个，再气化能力将从1780亿立方米增至2270亿立方米。 二、投资清洁能源 欧盟正在通过加大在清洁能源领域的投资来积极应对当前的能源危机。目前欧洲清洁能源格局中，南欧以光伏为主，西、北欧以风电为主，尤其是英国、德国、丹麦、瑞典、挪威等国，海上风电资源丰富，是全球较为成熟的海上风电市场。IEA表示，随着欧洲各国加紧努力寻求俄罗斯天然气的替代品，对欧洲可再生能源产能增加的预测将提高40%。该机构称，新安装的太阳能和风能装机估计在2021年至2023年期间，通过取代更昂贵的化石燃料，为欧盟电力消费者节省1000亿欧元。 1.提升可再生能源发展目标 欧盟“REPowerEU”计划中提出的目标是2030年可再生能源占比将从此前的40%提高至45%。2023年3月，欧盟议会和各成员国就新的《可再生能源指令》达成临时协议，到2030年将欧盟可再生能源占最终能源消费总量的比例由目前的32%提高到42.5%，指导性目标将提高到45%。德国、意大利等国也相继提升可再生能源发展目标。作为欧盟从俄罗斯进口最多化石燃料的国家，德国计划在2030年实现80%可再生能源发电的目标。意大利将2030年可再生能源发展目标提高到64%。根据意大利新修订的气候和能源计划，到2030年，意大利可再生能源装机发展目标从此前的80吉瓦提升至131吉瓦，其中光伏发电与风电装机容量将分别达到79吉瓦与28.1吉瓦。此外葡萄牙发布《2030年国家能源和气候计划》（PNEC）修订版草案，将2030年可再生能源电力目标从80%提高到85%，将可再生能源在最终能源消费总量中的占比目标从47%提高到49%。 不仅如此，欧盟还在交通、工业、建筑以及供暖制冷等领域制定了具体的可再生能源发展目标：在交通领域，2030年前可再生能源利用占比需要达到29%，其中必须包括至少5.5%的先进生物燃料和可再生生物燃料，以及1%的非生物来源的可再生燃料；在工业领域，目标是每年可再生能源占比增加1.6%，到2030年工业氢消费总量中可再生能源制氢的占比应达到42%；在建筑领域，到2030年建筑能耗为49%，可再生能源消费年增长率达1.6%。 2.重新审视核电发展 目前欧洲内部对发展核电态度差异巨大，并未就发展核电达成一致共识。以德国和部分西北欧国家为主的欧洲国家，不仅明确反对发展核电，而且有意陆续关停在运核电机组。福岛核事故后，德国前总理默克尔宣布将于2022年底前全部关停德国境内的核电机组。俄乌冲突爆发后，由于担心能源短缺，德国政府临时决定将最后3座核电站的运营时间延长至2023年4月。2023年4月15日，德国宣布关闭国内最后三座核电站，正式告别“核电时代”。 法国以及部分中东欧国家则认为核能替代化石能源能够降低碳排放。其中，法国是欧洲最大的核电生产国，核电约占全国总发电量的70%。2022年2月，法国总统马克龙宣布大规模重振核电计划，将新建6座压水反应堆，并启动另外8座核反应堆的可行性研究。2023年5月，法国国民议会通过了《加速核能发展法案》，根据这一法案，法国将取消2015年设定的“到2035年法国核电占比不超过50%的上限”，并简化行政手续促进新反应堆的建设。同时，由法国牵头创建的核联盟现在已汇集了16个欧洲国家。英国在2022年就宣布计划再兴建8座核电站。英国政府还成立新的核能部门，希望在2050年之前实现核电24吉瓦电力装机的目标，届时核电将占据电力总量的25%。波兰政府计划于2026年建设第一座核电站，2033年启用首座核反应堆。