欧洲能源转型目标与进展 - 欧盟依据《欧洲气候法》设定2050年实现碳中和目标 [3] - 实施REPowerEU计划后新能源快速增长，2022至2024年光伏与风电装机分别新增约1.7亿千瓦和0.4亿千瓦 [3] - 可再生能源发电量占比已达到47% [3] 海上风电发展规划 - 北海被确立为海上风电开发核心区域，根据《奥斯坦德宣言》目标2030年和2050年装机规模分别达1.2亿千瓦和3亿千瓦以上 [3] - 包括Borwind6在内的一批重大项目已开工建设 [3] - 欧洲互联电网运营商联盟已系统规划海上电网基础设施布局与发展路线图 [3] 电网投资与建设挑战 - 欧洲电网发展滞后于电源，例如法国至西班牙直流互联项目自2013年规划至今未投产 [4] - 欧盟委员会指出到2040年输电网和配电网投资需求分别为4720亿欧元和7300亿欧元 [4] - 为解决项目审批缓慢及设备产能不足等问题，欧盟强调需提升电网规划前瞻性并优化审批流程 [4] 技术创新与产业发展战略 - 根据《净零工业法案》，欧盟计划到2030年本土净零技术制造产能达部署需求的40%，2040年关键领域全球市场份额达15% [5] - 西门子能源等企业在绿电制氢技术和纯氢燃烧重型燃气轮机研发上具备领先优势 [5] - 正推动氢能作为长周期储能介质和能源载体，以构建"零碳循环"电力系统 [5] 电力系统安全挑战 - 欧洲电力系统暴露出互联结构薄弱、调节资源缺失等短板，今年4月西班牙葡萄牙及7月捷克均发生大停电事故 [5] - 事故原因涉及电压激增和电网连锁故障，引发对新能源涉网性能不足的关注 [5]

项目概况 - 我国规模最大的蓄热式电锅炉型虚拟电厂在张家口等地供暖季同步启用 [1] - 虚拟电厂没有实体厂房 通过北京的平台聚合张家口 唐山两地共16处蓄热式电锅炉 [1] - 项目具备54.4万千瓦调节能力 提升了供暖季电网运行的稳定性和灵活性 [1] 技术原理与商业模式 - 蓄热式电锅炉在夜间电力供应充裕 电价较低时将电能转化为热能储存 在白天用电高峰时释放热能用于供暖 [3] - 国网冀北综合能源服务公司作为聚合商 将分散资源整合后参与华北电力调峰辅助服务市场 [3] - 市场机制为发电企业与虚拟电厂聚合商每日提交计划 由华北电网调度中心形成调度指令 确保负荷资源精准响应 [3] - 参与企业可获得相应收益 形成可持续的市场化运营模式 [3] 对新能源消纳的作用 - 虚拟电厂参与调峰市场对促进冀北新能源消纳发挥重要作用 [4] - 冀北地区新能源装机容量已突破8200万千瓦 占比高达76% [4] - 调峰市场运行时段设定在凌晨00:30至7:00风力大发时段和午间12:30至16:00光伏大发时段 [4] - 虚拟电厂据此灵活响应 在新能源发电多时引导用户多用电 发电不足时减少用电或释放储能 [4] 技术支持与平台创新 - 国网冀北电力依托新型负荷管理系统 打造以运营管理平台和聚合商服务平台为核心的智能大脑 [4] - 平台实现对海量分散资源的精准感知 智能控制以及对聚合商的一站式服务 [4] - 平台引入AI大模型 深度融合智能算法与业务场景 实现运行数据深度分析 市场电价趋势精准预测和调控策略动态优化 [4] - AI技术的应用显著提升了蓄热电锅炉型虚拟电厂的响应速度和运行稳定性 [4]

