文章核心观点 - 实现双碳目标需以能源革命为核心 电力转型是关键路径 构建新型电力系统和全国统一电力市场是主要途径 信用体系作为重要保障和支点支撑市场建设[1] 政策框架与实施路径 - 以能源法为根基衔接落实多项政策文件 包括中办国办推进社会信用体系建设意见 发改委能源局建设全国统一电力市场体系指导意见 能源局信用体系政策文件[2] - 结合2024年《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》实施路径系统推进信用体系建设 建设过程体现政府主导与多方协同共建共治[2] 市场建设目标与时间节点 - 2025年初步建成全国统一电力市场体系 2030年基本建成适应新型电力系统要求的市场体系[3] - 当前建设任务紧迫艰巨 需构建多层次市场架构和完备市场体系 建立绿色低碳转型机制 完善市场监管和信用体系[3] 信用体系建设内容 - 信用体系建设是电力市场关键基础环节和行业组成部分 涉及建立主体自律与社会监督机制 完善信用制度规范与评价体系 开展信用评价工作[3] - 加强信用分级分类监管 实现信用信息共享 健全激励惩戒机制 构建基于信用的新型监管机制 保护成员权益 深化信用应用 筑牢信用文化根基[3] 标准化工作进展 - 标准化是信用体系建设基础 能源行业涉电力信用评价标准化技术委员会2020年1月成立 截至2023年完成18项标准制修订（5项行标+13项团标）[4] - 2024年完成《电力企业信用体系建设导则》等3项行标和《电力企业信用风险防控规范》等两项团标编制 已报批待公布[4] - 2024年中启动全国统一电力市场信用体系标准体系框架建设 建议稿包含7个系列44项标准 涵盖信用术语 数据规范 评价标准 信息管理 激励惩戒 技术系统 风险管理[4]

核心事件 - 古巴全国电力系统于2025年9月10日因安东尼奥·吉特拉斯热电厂故障全面崩溃 为近一年内第五次全国范围停电 持续时间达数小时至数十小时 [1] - 停电对医疗 供水和民生造成严重冲击 电网缺乏实时监控与快速响应机制 [1] 电力基础设施状况 - 全国发电机组平均运行年限超过30年 主力热电厂故障频发 输电线路损耗巨大 [1] - 无法获取智能电表 SCADA电网数据采集与监控系统等基础现代化设备 [2] - 地处飓风频发区域 自然灾害频繁摧残电网设施 [2] 能源结构特点 - 过度依赖传统燃油热电 可再生能源占比低 [2] - 国际油价波动和燃料供应中断直接冲击发电能力 [2] 国际制裁影响 - 美国《1992年古巴民主法案》禁止第三国企业与古巴能源领域合作 [2] - 美国通用公司因向古巴发电厂提供涡轮叶扇被罚款270万美元 [2] - 制裁导致设备老化与技术隔离 难以获得维修所需备件和技术支持 [2] 国际合作应对 - 中国政府于2025年1月20日向古巴运送第二批发电机组设备和配件 [3] - 援助设备优先保障医院 供水系统和应急服务中心等关键设施运转 [3] - 中古合作属于"一带一路"倡议具体落实 采用不附加政治条件的南南合作模式 [3]