2023年7月，波兰气候与环境部原则上批准波兰核电厂公司（PEJ）在波美拉尼亚省建设一座核电站。匈牙利政府期望在2030年或2031年启动保克什核电站新反应堆。值得注意的是，在德国关闭最后3座核电站的第二天，欧洲最大核电机组——芬兰奥尔基卢奥托岛核电站3号反应堆正式投入运营，该核反应堆装机容量为160万千瓦，是芬兰自上世纪80年代以来首次新建的核电机组，与德国“弃核”形成鲜明对照。值得关注的是，尽管发达经济体拥有的核电装机容量占全球总量的近70%，但反应堆正逐渐老化，面临运行许可证到期等延寿问题，2023年以来，匈牙利、芬兰、捷克、英国等将核电站运营年限延长20年。 3.挖掘海上风电资源潜力 与充满争议的核电相比，海上风电被认为是更经济和稳妥的能源替代方案。目前，欧洲多国制定了海上风电发展规划，例如，欧盟和英国分别将2030年海上风电装机容量目标提高至6000万千瓦以上和5000万千瓦。在2023年4月举行的第二届北海峰会上，比利时、丹麦、德国、荷兰、法国、英国、爱尔兰、挪威和卢森堡九国就开发北海海上风能签署了《奥斯坦德宣言》，进一步提升了原有北海海上风电装机目标。欧盟计划2050年前将海上风电装机容量提高至300吉瓦以上，预计投资需求将达到8000亿欧元，《奥斯坦德宣言》强调，与会各国将充分利用北海地区的能源和工业潜力，到2050年将其打造成“欧洲最大的绿色能源基地”。英国计划到2030年部署的海上风电装机容量中包括500万千瓦漂浮式海上风电装机。对此，英国启动1.6亿英镑的漂浮式海上风电制造投资计划（FLOWMIS），以提高海上漂浮式海上风电供应链能力，推动成本降低和海上漂浮式风电技术商业化，实现产业、区域经济增长和社会效益，确保额外的电力供应，实现到2030年海上风电部署，实现到2050年净零排放的目标。德国修订的《可再生能源法》（EEG）提出到2030年海上风能至少达到30吉瓦的目标，陆上风能达到115吉瓦左右、每年新增约10吉瓦的目标。 目前，随着海上风电项目的增多，欧洲对海上风电场电网的建设没有完善的规划，海底电缆也通常是点对点建设，这需要全面的海上电网部署与陆上电网的增强。同时，欧洲境内现有的设备产能无法满足其每年新建风电装机需求，电缆、风力涡轮机外壳和其他部件的供应链都存在瓶颈。参加北海峰会的海上风能企业代表也强调，目前的政策支持水平难以实现海上风能的发展目标，在风能制造、基础设施等方面存在大量资金缺口，未来需要在电网和港口建设等方面引进全新投资。 4.致力于太阳能光伏开发 欧盟计划到2025年实现320吉瓦的太阳能光伏并网，较2020年翻番，到2030年几乎再度翻倍至600吉瓦。而要达到这个目标，未来欧盟每年新增装机量至少要达到45吉瓦。此外，欧盟还提出了一项分阶段屋顶光伏立法，到2026年，所有屋顶面积大于250平方米的新建公共建筑和商业楼必须安装屋顶光伏，所有符合条件的现存楼栋则需要在2027年完成安装，2029年后所有的新建住宅楼都需要强制安装屋顶光伏。英国决定2035年前光伏装机增加5倍，年均增长超过5吉瓦，未来14年增加70～75吉瓦光伏发电装机。而荷兰作为温室气体排放最严重的6个欧洲国家之一，能源转型压力巨大。近年来，荷兰电力结构中光伏发电比例大幅增加，从2015年的1%快速上升至2022年的14%。2022年，荷兰光伏发电占欧盟国家总发电量的7.3%，作为欧盟国家中光伏发电占比最高的国家，荷兰无疑是欧洲光伏发电领域新的“领头羊”。 