《EBSCO发布2025年连续出版物价格预测报告》

  • 来源专题:科技出版市场动态监测
  • 编译者: 崔颖
  • 发布时间:2024-11-15
  •     EBSCO发布了《2025年期刊价格预测报告》,该报告为图书馆和出版商在即将到来的订阅续订季节提供财务洞见。报告基于全面的出版商调查和对历史定价数据的深入分析,提供了价格预测。报告还审视市场动态,重点分析了推动学术信息市场发展的因素,包括高通货膨胀率、货币影响、开放获取趋势以及人工智能投资等经济因素。

        一、理解价格差距:印刷版VS电子期刊

        预计印刷版订阅的价格涨幅将继续超过单个电子期刊订阅的价格涨幅,这一趋势受到印刷和运输成本上升、需求减少以及小批量印刷生产固有的效率低下等因素的影响。这些动态因素凸显了在维持印刷版馆藏方面所面临的日益严峻的财务挑战。

        到2024年,电子期刊组合在EBSCO总销售额中所占比例超过60%,这反映了图书馆预算中的一个更广泛趋势,即数字馆藏的优先级越来越高。这一转变对期刊总体定价产生了深远影响,与单个订阅相比,电子期刊组合继续呈现其自身的定价动态,从而对预算分配产生了重大影响。

        展望未来,预计电子期刊组合的平均价格涨幅将略低于印刷版和单个电子期刊订阅的价格涨幅。这一趋势凸显了期刊定价格局的不断演变,图书馆在平衡印刷和数字资源方面仍需应对诸多复杂挑战。

    形式
    2025年预计价格上涨范围
    电子期刊包(包括阅读和出版)
    3.5%-4.5%
    单个电子期刊
    4%-5%
    纸质版
    5%-6%

        二、期刊定价趋势与影响因素

        (1)经济影响

        期刊的成本受到一系列影响出版商的内部因素和外部因素的影响,包括汇率波动,最近还包括与生产、运营和交付成本相关的通胀压力。在2024年4月的《世界经济展望》中,国际货币基金组织预测,全球中位数整体通胀率将从2024年底的2.8%下降至2025年底的2.4%。虽然这对全球经济而言是一个积极的信号,但各地区控制通胀的努力程度各不相同。

        通胀仍然是一个令人担忧的问题,特别是在服务业领域,该领域仍在经历持续的价格上涨。此外,该报告指出,中央银行不得不在控制通胀与促进增长之间寻求平衡。这种通胀压力可能会使利率在一段时间内保持高位,而在新兴市场,由于货币贬值的风险,各方不愿降低利率。随着整体成本的飙升,出版商可能需要相应地调整其定价结构。

        (2)出版数量

        学术研究成果的激增是推动学术期刊成本上升的另一个重要因素。随着学术产出量的持续增长,出版商在出版物中纳入了更多的文章、数据和补充材料,增加了这些出版物的整体价值和成本。此外,数量的增加需要更多的资源,包括编辑人员、同行评审人员和生产时间。

        (3)转换协议(TA)、阅读与出版(RAP)和开放获取(OA)

        向TA、RAP和OA模式的转变正在推动机构和图书馆内部对出版成本的认识和分配方式的转变,并促使出版商和图书馆重新评估当前的定价模式。根据条款的不同,TA和RAP协议可能与机构目前支付的费用持平,也可能大大超过历史成本。

        (4)AI(人工智能)投资

        AI正迅速改变连续出版物出版的格局,并对整个行业的整体结构产生潜在影响。随着AI技术的日益成熟,出版商正在利用这些技术来简化生产流程、提高内容可发现性、个性化用户体验以及创造额外收入。

        此外,高校图书馆也在加大对AI的投资,认识到AI有潜力彻底改变他们管理、策划馆藏资源以及与更大机构互动的方式。图书馆正在采用AI驱动的分析工具来评估使用模式、预测内容需求、优化采购决策,并将获取的内容更充分地融入更大的学术机构信息流中。这使得图书馆能够在订阅、续订或取消哪些连续出版物方面做出更加明智的决定,关于从而使其投资与研究人员的实际需求更加紧密地契合。

