项目技术突破 - 自主研发制造世界最大卷扬式垂直升船机主提升机 创造全球卷扬式垂直升船机领域新高度 [1] - 承船厢尺寸达144米×17.2米×11米 长度和高度超越三峡升船机船厢 获提升船厢全球最长世界之最 [3] - 承船厢结构自重2900吨 含设备后达3500吨 提升总重10700吨 打破卷扬式升船机提升总重最大世界纪录 [3] - 280吨核心部件卷筒实现微米级精密制造 提升高度达88.8米 [3] - 主提升机累计获得国家授权专利8项 应用自有专利技术24项 [5] 项目战略意义 - 属于国家西部陆海新通道和珠江－西江经济带建设战略性项目 解决右江断航20年难题 [3] - 设计通航标准为2×500吨级船队兼顾1000吨级单船 年单向通过能力602万吨 [3] - 承船厢有效水域尺度130米×12米×3.9米 可同时容纳2艘1500吨船舶 [3] - 加速打通云南最近水运出海通道 推动珠江—西江经济带发展 [5] - 助力云桂两地对接粤港澳大湾区 [5] 工程特性 - 采用上游船闸+长距离中间渠道+下游升船机组合模式 [3] - 全国交通运输行业首个大型升船机项目 全球在建最大升船机 [3] - 提升总重10700吨位列世界第二 仅次于三峡升船机的15500吨 [3]

文章核心观点 - 当前电力市场对套利行为的认识存在偏差，需正确区分利用规则缺陷的“无风险套利”和承担风险的正常市场策略“合规套利” [1] - 市场规则设计缺陷是产生无风险套利机会的主因，完善规则、消除漏洞是抑制无风险套利、维护市场公平效率的关键 [1][3] - 应避免对经营主体的正常策略行为进行过度干预，同时通过提升市场透明度和主体技术水平，推动价格发现和资源配置优化 [1][11] 套利行为的定义与分类 - 套利在金融经济学中特指确定性获得无风险利润的机会，即“无风险套利” [2] - 若市场长期存在无风险套利机会，多表明规则或制度存在缺陷或问题 [2] - 电力市场中将承担对等风险的合规市场操作行为定义为“合规套利”，此类行为利用自然价格差异，可促进市场有效性 [2] - 市场中寻求价差收益的行为可分为利用规则缺陷的“无风险套利”和合法成熟的“合规套利” [2] 电力现货市场特性与监管重点 - 电力现货市场具有高度动态性和复杂性，市场设计初期难以完全规避无风险套利可能，增加了监管难度 [3] - 规则制定应致力于避免市场成员利用机制不合理、权责不对等、信息不对称等获取不合理收益 [3] - 需构建机制合理、运转高效的市场，通过提升透明度和约束力来抑制无风险套利，保障公平竞争 [3] 经营主体正常策略行为分析 - 用户侧在日前市场调整申报电量以赚取日前实时价差收益属于正常策略行为（合规套利） [4][5] - 当多数用户基于预测调整日前申报量时，会抬升日前价格并放大策略风险，市场机制可约束主体行为并推动技术进步 [4][5] - 此类行为风险与收益对等，应在市场限价约束内予以鼓励，避免过度干预降低市场运行效率 [5] 无风险套利的产生途径与示例 - 部分市场存在日前可靠性机组组合未与日前市场分离的问题，导致用户侧申报不影响出清价格但参与结算，可能产生信息不对称下的无风险套利 [6][7] - 需求侧响应补偿标准与现货价格上限不衔接可导致无风险套利，例如某试点用户削峰价格最高为4.5元/千瓦时，是省级现货市场申报价格上限的3倍 [7][8] - 峰段电量在未足额支付电费的同时可通过削减用电获利，此不合理机制可能反向激励更高峰段负荷，放大套利规模 [8] - “中长期—现货”价差、市场信息不对称等价格机制不协同问题也可能造成无风险套利机会 [8][9] 