2023年5月，欧洲光伏技术与创新平台（ETIP PV）发布光伏产业白皮书——《欧洲光伏制造：理解价值链以建立成功的产业政策》报告，该报告指出了重建欧盟光伏产业面临的主要挑战，包括：多晶硅、铸锭和晶圆生产是光伏制造的关键环节，也是欧盟产能的落后领域，目前仍缺乏足够的工业制造能力和投资以建立强大的本土供应链；除了技术、投资和许可障碍外，还需要解决制造和运行相关的技能短缺问题；光伏制造成本竞争力主要取决于能源成本，需要解决光伏制造中从原材料生产到组件组装等环节的运营挑战，并支持研发和部署具有更高能效和更大产量的制造技术；欧洲大陆缺乏对光伏价值链的整合，需要特别关注确保整个光伏价值链的产能可用性。彭博新能源财经发布的最新市场分析报告也称，在通货膨胀、电价飙升背景下，欧洲民众希望通过提高电力自给能力来控制家庭用电成本，光伏发电系统因此备受青睐，吸引资金大量流入光伏市场。不过，欧洲光伏市场要持续吸引资本，这对于收益率波动很大的光伏企业来说十分困难。 5.促进绿氢规模化供应 欧盟计划到2025年将氢电解槽产能从目前的每年1.75吉瓦提高到每年17.5吉瓦，计划2030年绿氢产量达到1000万吨，绿氢进口量也达到1000万吨。2023年3月，欧盟委员会在推出《净零工业法案》的同时提出了欧洲氢能银行的计划。目前欧盟氢能银行已正式启动，按照计划，欧盟将于2023年秋季在创新基金下，启动首批可再生氢能试点拍卖，专项预算为8亿欧元，这将是氢能银行的第一个金融工具。通过氢能银行，欧盟委员会希望进一步支持在欧盟内部引进绿色氢能以及从国际进口氢能。2023年2月，欧盟宣布1.7亿欧元资助丹麦制氢技术，支持可再生能源电解制氢及其衍生物（如氨、甲醇等）技术。该计划将建造装机容量为100～200兆瓦的电解槽，实现在工业、交通和能源领域每年减少约7万吨二氧化碳减排量。业界估计，实现欧盟“REPowerEU”计划的2030年绿氢供应目标，需要电解槽装机容量达到90～100吉瓦，而当前容量仅为1.6～1.75吉瓦。 德国是欧洲发展氢能最具代表性的国家。德国政府于2023年7月通过新版的《国家氢能战略》指出，预计到2030年，德国的氢能需求量将达到130太瓦时，其中50%～70%需要进口，德国政府正在制订相关进口战略。此外，德国还计划大幅提升国内电解氢能力，计划到2030年将国内电解氢能力的目标提高一倍，从5吉瓦提高到至少10吉瓦。德国还将建立高效的氢能基础设施，计划在2027/2028年前改造和新建超过1800千米的氢气管道。法国最近推出《绿色工业法案》以加快重工业脱碳进程，尤其侧重于推广无碳氢，预计将于今年年内出台新的氢能战略，进一步明确如何快速部署和实施绿氢生产，以期在2030年前实现6.5吉瓦的绿氢产能。美国Plug Power公司今年宣布投资60亿欧元，在芬兰建设3座制氢工厂，通过一条管道向西欧供应氢气，该项目建设的电解槽产能规模将占“REPowerEU”目标的近5%。为了促进欧盟内部出口，爱尔兰和德国于5月31日签署了一份联合声明，在绿色氢能领域进行合作。爱尔兰政府设定了到2030年将海上风电装机容量提高到5吉瓦的目标，同时打算再增加2吉瓦的海上风力发电用于生产绿氢。 6.制定绿色工业关键原材料清单 全球范围内关键原材料需求正处于快速上涨期，欧洲国家高度依赖外部进口，为降低供应链风险，欧盟委员会于2023年3月提出《关键原材料法案》。按照供应风险和经济重要性，欧盟委员会对30种原材料进行了分类。除了更新关键原材料清单外，《法案》还确定了一份战略原材料清单。这些原材料对欧洲绿色和数字转型等领域涉及的关键技术至关重要，同时未来可能面临潜在的供应风险。