        随着AI技术的不断发展,其对连续出版物出版的影响可能会推动内容生产、分发和货币化的重大变革,但长期影响仍有待观察。

        三、多年许可的影响

        这些价格预测旨在为“平均”学术或学术医学图书馆的非电子期刊系列收藏提供一个总体指导,还为电子期刊组合的预期价格上涨提供了单独的估算。

        虽然已经估算了多年电子期刊组合许可年度价格上涨的影响,但更重要的是要认识到,每个图书馆在考虑其电子期刊组合对其整体连续出版物预算的影响时,都会面临不同的因素。诸如许可中概述的单个年度价格上涨、续订时间、出版商收购或剥离期刊所带来的变化,以及电子期刊组合在整体连续出版物支出中所占的百分比等因素,都将发挥作用。因此,图书馆的实际支出增长可能与上述电子期刊组合的平均增长预测有所不同。

        四、货币影响

        重要的是,大多数图书馆的支出中只有一部分是用于以非本国货币定价的出版商材料。非本国货币支出的比例因国家和机构而异,具体取决于图书馆的藏书。例如,在美国市场上,少于5%的非美国出版物是由出版商以非美元货币定价的。因此,汇率波动对美国图书馆员所支付的价格影响甚微。其他国家的客户通常会受到更大的汇率影响,因为他们的出版物中有更高比例是由出版商以非客户所在国的货币定价的。对于英国和欧元区国家的客户来说,出版商通常以当地货币定价的内容支出占50%至60%。加拿大、澳大利亚、新西兰、土耳其、南非和其他国家的图书馆通常将更高比例的资金用于购买以其他货币定价的出版物,因此可以预期汇率波动对其预算的影响将更为显著。

        根据图书馆所处的地理位置,EBSCO建议客户在预算时,将预计的价格上涨额额外增加2%至4%,以防范从现在到订阅费支付期间可能出现的发票金额变动风险。

        为2025年做准备:按格式和结算货币定价

        基于图书馆连续出版物支出的大部分将用于电子期刊组合,其余部分则主要分配给单个电子期刊和较少量的纸质期刊的假设,我们估计,在不考虑汇率影响的情况下,2025年的整体有效价格上涨幅度将在3.5%至5.5%之间。

        下表所示的客户结算货币预计价格上涨幅度是基于此文撰写时的汇率与2024年订购和开票时段(2023年秋季末)的汇率对比得出的。如果价格上涨幅度超过3.5%至5.5%,则反映出结算货币受到了不利的汇率影响。如果价格上涨幅度低于3.5%至5.5%,则反映出结算货币受到了有利的汇率影响。

    表1 按出版商定价货币的期刊及其预计价格上涨(按客户结算货币划分)

        (基于2024年9月中旬的汇率测算)

        *客户在将这些估算值应用于其馆藏支出以估算潜在的整体年度价格上涨时,应考虑出版商以非本国货币定价的购买金额。例如,通常美国客户所购买的内容中,只有不到5%是由出版商以非美元货币定价的。

        五、保守预算

        对于机构而言,以全面的视角来制定连续出版物预算并考虑多种因素至关重要。为了管理财务风险,机构可以建立灵活的预算模型,规划应对由通货膨胀和出版商推动的价格上涨,并随时了解行业动态的变化。这样,机构便能在价格波动中灵活应对,同时做出符合负责任采购原则的明智购买决策。



