【纪要】明阳智能(601615)交流纪要20211101
管理层陈述：
1-9月份全国风电的并网数据为16GW，较去年略有增加。1-10月份招标总量达到47GW，已接近19年抢装时期全年的招标水平。其中海上装机量增速较快，前三季度海上风电新增装机达到4GW以上。风电行业已进入真正的平价时代。
风电行业在快速发展过程中面临的主要压力来源于大宗原材料的价格压力，和下游电站平价后带来的收益率压力。致使陆地及海上风电整机招标价格下降。
新能源行业在碳综合的发展过程中，承担着为国家人民提供清洁廉价的电力能源，为国家推进共同富裕提供有力支撑的重任。所以公司一直在呼吁整个风电全产业链共同降本，从公司自身的降本措施来说来说，公司率先推动了风电机组大型化，目前陆地或海上不断有新的大机组推出，对单位风电的耗材下降，从而进一步推动风电单位成本下降，起到了重要作用。技术路径的迭代，以及产业链的共同降本都可以很有效的推动成本下降。
公司在双创背景下，除风电外，公司还在风光储氢，新能源车等产业链进行矩阵式的高端装备制造业布局。其中光伏板块相关项目已经启动，并进入了实质性的实施阶段，很快会有相关产品发布。除了产业布局外，公司还进行了投资布局，在综合组合权化向前推进。
业绩汇总： 2021年前三季度，公司风机对外销售3713兆瓦，同比下降2.23%，其中陆上风机出货量为1541兆瓦，同比下降52%。海上风机出货量为2199兆瓦，同比增加244%。风机制造板块毛利率为18.82%，同比下降0.52%。原因为去年三季度时未把运费计出，运费为去年四季度计出，所以毛利率对比去年三季度数据时包含2-3个百分点的运输费用影响。截止至9月底，公司新能源电站并网容量为1265兆瓦，在建容量为2104兆瓦。营业总收入184.3亿元，同比增长21.84%，归母净利润为21.61亿元，同比增长131.71%，加权平均资产收益率13.24%，同比增长0.7%。
主要经营情况：2021年前三季度公司新增订单是8.09GW，同比增长81%。截止至9月底，公司在手订单容量为18.26GW，其中待执行订单容量为13.90GW，已中标但未签合同订单容量为4.35GW。单三季度对外销售容量1371兆瓦，同比下降22.72%。前三季度合计为3712兆瓦，同比有所下降。在对外销售容量中， 5兆瓦以上机型占比59%，4兆瓦机以上机型占比64%。全国风电发电小时数前三季度为1640小时，同比提高90小时左右，公司在山东和内蒙古的风场发电小时数在前三个季度均已突破至2000小时，新疆电厂发电小时数为1988小时。
财务情况：前三季度合计营收184.3亿元，同比增长21.84%，前三季度归母净利润为21.61亿元，同比增长131.71%。单三季度营收72.84亿元，归母净利润11.2亿元。前三季度风机制造板块销售收入170.2亿元，同比增长21.21%，电站运营收入10.23亿元，同比增长55.14%，主要源自电站容量同比提升较大以及今年风况较好。收入占比方面，制造端收入占比92.34%，运营端占比5.5%，其他收入占2.1%，比例相比于往年基本保持一致。前三季度公司综合毛利率21.22%，排除运费成本今年前三季度综合毛利率有较大提升。净利率从去年6.02%提升至今年净利率是11.38%，主要源自于电站转让和期间费用率下降的贡献。前三季度公司经营性净现金流为25.38亿元，同比有所下降，主要源自于今年海上风电抢装。合同负债金额截至九月底为94.64亿元，应收账款周转天数为62，同比下降一天。应付账款周转天数163天，同比增加28天。截止至三季度末的时候，我国海上风电累计并网装机量达到13.19GW，其中今年新增量为4.2个GW，单三季度装机量为2GW。前三季度全国风电发电量在全口径发电量占比7.77%，同比增长41.6%。全国前三季度风电利用率是96.9%，维持在非常高的水平，发电小时数同比增加了90小时。1-10月份据公司不完全统计，国内公开市场招标定标容量为47.6GW左右， 6月至10月份新增14.68GW左右。预计全年招标量会达到历史新高。
问答环节：
问：今年海风和陆风毛利率的大致水平，以及对明年分期毛利率有何展望？
答：陆地毛利率在17%-18%之间，海上毛利率在19%-20%之间，毛利率计算已扣除运费。
问：海上风电占比在手订单18GW的百分比，以及对今年和明年的海风交付量是否有指引？
答：今年海陆风电整体占比在50%：50%，今年出货指引维持在6GW，明年出货指引将不低于今年。
问：可否拆解在手订单的各种机型站点？
答：在手订单中4兆瓦以上比例超过50%。
问：如何能实现海洋风电的平价上网？明年海上风电招标量是否有指引？明年整机的盈利性趋势？
答：海上风电平价预计24年至25年能够实现，实现平价前主要依赖政府补贴。关于明年海风招标量目前没有办法判断，更多取决于业主的项目储备和业主的项目开发建设进度。整机盈利能力的经营目标时维持毛利率水平不变。
问：关于海上更大的发电机组的成熟时间有何预测？
答：平均装机功率目前处于稳步提升状态。主要依赖于技术突变和技术迭代。就风资源而言，机组单机容量越大对风资源要求越高。目前海上机型主要以5.5或6.45兆瓦为主，广东和江苏主要以4或5兆瓦机型为主。在海上风电进入平价阶段后，机组会以 8或者 10兆瓦为主。发电机组功率提升需要时间，不会出现过快的提升。
问：广东的海洋风电如果上升到10兆瓦的平台，它的单位造价可以降低到什么水平？答：目前 10兆瓦机组并没有正式在海上批量列装，对比5兆瓦机组会有成本的下降空间，但无法具体测算。成本降低除去机组本身，管钻，塔筒，海缆包括施工成本吊装成本等环节也很重要，成本降低时动态变化过程。
问：如何判断明年的毛利率？
答：由于各项交付订单的谈判正在进行过程中，合同尚未签订，无法给出预测的谈判价格。经营目标的维持毛利率稳定并不等于对未来经营情况的预测。
问： 4兆瓦到6兆瓦的风机相比去年的单位兆瓦成本下降了多少？
答：陆地的交付价格截止1-9月份大概在税前3000以上。成本没有对外公开披露的数据。机组大型带来的成本下降主要取决于技术升级和供应链成本下降。今年零部件的综合采购成本同比去年平均下降20%左右，明年采购成本希望继续下降10%，具体合同签订结果取决于最终谈判情况。
问：如果明年零部件采购价格未下降，是否会造成亏损？
答：公司维持制造风机毛利率稳定，是明年的经营目标，明前来看目标的实现都较为成功。
问：4兆瓦的风机相对3兆瓦的风机成本会降低多少？
答：取决于供应链的成熟度，成本降低取决于技术成熟，零部件供应链价格，时间。在出货量相差不大时，大兆瓦机型成本比小兆瓦低，但并不意味在同一时间点上它的成本会比小兆瓦低，具体成本取决于以上三维度的综合判断。从正常发展规律逻辑上，通过机组大型化，在零部件采购成本相对相等时大兆瓦风机会有更低成本。