《法案》将关键原材料清单和战略原材料清单纳入欧盟法律中，并为战略原材料供应链的本土产能设定了明确的基准，以期2030年前实现欧盟原材料供应多样化。按照《法案》，到2030年，欧盟计划每年在本地区内生产至少10%的关键原材料，加工至少40%的关键原材料，回收15%的关键原材料。在任何加工阶段，来自单一第三方国家的战略原材料年消费量不应超过欧盟的65%。不仅如此，欧盟委员会进一步提出，需要提高战略性原材料的回收水平。以永磁体原材料为例，欧盟在其文件中指出，镍、钴、硼等永磁体原材料大量应用于电动汽车、风机发电机组、热泵、工业机器人等领域，将优先推动这类原材料回收。 根据世界银行的数据，随着绿色转型加速，到2050年，关键原材料的需求预计将飙升五倍，绿色经济尤其被认为是原材料密集型行业。除欧盟制定的战略性原材料清单以外，在欧洲，用于风机叶片的玻璃纤维也高度依赖外部进口，广泛应用于绿色工业设备中的铝、锌等金属并未被纳入关键原材料清单当中，为此，欧洲应进一步扩大关键原材料涵盖范围。 三、强化能源需求侧管理 欧洲国家通过提高能源效率，减少能源消耗，从而减少对俄罗斯的能源依赖。例如，欧洲国家采用更加节能的技术和设备，推广可再生能源等。此外，欧洲国家还在积极推广能源管理和节能措施，以提高能源利用效率，并且延长了天然气需求削减计划的时限。欧盟统计局发布数据显示，欧盟天然气消费量在2022年8月到11月期间比此前五年平均消费量下降了20.1%，超额完成目标。 1.推进节能和提升能效 根据欧盟在2022年公布的“Fit for 55”气候方案，家庭和企业的节能措施将节约25亿立方米的天然气消耗。“REPowerEU”计划将“节约能源”放在了“加速推进可再生能源”前面。欧盟鼓励各国宣传节能理念，并采用财政手段鼓励节能行动，通过限制空调和暖气温度、非营业时间关闭照明、缩短供暖时间等举措降低迎峰度夏度冬期间用能水平。 在工业领域，督促企业减产，对资金周转周期短的高耗能企业强制要求投资替代能源。德国通过碳排放权交易和强制性企业能源审计，推动企业提高能效、降低成本；引入拍卖机制，鼓励工业减少天然气消耗。 在建筑领域和民生领域，对公共建筑和国有设施更新节能建筑材料，限制商业营业时间，并按时段进行用能需求管控，控制市政及公共建筑用能和温度限制。2023年4月19日，德国通过对《建筑能源法》新的修订，根据该修订法案，今后德国新安装供热设备的可再生能源使用占比不得少于65%。为建筑节能改造服务机构制定建筑节能方案并实施改造提供资金支持，补贴额度最高达到改造成本的80%。法国政府规定住宅、教育机构、办公室和对公众开放场所的冬季供暖温度不得高于19摄氏度，夏季空调温度不得低于26摄氏度。瑞士明确规定，冬季室内暖气温度不得超过19摄氏度，热水不超过60摄氏度。研究机构Navigant Research指出，欧洲节能建筑年收入预计将从2014年的560亿美元增长到2023年的1090亿美元。此外，欧盟和德国还制定了“能效优先原则”（Energy Efficiency First Principle），并将能效优先应用于能源转型、金融支持等碳减排相关领域中。 2.制定需求压减方案 欧盟前所未有地加强了需求侧管理，成员国于2022年7月达成共识，在同年8月到2023年3月期间通过“自愿削减措施”减少天然气消费，实现比过去五年平均消费量减少15%的目标，同时降低高峰时段电力消费的5%，每月电力消费总量减少10%。