演练概况与目标 - 重庆市于11月25日至27日成功举行了2025年县域电网全停政企协同应急联合演练 [1] - 演练由重庆市经济信息委、城口县人民政府与国网重庆市电力公司联合主办 [1] - 演练旨在检验极端天气下的供电安全应急保障能力 [1] 演练规模与创新 - 演练覆盖31家重要用户，共有26家政企单位参与 [1] - 首次实现了川陕渝三地跨省电力应急支援快速响应 [1] - 在传统模式中创新插入了发电车保电、应急通信保障和直升机转运应急物资3个无脚本演练科目 [1] 模拟背景与地理挑战 - 演练模拟因气候区划“零度线”南移，极端降雪降温灾害事件增多，渝东北片区经历大范围低温雨雪冰冻灾害 [1] - 城口县作为重庆东北角“门户县域”，其供电核心命脉为220千伏华城线与聚城线，两条线路需穿越大巴山高山重冰区 [1] - 该区域每年1月中旬起易出现持续雨雪、低温冻雨，线路覆冰厚度最高可达30毫米以上 [1] 应急响应与支援行动 - 指挥部启动川陕渝应急联动机制，从陕西紫阳和四川巴中、南充等地调派支援力量 [1] - 调派了6支保电队伍50余人，携带7台中低压发电车、1台卫星指挥车、3台照明灯塔前往城口支援 [1] 演练成果与处置 - 经过19小时紧张有序处置，模拟故障线路成功恢复供电，县域用电逐步恢复正常 [2] - 演练顺利进入应急终止、善后处理及评估总结阶段 [2] 复盘总结与体系优化 - 各参演单位围绕“响应速度、协同效率、处置效果”开展复盘，梳理出10余项优化建议，为完善应急预案提供实践依据 [2] - 演练提升了政企协同作战和川陕渝毗邻城市应急支援能力，各单位在预警、处置、善后等环节职责边界进一步明确，有效减少“响应空档” [2] - 演练强化了31家重要用户的应急自救意识，助力推动形成“政企联动、用户参与”的全域供电保障体系 [2] 行业意义与影响 - 此次演练正值重庆电网迎峰度冬关键节点，填补了重庆高山重冰区县域全停应急处置的实践空白 [2]

文章核心观点 - 海南电网产业发展公司自主研发的输电线路故障定位装置在越南成功试点应用 标志着公司自主知识产权科技产品首次在海外落地 [1] - 该装置技术先进 性能优异 定位成功率和判断准确率高 能显著提升当地电网运维效率 [1] - 此次成功试点为后续向泰国、马来西亚等其他海外国家推广奠定了基础 [2] 公司与产品 - 公司于11月27日在越南兴安省试点应用了4套自主研发的输电线路故障定位装置 [1] - 该装置是公司自主研发的产品 曾获得国家科学技术进步奖 达到国际先进水平 [1] - 装置采用分布式行波监测技术 具备故障区间定位、精确定位和原因辨识等功能 [1] - 装置故障定位误差控制在1基杆塔范围内 定位成功率在90%以上 雷击/非雷击判断准确率大于98% [1] - 此次试点实现了设备运行数据、传感器采集数据等的正常召唤测试 定位成功率超九成 [1] 市场拓展与战略合作 - 公司借助南网澜湄国际公司的业务链 与越南兴安省电力公司签订了战略合作协议 建立了全面合作机制 [1] - 选择越南兴安省试点是因为其气候环境与海南高度相似 雷击等自然灾害频繁 当地电网存在运维痛点 [1] - 此次成功落地为后续将相关科技产品推广至泰国、马来西亚等海外国家奠定了基础 [2] 行业与技术背景 - 海南电网近年来深耕热带海岛电网关键核心技术攻关 取得了多项保障电网安全稳定运行的技术突破 [2] - 公司相关科技产品及系统应用场景丰富 [2] - 该故障定位装置凭借先进技术、优异性能和广泛适配性等优势走出国门推广应用 [1]