问：陆地风机的大型化有上限吗？
答：技术的发展边界如果在静态的时间观察，可能会看到边界，但如果以动态发展眼光看，通过技术迭代，材料体系更新，机组大型化的路径会继续持续。
问：22年如果没有补贴，海风是否能实现平价？
答：最晚25年预计会实现海风的评价，目前没有足够数据可以支撑海电在22年实现平价。
问:对明年的海风装机量有怎样的预期？
答：今年装机规模在8GW左右，预计明年装机规模会和今年保持持平，不会有大幅下降。
问：在电价下降较快时，明年如何维持装机规模？
答：首先很多在建项目需要继续开展，其次部分地点有地方政策补贴支撑。所以整体装机水平不会有较大波动。
问：请问如何看待近期海风招标价格，以及对未来有和预测？如何看待海陆风机市场的竞争格局？
答：目前海风招标价格相对有跳跃下降，此前陆风招标价格下降的过程充分反映了整机厂、业主，供应链对于未来降本空间的共识所形成的一致预期。海风目前并没有一致预期，近期订单不能作为未来海上价格的参照。原来第二第三梯队厂商由于今年没有海上订单或海上订单较少，所以对陆地订单渴求较强。目前一二线厂商的分界线已经较为模糊，未来会重新形成新的一线梯队，二线梯队。在市场环境出现波动时，资源实力、资本实力、资金实力可能会起到决定性的竞争作用。海上格局中海上机型的成熟度，稳定度的差距相对明显，所以海上格局并不会产生较大变化。
问：公司近期海外风机订单的获取情况如何？
答：新增数百兆瓦，目前海运和出口壁垒并没有产生本质变化，公司的海外业务处于稳步推进的状态。
问：越南市场的竞争情况如何？越南海上风电的价格预期如何？中国企业在一带一路区域中的竞争有何优势？
答：目前对于越南订单的情况并没有详细的掌握。海外风机报价历来相比中国企业高出百分之二三十左右。中国的整机风电出口的瓶颈不在于价格，而在于市场壁垒，融资壁垒等。中国制造历来很具有成本优势。
问：浮体项目目前的落地节奏是？
答： 11兆瓦项目中有部分浮体项目，项目本身是单机11兆瓦的实验性项目，代表中国漂浮式风电的技术水平，属于样板工程的阶段。
问：明年对于招标价格下降10%是指单兆瓦对应零部件下降10%吗？
答：比如一吨零部件对应一兆瓦风机，大型化风机后一兆瓦的零部件用量变成0.8吨。类似于光伏的转换效率，或者锂电池的能量密度。
问：如何看待未来半直驱的发展方向？
答：类似中速永磁，半直驱属于相对较大的技术概念各家的产品会有部分差异。从公司自身看，最核心的一点是中速永磁或者半直驱的技术路线在未来推进大兆瓦机型时会有比较大的降本空间。对于齿轮箱的使用或发电机的机型确定上有比较多的调整手段。比如5.5兆瓦风机或者10兆瓦风机，其中可以有多种解决方案去寻匹配到应链中最优的成本路线，在降本上有更大的优势。明阳在推进大型化的过程中比较领先。
问：友商对于大型机型的设计生产是否并没有实际安装应用的案例？
答：友商的具体情况不是特别了解，但从公司自身情况看，新机型的出来首先要做设计形式认证，然后进行样机试制，并逐步进入到小批量大批量的市场过程。不同发布的口径有所不同。
问：可否介绍下对下游客户交货款的交易方式？为何应收账款较大？
答：对于下游客户的交付货款的方式目前没有变化，应收账款的增速需要和销售收入在同一比例运行。
问：销售费用率为何大幅下降？
答：去年三季度运费在销售费中，当前运费在成本中，所以要做不同口径的比较。
问：上半年公司如何在大宗商品价格涨幅较大的情况下维持毛利率相对稳定的？
答：主要基于基础大型化降本和供应链的降本。
问：对于风电领域2022年的景气度有何展望？
答：风电的政策环境和行业环境处于稳中向好的状态。留给风电行业的主要任务在于制造业的升级和供应链的共同降本。从中长期来看对于制造端的升级降本有比较大的信心。风电行业从中长期来看会处于趋势向上的状态。
问：适合建风电的地理位置是否有限？
答：从国内现状看，自然资源并不是主要的限制因素。具体到用地方面主要取决于电力传输，电网建设以及生态环保红线上的政策是否有针对性放宽。陆上建设用地主要涉及到国土资源、生态环保等多方面因素。海上建设除此外还可能会受到航路、军事等一系列影响。更多受政策层和产业层影响，而不是自然资源上的束缚。
问：是否有对未来开发和出售多少电站的规划？
答：目前维持在手的电站在1GW，阶段性会有一些提高，但长期来看会陆续出售。电站开发的量实际不会较大提高，因为电站开发对于资金占用和资源端获取的要求比较高，过多的开发对于资金压力较大。基于这些考虑，在电站开发上主要采取平衡的态度，不会过多持有，同时保持在均衡水平。
问：对于明年陆上风电的装机量有何展望？对于长期市场的份额有何看法？
答：无法给出准确数字，主要看当年业主的建设规划和资金筹划。 市占率格局方面在经历陆地抢装带来的市场率分散后，下一步会继续回到集中的节奏中，形成新的第一梯队和第二梯队。
问：如何看待国产零件未来的替代情况？
.........
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管理层陈述：
1-9月份全国风电的并网数据为16GW，较去年略有增加。1-10月份招标总量达到47GW，已接近19年抢装时期全年的招标水平。其中海上装机量增速较快，前三季度海上风电新增装机达到4GW以上。风电行业已进入真正的平价时代。
风电行业在快速发展过程中面临的主要压力来源于大宗原材料的价格压力，和下游电站平价后带来的收益率压力。致使陆地及海上风电整机招标价格下降。
新能源行业在碳综合的发展过程中，承担着为国家人民提供清洁廉价的电力能源，为国家推进共同富裕提供有力支撑的重任。所以公司一直在呼吁整个风电全产业链共同降本，从公司自身的降本措施来说来说，公司率先推动了风电机组大型化，目前陆地或海上不断有新的大机组推出，对单位风电的耗材下降，从而进一步推动风电单位成本下降，起到了重要作用。技术路径的迭代，以及产业链的共同降本都可以很有效的推动成本下降。
公司在双创背景下，除风电外，公司还在风光储氢，新能源车等产业链进行矩阵式的高端装备制造业布局。其中光伏板块相关项目已经启动，并进入了实质性的实施阶段，很快会有相关产品发布。除了产业布局外，公司还进行了投资布局，在综合组合权化向前推进。
业绩汇总： 2021年前三季度，公司风机对外销售3713兆瓦，同比下降2.23%，其中陆上风机出货量为1541兆瓦，同比下降52%。海上风机出货量为2199兆瓦，同比增加244%。风机制造板块毛利率为18.82%，同比下降0.52%。原因为去年三季度时未把运费计出，运费为去年四季度计出，所以毛利率对比去年三季度数据时包含2-3个百分点的运输费用影响。截止至9月底，公司新能源电站并网容量为1265兆瓦，在建容量为2104兆瓦。营业总收入184.3亿元，同比增长21.84%，归母净利润为21.61亿元，同比增长131.71%，加权平均资产收益率13.24%，同比增长0.7%。