行业新闻 - 液化石油气新版强制性国家标准将于2026年11月1日实施 新标准增加并提高了相关技术指标要求 涵盖工业用燃料、民用燃料和车用燃料的液化石油气 [4] - 中国规模最大的蓄热电锅炉型虚拟电厂启用 该虚拟电厂聚合张家口、唐山两地共16处蓄热式电锅炉 具备54.4万千瓦调节能力 [4] 企业新闻 - 国家电网品牌价值5445.83亿元 位居中央企业第一 [4] - 中国移动通信集团将4198.13万股A股股份无偿划转至中国石油天然气集团 划转后中国移动集团合计持股约占68.85% 中国石油集团将直接持有约0.19%股份 [5] - 中国电建集团山东电力建设第一工程有限公司与中国能建集团中国电力工程顾问集团西北电力设计院联合承建巴西巴鲁埃里垃圾发电站 项目设计日处理固体垃圾870吨 装机容量19.1兆瓦 预计2027年投入运营 [5] 地方新闻 - 北京密云、怀柔、平谷、延庆四地区电网灾后重建工程已全面竣工 [6] - 甘肃完成2025年首批新能源机制电价竞价 竞价机制电量规模8.3亿千瓦时 中标价格为0.1954元/千瓦时 执行期限为12年 [6] - 内蒙古通过八条特高压输电通道累计外送电量突破8000亿千瓦时 达8032.69亿千瓦时 [6] - 青海油田新能源累计发电量突破10亿千瓦时 [7] - 新疆电网累计储能装机达1347.69万千瓦/4541.06万千瓦时 较年初新增394.24万千瓦/1363.73万千瓦时 [9] 国际新闻 - 德国将从2026年1月1日起为能源密集型产业提供补贴电价 [11] - 伊拉克总理下令停止进口汽油、柴油和煤油 因本国生产已满足消费需求 [11] - 乌克兰总统泽连斯基与多国代表讨论加强能源系统防护方案 欧盟委员会主席冯德莱恩表示欧盟将向乌克兰提供紧急能源援助 [13]

公司战略发布 - 中国华电集团有限公司在2025年中国华电新型电力系统技术创新论坛上正式发布"华电智"大模型 [1] - 该模型构建了具有公司特色的"人工智能+"创新体系，旨在支撑电力能源领域全产业链数智化转型及新型电力系统构建 [1] - 公司积极探索人工智能与能源产业融合的创新路径，加速人工智能高价值场景落地 [1] 人工智能创新体系 - 公司形成了"1265N"人工智能创新体系，其核心是1个华电智行业大模型 [1][2] - 该体系旨在形成AI供给与治理2大关键能力，夯实6类技术支柱，赋能5大业务领域，并衍生300余个智能体 [2] - 体系首创"纵横贯通"架构，包含"行业—专业—场景"三层模型，覆盖"发电、煤炭、产融、科工"全产业，贯穿"规划、建设、运行、检修、维护、管理"全生命周期 [2] 模型应用成效 - 全球首创径流预测大模型，助力预测精度提升5% [2] - 应用该模型使乌江流域水能利用提高率从近10年均值5.8%提升至10.8% [2] - 公司率先实现百万千瓦机组无断点自启停控制，宽负荷自动巡航技术指标行业领先，并研制了国内首套全栈可信智能分散控制系统 [2] 未来发展规划 - "十五五"期间，公司将全面实施"人工智能+"行动 [3] - 推进人工智能在"沙戈荒"、水风光等高价值场景中的推广应用 [3] - 目标构建"AI+电力"协同创新生态，为能源数智化转型及数字中国建设贡献力量 [3]