消除无风险套利的根本手段与市场建设方向 - 根本手段在于加速市场化建设、提升技术创新热情、解决机制间不衔接问题 [10] - 价格机制设计应与电能量、容量、辅助服务、避险机制等有效统筹，按照“降低无风险套利空间”思路完善规则 [10] - 应逐步破除相关交易的优先级或边界，完善基于价差的跨省跨区输电优化机制，减少人为设定优先级 [10] - 需引入主体广泛参与省间交易，扩大市场化交易体量，配套推动输配机制改革，探索输电权交易 [10] - 市场成员应通过提升预测技术和交易水平推动价格发现，过于严格的长期价格管制易使主体产生“躺平思想” [11] - 建议市场中国企央企专注推动预测技术精度及交易水平提升，并同步加快电力市场法治建设 [11]

事件概述 - 四川电力现货市场于结算试运行期间出现全天负电价，出清最高价格为-34.87元/兆瓦时，最低价格为-50元/兆瓦时（下限价格），全天有56个时段达到下限价格，刷新了国内连续负电价的纪录 [1] 负电价成因 - 负电价主要由电力供给严重大于需求导致，9月20日四川省电力供需比高达1.48 [1][2] - 供给端：四川水电装机占比超过60%，近期全网来水较去年同期偏丰近6成，部分水电站蓄水已满，为缓解库容压力而申报负价发电 [1] - 需求端：因持续阴雨和气温下降，省内电力负荷走低，9月20日最高负荷为4100万千瓦，最低负荷为3365.8万千瓦 [1] - 外送电力在400~800万千瓦之间，外受电力在517~746万千瓦之间，省间现货由2024年同期购入电力变为2025年售出电力，反映供需形势快速变化 [1] - 可再生能源出力已基本满足省内负荷需求，但省内仍有至少2000万千瓦的火电机组，加剧了供给过剩 [2] 负电价的市场意义 - 负电价是电力现货市场价格“能涨能跌”的体现，是新能源发展达到一定阶段的正常现象，反映了系统中大规模新能源的发电特点 [4] - 负电价可作为价格信号，引导用户削峰填谷，并激励调节性发电资源在负电价时段少发电 [4][5] - 欧洲电力市场今年一季度负电价时段同比增长103%，达到814次，表明此现象是行业普遍趋势 [4] - 对于享受补贴或机制电价保障的新能源项目，申报负电价后仍有一定收益，煤电等常规电源则通过中长期合约和容量电价规避部分风险 [4][5] 行业挑战与启示 - 负电价反映出四川新能源等不可调节性电源的消纳面临严峻挑战，省内近50%的电源（不包括调节式水电）不具备调节能力，出力具有波动性 [5] - 未来新能源装机快速发展，出现负电价的频率会更高 [5] - 行业迫切需要建立全容量补偿机制，目前煤电容量电价在7个地区执行50%的补偿标准，但新能源的快速发展使得调节性电源难以从电能量市场获得足够收益 [6] - 预计未来煤电等调节性电源近一半的收入需来自容量补偿，需配套机制以保障电力系统安全稳定和市场平稳运行 [6] - 电力供应能力充裕是行业发展到一定程度的特征，但会拉低电能量价格水平，最终可能通过额外经济机制推高终端用户电价，电源投资的合理收益与终端电价水平的权衡是行业规划决策的难题 [7]

项目与技术突破 - 中国华电集团碳资产运营有限公司依托辽宁华电铁岭新台子一期2.5万千瓦风电离网储能制氢一体化项目完成高纯氢气产品碳足迹核算 [1] - 项目采用离网风电为主、必要时下网电补充的制氢技术路线 生产的高纯氢气纯度达99.999% [1] - 构建覆盖全生命周期的绿氢产品碳足迹标识认证方案并开展绿色认证实践 [1] 行业政策背景 - 我国产品碳标识认证制度已明确首批17种产品试点目录 在25个省份开展重点领域试点 [1] - 当前试点目录暂未包含绿氢等化工相关品类 [1] - 此次探索为能源领域暂未纳入试点的绿氢产品提供实践样本 [1] 战略意义与数据建设 - 核算成果客观反映项目低碳水平 为绿氢产品拓展绿色场景筑牢根基 [1] - 成功建立绿氢碳足迹基础数据库 为后续开展绿色产品相关业务提供关键数据支撑 [1] - 是中国华电践行"双碳"目标的重要实践 [1]