  • 原文来源:https://www.ebsco.com/news-center/press-releases/ebsco-information-services-releases-serials-price-projection-report-2025
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三是城乡居民生活用电量快速增长。全年城乡居民生活用电量9685亿千瓦时,同比增长10.3%,增速同比提高2.6个百分点;拉动全社会用电量增长1.4个百分点,比上年提高0.4个百分点。随着城镇化率和城乡居民电气化水平的持续提高,以及新一轮农网改造升级、居民取暖“煤改电”的大力推进,尤其在气温因素的作用下,冬季取暖和夏季降温负荷快速增长,带动了城乡居民生活用电快速增长。    四是畜牧业和渔业带动第一产业用电量快速增长。全年第一产业用电量728亿千瓦时、同比增长9.8%,增速同比提高2.3个百分点。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17.4%和11.0%。    五是电力消费结构持续优化。第二产业用电量占全社会用电量的比重为69.0%、比上年降低0.8个百分点。其中,四大高载能行业用电量比重比上年降低0.6个百分点;高技术及装备制造业用电量比重提高0.1个百分点。第三产业、城乡居民生活用电量比重分别提高0.6和0.2个百分点,第一产业用电量比重为1.1%,与上年持平。    六是中西部地区大部分省份增速相对较高。东、中、西和东北地区全社会用电量同比分别增长6.9%、9.6%、10.9%和6.9%,比上年分别提高1.7、2.3、1.8和2.3个百分点;用电量占全国比重分别为48.3%、19.0%、26.9%、5.8%。其中中部、西部同比分别提高0.3和0.2个百分点,东部、东北地区分别下降0.3和0.2个百分点。全国31个省份用电量均实现正增长;除福建、山东外,其余13个用电量增速高于全国平均水平的省份均属于中、西部地区。   (二)电力生产延续绿色低碳发展趋势,高质量发展成效初步显现    截至2018年底,全国全口径发电装机容量19.0亿千瓦、同比增长6.5%。其中,非化石能源发电装机容量7.7亿千瓦,占总装机容量的比重为40.8%、比上年提高2.0个百分点。分类型看,水电装机3.5亿千瓦、火电11.4亿千瓦、核电4466万千瓦、并网风电1.8亿千瓦、并网太阳能发电1.7亿千瓦。火电装机中,煤电10.1亿千瓦、占总装机容量的比重为53.0%,比上年降低2.2个百分点;气电8330万千瓦,同比增长10.0%。全国发电装机及其水电、火电、风电、太阳能发电装机规模均居世界首位。电力供应主要特点有:    一是发电装机绿色转型持续推进。全国新增发电装机容量1.2亿千瓦、同比减少605万千瓦。其中,新增非化石能源发电装机占新增总装机的73.0%。“5?31光伏新政”出台后,光伏发电增速放缓,全年新增太阳能发电装机容量比上年下降16.2%;国家加快推进和实施光伏扶贫政策,西部地区新增太阳能发电比重同比提高7.8个百分点。东、中部地区新增风电装机占比为64.2%、太阳能发电装机占比为72.2%。全国新增煤电2903万千瓦、同比少投产601万千瓦,为2004年以来的最低水平。    二是非化石能源发电量快速增长。全国全口径发电量6.99万亿千瓦时,同比增长8.4%。其中,非化石能源发电量2.16万亿千瓦时、同比增长11.1%,占总发电量的比重为30.9%、比上年提高0.6个百分点。水电发电量1.23万亿千瓦时、同比增长3.2%,火电发电量4.92万亿千瓦时、同比增长7.3%。全国并网太阳能发电、风电、核电发电量分别为1775、3660、2944亿千瓦时,同比分别增长50.8%、20.2%、18.6%。新能源发电已成为内蒙古、新疆、河北、山东、宁夏、山西、江苏、黑龙江、安徽、吉林等14个省份第二大发电类型。    三是各类型发电设备利用小时均同比提高。2018年,全国发电设备平均利用小时为3862小时,同比提高73小时。其中,水电3613小时,提高16小时;火电4361小时,提高143小时;核电7184小时,提高95小时;并网风电2095小时,为2013年以来新高,比上年提高146小时;并网太阳能发电1212小时,提高7小时。    四是弃风弃光问题继续得到改善。各级政府和电力企业等多方共同努力,多措并举推进清洁能源消纳。2018年,全国弃风电量277亿千瓦时,平均弃风率7%,同比下降5个百分点;全国弃光电量54.9亿千瓦时,平均弃光率3%,同比下降2.8个百分点。华北、西北、东北地区风电设备利用小时分别比上年提高102、215和236小时,西北、东北地区太阳能发电设备利用小时分别提高66和65小时。    五是110千伏及以下电网投资比重提高。