绿证核发情况 - 2025年9月国家能源局核发绿证2.29亿个，涉及可再生能源发电项目30.65万个，其中可交易绿证为1.58亿个，占比68.86% [2] - 2025年9月核发的绿证中，有2.00亿个对应2025年8月的可再生能源发电量，占比高达86.98% [2] - 2025年1月至9月累计核发绿证21.08亿个，其中可交易绿证为14.35亿个 [2] - 从发电类型看，2025年9月太阳能发电核发绿证数量最多，达7324万个，风电为7216万个，常规水电为6876万个，生物质发电为1360万个 [3] - 2025年1月至9月累计核发量中，风电以79112万个居首，常规水电为67499万个，太阳能发电为50117万个，生物质发电为12788万个 [3] 绿证交易情况 - 2025年9月全国交易绿证6512万个，其中通过绿色电力交易完成的为2102万个 [4] - 2025年1月至9月累计交易绿证5.29亿个，其中绿色电力交易绿证为1.79亿个 [4] - 分类型看，2025年9月太阳能发电绿证交易量最大，为3288万个，风电为2860万个，生物质发电为162万个 [5] - 2025年1月至9月累计交易量中，风电绿证交易量最高，为26204万个，太阳能发电为22861万个，生物质发电为2648万个 [5] - 2025年9月全国单独交易绿证4410万个，交易平均价格为4.99元/个，环比下降11.78% [5] 绿证交易价格 - 2025年9月单独交易绿证的平均价格为4.99元/个，较上月下降11.78% [5][7] - 按电量生产年份划分，2025年生产的绿证交易量为3252万个，平均价格为6.46元/个，价格环比下降20.32% [7] - 2024年生产的绿证交易量为319万个，平均价格为2.58元/个，价格环比下降6.22% [7] - 2023年及以前生产的绿证交易量为839万个，平均价格为0.23元/个，价格环比下降2.98% [7]

德国输配电价改革（AgNes）核心观点 - 德国联邦网络局发布《输配电价总体框架》讨论稿，旨在2029年取代现行条例，以应对能源转型带来的挑战，改革方向对我国具有重要借鉴意义 [1] 改革背景与动因 - 直接动因是欧盟法院2021年判决及欧盟委员会2024年7月发布的指南，要求监管独立并遵循统一原则 [2] - 能源转型导致电力系统运行逻辑改变，现行输配电价机制面临多重问题 [2] 现行机制面临的主要问题 - **成本分摊结构不合理**：电网成本全由终端用户承担，发电侧不承担并网费用，随着“产消者”增加，传统用户负担加重，可能形成“电价上涨—分布式电源扩张—电网用户减少—电价继续上涨”的恶性循环 [3] - **分电压等级电价结构扭曲**：大量分布式电源接入低压配网，减少对高压电能的依赖，导致高压等级成本分摊能力下降，电价被推高，甚至部分高于低压电价，扭曲的价格信号可能引发低压配网超载风险 [4] - **缺乏灵活用电激励**：对低压用户仅有电量电价，缺乏容量电价与时间信号，无法有效引导错峰用能，限制了需求侧响应和储能等灵活性资源发展 [4] 改革方向与核心举措 - **引入发电侧成本分担机制**：提出三种备选方案，包括发电侧分摊一半输配电成本（约165亿欧元/年）、承担网络接入和增量调度成本（约24亿欧元/年）或承担特殊责任的系统服务成本（约73亿欧元/年） [6] - **引入建设成本分摊费**：要求电源承担上级网络扩容成本，属于深度回收的接入价，复杂度较低并能提供选址与并网容量价格信号 [6] - **强调基于容量的计费模式**：倡导向容量电价转变，根据用户最大负荷容量确定费用，对自发自用用户探讨设立固定基本电费，以容量电价替代需量电价，激励用户优化行为并减少高峰负荷 [7] - **探索引入动态输配电价**：提出静态与动态两类分时电价，动态电价根据电网实际运行情况高频更新，旨在引导错峰用电并提升电网运行效率 [8] - **统一不同区域输配电价**：考虑统一区域标准以消除差异，增强公平性和透明度，促进跨区域电力交易和能源市场一体化 [8] - **明确储能设施成本分摊机制**：计划取消对2028年并网新建储能的20年输配电价豁免“全豁免”政策，储能需缴纳电量电价和容量电价，对以峰谷价差套利为目的的储能更适合采用容量电价 [9] - **精简电压层级及引入双向成本分摊**：考虑精简线路和变压器层级，并将低压侧用户归入下游电压层级，同时引入基于实际双向潮流的成本分摊机制，以更符合成本动因原则 [10] 对我国的启示 - **推动引入接入侧电价机制**：借鉴德国经验，通过价格信号引导电源合理选址，降低并网社会成本，可从浅度接入模式收费起步 [11] - **优化输配电价两部制结构**：考虑适当提高容量电价占比，激励用户合理分配负荷，降低电网投资压力，对低负荷率用户如自发自用项目可提高容量电价回收占比 [12] - **完善输配电成本分摊机制**：在分布式能源快速增长背景下，探索研究基于实际潮流的成本分摊机制，体现不同网络节点的边际成本 [12] - **优化储能设施输配电价政策**：需完善储能的电网接入和成本分摊政策，通过价格手段激励其发挥灵活性调节功能，确保政策既体现成本又避免过度补贴 [12]

