要注意，这几件事情会给下周A股的运行带来新的逻辑，要是不重视起来，可能会错过重大机会。
1、北京和上海的新冠疫情已经基本上得到了很好的控制。北京是基本上切断了传播路径，而上海的确诊病例也下降到了30人以内。那么这些对于A股来讲又意味着什么呢？首先之前疫情影响停工停产的板块和股票不少会迎来一波估值修复，另外就是由于疫情影响的消费板块股票接下来估计也会有所动作。
2、新基建和老基建的政策出台加速，而且不少是适度超前部署。接下来的这一轮大基建绝对会超出很多人的预计。而且政策会持续地放出，比如最近深圳就出台了适度超前推进能源基础设施项目建设加大光伏、生物质能、储能和氢能等领域重大项目投资建设力度。这些将会利好光伏股票，储能股票和氢能源股票。
3、新能源汽车的刺激政策加快退出，而且很多地区都是竞相推出，比如广州在2022年5月1日起至2022年6月30日购置新能源汽车的将可以可享受8000元/量购置补贴。这意味着什么？意味着接下来2个月的新能源汽车的销量将会环比暴增。那么对于锂电池、锂矿等的需求讲究持续增加，直接利好如宁德时代、天齐锂业、赣锋锂业等行业龙头公司。
如果不能够理解政策出台的逻辑和后续带来的意义，那么将会错失掉很多不错的投资机会。#财经知识分享官#
1、北京和上海的新冠疫情已经基本上得到了很好的控制。北京是基本上切断了传播路径，而上海的确诊病例也下降到了30人以内。那么这些对于A股来讲又意味着什么呢？首先之前疫情影响停工停产的板块和股票不少会迎来一波估值修复，另外就是由于疫情影响的消费板块股票接下来估计也会有所动作。
2、新基建和老基建的政策出台加速，而且不少是适度超前部署。接下来的这一轮大基建绝对会超出很多人的预计。而且政策会持续地放出，比如最近深圳就出台了适度超前推进能源基础设施项目建设加大光伏、生物质能、储能和氢能等领域重大项目投资建设力度。这些将会利好光伏股票，储能股票和氢能源股票。
3、新能源汽车的刺激政策加快退出，而且很多地区都是竞相推出，比如广州在2022年5月1日起至2022年6月30日购置新能源汽车的将可以可享受8000元/量购置补贴。这意味着什么？意味着接下来2个月的新能源汽车的销量将会环比暴增。那么对于锂电池、锂矿等的需求讲究持续增加，直接利好如宁德时代、天齐锂业、赣锋锂业等行业龙头公司。
如果不能够理解政策出台的逻辑和后续带来的意义，那么将会错失掉很多不错的投资机会。#财经知识分享官#
#全球能源革命与产业变迁#
第四次能源转型代表：德国
能源转型（2000年开始，从化石能源、核能向可再生能源转型）
1、德国可再生能源产业的发展概况
在德国政府20多年持续的政策支持下，德国可再生能源消费量在能源消费总量的占比从2000年的2.6%增至2005年的5.5%，进入能源转型的“理论启动点”（5%）。2013年，可再生能源占比达11.4%，2018年这一占比又提升到16.6%。
电力领域是德国推动能源转型的关键。2020年，可再生能源发电量占德国电力市场的近50％，是十年前的近3倍。其中，风力发电做出了最大贡献，占比27.4％；光伏发电占比9.7％；其余的12.2％则由生物质能，水力发电和其他可再生能源构成。
2、德国能源转型的背景
1）政策端：主动扶持可再生能源的发展
德国可再生能源的发展主要是政府扶持的结果，而不是市场机制的推动。2000年，德国颁布《可再生能源法》，为可再生能源发展打下法律基础。此后，德国制定完善了一系列促进可再生能源发展和利用的联邦法规，如可再生能源发电可以享受长期的固定补贴，降低可再生能源发电企业的经营风险。近十年来，德国政府开始调整政策思路，逐步调减补贴，推动可再生能源市场化发展。但政策大的方向没有改变，推进可再生能源使用仍是其能源转型的核心内容。如果以《可再生能源法》修订为标志，德国可再生能源产业可分为以下六个发展阶段：
2）供给端：主要化石能源进口依存度居高不下，发展核能有舆论压力