双碳目标与能源转型 - 中国宣布2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和 [1] - 构建全球最大、发展最快的可再生能源体系 全社会用电量中绿电占比达三分之一 [1] - 能源行业在能源结构转型、科技创新引领和生态协同治理三方面持续突破 [1] 能源结构多元化转型 - 煤电装机占比和发电量占比4年分别下降13.5个百分点和4.7个百分点 [3] - 可再生能源发电装机占比由40%提升至60%左右 [4] - 风电光伏年新增装机连续突破1亿千瓦、2亿千瓦、3亿千瓦关口 [4] - 非化石能源消费占比以每年1个百分点速度持续增长 [4] 煤电低碳化改造 - 国家能源集团山东寿光项目年消纳蔬菜秸秆52万吨 替代标准煤12.5万吨 [3] - 华能正宁电厂CCUS项目年捕集150万吨二氧化碳 [3] - 煤电逐步向基础保障性和系统调节性电源并重转型 [3] 电网基础设施建设 - ±800千伏哈密—重庆特高压工程实现新疆电能7毫秒送达重庆 [4] - 藏粤直流工程将向粤港澳大湾区年输送超430亿千瓦时清洁能源 [4] - 电网企业推进跨省跨区输电通道和新能源配套主网架工程建设 [4] 能源技术装备创新 - 华龙一号三代核电机组实现全面商运 [6] - 全球首台15兆瓦全自主可控F级纯氢燃气轮机实现氢能零碳发电 [6] - 新型储能装机规模达9500万千瓦 5年增长近30倍 [6] 储能技术应用 - 国家电网浙江三门项目年调节绿电超6000万千瓦时 [6] - 华能建成全球单机功率最大盐穴压缩空气储能电站 年节煤27万吨 [6] 氢能产业发展 - 2024年中国氢能生产消费规模超3600万吨 位列世界第一 [7] - 可再生能源制氢产能超过全球一半 [7] - 青岛氢能产业园年产绿氢600吨 形成发电制氢用氢闭环 [7] 生态能源协同发展 - 国家能源集团宁夏光伏基地通过"板上发电、板间种植、板下修复"促进荒漠生态恢复 [9] - 华能云南"咖光互补"项目年发电超5000万千瓦时 实现光伏与咖啡种植结合 [9] - 中国大唐青海清洁供暖项目为126万平方米区域提供零碳热源 [9] 绿色民生工程 - 中国石化拉萨高海拔区域成功造林2.27万亩 建成生态廊道37千米 [9] - 三峡集团开展长江水生生物保护与增殖放流 推动珍稀鱼类种群恢复 [9] - 南方电网建成全国首座"金级碳中和"建筑 年发电26万千瓦时 [9]

能源电力领域绿色发展 - 能源电力领域作为实现双碳目标的主战场 绿色发展步伐不断加快 [1] - 市场价格作为资源价值体现的核心和资源配置的指针 有效激发绿色转型活力 [1] - 需要完善适应转型要求的电价机制 发挥价格牵引作用促进经济发展模式转变 [1] 电价改革进展 - 五年来电价改革持续提速加力 不断完善发输配用各环节价格机制 [2] - 煤电全面放开发电上网电价 建立煤电容量+电量电价机制 推动煤电向调节支撑性电源转型 [2] - 新能源实现从平价上网到竞价上网转变 以市场化方式支撑发展规划目标 [2] - 第三监管周期电网输配电价改革优化电价结构 构建新能源就近消纳价格机制 [2] - 建立工商业用户顺价方式形成电价的市场化机制 