产研基地建设 - 世界首个高原水电机组产研基地东方电气西藏林芝产研基地正式投用 占地48000平方米 具备国际先进水平的泥沙磨蚀试验台 可模拟含沙水流对水轮机的长期磨蚀效应 [1] - 基地将建设智能制造车间 科研综合实验楼 高海拔绝缘/冷却实验室 形成研发 制造 维保及人才培养四大功能 与多方共建共研共享 [2] 技术突破与国产化进程 - 公司自2019年起联合科研院所及上下游企业攻关70多项课题 突破水力 水机 电机 工艺四大专业卡脖子技术 建立全产业链联合创新体系 [4] - 2023年5月自主研制150兆瓦级大型冲击式转轮下线 实现国内该容量等级完全自主知识产权 6月在四川金窝水电站成功应用 成为国内单机容量最大冲击式机组中国心 [5] - 自主研发使水斗建模速度从2周缩短至15分钟 搭建DF300试验台实现高精度一键试验 开发机器人增材制造技术 应用相控阵质检 获得30余项专利 [4] 重大项目进展 - 2023年6月获得世界单机容量最大扎拉水电站500兆瓦冲击式机组研制项目 12月转轮开工制造 开启我国高水头大容量冲击式机组新征程 [7] - 扎拉水电站水头近700米 喷嘴射流速度120米/秒 每个水斗全生命周期需承受150亿次冲击 相当于7.5吨汽车以100千米时速撞击 [8] - 2025年8月完成500兆瓦机组转轮机器人焊接 直径6.2米 重量90吨 增材制造量超6吨 首次探伤合格率超99% 为规模化生产提供技术基础 [9] 技术共享与行业引领 - 2024年4月向全行业公开150兆瓦级转轮研制资料 共享水力模型 动应力实测数据及三维实体数据 首次实现发电装备企业技术资料全面开放 [11] - 公司致力于实现从0到1源创新和1到N再提升 推动冲击式机组研制从跟跑 并跑到领跑转变 服务国家清洁能源基地建设战略 [2][11]

全球能源互联网倡议进展与意义 - 全球能源互联网倡议本质是人与人的连接和区域与区域的合作 为不同国家搭建关键平台以凝聚能源合作共识和开展务实协作 [4] - 倡议以先实现区域内国家互联再推动区域间跨洲互联为路径 对改善全球能源配置和促进能源公平起到重要推动作用 [4] - 十年来全球可再生能源渗透率显著提升 能源强度持续下降 这些成果与倡议推进和《巴黎协定》约束密不可分 [4] 全球温控目标差距与挑战 - 当前距离2030年目标和可持续发展目标仍有很大差距 今年全球平均气温已较工业化前水平升高1.5摄氏度 [5] - 未来需要付出两倍甚至三倍的努力才能实现将全球温升控制在1.5摄氏度阈值内的目标 [5] 弹性能源系统与全系统成本 - 弹性能源系统核心价值是解决能源三难困境 以积极方式平衡能源可持续性 可负担性和供应稳定三个维度需求 [6] - 全系统成本思维要求考虑技术整合到整个能源系统的全链条成本与收益 包括输配电系统建设和电网辅助服务等隐性成本 [7] - 联合国欧洲经济委员会关于全系统成本的报告已进入收尾阶段 旨在推动能源决策更全面透明 [7] 能源转型风险防范 - 需防范结构失衡风险 即过度追求可再生能源装机却忽视输电网络升级导致电力无法有效输送 [9] - 需防范可负担性风险 部分国家为推进转型大幅提高能源价格导致能源贫困 [9] - 需防范供应链风险 能源产业链上下游稳定对转型至关重要 不能依赖单一地区或单一资源 [9] 转型速度与系统稳定平衡 - 平衡关键是能源多样化 通过多种能源协同降低系统波动风险 [10] - 决策协同化要求发电输电配电环节政策同步制定 甚至跨境能源合作也要建立统一协调机制 [10] 伊比利亚半岛停电事件启示 - 核心启示是发电决策和输电决策必须协同 碎片化管理与一体化电网矛盾加上可再生能源接入比例提升引发事故 [8] - 对应电力系统脱碳四大支柱 即依赖低碳无碳能源 保障电力传输能力 重视分配与资源平衡 维护能源供应链稳定 [8]