11月3日，位于浙江宁波的北仑电厂9号机组经过168小时满负荷试运行后，顺利投产。自此，北仑电厂 成为我国装机规模最大的火力发电厂，其发电能力稳居全国火电之首。 9号机组满负荷试运行过程中系统设备运行稳定，平均负荷率达100%，各项性能指标优异。目前，北仑 电厂共建设有9台机组，今年最新投产的8号和9号两台百万千瓦机组，采用多项先进技术，供电煤耗为 257.24克/千瓦时，是国内同时期、同类型机组的绿色火电标杆。 国家能源集团浙江北仑电厂工程部负责人 孙城：随着9号机组的顺利投产，北仑电厂9台机组满负荷下 一天可发约1.76亿度电，能满足约2000万户家庭一天的用电需求，预计年发电量超400亿度，极大满足 了华东地区的安全用电需求。 北仑电厂刚刚投运的9号机组，首次在百万千瓦机组上应用了烟气冷凝等多项技术，使得污染物排放下 降了60%。随着9号机组的正式投运，北仑电厂的火电装机容量达到了734万千瓦，成为我国装机规模最 大的火力发电厂。 ...

论坛核心成果 - 南方电网新型电力系统发展白皮书在论坛上正式发布，系统梳理了公司“十四五”期间的建设成果与创新实践 [1] 绿色电力供给 - 建成世界最大规模交直流互联电网，西电东送累计电量超9500亿千瓦时，送电能力突破5800万千瓦 [1][2] - 新能源装机容量超2.57亿千瓦，较2020年增长3.5倍，成为区域第一大电源，非化石能源装机占比达66% [2] - 西电东送清洁电量占比超80%，藏东南至粤港澳大湾区±800千伏特高压直流等一批重点工程启动或建设 [2] - 风电、光伏短期预测准确率分别高达88%、93%，减少数百万千瓦调节电源建设成本 [2] 绿色电力消费 - “十四五”以来南方五省区电能替代电量突破2400亿千瓦时，电能占终端能源消费比重达34%，高出全国平均水平5个百分点 [3] - 在全国率先实现充电桩乡镇全覆盖，超10万支充电桩遍布城乡，粤港澳大湾区达成欧标充电桩县区全覆盖 [1][3] - 2025年绿电绿证交易量达2500亿千瓦时，超此前三年总和，港澳台绿证交易实现全覆盖 [3] 源网荷储协同 - 抽水蓄能装机突破“三个一千万”，新型储能装机超1500万千瓦，需求侧响应水平达7.6% [5] - 110余家虚拟电厂聚合可控负荷1580万千瓦，深圳虚拟电厂集群实现110万千瓦实时可调负荷，响应速度达毫秒级 [5][6] - 规划建设千万千瓦级电力负荷“资源池”，接入可控负荷达全网最大负荷的24.6%，电动汽车邀约填谷、V2G反向放电场景全覆盖 [6] - 建成35个新型电力系统示范区和36个近零碳示范区，其中25个获碳中和认证 [6] 数字化与智能化 - 超100万公里输电线路实现“机巡为主、人巡为辅”，500千伏及以上线路灾害风险智能感知全覆盖 [8] - 99.5%变电站实现无人值守，配电自动化覆盖率提升至99.72%，配网自愈覆盖率达97.71%，较2020年分别提升50和超63个百分点 [8] - “大瓦特·驭电”大模型获世界人工智能大会最高奖，全自主可控电力市场求解器“天权”计算性能超越国际顶尖产品 [8] - 电鸿生态圈链接超500家产业伙伴、3000余款电力终端，适配100余款主流芯片和40余款模组 [8] 市场机制与创新 - 电力交易市场主体注册数量超过22万家，占全国四分之一，市场化交易电量占比超七成 [1] - 粤桂黔出台共享储能租赁指导价，桂黔琼建立调峰辅助服务市场，调频服务实现五省区全覆盖结算 [6] - 公司牵头组建电力行业人工智能联盟，发布能源领域电力方向首个国家人工智能应用中试基地 [9]