主要经营情况：2021年前三季度公司新增订单是8.09GW，同比增长81%。截止至9月底，公司在手订单容量为18.26GW，其中待执行订单容量为13.90GW，已中标但未签合同订单容量为4.35GW。单三季度对外销售容量1371兆瓦，同比下降22.72%。前三季度合计为3712兆瓦，同比有所下降。在对外销售容量中， 5兆瓦以上机型占比59%，4兆瓦机以上机型占比64%。全国风电发电小时数前三季度为1640小时，同比提高90小时左右，公司在山东和内蒙古的风场发电小时数在前三个季度均已突破至2000小时，新疆电厂发电小时数为1988小时。
财务情况：前三季度合计营收184.3亿元，同比增长21.84%，前三季度归母净利润为21.61亿元，同比增长131.71%。单三季度营收72.84亿元，归母净利润11.2亿元。前三季度风机制造板块销售收入170.2亿元，同比增长21.21%，电站运营收入10.23亿元，同比增长55.14%，主要源自电站容量同比提升较大以及今年风况较好。收入占比方面，制造端收入占比92.34%，运营端占比5.5%，其他收入占2.1%，比例相比于往年基本保持一致。前三季度公司综合毛利率21.22%，排除运费成本今年前三季度综合毛利率有较大提升。净利率从去年6.02%提升至今年净利率是11.38%，主要源自于电站转让和期间费用率下降的贡献。前三季度公司经营性净现金流为25.38亿元，同比有所下降，主要源自于今年海上风电抢装。合同负债金额截至九月底为94.64亿元，应收账款周转天数为62，同比下降一天。应付账款周转天数163天，同比增加28天。截止至三季度末的时候，我国海上风电累计并网装机量达到13.19GW，其中今年新增量为4.2个GW，单三季度装机量为2GW。前三季度全国风电发电量在全口径发电量占比7.77%，同比增长41.6%。全国前三季度风电利用率是96.9%，维持在非常高的水平，发电小时数同比增加了90小时。1-10月份据公司不完全统计，国内公开市场招标定标容量为47.6GW左右， 6月至10月份新增14.68GW左右。预计全年招标量会达到历史新高。
问答环节：
问：今年海风和陆风毛利率的大致水平，以及对明年分期毛利率有何展望？
答：陆地毛利率在17%-18%之间，海上毛利率在19%-20%之间，毛利率计算已扣除运费。
问：海上风电占比在手订单18GW的百分比，以及对今年和明年的海风交付量是否有指引？
答：今年海陆风电整体占比在50%：50%，今年出货指引维持在6GW，明年出货指引将不低于今年。
问：可否拆解在手订单的各种机型站点？
答：在手订单中4兆瓦以上比例超过50%。
问：如何能实现海洋风电的平价上网？明年海上风电招标量是否有指引？明年整机的盈利性趋势？
答：海上风电平价预计24年至25年能够实现，实现平价前主要依赖政府补贴。关于明年海风招标量目前没有办法判断，更多取决于业主的项目储备和业主的项目开发建设进度。整机盈利能力的经营目标时维持毛利率水平不变。
问：关于海上更大的发电机组的成熟时间有何预测？
答：平均装机功率目前处于稳步提升状态。主要依赖于技术突变和技术迭代。就风资源而言，机组单机容量越大对风资源要求越高。目前海上机型主要以5.5或6.45兆瓦为主，广东和江苏主要以4或5兆瓦机型为主。在海上风电进入平价阶段后，机组会以 8或者 10兆瓦为主。发电机组功率提升需要时间，不会出现过快的提升。
问：广东的海洋风电如果上升到10兆瓦的平台，它的单位造价可以降低到什么水平？答：目前 10兆瓦机组并没有正式在海上批量列装，对比5兆瓦机组会有成本的下降空间，但无法具体测算。成本降低除去机组本身，管钻，塔筒，海缆包括施工成本吊装成本等环节也很重要，成本降低时动态变化过程。
问：如何判断明年的毛利率？
答：由于各项交付订单的谈判正在进行过程中，合同尚未签订，无法给出预测的谈判价格。经营目标的维持毛利率稳定并不等于对未来经营情况的预测。
问： 4兆瓦到6兆瓦的风机相比去年的单位兆瓦成本下降了多少？
答：陆地的交付价格截止1-9月份大概在税前3000以上。成本没有对外公开披露的数据。机组大型带来的成本下降主要取决于技术升级和供应链成本下降。今年零部件的综合采购成本同比去年平均下降20%左右，明年采购成本希望继续下降10%，具体合同签订结果取决于最终谈判情况。
问：如果明年零部件采购价格未下降，是否会造成亏损？
答：公司维持制造风机毛利率稳定，是明年的经营目标，明前来看目标的实现都较为成功。
问：4兆瓦的风机相对3兆瓦的风机成本会降低多少？
答：取决于供应链的成熟度，成本降低取决于技术成熟，零部件供应链价格，时间。在出货量相差不大时，大兆瓦机型成本比小兆瓦低，但并不意味在同一时间点上它的成本会比小兆瓦低，具体成本取决于以上三维度的综合判断。从正常发展规律逻辑上，通过机组大型化，在零部件采购成本相对相等时大兆瓦风机会有更低成本。
问：陆地风机的大型化有上限吗？
答：技术的发展边界如果在静态的时间观察，可能会看到边界，但如果以动态发展眼光看，通过技术迭代，材料体系更新，机组大型化的路径会继续持续。
问：22年如果没有补贴，海风是否能实现平价？
答：最晚25年预计会实现海风的评价，目前没有足够数据可以支撑海电在22年实现平价。
问:对明年的海风装机量有怎样的预期？
答：今年装机规模在8GW左右，预计明年装机规模会和今年保持持平，不会有大幅下降。
问：在电价下降较快时，明年如何维持装机规模？
答：首先很多在建项目需要继续开展，其次部分地点有地方政策补贴支撑。所以整体装机水平不会有较大波动。
问：请问如何看待近期海风招标价格，以及对未来有和预测？如何看待海陆风机市场的竞争格局？
答：目前海风招标价格相对有跳跃下降，此前陆风招标价格下降的过程充分反映了整机厂、业主，供应链对于未来降本空间的共识所形成的一致预期。海风目前并没有一致预期，近期订单不能作为未来海上价格的参照。原来第二第三梯队厂商由于今年没有海上订单或海上订单较少，所以对陆地订单渴求较强。目前一二线厂商的分界线已经较为模糊，未来会重新形成新的一线梯队，二线梯队。在市场环境出现波动时，资源实力、资本实力、资金实力可能会起到决定性的竞争作用。海上格局中海上机型的成熟度，稳定度的差距相对明显，所以海上格局并不会产生较大变化。
问：公司近期海外风机订单的获取情况如何？
答：新增数百兆瓦，目前海运和出口壁垒并没有产生本质变化，公司的海外业务处于稳步推进的状态。