政策核心观点 - 政策旨在推动新能源从单一开发向多维度集成融合发展转变 以提升发展质量与效益 [1] - 本质是通过多能互补、空间集约、聚合运营的深度融合 系统重构新能源开发运行模式 [1] - 目标是从根源上适配新能源固有特性 提升供给稳定性、安全性与可靠性 解决大规模开发与高比例消纳矛盾 [1] - 最大化实现国土空间及存量设施集约高效利用 推动产业链向高端化、高效益、高质量发展转型升级 [1] 新能源多维集成融合实施路径 - 将多维度一体化开发作为推进新能源大规模开发和高水平消纳的根本 [2] - 从源侧多能互补开发、开发空间集约利用和系统侧聚合运营三方面推动融合走深走实 [2] 多能互补开发 - 加强新能源与其他能源品种一体化配置 提升供应可靠性和系统稳定性 [3] - 建设"沙戈荒"大基地 围绕"储调适配、降煤增绿"优化电源结构 鼓励发展光热发电、合理配置储能 [3] - 支持有条件地区探索打造100%新能源基地 合理优化新建煤电规模 [3] - 开发水风光一体化基地 发挥水电转动惯量大、启停快、调节准优势 与流域内风光资源形成天然互补 [3] - 发展省内集中式新能源 因地制宜开展风光气储等多类型互补开发利用 [3] 空间集约复合利用 - 结合不同区域空间要素和能源资源特点 提出多种类型复合开发利用方式 [4] - 大基地和集中式新能源建设通过集约化选址、风光同场建设、输变电设施共用降低空间资源消耗 [4] - 用好风电场改造升级和采煤沉陷区发展光伏经验 提升单位面积土地的发电、生态双重效益 [4] - 海上风电及海洋能源开发集中规划配置送出廊道和登陆点 实现通道共用共享 [4] - 探索海上能源开发与海产养殖、海水淡化等海洋活动共用基础设施 实现一海多用、立体开发 [4] 一体化聚合运营 - 推动新能源在技术、调控、运维等领域实现全方位协同 提升运营效率与市场竞争力 [5] - 技术升级层面提升发电功率预测精度、采用先进构网型技术、推进多品种协同联合优化控制 [5] - 高效运营层面创新运营模式 实现新能源与配建储能深度协同和一体化调用 [5] - 智能管控层面加强数字化升级赋能 实现新能源基地各场站集中监控和一体化运维检修 [5] - 资源聚合层面通过虚拟电厂聚合分布式光伏、分散式风电、电动汽车充电桩、工商业储能等分散电力资源 [5] 组织保障措施 - 国家优先支持新能源渗透率较高地区建设集成融合项目 省级能源主管部门加强统筹协调和要素保障 [7] - 支持优化项目各项业务审批流程 鼓励实现项目整体一站式办理相关手续 [7] - 鼓励地方研究新能源与产业集成融合项目的多方合作机制 研究通过地方政府专项债予以支持 [7] - 推动"沙戈荒"、水风光等基地按一体化模式参与电力市场交易 探索项目公平参与电能量和电力辅助服务市场 [7] 政策预期影响 - 新能源集成融合发展新范式将在"十五五"期间加速成熟 [8] - 新能源将实现更大规模、更高质量发展 可靠替代水平明显增强 [8] - 助力新型能源体系加快建设 为经济社会发展全面绿色转型提供有力支撑 [8]

新能源发展新形势 - 风光总装机突破17亿千瓦 已超越火电成为第一大电源 [2] - 全国新能源利用率降至95%以下 同比下降2个百分点 弃风弃光范围由三北地区扩散至中东部 [2] - 依赖大规模远距离外送消纳和公共电网调节已难以满足需求 需提升就地就近消纳比例 [2] 新能源市场化挑战与转型 - 电力市场价格波动显著增强 山东 内蒙古等多地在新能源大发时段出现负电价现象 [3] - 蒙西地区2025年上半年电力现货出清均价较去年同期下降40%以上 [3] - 新能源需构建发电加绿色环境价值加增值服务等复合型收益体系 以稳定收益预期 [3] 消费侧绿色转型驱动力 - 工业 建筑 交通等消费侧碳排放占比超过一半 绿色低碳转型压力巨大 [4] - 国际碳关税 碳壁垒持续升级 与新能源深度融合是提升绿色竞争力的重要手段 [4] - 绿电制氢氨醇 绿电制热等新技术成本下降 催生从单一电能替代向电氢热冷等综合能源替代转变 [4] 供给与消费侧集成融合核心路径 - 推动新能源与用能产业就近协同布局 缓解供需空间错配矛盾 [5] - 加强源 荷 储灵活互动和协同优化调度运行 提升项目自平衡 自调峰能力 [6] - 负荷侧需加强调节能力建设 由单一能源消费者向系统调节主动参与者转变 [7] 非电利用重点方向 - 交通 化工等领域终端电力消费占比低 加强氢能和热力的绿色替代是实现深度脱碳的重要举措 [8] - 新能源制氢氨醇 新能源供热具备弱并网甚至离网运行潜力 可降低对大电网依赖 [8] - 支持各地结合自身条件建设氢基能源产业 与重点产业耦合发展 [8] 技术模式创新与政策保障 - 加强负荷侧低碳零碳工艺流程改造 新能源离网弱并网 一体化智慧调控等核心技术攻关 [9] - 探索综合能源服务 合资联营等新模式 建立长效协同合作共赢的协作体系 [9] - 优先支持新能源渗透率较高地区开展集成融合项目建设 因地制宜制定实施方案 [9]