德国在能源方面最大的特点是“富煤缺油缺气”，因此石油和天然气长期依赖进口。20世纪90年代以来，德国石油和天然气对外依存度长期居高不下。1990-2013年，德国石油进口依存度在95%-100%区间波动，同期天然气进口依存度也维持在75%以上的高位且增加趋势更为明显。
出于能源安全考量，德国在20世纪90年代提出向核能和可再生能源转型。但核能发展长期受民众反对，核电政策摇摆不定。2011年福岛核事故后，德政府宣布放弃核电，能源供应压力的加剧更加突出了可再生能源的重要地位。
3、德国能源转型过程中产生的问题
德国采取的可再生能源固定电价补贴机制，造成了批发市场的低电价和零售市场的高电价。政策规定，电网运营商必须优先并以较高的指定价格收购利用可再生能源所发绿色电力，多出的成本通过可再生能源附加费计算到零售电价中，从而转嫁到消费者头上。
对于传统发电企业，由于风电和太阳能发电企业不断涌入市场，导致电力供过于求，上网电价下跌，传统电力公司的利润下跌；对于高耗能行业，部分企业（主要是中小企业）未获得可再生能源附加费“豁免权”，因为要承担较高的用电成本，企业竞争力被削弱；对于居民部门，其承担了电价上涨的主要部分，2020年居民用电价格比工业用电价格高出75%左右。
1）对传统发电企业的影响
德国能源转型对传统电力企业的冲击，主要体现在电价和发电量的下滑。
首先是批发市场电价的持续走低。可再生能源发电量大量涌入电网，使得批发市场电价已从2008年以来的高点80欧元/兆瓦时降至2015年的低点32欧元/兆瓦时左右。德国传统电力供应企业的售电价格有时候会低于其发电成本。
其次是传统化石能源发电量持续下降。以德国两大传统发电巨头意昂集团和莱茵集团为例，意昂集团煤电发电量从308亿千瓦时（2013年峰值）降至2015年的160亿千瓦时，降幅达到48.1%；莱茵集团煤电发电量从1052亿千瓦时（2013年峰值）降至2015年的942亿千瓦时，降幅达到10.5%[8]。
传统电力供应商售电价格和发电量的下滑，压缩了其市场占比和盈利空间。据国家能源局《德国电力市场供应严重过剩》，2013年德国8大电力公司的利润率从10年前的15%跌倒5.4%。
2）对高耗能企业（尤其是中小企业）造成冲击
工业部门中承担高电价的主要是高耗能部门的中小企业。根据德国弗劳恩霍夫协会（Fraunhofer ISI）的测算，高耗能行业（化学品、造纸、钢铁、铝、铜和纺织品）中，享有可再生能源附加费“豁免权”的大企业用电价约为5欧分/千瓦时，而没有“豁免权”的中小企业的电价达到了14欧分/千瓦时以上。中小企业的成本又难以通过产品价格转嫁到消费者身上，而是直接表现为利润的下降。
德国科隆经济研究所2013年曾发布报告指出，高电价已经威胁到了德国作为投资地的区位优势。特别是高耗能行业，如化工、玻璃、水泥、造纸业所受冲击较大。2010年对德国高耗能行业的投资额已经比2000年锐减了85%。
3）加剧了居民部门的负担
德国能源转型的高电价主要由居民部门承担。德国居民电价过去21年涨了78%，2019年德国居民电价30.22欧分/千瓦时，位居欧洲第二，同年工业部门用电价为17.75欧分/千瓦时。这样的涨幅使690万德国家庭面临电贫困的威胁，即电费支出超过家庭收入的1/10[9]。
电价中可再生能源附加费增长过快是电价飙升的主要原因。2012-2014年，该费用从3.6欧分/千瓦时增至6.24欧分/千瓦时，不到3年时间就增长了73%。目前可再生能源附加费为6.41欧分/千瓦时，占居民电价的21%。
4、政府或企业给出的应对措施
1）传统电力企业积极应对能源转型
以意昂集团、莱茵集团、EnBW为代表的传统能源企业给出的应对措施包括：
i）并购：大企业之间为了应对市场竞争进行合并、收购或整合。1997年，德国8家全国性电力公司的市场份额为79%；到了2004年，仅有4家全国性电力公司，市场份额上升至95.6%[10]。