活动概况与意义 - “绿证走进京津冀”活动于10月29日在雄安新区举办，旨在推动绿色电力证书在京津冀地区的广泛应用，促进能源结构绿色转型 [1][2] - 活动由北京电力交易中心主办，国网河北电力承办，采用“主会场+分会场”联动模式，现场及分会场共有200余位嘉宾出席 [2] - 该活动是继粤港澳大湾区、长三角、黄河流域后的又一次重要活动，标志着京津冀绿证市场进入规模化、规范化发展的新阶段 [2][6] 绿证制度发展与市场表现 - 中国自2017年启动绿证制度，已构建起全球最大、发展最快的可再生能源体系，制度体系实现了全范围覆盖、全周期闭环 [2][3] - 今年前三季度，京津冀区域绿证交易规模突破6500万张，同比增长86% [2] - 国家能源局未来将加快建立强制与自愿消费相结合的可再生能源消费机制，强化电—碳—证衔接，拓展绿证应用场景并推动国际互认 [3] 京津冀地区创新实践 - 北京积极推动园区绿色转型，探索绿证绿电与碳交易、绿色金融业务融合发展，例如在亦庄经济技术开发区建立电碳协同抵扣机制 [4] - 天津于2024年成立全国首个省级绿证绿电服务中心，推出15项服务举措，并在全市27个供电营业厅设立服务专区 [5] - 在天津举办的上海合作组织峰会中，重要服务场所共获取绿证3250张，实现全绿电办会 [5] 区域具体举措与成效 - 河北建立保障数据质量的流程机制，国网河北电力已助力省内新能源企业实现绿证核发量突破2亿张 [5] - 河北积极推动数据中心绿色用能，构建绿色电力消费核算机制，帮助企业精准核算绿色电力消费 [5] - 三地协同创新共同推动了京津冀地区绿证市场的蓬勃发展，为全国绿证推广应用提供了可借鉴的模式 [4][6]

政策目标 - 到2027年建成一批虚拟电厂示范项目，力争全省虚拟电厂调节能力达到100万千瓦以上，并基本建立技术标准与初步市场体系 [1] - 到2030年力争具备300万千瓦以上调节能力，商业模式更加丰富多元，资源聚合及响应能力提升 [1] 重点任务 - 实施虚拟电厂试点示范项目，通过降低用户整体用能成本探索可持续的商业化运营模式 [2] - 完善虚拟电厂发展体系机制，编制配套规则文件，研究制定适应其发展的市场规则 [2] - 由省电力公司建设虚拟电厂运营管理平台，实现全省虚拟电厂的统一管理与服务 [2] - 提升虚拟电厂运行水平，指导运营商加强安全管理，服从统一调度管理 [2] 规范与指南 - 配套制定的《指南》详细规范了虚拟电厂的组织架构、平台接入、能力校核、市场注册与准入等关键环节 [2] - 《指南》为虚拟电厂的规范建设与运营提供了具体依据，覆盖市场运营和交易、计量与结算以及退出管理 [2]