全国电网投资5373亿元,同比增长0.6%。其中,±1100千伏、1000千伏投资分别增长111.5%和6.8%;110千伏及以下投资增长12.5%,占全部电网投资的比重为57.4%、比上年提高4.5个百分点。全国基建新增220千伏及以上变电设备容量2.2亿千伏安、同比下降8.9%;新增220千伏及以上输电线路长度3.77万千米、同比增长14.0%;新增直流换流容量3200万千瓦、同比下降59.5%。全年投产1个特高压项目,为内蒙古上海庙至山东临沂±800千伏特高压直流工程。截至2018年底,全国跨区电网输电能力达到1.36亿千瓦。    六是跨区跨省送电量快速增长。全年全国跨区、跨省送电分别完成4807和12936亿千瓦时,同比分别增长13.5%和14.6%,增速同比分别提高1.4和1.9个百分点。特高压项目推动跨区跨省送电,其中山西晋北-江苏淮安、宁夏灵州-浙江绍兴特高压线路输电量分别拉动全国跨区送电量增长2.0和4.2个百分点。    七是电力燃料供需总体平衡,地区性时段性偏紧,煤电企业经营仍比较困难。反映电煤采购成本的CECI 5500大卡综合价波动区间为571-635元/吨,各期价格均超过国家发展改革委等《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(价格正常)上限,国内煤电企业采购成本居高不下。2018年全年全国火电企业亏损面仍近50%。    (三)全国电力供需总体平衡,部分地区出现错峰限电    2018年,用电增速回升,电网峰谷差加大,全国电力供需形势从前几年的总体宽松转为总体平衡。其中,华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡,部分省份局部性、阶段性电力供应偏紧;东北和西北区域电力供应能力富余。    二、2019年全国电力供需形势预测    (一)全社会用电量增速较2018年回落    当前经济运行稳中有变、变中有忧,外部环境复杂严峻,经济面临下行压力,用电量增长不确定性增大。综合考虑国际国内形势、产业运行和地方发展等,以及2018年高基数影响,预计2019年全社会用电量增速将平稳回落,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。    (二)年底总装机容量约20亿千瓦,非化石能源装机比重进一步提高   预计2019年全国基建新增发电装机容量1.1亿千瓦左右。其中,新增非化石能源发电装机6200万千瓦左右;预计2019年底全国发电装机容量约20亿千瓦、同比增长5.5%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5000万千瓦、生物质发电2100万千瓦左右。非化石能源发电装机容量合计8.4亿千瓦左右,占总装机容量的比重为41.8%左右,比上年底提高1个百分点。    (三)全国电力供需总体平衡,局部地区部分时段电力供需偏紧    2019年,新能源发电装机将持续增加;第三产业和居民生活用电比重持续提高,拉大系统峰谷差,时段性系统调峰能力不足;电煤价格高位运行,发电用煤维持地区性季节性供需偏紧格局。在多重因素叠加、交互影响下,预计全年全国电力供需总体平衡,局部地区高峰时段电力供需偏紧。其中,华北、华中区域局部性时段性电力供需偏紧;华东区域电力供需总体平衡;南方区域电力供需总体平衡,枯水期广西、贵州偏紧,汛期云南清洁能源消纳压力较大;东北、西北区域预计电力供应能力富余。预计2019年全国火电设备利用小时4400小时左右。    三、有关建议    2019年是新中国成立70周年,是决胜全面建成小康社会第一个百年奋斗目标的关键之年,是习近平总书记提出能源安全新战略五周年。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,全面落实中央经济工作会议决策部署,按照全国发展改革工作会议、全国能源工作会议的安排要求,深入推进“四个革命、一个合作”能源安全新战略,按照高质量发展的根本要求,在构建清洁低碳、安全高效的能源体系上取得新成效,着力推动电力高质量发展迈出新步伐。结合电力供需分析与预测,提出有关建议如下。    (一)坚持落实发展战略规划,深入推进电力生产和消费革命。重点做好规划引领、电网架构、新能源发展、核电建设等工作。    一是根据“十三五”规划中期评估结果,及时调整电力发展节奏和规划目标,并抓好落实;尽快启动“十四五”规划研究工作。积极开展电力发展战略规划专项研究,统筹确定能源消费总量及各地区、各子行业发展目标,做好各战略目标与规划目标衔接。    二是深化中长期电网网架规划研究,尽快形成目标清晰、布局科学、结构合理、运行高效、便于实施的中长期网架规划。推动电网与互联网深度融合,着力构建面向未来的以电网为中心的能源互联网。    