欧盟统计局数据显示，欧盟天然气消费量在2022年8月到11月期间已比此前五年平均消费量下降了20.1%，超额完成目标。法国提出到2024年将能源使用量减少10%、到2050年减少40%的目标。鉴于欧盟并未完全摆脱能源危机，欧盟成员国不得不为明年冬天做好准备。2023年3月，欧盟成员国同意将自愿减少15%天然气需求的目标延长一年，即在2023年4月1日至2024年3月31日期间，将天然气消费量与2017年4月1日至2022年3月31日期间的平均消费量相比减少15%。此举短期内将极大缓解能源与电力供应保障压力。 欧盟致力于减少天然气长期消费的决心是毫无疑问的，但其天然气需求的降幅及随时间推移的演变仍存在不确定性。虽然国际机构和能源公司所做的欧洲长期天然气需求预测都表明，欧洲天然气需求将从2030年开始呈现下降趋势，但即使仅从中期来看，各方对欧洲天然气需求水平的演进也存在不同的看法或设想。例如，IEA预测显示，2020—2030年，欧盟天然气需求将下降15%～40%。BP在《2023年能源展望》报告中预测，到2030年，欧盟天然气需求将比2019年下降20%～50%。可以看出，欧洲天然气需求和进口存在较大不确定性。 四、发挥政府在能源市场中的调节作用 欧洲推出各种干预能源市场的措施，包括电力市场改革、价格上限、财税支持政策等，旨在缓解能源供给短缺和降低民众用能成本。 1.加速电力市场改革 由于欧盟的电价受以化石燃料为基础发电成本的高度影响，能源价格的飙升使得家庭和企业承担了过高的用电成本。为解决这些问题，欧盟委员会于2023年3月通过了修订后的欧盟电力市场改革提案，旨在通过使用长期合约、提高电力系统灵活性等措施，增加可再生能源发电占比，提升电力市场稳定性，帮助欧洲降低能源成本。为在短期市场和消费者支付的电费之间建立缓冲区，减少电费对化石能源价格的依赖，提升欧盟电力市场抵御未来价格冲击的能力，提案涵盖一系列措施。具体包括购电协议、差价合约和远期合约等。其中，差价合约可保证发电商从电力生产中获得稳定收入，在双向差价合约中，如果市场价格低于执行价格，则发电商接收差额；如果市场价格高于执行价格，则发电商偿还差额。欧盟未来新投建的风电、太阳能、地热能、水电和核电项目将必须采用双向差价合约（CfD），以对上述发电机组提供价格支持。双向CfD的签约主体是政府，以此保障发电商收入长期稳定。 虽说欧盟电力市场改革受到各方欢迎，但经历能源危机和能源电力价格大幅上涨之后，欧盟委员会的新电力市场改革方案在推出前和推出后都受到了巨大的争议。改革旨在将整个欧盟的电力价格与天然气价格脱钩，并将其与风能和太阳能装置产生的电力价格挂钩。从已经公布的计划草案看，新机制不会改变欧盟电力市场的基本面，市场仍将沿用当前的边际定价体系，但趋向于在实现绿色转型的同时确保消费者负担得起能源价格。今年以来，欧盟成员国围绕电力市场改革进行了多轮谈判，未能就旨在将电力价格与天然气价格脱钩的能源市场改革方案达成一致。多数欧盟成员国希望能在年底前达成最终协议，以便安全渡过持续几年的能源危机。法国、意大利、瑞典和西班牙等国支持天然气与电价脱钩。2023年1月，西班牙政府发布一份文件，呼吁进行更为激进的电力市场改革，希望将天然气价格上限定得尽可能更低，并建议欧盟委员会将电价与天然气市场彻底脱钩，这些举措得到法国、意大利等南欧国家的支持。但德国、丹麦、芬兰等国则大力反对对欧洲电力市场进行颠覆性改革，认为当前的市场制度不存在问题，电价上涨只是天然气供给减少而造成的特殊情况，也有市场机构警告称，过度干预可能会扰乱能源市场的正常运作。 