电力供需形势 - 国家电网经营区用电负荷六创历史新高 最大负荷达12.35亿千瓦 较去年11.80亿千瓦极值增长5500万千瓦[1] - 江苏电网最高用电负荷5次突破历史极值 达1.56亿千瓦 较去年最高值同比增长6.12%[3] - 四川电网最高用电负荷冲上7419万千瓦 较去年最高值同比增长7.07%[6] 现货市场机制建设 - 现货市场通过实时价格信号灵敏反映电力供需形势 高峰时段电价激励发电企业优化燃煤配比提升机组顶峰出力能力[3] - 江苏电力现货市场启动连续结算试运行 发电侧参与现货出清企业达208家 累计总容量超1亿千瓦[3] - 省间现货交易实现精准跨区支援互济 今夏最大互济电力1432万千瓦 极端高温时驰援20余省份[7] 电源侧优化成效 - 山东60万千瓦以上机组非停率和受阻率实现"双零"[4] - 湖北火电受阻容量降至2% 较2024年同期下降约50%[4] - 安徽机组非停率为零 受阻率约0.2%达历史最好水平[4] - 西北配套电源内部互济电量超4亿千瓦时 保障直流送电100%履约[4] 跨区域电力调配 - 四川通过省间现货交易从上海江苏购入498万千瓦电力[6] - 迎峰度夏关键期争取上海福建等地最大送四川电力超800万千瓦[7] - 闽粤联网工程输送超20亿千瓦时电能至上海浙江安徽福建[7] - 省间电力现货交易成交均价0.77元/千瓦时 较省间中长期交易均价高105%[8] 需求侧响应机制 - 甘肃450家工业企业参与电力现货市场 负荷削峰填谷占比近10%[10] - 山东执行动态分时电价工商业用户达446万户 午间新能源消纳空间增加约583万千瓦[10] - 晚高峰转移用电负荷约225万千瓦 为单个企业最大节省电费1354万元[10] 新型市场主体参与 - 国家电网经营区内新型储能可调最大电力达65吉瓦 实时最大放电电力44.5吉瓦 较去年同期峰值增长55.7%[11] - 甘肃新型储能最大放电电力200万千瓦 放电电量约750万千瓦时[11] - 上海虚拟电厂实现百万千瓦规模调用 最大削峰达116万千瓦 占比全市总负荷超3%[11]

市场架构与参与主体 - 甘肃电力现货市场采用集中式+全电量优化和日前+实时市场模式 实现7×24小时不间断运营 并与中长期市场 辅助服务市场有序衔接 省间与省内市场协调配合 [2] - 市场参与主体全面覆盖 发电侧563家 装机总容量7400万千瓦 用户侧454家 月均用电量近50亿千瓦时 占市场化用电量60% [2] - 用户报量报价参与机制为全国唯一 所有工商业用户 火电水电机组 新能源场站 储能全面入市 新能源成为电能量市场主力电源 [2] 价格机制与运行特征 - 日前市场平均价格0.242元/千瓦时 实时市场平均价格0.249元/千瓦时 价格波幅控制在合理区间且低于全国多数试点省份平均水平 [3] - 价格呈现时空分化特征：河西地区新能源装机规模大用电需求少 平均价格较河东地区低 分时呈现午间谷段深 早晚峰段高的两峰一谷特征 [3] - 冬季供需紧张时现货价格高 夏季新能源大发期价格低 负荷高峰时段平均价格0.32元/千瓦时较燃煤基准价上涨 [3][4] 新能源消纳与转型成效 - 新能源装机超过7400万千瓦 占全省电网总装机比重超65% 新能源发电量达660.4亿千瓦时 同比提升16.4% [6][7] - 通过省间省内市场协同助力新能源消纳90.8亿千瓦时 辅助调频增发新能源46亿千瓦时 新能源发电增量占总发电增量比例达66% [7] - 省内消纳电量从2020年日均1.8亿千瓦时提升至2024年3.2亿千瓦时 增长77.8% 新能源发电量连续3个月反超火电 [4][7] 系统调节与保供能力 - 价格信号激励煤电机组顶峰发电 增加顶峰能力70万千瓦 储能在现货市场中低谷充电高峰放电 上半年累计充电19.53亿千瓦时 [4] - 储能最大充电电力364万千瓦 最大放电电力391万千瓦 提升系统供电稳定性 煤电机组平均出力减至额定出力的33% [4][7] - 用户负荷曲线适应新能源发电特点 最大用电负荷由晚高峰18时转移至中午11时 削峰填谷负荷240万千瓦 [4] 市场机制创新 - 采用节点电价 分时电价机制体现电能时空价值 明确电网侧储能以独立主体参与实时市场 电源侧储能与新能源作为整体参与市场 [5] - 建立储能参与的调峰容量市场 允许新能源在实时市场实时修正超短期预测 创新开展新能源辅助调频控制模式 [5][6] - 中长期交易连续滚动开市 绿电优先上网成为常态 设置合理价格上下限防止极端价格 [5][6] 发展路径与优化方向 - 需提高市场运营监测水平 建立数字化监测分析工具 探索市场力检测与缓解工作机制 完善全流程风险防控规则 [8] - 健全市场运营规则体系 结合新能源入市完善中长期 现货市场中成本补偿 限价等规则 丰富辅助服务品种 [8] - 提升市场运营保障能力 完善技术支持系统备用方案 构建市场风险防控联动工作机制 [8]