ii） 企业间资产互换重组：2018年3月，莱茵集团接手意昂集团的可再生能源，取得约8GW的可再生能源发电容量，意昂集团则接管莱茵集团旗下的配电网和售电业务。重组后，意昂集团专注于配售电等业务，而莱茵集团将成为德国绿色电力的最大供应商。
iii）布局可再生能源领域：2021年5月，德国四大传统能源巨头的之一的EnBW与英国石油天然气巨头BP合伙投资116.5亿欧元建设海上新能源风力发电项目，预计发电能力为290万千瓦。此前两家公司还在英国联合开展两个海上风电项目，总潜在发电能力为3GW，可以为340多万英国家庭提供清洁电力。
2）政府针对电价上涨的政策调整
针对电价上涨过快对居民和企业部门造成的影响，德国政府主要采取以下能源政策调整措施：
i）逐步降低可再生能源补贴
一是以市场溢价逐步取代固定电价补贴。新能源上网电价水平为“溢价补贴+电力市场价格”（注：是在电力市场价格的基础上给予可再生能源相应的电价补贴，市场溢价补贴水平固定不变）。2014年，德国规定对500kW以上新建设备采用溢价补贴机制，2016年，这一标准进一步降低至100kW。
二是引入可再生能源发电项目竞争性招标制度，即通过招标方式确定可再生能源的补贴额度。2014年，招标机制仅针对部分地面光伏发电试点项目。2017年开始，德国全面引入可再生能源发电招标制度。
ii）抑制可再生能源附加费过快增长
针对可再生能源附加费增速过快的问题，《可再生能源法》（2016版）在提出要限制陆上风电扩建速度，规定可再生能源如风能、太阳能年度装机上限，以抑制可再生能源附加费过快上涨。
iii）实施更具“公平性”的能源转型成本分担机制
《可再生能源法》（2014版）将豁免可再生能源附加费的企业主体缩小为电费成本占生产成本极高的用电密集型企业和10兆瓦以下的小型自发自用光伏发电设备，其余企业和大中型光伏发电设备都需要承担可再生能源附加费。
此外，针对传统能源企业“负电价”的问题，《可再生能源法》（2021版）拟修改负电价规定，提出如果连续15分钟为负电价，那么可再生能源发电方就不再享受补贴。
iv）加速与欧盟成员国电网整合力度
德国推动与欧盟成员国之间电网的互联互通，尤其是与邻国法国、捷克、荷兰等国的电网整合，以应对退出核能后的电力不足。
第四次能源转型代表：德国
能源转型（2000年开始，从化石能源、核能向可再生能源转型）
1、德国可再生能源产业的发展概况
在德国政府20多年持续的政策支持下，德国可再生能源消费量在能源消费总量的占比从2000年的2.6%增至2005年的5.5%，进入能源转型的“理论启动点”（5%）。2013年，可再生能源占比达11.4%，2018年这一占比又提升到16.6%。
电力领域是德国推动能源转型的关键。2020年，可再生能源发电量占德国电力市场的近50％，是十年前的近3倍。其中，风力发电做出了最大贡献，占比27.4％；光伏发电占比9.7％；其余的12.2％则由生物质能，水力发电和其他可再生能源构成。
2、德国能源转型的背景
1）政策端：主动扶持可再生能源的发展
德国可再生能源的发展主要是政府扶持的结果，而不是市场机制的推动。2000年，德国颁布《可再生能源法》，为可再生能源发展打下法律基础。此后，德国制定完善了一系列促进可再生能源发展和利用的联邦法规，如可再生能源发电可以享受长期的固定补贴，降低可再生能源发电企业的经营风险。近十年来，德国政府开始调整政策思路，逐步调减补贴，推动可再生能源市场化发展。但政策大的方向没有改变，推进可再生能源使用仍是其能源转型的核心内容。如果以《可再生能源法》修订为标志，德国可再生能源产业可分为以下六个发展阶段：
2）供给端：主要化石能源进口依存度居高不下，发展核能有舆论压力