2.短期干预能源价格 据预测，2022年和2023年，能源价格上涨将使欧洲生活成本分别上涨7%和9%。2022年以来，欧洲通过行政手段推出紧急干预市场以降低能源价格的一系列措施。在供给端，欧盟委员会于2022年9月发布《应对能源高价的紧急干预方案》，《方案》具体包括限电、限价和征收暴利税三方面干预措施。限价措施主要指的是欧盟临时性将包括可再生能源在内的低成本发电公司收入上限设定在每兆瓦时180欧元，超过这个上限的收入将由政府征收，用于补贴电力消费者的电费支出。成员国之间可以互相交易用电配额。暴利税政策旨在对石油、天然气、煤炭和炼油部门产生的超额利润征收至少33%的税。据初步估算，这两项措施将帮助欧盟筹集约1400亿欧元资金。同年10月，欧盟理事会发布了一则名为《欧洲理事会关于能源和经济结论》的声明，内容包括自愿联合购买天然气、针对欧洲天然气风向标荷兰天然气交易中心（TTF）交易设置“临时动态价格”、建立新的补充价格基准、对发电用天然气实施价格限制等。德国也将在2023年投入830亿欧元用于设定天然气和电力价格上限。 此外，欧洲履行外部能源市场价格干预机制，干预能源进口价格。欧盟、七国集团和澳大利亚2022年12月对俄海运出口原油设置每桶60美元的价格上限。同月，欧盟能源部长会议决定，对来自俄罗斯的进口天然气价格设置180欧元/兆瓦时上限，该限价机制于2023年2月15日启动。 3.推出财税支持政策 在欧洲，欧盟国家通过非常规手段获得了较为充足的天然气供应和储备，各成员国也为此支付了一笔不菲的能源补贴，不少国家针对民众能源开支的暴涨还提供了特别补贴。例如，德国将此前提出的2000亿欧元一揽子纾困计划持续至2024年，同时还将花费150亿欧元用于财政支持能源巨头Uniper集团。意大利政府于2023年3月通过总额49亿欧元的能源账单补贴法令。法令提出，天然气价格中的增值税比例降至5%，免除系统收费，家庭能源账单补贴延长至2023年6月30日。同时从2023年10月1日至12月31日，对供暖期间的节能家庭提供奖励。各类企业也可以根据能源支出情况，得到相应的税收减免。欧洲短期补贴虽然可以部分缓解能源危机压力，但从长期看，解决生活成本危机的短期政策必须与减缓气候变化目标和其他长期可持续发展承诺保持一致。 五、对我国能源安全的启示 欧洲能源安全政策调整不仅对其自身的能源供应局面产生影响，而且将给全球能源格局、绿色发展等带来影响，为我国防范化解重大风险提供了启示，我国宜充分结合自身发展阶段、国情和发展目标不断完善能源发展战略，保障国家能源安全。 1.统筹好能源转型和安全 在极端天气、能源短缺、地缘政治等因素影响下，部分欧洲国家重启煤电、核电，脱碳进程减速，这也暴露出转型过程中能源系统韧性不足的短板，对我国能源转型节奏具有启示意义。面对变化的、不确定性的未来，我国必须要在保证能源安全的前提条件下，稳妥推进能源绿色低碳转型。富煤贫油少气是我国的基本国情，以煤为主的能源结构短期内难以根本改变。煤电在保障我国能源安全方面还将发挥基础和兜底作用，在一定时期内煤电在我国电力结构中的基础性地位仍将保持。传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，而不能未立先破，陷入能源安全的被动。今后，在较长的一段时间内，我国能源需求总量还将持续增长，所以在“双碳”目标的约束下，要大力发展非化石能源，推动构建新型电力系统，统筹好非化石能源特别是新能源与化石能源之间的互补和优化组合。 