文章核心观点 - 《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》是引领新能源发展新阶段的纲领性文件，旨在推动新能源从“生力军”成长为“主力军”，实现高比例消纳和高质量发展 [1] - 文件标志着新能源发展理念和范式发生战略转变，从规模扩张转向系统融合，从“单兵作战”转向集成发展，以解决弃风弃光率回升至5%以上、系统调节成本攀升、国土资源约束等深层矛盾 [2][3] - 集成融合发展的核心目的是提升新能源在能源体系中的独立性和竞争力，使其从需要系统“照顾”的补充性电源，成长为能可靠替代化石能源、主动支撑系统稳定的主力电源 [4] 新能源发展现状与挑战 - 我国新能源产业历经十余年高速发展，实现从“微不足道”到“举足轻重”的历史性跨越，但产业规模跃升导致结构性矛盾凸显 [2] - “十四五”后半程弃风弃光率再度回升至5%以上，西北资源富集区限电问题更为严峻，系统调节成本持续攀升，电网安全稳定运行压力加剧 [2] - 国土空间资源约束趋紧，传统开发模式难以为继，电力市场加快建设但新能源适应性不足等新挑战日益增多 [2] - 尽管“西电东送”能力提升至3亿千瓦以上，但外送通道规模仍远无法满足西部丰富的资源潜力需求 [3] 集成融合发展的内涵与路径 - 通过“左右集成”（多能源品种互补）、“上下集成”（产业链上下游融合）和“前后集成”（生产与消费协同）三个维度，构建动态平衡体系 [3] - 推动新能源发展从孤立、分散的开发模式，转向系统性、整体性、协同性的新发展范式，实现从“局部最优”迈向“系统最优” [3] - 拓宽非电利用渠道，如风光制氢、绿氨、绿色甲醇及新能源供热供暖，降低对电网实时平衡的依赖 [4] - 通过多品种互补、配置储能、应用构网型技术、提升预测精度等手段，打造系统友好型新能源电站，使其从“被动并网”变为“主动支撑” [4] 多维度一体化开发举措 - 针对“沙戈荒”新能源基地，强调优化电源结构，合理控制配套煤电规模，大力发展光热发电、熔盐储热等调节性电源，探索就地制绿氨掺烧等与煤电深度协同模式，在有条件地区探索打造100%新能源基地 [5] - 针对水风光一体化基地，提出充分发挥水电快速调节能力和外送通道，带动周边风光大规模高质量开发 [5] - 引导集中式新能源项目向“沙戈荒”、矿区塌陷区、海域等空间聚集，鼓励风光同场建设，实现土地、通道和调节设施的集约共用 [5] - 针对海上风电基地，强调集约化开发、集约化布置，鼓励共享送出通道和共用基础设施，提升海域空间立体开发利用效率 [5] 分布式开发与多产业协同 - 推进新能源与交通、建筑、农村、海岛等用能场景深度绑定，提升就地消纳比例，缓解大电网压力，实现“电从身边来” [6] - 在新能源资源富集地区建设绿色低碳的新能源装备制造基地，利用当地绿电为制造过程供能，形成“以绿制绿”的绿色制造体系 [6] - 通过绿电直连、智能微电网等模式打造零碳园区，为新能源消纳提供稳定可靠的本地负荷，实现产业升级与能源转型的深度耦合 [6] - 引导高载能产业向新能源资源富集地区转移，实现“西电西用”，同时引导传统产业进行工艺流程优化和柔性化改造，提升负荷调节能力 [6] 新兴产业融合与非电利用 - 将新能源与“东数西算”工程结合，推动算力设施向新能源基地周边布局，利用算力负荷的时空可调节性，实现“电力—算力”双网融合 [7] - 支持新能源与新材料、高端装备制造等战略性新兴产业协同布局，形成“以新促新”的产业生态 [7] - 着力提升风光氢储协同发展水平，不仅关注制氢环节技术攻关，更强调整个系统的一体化自适应自调节，优化风光配比和储电、储氢设施配置 [7] - 在风光资源富集地区，特别是“沙戈荒”大基地，规模化发展绿色氢氨醇产业，与当地煤化工、冶金等产业耦合，替代化石能源原料 [7] - 通过热泵、光伏光热一体化、地热能梯级利用等方式，在工业和民用领域替代燃煤燃气供热，促进新能源消纳 [7]