完善分时电价机制发挥杠杆作用 [2] 发电环节改革方向 - 需完善推动电源结构持续优化的价格信号 优化竞价限制设置并合理设定竞价上下限 [3] - 对水电核电等固定成本高电源 可构建差价合约机制 [3] - 对煤电气电新型储能等 可采用容量电价补偿+市场电量竞争电价两部制机制 [3] - 需构建新型容量市场机制 以竞争方式形成资源发展价格信号 [3] 电网环节改革方向 - 需健全适应清洁资源经济高效利用的输配电价机制 [4] - 推动两部制或单一容量制跨省跨区价格机制落地 支撑区域协同绿色转型 [4] - 以容量+电量或单一容量输电价格机制减少清洁资源消纳阻碍 [4] - 完善输配电核价机制 探索单位电量资产比转向单位电源装机容量和最大负荷平均值资产比约束机制 [4] - 将电网替代型储能纳入输配电价核价范围 服务清洁资源大规模开发利用 [4] 用电环节改革方向 - 需激发用电价格引导低碳消费的杠杆作用 [4] - 制定对标先进能耗碳耗标准的重点产业行业阶梯电价政策 系统优化执行标准 [4] - 优化居民用电价格机制 精细设计分时电价政策 灵活优化时段划分与浮动比例 [4] 配套政策需求 - 需强化可再生能源消纳责任落实 挖掘绿电绿证在供应链采购和绿色消费的应用场景 [5] - 同步推进碳市场建设 通过价格传导作用促进协同节能降碳 [5] - 加快碳市场行业扩围进度 逐步缩小免费配额供给 准确反映碳要素环境价值 [6] - 通过电力市场传导碳价 利用电力行业覆盖广优势实现价格效用最大化 [6]

新能源汽车与交通减碳 - 交通领域减碳对实现双碳目标具有重要地位[1] - 新能源汽车带动三大革命：动力电动化、能源低碳化、系统智能化[1] - 动力电动化核心包括混合动力、纯电动和氢燃料电池等新能源动力系统[1] - 能源低碳化核心是可再生能源转型，结合集中式与分布式能源，利用氢气和电池储能[1] - 系统智能化重点是将电动汽车作为智能用能储能终端，构建虚拟电厂，发展车网互动[1] 氢能与未来能源体系 - 氢既是能量载体又是物质转化单元，与电同等重要甚至更为重要[2] - 未来可持续能源体系需构建全产业链，使消费端100%使用绿电和氢[2] - 应重点发展固态氢储运、新材料管道运输等储运氢技术[6] 煤电转型与技术方向 - 新一代煤电发展需遵从增容减量原则，运行方式改变使容量电价等成为重要收益来源[3] - 应以全工况加权平均综合供电煤耗作为机组运行经济性评价指标[3] - 燃煤发电未来技术方向是低碳、灵活、高效、智能[3] - 煤炭行业面临煤、废、碳的不可能三角制约，需探索协同发展路径[7][8] 减污降碳与政策体系 - 减污降碳协同增效成为核心路径，预计2060年全国PM2.5浓度可降至25微克/立方米[4] - 十五五期间应重点攻克碳排放统计核算难题，完善政策与治理体系[5] - 需加强能源市场和碳市场体系联动融合，动态调整政策目标分解[5] - 应按照企业—行业—区域顺序做好碳排放核算，尽早开展核算一体化工作[5] 新一代储能材料与装备 - 发展新一代储能材料与装备是大规模应用清洁能源的刚性需求[6] - 新一代储能需解决传统储能瓶颈，发展高安全、低成本、环境友好型技术[6] - 重点发展镁电池、钠电池、金属空气电池、固态锂电池等新一代电池材料及系统[6]