问：越南市场的竞争情况如何？越南海上风电的价格预期如何？中国企业在一带一路区域中的竞争有何优势？
答：目前对于越南订单的情况并没有详细的掌握。海外风机报价历来相比中国企业高出百分之二三十左右。中国的整机风电出口的瓶颈不在于价格，而在于市场壁垒，融资壁垒等。中国制造历来很具有成本优势。
问：浮体项目目前的落地节奏是？
答： 11兆瓦项目中有部分浮体项目，项目本身是单机11兆瓦的实验性项目，代表中国漂浮式风电的技术水平，属于样板工程的阶段。
问：明年对于招标价格下降10%是指单兆瓦对应零部件下降10%吗？
答：比如一吨零部件对应一兆瓦风机，大型化风机后一兆瓦的零部件用量变成0.8吨。类似于光伏的转换效率，或者锂电池的能量密度。
问：如何看待未来半直驱的发展方向？
答：类似中速永磁，半直驱属于相对较大的技术概念各家的产品会有部分差异。从公司自身看，最核心的一点是中速永磁或者半直驱的技术路线在未来推进大兆瓦机型时会有比较大的降本空间。对于齿轮箱的使用或发电机的机型确定上有比较多的调整手段。比如5.5兆瓦风机或者10兆瓦风机，其中可以有多种解决方案去寻匹配到应链中最优的成本路线，在降本上有更大的优势。明阳在推进大型化的过程中比较领先。
问：友商对于大型机型的设计生产是否并没有实际安装应用的案例？
答：友商的具体情况不是特别了解，但从公司自身情况看，新机型的出来首先要做设计形式认证，然后进行样机试制，并逐步进入到小批量大批量的市场过程。不同发布的口径有所不同。
问：可否介绍下对下游客户交货款的交易方式？为何应收账款较大？
答：对于下游客户的交付货款的方式目前没有变化，应收账款的增速需要和销售收入在同一比例运行。
问：销售费用率为何大幅下降？
答：去年三季度运费在销售费中，当前运费在成本中，所以要做不同口径的比较。
问：上半年公司如何在大宗商品价格涨幅较大的情况下维持毛利率相对稳定的？
答：主要基于基础大型化降本和供应链的降本。
问：对于风电领域2022年的景气度有何展望？
答：风电的政策环境和行业环境处于稳中向好的状态。留给风电行业的主要任务在于制造业的升级和供应链的共同降本。从中长期来看对于制造端的升级降本有比较大的信心。风电行业从中长期来看会处于趋势向上的状态。
问：适合建风电的地理位置是否有限？
答：从国内现状看，自然资源并不是主要的限制因素。具体到用地方面主要取决于电力传输，电网建设以及生态环保红线上的政策是否有针对性放宽。陆上建设用地主要涉及到国土资源、生态环保等多方面因素。海上建设除此外还可能会受到航路、军事等一系列影响。更多受政策层和产业层影响，而不是自然资源上的束缚。
问：是否有对未来开发和出售多少电站的规划？
答：目前维持在手的电站在1GW，阶段性会有一些提高，但长期来看会陆续出售。电站开发的量实际不会较大提高，因为电站开发对于资金占用和资源端获取的要求比较高，过多的开发对于资金压力较大。基于这些考虑，在电站开发上主要采取平衡的态度，不会过多持有，同时保持在均衡水平。
问：对于明年陆上风电的装机量有何展望？对于长期市场的份额有何看法？
答：无法给出准确数字，主要看当年业主的建设规划和资金筹划。 市占率格局方面在经历陆地抢装带来的市场率分散后，下一步会继续回到集中的节奏中，形成新的第一梯队和第二梯队。
问：如何看待国产零件未来的替代情况？
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20211101 辛丑年九月二十七
德国能源转型
能源转型（Energiewende），字面意思是“能源转型”或“能源革命”，是德国在不依赖核能的情况下减少破坏气候的二氧化碳排放的努力。基于应对气候变化、避免核风险、改善能源安全以及保障经济竞争力和增长，德国于本世界初世纪处开始大力推行能源转型，作为一个综合政策框架，德国的能源转型涉及能源和经济的所有部门。2000年德国颁布了《可再生能源法》（EEG），明确了可再生能源在能源结构中的重要地位，确定了在能源市场投资保护原则中以及能源生产过程中的优先地位。在能源转型框架下，到2035年德国55-60%的电力将来自可再生能源，到2050年可再生能源的发电占比将达到80%。
《可再生能源法》将风能和太阳能光伏推向舞台中央，利用可再生能源发电最经济的办法是通过风能和太阳能光伏成为共识，风能和太阳能光伏的装机增长速度超过了即便是最乐观人士的预期。以风电、光伏为主的可再生能源发电占比从2000年的6.3%飙升至2008年的15%，到2013年，可再生能源电力占德国电力生产的25.6%。德国联邦能源与水业协会2019年7月发布最新数据显示，德国2019年上半年可再生能源发电比例高达44%，创下新的历史纪录。
在德国，能源开发主要由RWE,EnBW,E.ON,和Vattenfall的四个大型电力公司掌握，占到能源供给的67%，而且业务涵盖了全部发电、输电、配电和销售。德国主要的大型电力公司在能源转型期都陷入了困境，E.ON和RWE已经将传统能源业务从可再生能源业务中剥离出来，但最终还是在2018年达成了一项资产互换协议。Vattenfall选择了出售其褐煤业务，而国有企业EnBW也正在大踏步走向绿色发展。尽管采取了激烈的措施，但这些大型电力公司在德国快速变化的能源市场中的未来角色还远未明朗，它们正争先恐后地寻找新的商业模式。
德国的能源转型主要集中在电力部门。在财政的大力支持下，德国风能和太阳能的繁荣发展，促使可再生能源在2018年上半年取代煤炭，成为德国最重要的能源。越来越多的德国的家庭和企业安装了分布式光伏发电系统，使得大型电力公司的业务受到了冲击。如果将这种依靠天气的分布式小规模发电整合到电力系统，必然会带来巨大的挑战。同时，德国也正在将能源转型的范围逐步扩展，目标是利用可再生能源进行供热以及运输，以完全能替代化石燃料。
2016年3月1日到2018年底，德国复兴信贷银行（KfW）联合德国联邦环境、自然保护和核反应堆安全部（BMU）对光伏储能补贴政策，从而拉动了4.5亿欧元的投资。在高比例可再生能源下，分布式储能可以提高电网的供需平衡，保障电网稳定。
今年，以供应短缺、价格上涨为主要特征的能源危机正在欧洲发酵，德国也受到了波及。据当地媒体报道，德国批发电价近日创下10年新高；德国莱茵电力和天然气公司日前突然解除与数百家用户的能源供应合同……在电力、天然气价格今冬将继续上涨的普遍预期下，德国能源转型面临挑战，再度成为外界关注焦点。
能源转型着眼供需两端
作为欧洲最大经济体，德国能源转型起步早，着眼供需两端，大力开发可再生能源，注重提高能效，并已取得显著进展。