2.完善能源储备与应急响应体系建设 综合欧洲各国能源政策动态和地缘局势走向不难看出，如今国际能源市场仍面临巨大的不确定性，未来难测。“手中有粮，心中不慌”。要把能源储备体系建设摆到与勘探开发投资同等重要的位置，健全能源供应保障和储备应急体系。统筹能源绿色低碳转型和能源供应安全保障，提高适应经济社会发展以及各种极端情况的能源供应保障能力，优化能源储备设施布局，完善煤电油气供应保障协调机制。建立能源供需预警及保供应急体系，健全完善能源监测预测机制，提升形势预研预判能力，提高快速响应和能源供应快速恢复能力，化解区域性、时段性供需矛盾。加快完善能源产供储销体系，提升能源资源配置能力，加强电力和油气跨省跨区输送通道建设，增强区域间协调互济能力。建立健全煤炭储备体系，加大油气增储上产力度，重点推进地下储气库、LNG接收站等储气设施建设，提升能源供应能力弹性。 3.大力推进节能和提升能效 节能和提高能效是维护发展安全的重要保障。当前国际形势复杂严峻，全球能源治理体系深度调整。为应对能源危机，欧洲多国普遍采取更严格的节能措施，增强能源获取可靠性、可负担性。我国仍处于新型工业化、新型城镇化快速发展阶段，能源消费总量还将持续刚性增长。同时也要看到，与国际先进水平相比，我国能耗强度约为世界平均水平的1.5倍、经合组织（OECD）国家平均水平的2倍左右，仍然存在很大的节能潜力。特别是，我国的“双碳”目标对节能工作提出了新的要求。为此，必须着力提高能效，充分保障国家能源安全，牢牢守住高质量发展的安全底线。要坚决遏制高耗能、高排放、低水平项目盲目发展。从发展规划、投资的审查审批等方面严把增量项目关口，深挖存量项目节能潜力，加快淘汰落后产能，推进产业结构优化升级。要深入推进重点领域和行业节能改造。支持煤电机组节能降碳改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”。对标能效先进水平，推动钢铁、有色、石化、化工、建材等重点用能行业节能降碳改造。加快居住建筑和公共建筑节能改造，持续推动老旧供热管网等基础设施节能降碳改造。加快制修订一批能耗限额、产品设备能效等强制性国家标准，积极推广先进适用节能技术和产品。 4.构建全国统一的能源市场体系 欧洲国家正在积极推动能源市场竞争、提高市场透明度，以提升能源供应的可靠性和稳定性。从欧洲经验看，构建合理、高效的能源市场体系是加快能源转型进程、保障能源供应的重要措施。未来，随着体制机制壁垒破除及市场机制完善，构建公平开放、有效竞争的能源市场体系势在必行。电力市场机制建设是能源市场体系建设的重要环节，一方面，应加快构建适应新型能源体系的市场机制，有序推动新能源参与市场交易，完善发电容量补偿机制，保障火电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源和安全保供电源的建设运行成本合理回收。在电力市场机制建设的进程中，还应重点加大电力辅助服务市场建设力度，建立市场化的价格形成机制，修订完善有关市场交易细则，推动调频、备用等辅助服务品种市场化，以市场竞争方式降低系统整体调节成本。另一方面，应高度重视需求侧响应市场化激励机制的完善，充分发挥电价引导作用，优化调整分时电价的时段、价差和实施范围，将需求侧响应费用向不参与响应的用户疏导。同时，深入挖掘弹性负荷、用户侧储能、虚拟电厂、电动汽车等灵活调节资源，替代发电侧深度调峰等传统调节手段，有效降低调节成本。