三是进一步优化可再生能源开发布局,集中式与分布式开发并举,因地制宜,增强消纳能力;适度控制海上风电开发节奏,避免政策补贴下的一拥而上,促进海上风电有序发展。 四是保持核电机组建设规模和进度,每年宜核准6-8台机组。核电具有建设周期长、投资规模大特点,核电建设既可发挥稳投资作用、又不增加近三年供应能力,对于推动未来能源结构优化具有重要作用;对于承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台(批)核电机组或示范工程,在上网电价上给予一定的倾斜。    (二)坚持深化供给侧结构性改革,提高清洁高效电力供给能力。按照“巩固、增强、提升、畅通”八字方针,重点加大清洁能源消纳、电网调节和供给保障能力等工作。    一是全力以赴、多措并举实现清洁能源消纳目标。创新市场交易机制,推动清洁能源发电企业与用户直接签订中长期交易合约,以发电权交易等方式灵活执行,鼓励清洁能源积极参与电力现货市场;统筹可再生能源配额制、绿色电力证书和碳排放交易等机制;打破省间壁垒,推进跨省区发电权置换交易。    二是挖掘潜力,着力提升电网调节能力,促进供需平衡。完善调峰辅助服务补偿机制,提高机组改造积极性,全面推动煤电灵活性改造和运行;确定科学、合理的峰谷分时电价比,加大对需求侧管理的政策支持力度,引导用户有序用电,实现削峰填谷、移峰平谷,促进电力供需平衡。    三是提高电网保障电力供应和资源优化配置能力。加快特高压配套电源核准建设,提高现有特高压通道的利用率;着力解决城乡区域电网发展不平衡问题,继续推进配电网、中西部地区农村电网的建设,提升电网供给保障能力。    (三)坚持推进电力市场化改革,提高电力消费服务水平。深入推进电力体制改革,重点抓好增量配电网改革试点、电价传导机制、电价政策落实、电能替代等。    一是着力推动增量配电业务改革试点项目落地。加大对重点联系项目的支持和引导,发挥示范带动作用;尽快出台操作细则,保障试点项目全面推进。加快制定增量配电试点项目建设、安全、接入等方面的行业标准,尽快形成适应增量配电业务发展的标准管理体系。    二是推动建立市场化的电价传导机制。鼓励电力用户和发电企业自主协商,推行“基准电价+浮动机制”,签订电力市场化交易合同,形成煤价、电价和终端产品价格联动的顺畅传导机制。各地方根据本地电力市场建设情况,深入研究并适时推出相关管理和监督细则。    三是全面落实供电营业区内转供电主体的电价政策。认真排查,加快清理在国家规定销售电价之外向终端用户收取的不合理加价,确保国家各项降价红利全部传导到终端转供电用户。 四是进一步加大电能替代力度。将电能替代工作纳入地方和行业发展规划,科学合理可持续高质量推进;进一步完善峰谷分时电价机制,以及居民阶梯电价等相关政策,持续扩大电力消费市场,不断提高电力占终端能源消费比重,全力推进再电气化进程。    (四)坚持防范市场风险,化解电力企业经营困境。电力企业是电力供应的责任主体和坚强保证。当前,全国煤电企业亏损面仍过半,电网企业2018年利润下降24.3%,应重点保障电煤供应、落实可再生能源补贴资金等。    一是保障电煤价格在合理区间。加强煤电运三方中长期合同有效监管,确保合同履约到位;进一步规范煤电定价机制,以电煤价格指数为依据,引导市场合理预期,控制电煤价格在合理区间,缓解煤电企业经营困境。    二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,尽快解决巨额拖欠问题,缓解企业经营和资金压力。    三是建立科学合理的电价形成机制,统筹考虑电力企业维护社会稳定和支撑经济发展的重要作用,降低政策性亏损风险,增强企业可持续发展能力;科学合理设定电力企业利润等考核指标。    (五)牢固树立安全观念,全力保障能源电力安全。电力是国民经济的先行基础产业,占有极其重要的地位,具有广泛性和不可缺性。建议重点强化安全体系建设、保障电煤供给、科学控制电煤价格、促进上下游协调发展。    一是强化安全体系建设。落实安全生产责任、加强安全风险防控,主动应对电网负荷屡创新高、新设备大量投运、新能源快速增长、自然灾害多发频发等挑战,确保电力系统安全生产和稳定供应。    二是保障电煤稳定供应。推动优质产能释放,适度放开沿海电厂进口煤采购,充分利用好国际国内两个市场、两种资源,稳定电煤价格在绿色区间。对产能减少和运力受制约区域,在铁路运力配置上予以倾斜,加强对中长期合同履行的运力保障。    三是严格区分“控煤”与“控电煤”。将污染严重的散烧煤等作为“控煤”的重点,保障清洁高效的煤电生产,避免出现为实现控煤目标简单限制煤电生产、从而造成电力紧张的情况。    四是进一步探索煤炭和电力合作模式。推动煤炭和电力上下游产业有机融合,促进电煤供应在数量、质量、价格、运输上形成长期稳定的合作关系和市场机制,不断完善利益共享、风险共担的煤电合作机制