在供给端，德国政府明确向以风能、太阳能、生物燃料为主的可再生能源转型，将提高可再生能源占比作为能源转型的核心政策目标之一。据德国政府统计，截至2020年的5年间，德国燃煤发电量减少了一半。与此同时，德国可再生能源发电比例已从2000年的6%上升到2020年的46%，并设立了到2030年提升至65%的目标。
其中，风能在德国可再生能源中发挥主导作用，风能发电比例已达24%。德国政府表示，未来将继续扩大风电装机容量，特别是离岸风电，并为此制定了促进计划。
在需求端，德国通过多重举措降低能耗，特别是建筑能耗，通过技术创新和政策措施提高能源利用效率。2008年至2017年，德国一级能源消费减少5.5%。德国政府认为，只有在强有力的能效战略基础上，能源转型才能实现经济、环境、社会保障方面的积极意义。
德国联邦经济和能源部指出，德国的能源供给正发生根本性转变——远离核燃料和化石燃料，转向可再生能源并注重提高能源效率。
目前，德国太阳能发电、风电出力大时，抽水蓄能、燃气发电、褐煤发电、硬煤发电甚至核电均参与调节，常规电力将由“基荷电力”转变为“调节电力”。除了充分挖掘常规电厂等多种调节方式的潜力，德国还通过鼓励应用储能设施，缓解可再生能源给电网运行带来的压力，同时进一步扩大了分布式光伏发电的应用。
供应缺口加剧转型阵痛
尽管德国能源转型雄心勃勃，但作为一项长期战略，其面临的阶段性挑战和矛盾比较突出。
一方面，在2022年关闭所有核电站、2038年淘汰煤电、2045年实现碳中和等目标约束下，德国扩大可再生能源供给更加紧迫。
德国应用科学研究机构弗劳恩霍夫协会负责人雷蒙德·诺伊格鲍尔认为：“风力发电的扩张将很快达到极限，德国需要通过氢能经济来保持能源独立。”2020年6月，德国政府通过国家氢能源战略，目标是支持“绿色氢能”扩大市场。
另一方面，风能、太阳能等可再生能源供给不足，潜在的供应缺口持续影响德国能源供应稳定和安全。近期，欧洲能源市场拉响供应警报。经历去年寒冬和今年酷暑后，欧洲能源储备水平降至历史低位，天然气、煤炭紧缺，能源价格上涨幅度较大。分析人士认为，在欧洲加速向绿色能源转变的同时，能源供应韧性有所下降。
德国顶住美国的压力，力保“北溪-2”天然气管道项目完工，反映出其在相当一段时间内将继续依赖化石燃料。
德国政府表示，输入电网的电力过于分散、电力供应和消费灵活度不足、能源管理的数字化水平偏低等问题，是可再生能源供应需要解决的现实挑战。
德国能源转型
能源转型（Energiewende），字面意思是“能源转型”或“能源革命”，是德国在不依赖核能的情况下减少破坏气候的二氧化碳排放的努力。基于应对气候变化、避免核风险、改善能源安全以及保障经济竞争力和增长，德国于本世界初世纪处开始大力推行能源转型，作为一个综合政策框架，德国的能源转型涉及能源和经济的所有部门。2000年德国颁布了《可再生能源法》（EEG），明确了可再生能源在能源结构中的重要地位，确定了在能源市场投资保护原则中以及能源生产过程中的优先地位。在能源转型框架下，到2035年德国55-60%的电力将来自可再生能源，到2050年可再生能源的发电占比将达到80%。
《可再生能源法》将风能和太阳能光伏推向舞台中央，利用可再生能源发电最经济的办法是通过风能和太阳能光伏成为共识，风能和太阳能光伏的装机增长速度超过了即便是最乐观人士的预期。以风电、光伏为主的可再生能源发电占比从2000年的6.3%飙升至2008年的15%，到2013年，可再生能源电力占德国电力生产的25.6%。德国联邦能源与水业协会2019年7月发布最新数据显示，德国2019年上半年可再生能源发电比例高达44%，创下新的历史纪录。
在德国，能源开发主要由RWE,EnBW,E.ON,和Vattenfall的四个大型电力公司掌握，占到能源供给的67%，而且业务涵盖了全部发电、输电、配电和销售。德国主要的大型电力公司在能源转型期都陷入了困境，E.ON和RWE已经将传统能源业务从可再生能源业务中剥离出来，但最终还是在2018年达成了一项资产互换协议。Vattenfall选择了出售其褐煤业务，而国有企业EnBW也正在大踏步走向绿色发展。尽管采取了激烈的措施，但这些大型电力公司在德国快速变化的能源市场中的未来角色还远未明朗，它们正争先恐后地寻找新的商业模式。
德国的能源转型主要集中在电力部门。在财政的大力支持下，德国风能和太阳能的繁荣发展，促使可再生能源在2018年上半年取代煤炭，成为德国最重要的能源。越来越多的德国的家庭和企业安装了分布式光伏发电系统，使得大型电力公司的业务受到了冲击。如果将这种依靠天气的分布式小规模发电整合到电力系统，必然会带来巨大的挑战。同时，德国也正在将能源转型的范围逐步扩展，目标是利用可再生能源进行供热以及运输，以完全能替代化石燃料。
2016年3月1日到2018年底，德国复兴信贷银行（KfW）联合德国联邦环境、自然保护和核反应堆安全部（BMU）对光伏储能补贴政策，从而拉动了4.5亿欧元的投资。在高比例可再生能源下，分布式储能可以提高电网的供需平衡，保障电网稳定。
今年，以供应短缺、价格上涨为主要特征的能源危机正在欧洲发酵，德国也受到了波及。据当地媒体报道，德国批发电价近日创下10年新高；德国莱茵电力和天然气公司日前突然解除与数百家用户的能源供应合同……在电力、天然气价格今冬将继续上涨的普遍预期下，德国能源转型面临挑战，再度成为外界关注焦点。
能源转型着眼供需两端
作为欧洲最大经济体，德国能源转型起步早，着眼供需两端，大力开发可再生能源，注重提高能效，并已取得显著进展。
在供给端，德国政府明确向以风能、太阳能、生物燃料为主的可再生能源转型，将提高可再生能源占比作为能源转型的核心政策目标之一。据德国政府统计，截至2020年的5年间，德国燃煤发电量减少了一半。与此同时，德国可再生能源发电比例已从2000年的6%上升到2020年的46%，并设立了到2030年提升至65%的目标。
其中，风能在德国可再生能源中发挥主导作用，风能发电比例已达24%。德国政府表示，未来将继续扩大风电装机容量，特别是离岸风电，并为此制定了促进计划。
在需求端，德国通过多重举措降低能耗，特别是建筑能耗，通过技术创新和政策措施提高能源利用效率。2008年至2017年，德国一级能源消费减少5.5%。德国政府认为，只有在强有力的能效战略基础上，能源转型才能实现经济、环境、社会保障方面的积极意义。
德国联邦经济和能源部指出，德国的能源供给正发生根本性转变——远离核燃料和化石燃料，转向可再生能源并注重提高能源效率。
目前，德国太阳能发电、风电出力大时，抽水蓄能、燃气发电、褐煤发电、硬煤发电甚至核电均参与调节，常规电力将由“基荷电力”转变为“调节电力”。除了充分挖掘常规电厂等多种调节方式的潜力，德国还通过鼓励应用储能设施，缓解可再生能源给电网运行带来的压力，同时进一步扩大了分布式光伏发电的应用。