市场建设里程碑 - 国网四川电力公司于9月8日开展现货市场日前出清 启动水电为主省级电力现货市场首次结算试运行 标志我国首个水电主导省级现货市场建设取得关键突破 [1] - 四川省委省政府于2024年11月提出"多电源参与、全电量优化、全水期运行"电力现货新模式 组建包含政府机构、发用电企业、电网公司、运营机构及高校的省级工作专班 [1] 核心挑战与解决方案 - 针对水力-电力协同优化、现货短期优化与水库长周期利用衔接、供需矛盾导致保供稳价难三大难题 在规则/技术/运营三大体系持续发力 [1] - 构建适应四川特色的"1+5"现货市场规则体系 实现规则体系全新重构及两轮迭代更新 耗时不足一年 [1] - 打造全业务融合、全数据贯通、全风险防控、全监测管理的运营体系 构建以现货系统为核心的多维协同技术体系 [1] 试运行保障措施 - 开展系统调电测试并组织3次模拟调电试运行 全面验证市场规则机制、运营体系及技术系统功能 [2] - 设立业务咨询服务热线 强化7*24小时市场运营保障 全力防控各类市场风险 [2]

政策背景与实施 - 山东率先响应国家新能源上网电价市场化改革政策 成为全国首个完成机制电价竞价工作的省份 [1] - 竞价工作为新能源高质量发展提供实践经验 深刻影响当地能源格局 [1] 竞价机制设计 - 分类设置风电和光伏两个项目组进行竞价 总机制电量规模94.67亿千瓦时（风电81.73亿 光伏12.94亿） [2] - 设置差异化价格上限：风电0.094-0.35元/千瓦时 光伏0.123-0.35元/千瓦时 [2] - 执行期限按项目特性区分：深远海风电15年 其他项目10年 [2] - 设置125%申报充足率指标保证竞争程度 采用边际出清定价机制 [3] 竞价执行与结果 - 通过每日更新问题答复清单为竞价扫清障碍 设置监督渠道保障公平公正 [2][3] - 最终风电入选59.67亿千瓦时 出清价0.319元/千瓦时 光伏入选12.48亿千瓦时 出清价0.225元/千瓦时 [3] - 边际机组保护机制：入选电量小于机制电量50%时取消结果 取前一个项目报价 [3] 能源结构现状 - 山东风光新能源装机总量1.19亿千瓦 占全省总装机47.84%（光伏9130万千瓦 风电2749万千瓦） [4] - 光伏装机全国第一 但过快增长导致消纳压力 发电时段出现长时间负电价 [4] 结构优化导向 - 机制电量分配向风电倾斜（占总规模86%） 引导能源结构优化 [5] - 光伏竞价规模小导致竞争激烈 未中标项目面临市场低电价风险 [5] - 政策传递明确信号：引导光伏有序发展 吸引风电投资 推动风光储多元协同 [5] 产业影响与技术进步 - 竞价形成清晰价格信号：风电0.319元/千瓦时 光伏0.225元/千瓦时 指导企业投资决策 [7] - 市场化机制推动企业技术创新 降低成本 形成优胜劣汰筛选机制 [7] - 风电企业可布局深远海长期项目 光伏企业需审慎评估项目可行性 [7] 示范效应与推广价值 - 竞价未出现极端低价或虚高 证明"竞争充分 价格合理"目标可实现 [8] - 山东立足本地实际的改革思路具有可复制性 为其他省份提供借鉴 [8] - 其他省份可调整竞价规模和价格区间 设计符合自身需求的方案 [8]