项目投产与规模 - 南网储能梅州抽水蓄能电站二期工程于11月28日全面投产，标志着总规模240万千瓦的电站全面建成 [1] - 电站安装8台30万千瓦机组，一期4台机组于2022年投产，二期新增4台机组，总装机容量达240万千瓦 [1] - 电站每年最多可消纳清洁能源72亿千瓦时，相当于328万居民用户一年的用电需求 [1] 技术与国产化突破 - 电站二期工程规模化应用国产首台（套）抽水蓄能成套开关设备，实现主机设备全面国产化 [2] - 在8号机组安装115类自主生产关键技术元器件，应用500余块国产控制芯片，首次实现整台抽蓄机组100%芯片级国产化 [2] - 工程首次投用“中压无油”国产抽水蓄能空压机，创新应用“同轴直驱一体化架构”，传动效率提升至100% [3] 市场化运营 - 梅州抽水蓄能电站全部抽水和发电电量均在南方区域电力现货市场参与交易，是我国抽水蓄能运营市场化改革示范电站 [4] - 电站一期工程4台机组经功能改造后，以“报量报价”方式进入电力市场交易全部电量 [4] - 二期工程采取“投产即入市”模式，投产当日即参与市场交易，推动电站成为我国电力市场中运营容量最大的抽蓄电站，今年已累计交易市场化电量近20亿千瓦时 [4] 行业地位与影响 - 梅州抽水蓄能电站是我国消纳清洁能源能力同规模电站最强、机组国产化程度最高、市场化运营容量最大的抽蓄电站 [1] - 电站二期与一期工程共用上下水库，总库容超9200万立方米，大幅缩短工程周期，成为核准、开工、投产均在“十四五”期间完成的抽蓄电站 [1] - “十四五”以来我国抽水蓄能产业规模快速增长，提前完成6200万千瓦投产目标，装机容量连续9年居世界首位，预计到“十五五”末装机容量将达到1.2亿千瓦左右，接近现有规模2倍 [5]

项目概况 - 华电新能广东分公司于11月7日全面启动茂名市电白区粤西农批9.6兆瓦分布式屋顶光伏项目的智能化“四可”改造升级 [1] - 项目为区域首个弧形屋顶光伏示范工程，已于2025年4月全容量并网，年发电量超1000万千瓦时，相当于减少二氧化碳排放近8000吨，节约标准煤约3200吨 [1] - 项目每年提供的绿电可满足农批市场30%的用电需求，间接带动上下游商户经营成本下降 [3] 智能化改造技术要点 - “可观”方面：优化部署高精度传感器与智能监测设备，实时捕捉300余项运行参数，极端天气下数据传输可靠性提升40% [2] - “可测”方面：部署0.5S级高精度计量装置控制测量误差，利用大数据平台自动识别故障，故障响应时间从24小时缩短至2小时以内 [2] - “可调”方面：智慧管理平台可远程调节逆变器功率因数与出力状态，实现与电网负荷动态匹配，解决电压波动问题 [2] - “可控”方面：集成气象预警接口可提前12小时获取台风信息并启动防护模式，强化防孤岛保护等安全设计 [3] 项目效益与影响 - 项目为广东省重点民生工程粤西农副产品综合交易中心提供能源，园区面积达800万平方米，对能源供应稳定性、经济性要求高 [1] - 改造后商户冷链仓储成本显著降低，例如有商户每月成本降低近千元 [3] - 项目经验将为南方地区农批市场、工业园区等场景的能源转型提供借鉴，是新型电力系统建设的区域样板 [3]

工程竣工核心信息 - 哈密—重庆±800千伏特高压直流输电工程的14项配套新能源送出工程于11月23日全部竣工投运 [1] - 14项配套工程总投资4.7亿元，线路总长362.6千米，配套新能源装机容量1020万千瓦 [1] 工程战略意义与影响 - 工程旨在将新疆能源资源优势转化，促进清洁能源大范围优化配置，服务于“双碳”目标 [1] - 工程投运后将深度开发哈密北部能源资源并高效外送，提升重庆电力供应保障能力及匹配其用电高峰负荷需求 [1] 工程建设与技术方案 - 针对风沙大、昼夜温差大的自然条件，优化技术方案，选用耐候抗风沙新型材料以保障长期稳定运行 [1] - 施工中实施“单元化并行作业”，分解项目同步推进，并对杆塔基础、导地线架设等关键环节建立标准流程与全流程质控体系 [1] - 引入先进技术与智能设备以提升施工效率和精度 [1] 项目管理与协同机制 - 建立“公司统筹、地市主战、多方联动”机制，构建与新能源企业、设计施工单位的协同体系 [2] - 通过定期协调会跟踪进度、破解堵点，并细化任务至关键节点以明确责任 [2] - 攻坚阶段组建专家团队驻场指导方案优化、把控工艺标准，实现质量安全“双达标”，并灵活调配资源保障施工连续稳定 [2]