供应缺口加剧转型阵痛
尽管德国能源转型雄心勃勃，但作为一项长期战略，其面临的阶段性挑战和矛盾比较突出。
一方面，在2022年关闭所有核电站、2038年淘汰煤电、2045年实现碳中和等目标约束下，德国扩大可再生能源供给更加紧迫。
德国应用科学研究机构弗劳恩霍夫协会负责人雷蒙德·诺伊格鲍尔认为：“风力发电的扩张将很快达到极限，德国需要通过氢能经济来保持能源独立。”2020年6月，德国政府通过国家氢能源战略，目标是支持“绿色氢能”扩大市场。
另一方面，风能、太阳能等可再生能源供给不足，潜在的供应缺口持续影响德国能源供应稳定和安全。近期，欧洲能源市场拉响供应警报。经历去年寒冬和今年酷暑后，欧洲能源储备水平降至历史低位，天然气、煤炭紧缺，能源价格上涨幅度较大。分析人士认为，在欧洲加速向绿色能源转变的同时，能源供应韧性有所下降。
德国顶住美国的压力，力保“北溪-2”天然气管道项目完工，反映出其在相当一段时间内将继续依赖化石燃料。
德国政府表示，输入电网的电力过于分散、电力供应和消费灵活度不足、能源管理的数字化水平偏低等问题，是可再生能源供应需要解决的现实挑战。
【诗画德兴】话说德兴银山银矿遗址的价值#德兴# 话说德兴银山银矿遗址的价值
银山银矿遗址，位于德兴市银城街道天门山居委会南山坞至马脑坞一带。遗址总面积约2.14平方公里。采矿区有矿洞、巷道194处，另有大型露采坑、槽坑和大量废石堆积，地下开采深度达侵蚀基准面100米以下。国内外矿冶考古专家认为，银山采矿盛期为唐宋，它是目前中国开采时间最早、矿山规模最大、采冶技术最为先进的一处大型银矿遗址。采矿区保护范围：东至银城与苗圃山脊分水岭，南至南山坞正湾南面山脊，西至银山矿区北面山脚，北至马脑坞山脚。建设控制地带：遗址保护范围周围外延50米。2008年12月银山银矿遗址载入国家文物局编纂的文物普查专辑《2008年第三次全国文物普查重要新发现》。2013年5月3日，国务院公布第七批全国重点文物保护单位，银山银矿遗址列入。
图片
银山银矿遗址点多面广，矿井形式丰富。有横井、竖井、斜井、盲井等，采矿区与冶炼区齐全，矿渣堆积丰富。保存的矿冶遗迹宏伟壮观，地形地貌原始古朴。银山银矿遗址对研究我国银矿的开采与冶炼技术发展史，具有重要的历史价值、科学价值、社会价值。
01
历史价值
银山古银矿是唐宋时期的一座大型银矿山，是唐宋时期中国白银生产的重要基地。银山古银矿在此期间的白银产量史书记载颇多。《文献通考》卷十八记载：“贞观初，御史权万纪上言，宣、饶二州银大发，采之岁可得数百万缗。”《太平寰宇记》卷一○七记载：“总章二年（609），邑人邓远上列取银之利。上元二年（675）因置场监，令百姓任便采取，官司什二税之，其场即以邓公为名。”夏湘蓉、李仲钧、王根元编写的《中国古代矿业开发史》一书中评述：“岁产量就有十余万两之多。银山银矿的税率，有百分之七和百分之二十两种不同的记载。如按百分之七计算，元和初岁产银应为十七万两。又如包括德兴银山的十余万两在内，那么，饶州银山的年产量约占当时全国银产量的百分之五十九。”《太平广记》卷104《银山老人条》引《报应记》云：“采户逾万，并是草屋，延和中（712年）火发，万室皆尽。”据路甬祥主编的《中国古代金属矿和煤矿开采工程技术史》考证，《太平广记》中的“银山老人”乃饶州银山老人，即德兴一带。这里是唐代银产量最大的银矿区，民间的开采者竟达万户以上，足见当时民间采矿的兴盛和开采大势。《唐六典》卷20记：右藏署，“掌握邦国宝货之事”。列举唐产银地“饶、道、宜、永、安南、邕等州”，以饶州为首，则饶州首推银山。北宋至道三年（997），邓公场课银14.5万两。天禧五年（1021），以银山为主要产地的德兴县产银达88.3万两，为全国之首。北宋初期至天禧五年，银场有三监、三务、五十一场，饶州德兴邓公场位列诸矿之冠。正因为德兴采银业如此兴旺，到太平兴国元年特在德兴设市银院。综上所述，从唐代中期至北宋早期银山银矿一直是中国第一大银矿，引领风骚长达三百余年。
02
科学价值
唐宋时期的德兴银山银矿遗存表明，这是一座大型矿山，其规模和采矿冶炼技术均代表当时国内先进水平，在中国矿冶史上留下了浓墨重彩的一笔。
银山银矿具有当时的先进采冶水平，矿山开拓规模大，地下开拓系统乃至矿山整体布局科学合理。所谓开拓范围大，包括矿山规模大、露采规模大、地下井深大三个方面。
矿山规模大：《太平广记》载：“饶州银山，采户逾万”，矿山规模之大由此可见一斑。《元和郡县图志》言，银山每岁出银十余万两，收税山银千两。据历史数据统计，银山矿产出的白银相当元和时全国银产量的59%，宣宗时总额的28%。由此可见，银山矿作为唐王朝第一大银矿，其经济和政治地位举足轻重。
露采规模大：民国27年，江西省地质调查所地质学者夏湘蓉、刘辉泗来德兴调查地质和矿产资源，并依据调查所得编撰《德兴县矿产志》（载《江西地质调查所地质汇刊第3号》）。该志载述：“银山山高约130-150公尺，峰岗错出。其间古时之废井，虽历千年仍有遗迹可考，而废石沿山坡堆积，延长约二里，高达百公尺，犹可藉以推想昔日工程之伟大。银井位于县城东约半里，井旁为古时冶银处（昔称邓公场），炼渣堆积如山，遥望之一片黑色，面积约计达一方里以上。”银山采掘之历史，亘四百余年，产量之丰，可以想见。矿产志介绍了古银山银矿的露天开采情况：“银山在西南里许山坝上，有一狭长深沟，沿山坡直上，走向约为东西，因无路可通，未至近前观察，但其为古人沿矿脉露头作露天开掘之遗迹。”夏、刘两位地质学者认为，“银山之银矿，就矿山遗迹及历史记载考之，其藏量丰富，殊无足疑，第因采掘历史悠久，地面易采部分，殊已告罄。”卢本珊在《中国古代金属矿和煤矿开采工程技术史》一书中述及上世纪70年代所见银山古银矿遗存：“江西德兴银山高约130-150米，矿床为低温热液，矿体多呈扁豆体，薄者2米，厚达20米，充填于千枚岩中并交代变质古火山岩，规模大，含银量特富，矿体上部出露地表，因而被古人充分进行露天开采。露采位于银山西南山坡上，沿矿脉由低向高向山坡直上，开凿一狭长的凹陷露天采场，走向为东西。”近年，市组织有关专家学者对银山古银矿遗存进行考察调查。考察调查所见，遗存在南山坞的1、2号塌陷区，其上部应是古代二大露采坑，其底部则是古代地下采场，由于地下被采空，故形成大塌陷坑。全封闭的露采坑大多呈椭圆形，长径约500米、短径约300米，这种露采坑矿体处于山脊中部。还有一种是矿体处于山坡，往往形成单壁壑沟式山坡露天矿。在仙人架板、十八脚均有这种垫堑沟式露采探槽，长120-100米，宽9-12米，深5-13米。