德国在能源方面最大的特点是“富煤缺油缺气”，因此石油和天然气长期依赖进口。20世纪90年代以来，德国石油和天然气对外依存度长期居高不下。1990-2013年，德国石油进口依存度在95%-100%区间波动，同期天然气进口依存度也维持在75%以上的高位且增加趋势更为明显。
出于能源安全考量，德国在20世纪90年代提出向核能和可再生能源转型。但核能发展长期受民众反对，核电政策摇摆不定。2011年福岛核事故后，德政府宣布放弃核电，能源供应压力的加剧更加突出了可再生能源的重要地位。
3、德国能源转型过程中产生的问题
德国采取的可再生能源固定电价补贴机制，造成了批发市场的低电价和零售市场的高电价。政策规定，电网运营商必须优先并以较高的指定价格收购利用可再生能源所发绿色电力，多出的成本通过可再生能源附加费计算到零售电价中，从而转嫁到消费者头上。
对于传统发电企业，由于风电和太阳能发电企业不断涌入市场，导致电力供过于求，上网电价下跌，传统电力公司的利润下跌；对于高耗能行业，部分企业（主要是中小企业）未获得可再生能源附加费“豁免权”，因为要承担较高的用电成本，企业竞争力被削弱；对于居民部门，其承担了电价上涨的主要部分，2020年居民用电价格比工业用电价格高出75%左右。
1）对传统发电企业的影响
德国能源转型对传统电力企业的冲击，主要体现在电价和发电量的下滑。
首先是批发市场电价的持续走低。可再生能源发电量大量涌入电网，使得批发市场电价已从2008年以来的高点80欧元/兆瓦时降至2015年的低点32欧元/兆瓦时左右。德国传统电力供应企业的售电价格有时候会低于其发电成本。
其次是传统化石能源发电量持续下降。以德国两大传统发电巨头意昂集团和莱茵集团为例，意昂集团煤电发电量从308亿千瓦时（2013年峰值）降至2015年的160亿千瓦时，降幅达到48.1%；莱茵集团煤电发电量从1052亿千瓦时（2013年峰值）降至2015年的942亿千瓦时，降幅达到10.5%[8]。
传统电力供应商售电价格和发电量的下滑，压缩了其市场占比和盈利空间。据国家能源局《德国电力市场供应严重过剩》，2013年德国8大电力公司的利润率从10年前的15%跌倒5.4%。
2）对高耗能企业（尤其是中小企业）造成冲击
工业部门中承担高电价的主要是高耗能部门的中小企业。根据德国弗劳恩霍夫协会（Fraunhofer ISI）的测算，高耗能行业（化学品、造纸、钢铁、铝、铜和纺织品）中，享有可再生能源附加费“豁免权”的大企业用电价约为5欧分/千瓦时，而没有“豁免权”的中小企业的电价达到了14欧分/千瓦时以上。中小企业的成本又难以通过产品价格转嫁到消费者身上，而是直接表现为利润的下降。
德国科隆经济研究所2013年曾发布报告指出，高电价已经威胁到了德国作为投资地的区位优势。特别是高耗能行业，如化工、玻璃、水泥、造纸业所受冲击较大。2010年对德国高耗能行业的投资额已经比2000年锐减了85%。
3）加剧了居民部门的负担
德国能源转型的高电价主要由居民部门承担。德国居民电价过去21年涨了78%，2019年德国居民电价30.22欧分/千瓦时，位居欧洲第二，同年工业部门用电价为17.75欧分/千瓦时。这样的涨幅使690万德国家庭面临电贫困的威胁，即电费支出超过家庭收入的1/10[9]。
电价中可再生能源附加费增长过快是电价飙升的主要原因。2012-2014年，该费用从3.6欧分/千瓦时增至6.24欧分/千瓦时，不到3年时间就增长了73%。目前可再生能源附加费为6.41欧分/千瓦时，占居民电价的21%。
4、政府或企业给出的应对措施
1）传统电力企业积极应对能源转型
以意昂集团、莱茵集团、EnBW为代表的传统能源企业给出的应对措施包括：
i）并购：大企业之间为了应对市场竞争进行合并、收购或整合。1997年，德国8家全国性电力公司的市场份额为79%；到了2004年，仅有4家全国性电力公司，市场份额上升至95.6%[10]。