电碳协同核心观点 - 电碳协同是实现能源安全与气候目标的重要路径 通过电力系统与碳治理体系的协同发展推动经济社会全面绿色转型 [1] - 电力系统是社会深度脱碳的核心基础设施 提供规模可观 安全可靠 经济可行的绿色电力 是工业 交通 建筑等领域低碳转型的根本保障 [2] - 电碳协同从目标路径 市场机制 核算基础与产业布局等多个维度实现突破 在"十五五"碳达峰关键阶段满足电力消费刚性增长需求并统筹新能源消纳与系统安全 [1][4] 行业发展现状 - 中国建成全球最大 发展最快的可再生能源系统 2024年全国发电量首次突破10万亿千瓦时 占全球总发电量的三分之一 [2] - 新能源 储能 氢能等既是能源结构转型关键技术 也属于战略性新兴产业的重要组成部分 [3] - 零碳园区 绿电园区 绿色工厂等创新模式实现能源 产业 数据多要素深度融合 推动能源生产与消费低碳协同 [3] 市场机制建设 - 电碳协同推动碳市场 电力市场 绿电绿证交易等多机制形成政策合力 通过目标协同与政策联动激励多元主体参与减排 [2] - 全国碳市场快速发展 覆盖范围逐步扩展 管控直接碳排放 全国统一电力市场加速建设优化电力资源配置 [4] - 绿电绿证政策和市场机制健全完善 持续提升绿色电力供给能力 [4] 核算体系构建 - 电力系统充当数据支撑平台 为不同区域 行业及企业提供精准碳核算服务 助力碳治理精细化与科学化 [2] - 电力在全国碳排放统计核算体系建设中角色日益重要 实现多层级电力碳核算数据互联互通是支撑全社会深度脱碳的重要基础 [4] 产业布局优化 - 产业绿电协同推动产业与能源结构深度耦合优化 实现清洁能源与产业发展的空间匹配和价值闭环 [5] - 算力电力协同以数字化赋能电力系统绿色转型 同时推动绿色电力服务数据中心 智算中心等新型基础设施减排 [5] - 绿电供需协同形成"源网荷储"协同的低碳用能模式 供给侧与需求侧协同发力 [5] 目标实施路径 - 制定基于"安全—低碳—经济"动态平衡的电力减碳路线图 统筹能源安全 低碳转型和经济可承受性 [4] - 在电力需求不断增长背景下 必须避免因过度侧重某一目标而影响整体系统稳定性 [4] - "十五五"时期需满足电力消费需求刚性增长 同时统筹新能源高效消纳与电力系统安全稳定运行 [1]

零碳园区基本概念与政策背景 - 2024年中央经济工作会议首次提出建立一批零碳园区 [2] - 零碳园区旨在通过规划、技术和管理使园区碳排放降至近零水平并具备净零条件 [2] - 国家已启动第一批和第二批碳达峰试点建设为零碳园区提供实践经验 [1] - 2025年将启动国家级零碳园区建设推动绿色转型从单点创新迈向系统创新 [1] 零碳园区建设重点领域 - 加快园区用能结构转型发展绿电直连和新能源就近接入等绿色电力直接供应模式 [3] - 推动园区供热系统清洁低碳化并大力推进节能降碳改造及用能设备更新 [3] - 调整优化园区产业结构布局低能耗高附加值新兴产业探索以绿制绿模式 [3] - 完善升级电力、热力、氢能等基础设施并加强绿色建筑和绿色交通建设 [3] - 强化园区资源节约集约提高资源利用水平健全废弃物循环利用网络 [3] - 加强先进适用技术应用打造低碳零碳负碳技术示范场景 [3] - 提升园区能碳管理能力建设能碳管理平台强化负荷监控与调配 [4] - 支持政府、企业、电网等多主体参与探索零碳园区建设新模式新机制 [4] 零碳园区评价标准与目标 - 核心指标要求单位能耗碳排放低于0.2-0.3吨/吨标准煤清洁能源消费占比超过90% [6] - 引导指标包括工业固体废弃物综合利用率超过80%和工业用水重复利用率超过80% [6] - 河北目标通过2-3年培育建设形成可复制推广的零碳工厂和工业园区经验模式 [6] - 到2030年零碳矿山吨原煤二氧化碳排放量较2020年下降80%以上零碳开发区下降60%以上 [6] - 2025年启动零碳园区申报遴选2026至2028年全面开展国家级和自治区级建设 [7] - 到2027年多省目标培育50家以上零碳工厂打造5-15个省级零碳园区 [7][8][9] - 到2030年力争累计建成20个以上零碳产业园区构建零碳发展长效机制 [8] - 到2027年绿色工厂累计达500个绿色园区达36个近零碳园区试点达24个 [8] 零碳园区示范案例 - 博鳌东屿岛零碳示范区实现新能源发电与用电自平衡供电可靠率高达99.999% [10] - 园区新能源消纳率和可再生能源替代率达100%碳排放从2019年1.13万吨降至2024年零碳 [10] - 特来电总部基地大楼为全球首个超阶零碳大楼依托光伏和储能实现100%绿能替代 [11] - 大楼光伏玻璃幕墙日发电量达1500千瓦时可实现全楼最高25%的绿能替代 [11] - 新疆塔里木油田沙漠公路为我国首条零碳沙漠公路光伏年发电量超300万千瓦时 [12] - 项目每年较柴油发电减少二氧化碳排放3410吨实现抽水灌溉零碳排放 [12] - 乌东德水电站零碳智慧坝区规划建设10兆瓦分布式光伏年生产约1400万千瓦时绿电 [14] - 北京城市绿心森林公园为北京市首个全域零碳公园通过绿电交易实现100%绿电供给 [14]

政策背景与战略意义 - 国家发改委和国家能源局发布《关于推进"人工智能+"能源高质量发展的实施意见》，旨在提升能源领域人工智能创新应用技术水平，加快人工智能与能源产业深度融合，保障能源安全稳定供应和绿色低碳转型 [2] - 《实施意见》为能源行业把握人工智能发展战略机遇提供方向、蓝图和路径，对系统推动人工智能与能源深度融合具有重要指导作用 [3] - 政策出台旨在加强战略引导，抢抓人工智能发展重大战略机遇，凝聚行业共识，释放AI赋能效能，以支撑能源高质量发展和高水平安全 [4] 政策核心内容与目标 - 《实施意见》系统谋划了"AI+能源"行动的指导思想、发展目标、关键举措及保障措施，形成以高价值应用场景为依托的行动路线 [5] - 政策突出应用导向，系统布局了AI+电网、AI+新能源等8大领域高价值场景，以破解高价值场景不足、关键资源共享度不高等行业共性瓶颈 [6] - 行动路线以提升创新应用技术水平为主攻方向，并以电算协同发展为支撑 [5] 公司实践与应用成果 - 公司建成人工智能基础设施重大工程，发布首个自主可控大模型"大瓦特"，并建设国家人工智能应用中试基地（能源领域电力方向） [7] - 公司规划建设营销、输配电、调度等各业务域场景超350个，业务赋能成效显著 [8] - 研发自主可控电力定制求解器"大瓦特·天权"，攻克超大规模优化计算世界难题，赋能全国统一电力市场建设 [8] - 创新研发智能仿真大模型"大瓦特·驭电"，荣获世界人工智能大会最高奖项SAIL奖，并入选央企十大国之重器 [8] 关键技术要素与生态建设 - 公司建成全自主可控算力集群，打造高质量数据集，构建"大瓦特"模型体系，强化人工智能关键技术和要素供给 [9] - 上线我国首套电碳算协同运营系统，推动"电-碳-算"协同发展 [9] - 建成南方能源行业可信数据空间，引入130余家生态主体，与11个行业数据空间互联互通 [9] - 牵头成立电力行业人工智能联盟，举办多场AI大赛，开展算力、算法赛马，带动生态共同发展 [9] 未来发展方向 - 公司将以高价值场景为靶心，持续夯实算力、模型、数据等要素供给，完善人工智能运营机制 [10] - 目标打造"全息感知、数字孪生、智慧决策和人机协同"的"数字电网智能体"，推动生产、经营和管理全方位变革 [10] - 旨在为行业打造数字化绿色化协同促进新型能源体系和新型电力系统建设的范式，并抢占电力垂直领域人工智能发展制高点 [10]