地下井深大：银山古银矿的地下开采距地表深达30-40米，采用竖井和平巷、斜巷联合开拓。井巷采场位于矿体内部，采掘方向沿矿体走向。当井巷开拓到纵深处时，往往形成地下主采场，高度一般都有3-8米，采场面积有的达50平方米以上。井巷和采场设计施工都在矿体内。采空区的布局方法采用宝塔形，即几个叠压的采空区，上面比下面大，在平面投影上，由西北往东南方向错位布置，避免完全重叠，形成下层采场的围岩成为上层采场的矿柱，其布局反映了唐宋工匠对于地下管理的认识处于一个很高水平。这样设计，有利于地下开拓规模进一步扩大，使地下回采工艺达到了新的水平。竖井有大中小型之别，大井筒直径达3米，深度达30-40米不等，井底两对壁有巷道延伸至地下深部采矿。
科学布局的地下开拓系统是古银山矿先进技术水平的体现。古银山矿的地下开拓方法灵活多样，适应了矿体地质构造，符合安全开采的要求。地下开拓系统主要是平巷、斜巷沿矿体走向开拓，常常在巷道的尽头开拓采场。为追踪富矿，往往根据矿脉走向，采用树枝状不规则矿洞挖取富矿，扩大采掘面。还有一种方法是当平巷或斜巷向前掘进一段后，开掘大的地下采场，采取留柱空场法，即房柱法采矿，以此最大限度地开采富矿带，并保证采空区的稳定性。
银山矿的布局及其设计思想在当时是先进的。矿山的平面布置结合了地形、地质条件和生产工艺要求，做到有利生产。古代矿山工业场地包括井架、井口棚、筛分场、选矿场、贮矿场、废石场以及工具制造场。当时矿工使用的瓷陶器有罐、壶、碗、灯等，主要是饮食器，大多在矿洞前废石堆内发现。同时还发现兽骨，竹火签头、木炭等，说明当时矿工大多数时间在作业区野外露餐。另外，从采集到的唐代青瓷器残件和宋代青白瓷残件的分布点判断，似乎可以看到唐宋时期矿区分布规律：唐代采区主要在银城洎水河沿的低山处，即南山坞一带；宋代矿区主要分布在路途更远的山腰中段以上。露采坑，唐代选择围岩含砂石土的封闭式椭圆形大坑。宋代则改为剥离比更少，含富矿的全裸露坚硬岩石矿，多采用长达百余米的探槽法。
银井
古代冶银场集中于矿山西北角的铁石山，冶炼场一带分布有水井群。宋太平兴国元年（976）设立的市银院即官府收购银矿石或银锭，核收银山税的专门机构也设于此。从《德兴县志》有关银城的古代城廓图看，旧时的官署机构，以及书院、寺庙、塔等城市地标性的建筑都在铁石山冶炼场一带。虽是明清建筑，但仍是历史传承地。后人为纪念邓公场创办者邓远而兴建的邓公祠在铁石山，北宋江南名楼聚远楼旧址亦在这一带。银山古银矿的开发，带来了城市的繁荣，德兴县城以银城为名就是最好的诠释。
03
社会价值
银山古银矿遗存是中国迄今所见保存矿山历史风貌和矿业遗迹最为丰富、规模最大、年代最为久远的银矿业遗存。银山古银矿规模不仅在国内首屈一指，在世界现存的银矿山中也是少见的。
在此，我们不妨将古银山矿及其遗存与欧州、亚州的著名古银矿及其遗存作一比较，看看银山古银矿及其遗存在世界银采冶业中的历史地位和价值。银山矿的始采年代约公元616年，时值盛唐时代。以采矿、冶炼为主，采用民采官收，官方监管制度。矿冶技术为露采和地下开采相结合，灰吹法炼银。生产环境与城镇关联，人文传说丰富，传说有神鹿。银山古银矿为唐代至北宋前期中国最大的银矿。值得一提的是，银山银矿至今还在正常生产。银山银采冶遗址是当今国内历史风貌和采冶遗迹最为丰富完整，规模最大、年代最为久远的古银采业遗存。德国的格拉斯拉尔银矿，始采于德意志王公时代（约公元968年），为御用矿山。今银矿周边存有古城和古今采银遗迹，环境与古城关联，传说有神马。格拉斯拉尔银矿遗址已被列入世界文化遗产。亚州的日本石见银矿，始采于江户时代（约公元1564年），遗存有古城和开采冶炼遗迹。使用灰吹法炼银，矿山属海岛矿山。石见银矿遗址近年亦被列入世界文化遗产。国内其它古银矿遗址，大多为明代遗存，少数为宋代遗存，规模和历史风貌的丰富和完整等方面均不及银山古银矿遗址。综上所述，银山古银矿是目前国内，乃至世界上已知的开采历史最长，规模最大的银矿之一；银山古银矿遗址是国内外罕见的古银采业遗存，是人类不可多得的历史文化遗产。
银山银矿遗址，位于德兴市银城街道天门山居委会南山坞至马脑坞一带。遗址总面积约2.14平方公里。采矿区有矿洞、巷道194处，另有大型露采坑、槽坑和大量废石堆积，地下开采深度达侵蚀基准面100米以下。国内外矿冶考古专家认为，银山采矿盛期为唐宋，它是目前中国开采时间最早、矿山规模最大、采冶技术最为先进的一处大型银矿遗址。采矿区保护范围：东至银城与苗圃山脊分水岭，南至南山坞正湾南面山脊，西至银山矿区北面山脚，北至马脑坞山脚。建设控制地带：遗址保护范围周围外延50米。2008年12月银山银矿遗址载入国家文物局编纂的文物普查专辑《2008年第三次全国文物普查重要新发现》。2013年5月3日，国务院公布第七批全国重点文物保护单位，银山银矿遗址列入。
图片
银山银矿遗址点多面广，矿井形式丰富。有横井、竖井、斜井、盲井等，采矿区与冶炼区齐全，矿渣堆积丰富。保存的矿冶遗迹宏伟壮观，地形地貌原始古朴。银山银矿遗址对研究我国银矿的开采与冶炼技术发展史，具有重要的历史价值、科学价值、社会价值。
01
历史价值
银山古银矿是唐宋时期的一座大型银矿山，是唐宋时期中国白银生产的重要基地。银山古银矿在此期间的白银产量史书记载颇多。《文献通考》卷十八记载：“贞观初，御史权万纪上言，宣、饶二州银大发，采之岁可得数百万缗。”《太平寰宇记》卷一○七记载：“总章二年（609），邑人邓远上列取银之利。上元二年（675）因置场监，令百姓任便采取，官司什二税之，其场即以邓公为名。”夏湘蓉、李仲钧、王根元编写的《中国古代矿业开发史》一书中评述：“岁产量就有十余万两之多。银山银矿的税率，有百分之七和百分之二十两种不同的记载。如按百分之七计算，元和初岁产银应为十七万两。又如包括德兴银山的十余万两在内，那么，饶州银山的年产量约占当时全国银产量的百分之五十九。”《太平广记》卷104《银山老人条》引《报应记》云：“采户逾万，并是草屋，延和中（712年）火发，万室皆尽。”据路甬祥主编的《中国古代金属矿和煤矿开采工程技术史》考证，《太平广记》中的“银山老人”乃饶州银山老人，即德兴一带。这里是唐代银产量最大的银矿区，民间的开采者竟达万户以上，足见当时民间采矿的兴盛和开采大势。《唐六典》卷20记：右藏署，“掌握邦国宝货之事”。列举唐产银地“饶、道、宜、永、安南、邕等州”，以饶州为首，则饶州首推银山。北宋至道三年（997），邓公场课银14.5万两。天禧五年（1021），以银山为主要产地的德兴县产银达88.3万两，为全国之首。北宋初期至天禧五年，银场有三监、三务、五十一场，饶州德兴邓公场位列诸矿之冠。正因为德兴采银业如此兴旺，到太平兴国元年特在德兴设市银院。综上所述，从唐代中期至北宋早期银山银矿一直是中国第一大银矿，引领风骚长达三百余年。
02
科学价值