电力可靠性管理发展历程与成就 - 中国电力可靠性管理始于1985年，历经40年发展，实现了从摸索创业到创新领先的跨越，为保障电力系统安全稳定运行和服务经济社会发展发挥了重要作用 [1] - 管理体系日趋完善，建立起“政府主导、行业服务、企业主体、统一管理、分级负责”的组织体系，并以《电力可靠性管理办法（暂行）》为顶层设计 [2] - 管理范围从最初仅火力发电机组，扩展到覆盖发、输、变、配各专业，并试点延伸至电力系统、低压用户等领域 [2] - 目前纳入可靠性统计的电力企业达3000余家，管理和信息统计专业人员超6000人 [2] 电力可靠性水平显著提升 - 煤电机组、水电机组平均非计划停运次数相比40年前下降93%以上，运行周期超过1000天的火电机组不断涌现 [3] - 电网企业主要设备（变压器、断路器、架空线路）等效可用系数均达到99%以上 [3] - 2024年城网用户平均停电时间相比1991年下降94.55小时，降幅超过97% [4] - 京津冀、长三角、珠三角主要城市用户平均停电时间均在1小时以内，部分城市核心区进入分钟级 [4] - 2024年农网用户平均停电时间相比2004年下降83.67小时，降幅超过90% [4] 新阶段电力可靠性工作面临的要求与挑战 - 经济社会高质量发展及新质生产力（新能源、数字经济、高端制造业等）发展对电力安全可靠供应提出更高要求 [5] - 新型电力系统建设带来新挑战：电源结构将转变为以强不确定性、弱可控出力的新能源为主导，负荷特性向柔性、生产与消费兼具型转变，系统“双高”（高比例新能源、高比例电力电子设备）特征凸显，安全稳定运行面临严峻挑战 [6] - 电力可靠性统计工作存在不平衡不充分问题：供电可靠性数据仅统计到中压用户；风电、光伏发电纳入可靠性统计的装机容量占比分别为36.14%和13.46%；大量地方供电企业和增量配电网未纳入统计 [7] - 地区差异显著：2024年西北区域户均停电时间比华东区域高10小时，农网户均停电时间比城网用户多5.47小时 [7] 未来电力可靠性管理工作重点方向 - 核心任务：保障电力可靠供应，着力解决电力发展不平衡不充分问题，缩小城乡供电可靠性差距，满足新质生产力的更高供电可靠性需求 [8] - 支撑新型电力系统：深化电力系统可靠性研究和试点，建立健全评价体系；研究完善发电领域可靠性管理体系，扩大风电、光伏等新能源可靠性统计覆盖面；建立新型储能电站等新兴领域统计标准；深化输变电可靠性管理；推动低压供电可靠性试点 [9] - 深化数据价值应用：加强可靠性数据在规划建设、设备选型、运维检修、投资决策、科技创新等领域的应用，实现管理从“重统计”到“重应用”的转变；强化基于可靠性信息的设备全寿命周期管理和以可靠性为中心的设备检修技术应用 [10] - 健全管理体系：加快配套制度文件出台，明确各领域管理要求；严格落实管理责任；加快制订重点领域标准并加大宣贯；建立电力可靠性管理职业化教育体系 [11]

公司成立与股权结构 - 中石油辽油(辽宁)储气库有限公司于11月24日成立 [1] - 公司注册资本为129.6亿元人民币 [1] - 公司法定代表人为赵春 [1] - 公司由中石油太湖(北京)投资有限公司、国家管网集团储能技术有限公司、盘锦市国有资本投资运营集团有限公司共同持股 [3] 公司经营范围 - 许可项目包括建设工程施工 [3] - 一般项目包括仓储设备租赁服务、工程管理服务、机械设备租赁 [3] - 一般项目还包括技术服务、技术开发、技术咨询、技术交流、技术转让、技术推广以及企业管理 [3]