ii） 企业间资产互换重组：2018年3月，莱茵集团接手意昂集团的可再生能源，取得约8GW的可再生能源发电容量，意昂集团则接管莱茵集团旗下的配电网和售电业务。重组后，意昂集团专注于配售电等业务，而莱茵集团将成为德国绿色电力的最大供应商。
iii）布局可再生能源领域：2021年5月，德国四大传统能源巨头的之一的EnBW与英国石油天然气巨头BP合伙投资116.5亿欧元建设海上新能源风力发电项目，预计发电能力为290万千瓦。此前两家公司还在英国联合开展两个海上风电项目，总潜在发电能力为3GW，可以为340多万英国家庭提供清洁电力。
2）政府针对电价上涨的政策调整
针对电价上涨过快对居民和企业部门造成的影响，德国政府主要采取以下能源政策调整措施：
i）逐步降低可再生能源补贴
一是以市场溢价逐步取代固定电价补贴。新能源上网电价水平为“溢价补贴+电力市场价格”（注：是在电力市场价格的基础上给予可再生能源相应的电价补贴，市场溢价补贴水平固定不变）。2014年，德国规定对500kW以上新建设备采用溢价补贴机制，2016年，这一标准进一步降低至100kW。
二是引入可再生能源发电项目竞争性招标制度，即通过招标方式确定可再生能源的补贴额度。2014年，招标机制仅针对部分地面光伏发电试点项目。2017年开始，德国全面引入可再生能源发电招标制度。
ii）抑制可再生能源附加费过快增长
针对可再生能源附加费增速过快的问题，《可再生能源法》（2016版）在提出要限制陆上风电扩建速度，规定可再生能源如风能、太阳能年度装机上限，以抑制可再生能源附加费过快上涨。
iii）实施更具“公平性”的能源转型成本分担机制
《可再生能源法》（2014版）将豁免可再生能源附加费的企业主体缩小为电费成本占生产成本极高的用电密集型企业和10兆瓦以下的小型自发自用光伏发电设备，其余企业和大中型光伏发电设备都需要承担可再生能源附加费。
此外，针对传统能源企业“负电价”的问题，《可再生能源法》（2021版）拟修改负电价规定，提出如果连续15分钟为负电价，那么可再生能源发电方就不再享受补贴。
iv）加速与欧盟成员国电网整合力度
德国推动与欧盟成员国之间电网的互联互通，尤其是与邻国法国、捷克、荷兰等国的电网整合，以应对退出核能后的电力不足。
【5年2亿吨！散煤“硬骨头”，怎么啃】5年，近2亿吨，这是“十三五”期间我国散煤综合治理取得的成效。
作为我国大气污染防治的“一记重锤”，京津冀及周边地区、长三角地区、汾渭平原等重点区域空气质量因此得到明显改善。
在美丽中国和“双碳”目标背景下，“十四五”时期将是我国强化环境与气候协同治理的关键时期，是绿色和低碳转型的重要窗口期。
多位专家在近日召开的第六届中国散煤综合治理大会上指出，散煤治理下一步依然任重而道远，有许多“硬骨头”要啃。
“十三五”成效斐然
“十三五”期间，以大气污染防治为主旋律，我国散煤综合治理政策体系不断完善，在工业小锅炉淘汰关停、散乱污企业整治、窑炉专项治理、北方清洁取暖等领域“多点开花”，成效斐然。
“比如京津冀及周边地区、长三角地区和汾渭平原等重点区域燃煤小锅炉（每小时35蒸吨以下）基本实现清零。工业散煤治理贡献突出，削减散煤超过1亿吨。”北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目副主任李雪玉介绍。
由中国工程院院士、清华大学环境学院教授贺克斌与李雪玉等人编写完成的《中国散煤综合治理研究报告2021》（简称《报告》）也在此次会议上发布。
《报告》指出，“十三五”期间民用散煤治理在我国北方地区得以强力推进，特别是在清洁取暖方面，累计完成清洁取暖改造约3500万户，削减散煤约7000万吨。
据统计，截至目前，我国共63个城市先后分四批开展清洁取暖试点示范工作。
试点示范城市从最初的“2+26”城市逐步扩展至汾渭平原，甚至是非重点区域的东北和西北城市。
这些成效离不开国家财政支持。《报告》显示，2017年至2019年，针对前三批试点城市，中央与地方共投入约1128.2亿元，由此带来的健康效益也极为可观。