唐宋时期的德兴银山银矿遗存表明，这是一座大型矿山，其规模和采矿冶炼技术均代表当时国内先进水平，在中国矿冶史上留下了浓墨重彩的一笔。
银山银矿具有当时的先进采冶水平，矿山开拓规模大，地下开拓系统乃至矿山整体布局科学合理。所谓开拓范围大，包括矿山规模大、露采规模大、地下井深大三个方面。
矿山规模大：《太平广记》载：“饶州银山，采户逾万”，矿山规模之大由此可见一斑。《元和郡县图志》言，银山每岁出银十余万两，收税山银千两。据历史数据统计，银山矿产出的白银相当元和时全国银产量的59%，宣宗时总额的28%。由此可见，银山矿作为唐王朝第一大银矿，其经济和政治地位举足轻重。
露采规模大：民国27年，江西省地质调查所地质学者夏湘蓉、刘辉泗来德兴调查地质和矿产资源，并依据调查所得编撰《德兴县矿产志》（载《江西地质调查所地质汇刊第3号》）。该志载述：“银山山高约130-150公尺，峰岗错出。其间古时之废井，虽历千年仍有遗迹可考，而废石沿山坡堆积，延长约二里，高达百公尺，犹可藉以推想昔日工程之伟大。银井位于县城东约半里，井旁为古时冶银处（昔称邓公场），炼渣堆积如山，遥望之一片黑色，面积约计达一方里以上。”银山采掘之历史，亘四百余年，产量之丰，可以想见。矿产志介绍了古银山银矿的露天开采情况：“银山在西南里许山坝上，有一狭长深沟，沿山坡直上，走向约为东西，因无路可通，未至近前观察，但其为古人沿矿脉露头作露天开掘之遗迹。”夏、刘两位地质学者认为，“银山之银矿，就矿山遗迹及历史记载考之，其藏量丰富，殊无足疑，第因采掘历史悠久，地面易采部分，殊已告罄。”卢本珊在《中国古代金属矿和煤矿开采工程技术史》一书中述及上世纪70年代所见银山古银矿遗存：“江西德兴银山高约130-150米，矿床为低温热液，矿体多呈扁豆体，薄者2米，厚达20米，充填于千枚岩中并交代变质古火山岩，规模大，含银量特富，矿体上部出露地表，因而被古人充分进行露天开采。露采位于银山西南山坡上，沿矿脉由低向高向山坡直上，开凿一狭长的凹陷露天采场，走向为东西。”近年，市组织有关专家学者对银山古银矿遗存进行考察调查。考察调查所见，遗存在南山坞的1、2号塌陷区，其上部应是古代二大露采坑，其底部则是古代地下采场，由于地下被采空，故形成大塌陷坑。全封闭的露采坑大多呈椭圆形，长径约500米、短径约300米，这种露采坑矿体处于山脊中部。还有一种是矿体处于山坡，往往形成单壁壑沟式山坡露天矿。在仙人架板、十八脚均有这种垫堑沟式露采探槽，长120-100米，宽9-12米，深5-13米。
地下井深大：银山古银矿的地下开采距地表深达30-40米，采用竖井和平巷、斜巷联合开拓。井巷采场位于矿体内部，采掘方向沿矿体走向。当井巷开拓到纵深处时，往往形成地下主采场，高度一般都有3-8米，采场面积有的达50平方米以上。井巷和采场设计施工都在矿体内。采空区的布局方法采用宝塔形，即几个叠压的采空区，上面比下面大，在平面投影上，由西北往东南方向错位布置，避免完全重叠，形成下层采场的围岩成为上层采场的矿柱，其布局反映了唐宋工匠对于地下管理的认识处于一个很高水平。这样设计，有利于地下开拓规模进一步扩大，使地下回采工艺达到了新的水平。竖井有大中小型之别，大井筒直径达3米，深度达30-40米不等，井底两对壁有巷道延伸至地下深部采矿。
科学布局的地下开拓系统是古银山矿先进技术水平的体现。古银山矿的地下开拓方法灵活多样，适应了矿体地质构造，符合安全开采的要求。地下开拓系统主要是平巷、斜巷沿矿体走向开拓，常常在巷道的尽头开拓采场。为追踪富矿，往往根据矿脉走向，采用树枝状不规则矿洞挖取富矿，扩大采掘面。还有一种方法是当平巷或斜巷向前掘进一段后，开掘大的地下采场，采取留柱空场法，即房柱法采矿，以此最大限度地开采富矿带，并保证采空区的稳定性。
银山矿的布局及其设计思想在当时是先进的。矿山的平面布置结合了地形、地质条件和生产工艺要求，做到有利生产。古代矿山工业场地包括井架、井口棚、筛分场、选矿场、贮矿场、废石场以及工具制造场。当时矿工使用的瓷陶器有罐、壶、碗、灯等，主要是饮食器，大多在矿洞前废石堆内发现。同时还发现兽骨，竹火签头、木炭等，说明当时矿工大多数时间在作业区野外露餐。另外，从采集到的唐代青瓷器残件和宋代青白瓷残件的分布点判断，似乎可以看到唐宋时期矿区分布规律：唐代采区主要在银城洎水河沿的低山处，即南山坞一带；宋代矿区主要分布在路途更远的山腰中段以上。露采坑，唐代选择围岩含砂石土的封闭式椭圆形大坑。宋代则改为剥离比更少，含富矿的全裸露坚硬岩石矿，多采用长达百余米的探槽法。
银井
古代冶银场集中于矿山西北角的铁石山，冶炼场一带分布有水井群。宋太平兴国元年（976）设立的市银院即官府收购银矿石或银锭，核收银山税的专门机构也设于此。从《德兴县志》有关银城的古代城廓图看，旧时的官署机构，以及书院、寺庙、塔等城市地标性的建筑都在铁石山冶炼场一带。虽是明清建筑，但仍是历史传承地。后人为纪念邓公场创办者邓远而兴建的邓公祠在铁石山，北宋江南名楼聚远楼旧址亦在这一带。银山古银矿的开发，带来了城市的繁荣，德兴县城以银城为名就是最好的诠释。
03
社会价值
银山古银矿遗存是中国迄今所见保存矿山历史风貌和矿业遗迹最为丰富、规模最大、年代最为久远的银矿业遗存。银山古银矿规模不仅在国内首屈一指，在世界现存的银矿山中也是少见的。
在此，我们不妨将古银山矿及其遗存与欧州、亚州的著名古银矿及其遗存作一比较，看看银山古银矿及其遗存在世界银采冶业中的历史地位和价值。银山矿的始采年代约公元616年，时值盛唐时代。以采矿、冶炼为主，采用民采官收，官方监管制度。矿冶技术为露采和地下开采相结合，灰吹法炼银。生产环境与城镇关联，人文传说丰富，传说有神鹿。银山古银矿为唐代至北宋前期中国最大的银矿。值得一提的是，银山银矿至今还在正常生产。银山银采冶遗址是当今国内历史风貌和采冶遗迹最为丰富完整，规模最大、年代最为久远的古银采业遗存。德国的格拉斯拉尔银矿，始采于德意志王公时代（约公元968年），为御用矿山。今银矿周边存有古城和古今采银遗迹，环境与古城关联，传说有神马。格拉斯拉尔银矿遗址已被列入世界文化遗产。亚州的日本石见银矿，始采于江户时代（约公元1564年），遗存有古城和开采冶炼遗迹。使用灰吹法炼银，矿山属海岛矿山。石见银矿遗址近年亦被列入世界文化遗产。国内其它古银矿遗址，大多为明代遗存，少数为宋代遗存，规模和历史风貌的丰富和完整等方面均不及银山古银矿遗址。综上所述，银山古银矿是目前国内，乃至世界上已知的开采历史最长，规模最大的银矿之一；银山古银矿遗址是国内外罕见的古银采业遗存，是人类不可多得的历史文化遗产。
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