甘肃电力现货市场运行一周年核心成果 - 甘肃电力现货市场自2024年9月正式运行以来连续稳定运行52个月 成为全国连续结算运行时间最长的现货市场之一 也是全国第四个、西北首个正式运行的省级电力现货市场 [1] - 市场机制实现新能源从政策驱动向市场驱动转变 全国首家实现新能源发电企业"报量报价"参与现货市场 [1] 新能源参与市场机制进展 - 325家新能源发电企业完成"报量报价"功能改造 覆盖全省新能源装机容量的98.5% 其中风电企业156家 光伏企业169家 [2] - 2024年新能源企业自主申报电量680亿千瓦时 占新能源总发电量的84.4% 申报准确率达92.3% 较2023年提升8.7个百分点 [2] 新能源装机规模与结构 - 截至2025年4月底新能源装机规模达6720万千瓦 占全省总装机容量的64.7% 规模排名全国第二 其中风电3494.57万千瓦 光伏3536.89万千瓦 [2] - 新能源装机占比从2020年42%提升至2024年64.68% 四年间提升22.68个百分点 年均增长5.67% [2] 新能源发电效率与利用率 - 2024年新能源发电量821亿千瓦时 占全省总发电量35.8% 发电量占比位列全国第二 [3] - 风光综合利用小时数1450小时 较2020年1280小时提升13.3% 风光综合利用率达93% 较2020年89.2%提升3.8个百分点 高于全国平均水平8个百分点 [3] 节能减排效益 - 按火电煤耗310克标准煤/千瓦时计算 全年新能源发电替代标准煤2545万吨 减少二氧化碳排放6617万吨 [4] 电力系统优化与成本降低 - 现货市场价格信号引导最大用电负荷时段由晚间转移至午间 削峰填谷负荷约230万千瓦 [5] - 市场机制累计降低社会用电成本超15亿元 实现经济效益与社会效益双提升 [5] 绿电交易与绿证发展 - 截至2024年底省内绿电交易电量累计11.14亿千瓦时 参与电力用户超220家 涵盖大数据中心、电解铝等高耗能行业 [5] - 2024年省间绿电交易量11.06亿千瓦时 同比增长158% 覆盖陕西、重庆、江苏等省市 [5] - 2024年绿证核发2274.5万张 同比增长17倍 2025年1-4月绿证交易量559.65万张 其中省内用户购买272.83万张 同比增长9.49倍 [5] 储能市场建设与收益 - 新型储能累计装机442万千瓦/1141万千瓦时 规模跻身全国前十 [5] - 2024年储能参与现货市场交易电量9.76亿千瓦时 产生现货价差收益1.21亿元 平均价差0.2278元/千瓦时 [5] - 10家独立储能电站参与调频辅助服务 贡献调频里程1961万兆瓦 获得调频补偿1.77亿元 [5]

公司技术突破 - 三一重能SI-193625构网型双馈风电机组通过中国电力科学研究院的构网型特性测试 [1] - 公司获得国内首张针对双馈风机的硬件在环测试报告 [1] - 公司成为国内首家双馈构网型技术获得权威机构认证的风电整机企业 [1] 行业技术进展 - 国内首次实现双馈风机构网型技术的权威认证 [1] - 硬件在环测试报告标志着行业在构网型风电技术领域取得突破 [1]