模型分析显示，同期仅北京、天津、河北、山东和陕西5省市的散煤治理避免的农村居民致病和过早死货币化效益就达约450亿元，已超过中央为重点区域清洁群试点投入的351.2亿元。
“我们正处于一个关键节点，在‘十四五’期间，散煤治理将由环保驱动、目标管理、大干快上的阶段，转向环保和气候双轮驱动、提效降本、致力长效的新时期。”贺克斌在《报告》前言中写道。
他认为，下一步散煤综合治理的方向将从清洁化向低碳化并轨，在兼顾经济性的前提下，统筹环境健康和气候目标，并将其融入新农村建设和新能源系统构建。
综合治理的范围将由重点区域扩展至非重点区域，以民用散煤治理为主，遵循清洁、低碳、电气化的方向，致力于可持续发展。
前行待啃“硬骨头”
尽管目标方向明确，但接下来的路却并不好走。多位专家在会上指出，随着散煤治理进程的深入，巩固和加强已有成绩将面临新的形势和挑战。
在工业散煤治理方面，李雪玉表示，目前重点区域已基本实现燃煤小锅炉清零，非重点区域正在全面淘汰10蒸吨以下燃煤小锅炉，治理难度会进一步加大。
同时，小窑炉散煤削减难题也在升级，如“十三五”期间，陶瓷、砖瓦、石灰等3个建材行业已经通过淘汰落后产能削减散煤约7700万吨。
民用散煤治理作为下阶段的工作重点，也是最难啃的“一块骨头”。“比如怎么实现低成本的‘光伏+’‘太阳能+’或是天然气、生物质能替代？新能源装在什么地方比较好？谁去投入？与电网怎么结合？特别是在一些地区‘整县制’地推进可再生能源，这些问题都要解决。”国家发展改革委能源所原所长韩文科说。
李雪玉表示，开展用户侧建筑能效提升，无疑可以减少清洁能源的消费，降低由此带来的清洁取暖成本。
然而当前对于用户侧建筑能效提升的重视程度明显低于热源侧。
特别是最需要推动这一工作的农村地区反而最慢，仅为城镇推进量的1/3。
“农村建房虽然有节能参考标准，但这些标准是推荐而非强制性的。因为农村建房多是自发性的，制度、技术上没有统一要求。”
中国建筑科学研究院建筑环境与节能研究院院长徐伟说，现阶段农房建设首先考虑的因素是安全性，其次是经济实用性，节能则是更高的需求，未来应进一步加强倡导。
而散煤综合治理范围从重点区域进一步扩大也将产生新的问题。
徐伟表示，过去几年的清洁采暖工作集中在京津冀周边地区和汾渭平原展开，这些并不是冬季最冷的地区。
未来要在东北、新疆等更寒冷的地区取消小燃煤锅炉，技术路径有一定的局限性，这些地方采暖的刚性需求也远远高于目前已治理地区，因此难度很大。
此外，当前散煤返烧风险依然存在。
《报告》指出，有关部门2018—2019年秋冬实地督查数据显示，北方地区按村统计平均复燃率达到14%，一些市高达30%以上。
一项针对清洁取暖返煤的分析也显示，当前潜在返煤用户超过500万户，如果各地运行补贴逐步退坡，这一数据或将达到800万户之多。
不仅如此，一些地方的“煤改电”还存在“改而不用、改了又改”的现象。
“打硬仗”开新局
有挑战，也有机遇。通过治理大气污染与“双碳”目标的“双轮”驱动，多位专家表示，“十四五”期间，我国有望开辟散煤治理新格局。
这场“硬仗”如何突围？“我们首先要统筹环境、气候和经济等多维目标，处理好长期和短期、整体和局部、低碳发展与环境保护的关系，加强顶层设计。”李雪玉说。
她与合作者在上述《报告》中建议，编制《北方地区冬季清洁取暖规划（2022—2025）》，分区域提出清洁取暖率目标，出台农房建设管理办法，加快推进农村建筑能效提升，科学选定清洁取暖技术路线。
以民用散煤治理的“重头戏”为例，生态环境部环境规划院大气环境规划研究所环境与能源政策研究室主任陈潇君表示，能源电气化是长期方向，在电力实现清洁化后是减污降碳的根本性举措，但在“十四五”期间，我国发电结构仍然是以煤电为主，技术路线选择要因地制宜，城镇周边继续挖掘余热资源集中供暖，农村地区因地制宜探索可再生能源分散式取暖。
好的一面是，韩文科指出，目前我国已形成许多试点县市的“样板”，积累了初步的经验。
“比如陕西神木市、山西兴县大规模煤层气资源开发利用，新疆、内蒙古多地的屋顶分布式光伏，河南鹤壁市以空气能、生物质能、太阳能等替代燃煤，山西高平县镇区推行区域集中供暖，农村宜气则气、宜电则电、宜煤则煤。”他举例说。
在韩文科看来，“十三五”脱贫致富完成以后，“十四五”期间要防止返贫，改变农村的用能结构将是实现乡村振兴的一个重点。
但他同时认为，农村散煤治理中民生是长效机制，不能“一刀切”地全部加速推进，而要放眼长远，因地制宜，多措并举，科学推进。
“散煤治理是治理气候变化和实现碳中和目标的重要战略性问题，也是关系广大农村居民身体健康的迫切性问题，以及关系乡村振兴与清洁能源供给的公平性问题。”
北京大学能源研究院副院长杨雷认为，“十四五”时期，我国应积极总结过往散煤治理的经验和教训，不断提高用户使用的经济性和便利性，以积极巩固和不断扩大散煤治理成果。#东北限电# https://t.cn/A6M5xs9h
作为我国大气污染防治的“一记重锤”，京津冀及周边地区、长三角地区、汾渭平原等重点区域空气质量因此得到明显改善。
在美丽中国和“双碳”目标背景下，“十四五”时期将是我国强化环境与气候协同治理的关键时期，是绿色和低碳转型的重要窗口期。
多位专家在近日召开的第六届中国散煤综合治理大会上指出，散煤治理下一步依然任重而道远，有许多“硬骨头”要啃。
“十三五”成效斐然
“十三五”期间，以大气污染防治为主旋律，我国散煤综合治理政策体系不断完善，在工业小锅炉淘汰关停、散乱污企业整治、窑炉专项治理、北方清洁取暖等领域“多点开花”，成效斐然。
“比如京津冀及周边地区、长三角地区和汾渭平原等重点区域燃煤小锅炉（每小时35蒸吨以下）基本实现清零。工业散煤治理贡献突出，削减散煤超过1亿吨。”北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目副主任李雪玉介绍。
由中国工程院院士、清华大学环境学院教授贺克斌与李雪玉等人编写完成的《中国散煤综合治理研究报告2021》（简称《报告》）也在此次会议上发布。
《报告》指出，“十三五”期间民用散煤治理在我国北方地区得以强力推进，特别是在清洁取暖方面，累计完成清洁取暖改造约3500万户，削减散煤约7000万吨。
据统计，截至目前，我国共63个城市先后分四批开展清洁取暖试点示范工作。
试点示范城市从最初的“2+26”城市逐步扩展至汾渭平原，甚至是非重点区域的东北和西北城市。
这些成效离不开国家财政支持。《报告》显示，2017年至2019年，针对前三批试点城市，中央与地方共投入约1128.2亿元，由此带来的健康效益也极为可观。
模型分析显示，同期仅北京、天津、河北、山东和陕西5省市的散煤治理避免的农村居民致病和过早死货币化效益就达约450亿元，已超过中央为重点区域清洁群试点投入的351.2亿元。
“我们正处于一个关键节点，在‘十四五’期间，散煤治理将由环保驱动、目标管理、大干快上的阶段，转向环保和气候双轮驱动、提效降本、致力长效的新时期。”贺克斌在《报告》前言中写道。
他认为，下一步散煤综合治理的方向将从清洁化向低碳化并轨，在兼顾经济性的前提下，统筹环境健康和气候目标，并将其融入新农村建设和新能源系统构建。
综合治理的范围将由重点区域扩展至非重点区域，以民用散煤治理为主，遵循清洁、低碳、电气化的方向，致力于可持续发展。
前行待啃“硬骨头”
尽管目标方向明确，但接下来的路却并不好走。多位专家在会上指出，随着散煤治理进程的深入，巩固和加强已有成绩将面临新的形势和挑战。
在工业散煤治理方面，李雪玉表示，目前重点区域已基本实现燃煤小锅炉清零，非重点区域正在全面淘汰10蒸吨以下燃煤小锅炉，治理难度会进一步加大。
同时，小窑炉散煤削减难题也在升级，如“十三五”期间，陶瓷、砖瓦、石灰等3个建材行业已经通过淘汰落后产能削减散煤约7700万吨。
民用散煤治理作为下阶段的工作重点，也是最难啃的“一块骨头”。“比如怎么实现低成本的‘光伏+’‘太阳能+’或是天然气、生物质能替代？新能源装在什么地方比较好？谁去投入？与电网怎么结合？特别是在一些地区‘整县制’地推进可再生能源，这些问题都要解决。”国家发展改革委能源所原所长韩文科说。
李雪玉表示，开展用户侧建筑能效提升，无疑可以减少清洁能源的消费，降低由此带来的清洁取暖成本。
然而当前对于用户侧建筑能效提升的重视程度明显低于热源侧。
特别是最需要推动这一工作的农村地区反而最慢，仅为城镇推进量的1/3。
“农村建房虽然有节能参考标准，但这些标准是推荐而非强制性的。因为农村建房多是自发性的，制度、技术上没有统一要求。”
中国建筑科学研究院建筑环境与节能研究院院长徐伟说，现阶段农房建设首先考虑的因素是安全性，其次是经济实用性，节能则是更高的需求，未来应进一步加强倡导。
而散煤综合治理范围从重点区域进一步扩大也将产生新的问题。
徐伟表示，过去几年的清洁采暖工作集中在京津冀周边地区和汾渭平原展开，这些并不是冬季最冷的地区。
未来要在东北、新疆等更寒冷的地区取消小燃煤锅炉，技术路径有一定的局限性，这些地方采暖的刚性需求也远远高于目前已治理地区，因此难度很大。
此外，当前散煤返烧风险依然存在。
《报告》指出，有关部门2018—2019年秋冬实地督查数据显示，北方地区按村统计平均复燃率达到14%，一些市高达30%以上。
一项针对清洁取暖返煤的分析也显示，当前潜在返煤用户超过500万户，如果各地运行补贴逐步退坡，这一数据或将达到800万户之多。
不仅如此，一些地方的“煤改电”还存在“改而不用、改了又改”的现象。
“打硬仗”开新局
有挑战，也有机遇。通过治理大气污染与“双碳”目标的“双轮”驱动，多位专家表示，“十四五”期间，我国有望开辟散煤治理新格局。
这场“硬仗”如何突围？“我们首先要统筹环境、气候和经济等多维目标，处理好长期和短期、整体和局部、低碳发展与环境保护的关系，加强顶层设计。”李雪玉说。
她与合作者在上述《报告》中建议，编制《北方地区冬季清洁取暖规划（2022—2025）》，分区域提出清洁取暖率目标，出台农房建设管理办法，加快推进农村建筑能效提升，科学选定清洁取暖技术路线。
以民用散煤治理的“重头戏”为例，生态环境部环境规划院大气环境规划研究所环境与能源政策研究室主任陈潇君表示，能源电气化是长期方向，在电力实现清洁化后是减污降碳的根本性举措，但在“十四五”期间，我国发电结构仍然是以煤电为主，技术路线选择要因地制宜，城镇周边继续挖掘余热资源集中供暖，农村地区因地制宜探索可再生能源分散式取暖。
好的一面是，韩文科指出，目前我国已形成许多试点县市的“样板”，积累了初步的经验。
“比如陕西神木市、山西兴县大规模煤层气资源开发利用，新疆、内蒙古多地的屋顶分布式光伏，河南鹤壁市以空气能、生物质能、太阳能等替代燃煤，山西高平县镇区推行区域集中供暖，农村宜气则气、宜电则电、宜煤则煤。”他举例说。
在韩文科看来，“十三五”脱贫致富完成以后，“十四五”期间要防止返贫，改变农村的用能结构将是实现乡村振兴的一个重点。
但他同时认为，农村散煤治理中民生是长效机制，不能“一刀切”地全部加速推进，而要放眼长远，因地制宜，多措并举，科学推进。
“散煤治理是治理气候变化和实现碳中和目标的重要战略性问题，也是关系广大农村居民身体健康的迫切性问题，以及关系乡村振兴与清洁能源供给的公平性问题。”
北京大学能源研究院副院长杨雷认为，“十四五”时期，我国应积极总结过往散煤治理的经验和教训，不断提高用户使用的经济性和便利性，以积极巩固和不断扩大散煤治理成果。#东北限电# https://t.cn/A6M5xs9h
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