算力增长与碳中和挑战 - 全球算力规模预计未来五年年均增速超过50%，市场需求快速攀升 [1] - 数据中心年用电量将从2022年4600亿千瓦时增至2030年7500亿~2.3万亿千瓦时，对应碳排放达3.4亿~10.4亿吨二氧化碳 [1] - 需实现算力增长与电力消耗碳排放解耦，以赋能各行业低碳转型 [1] 算力与电力基础设施矛盾 - 算力发展速度远超电力设施建设节奏，导致电网接入资源紧张 [2] - 数据中心大型化与区域集聚化趋势加剧局部电网供电稳定性冲击 [2] - 全球60%发电量依赖化石燃料，短期用电需求增长可能制约能源转型 [2] 绿色电力解决方案 - 优先在风光水等零碳电力富集地区建设数据中心，就近消纳绿电 [3] - 建议采用电力直供、微电网、跨省绿电交易等方式保障绿电供应 [3] - 需组合分布式可再生能源、绿电专线、绿证交易等多元化采购方式 [3] 算电协同发展路径 - 需建立专业团队管理能源供应与算力调度系统，实现跨地区资源优化配置 [4] - 电力市场需设计价格激励信号，推动数据中心参与现货与辅助服务市场 [4] - 建议在可再生能源富集区示范全绿电直供，探索氢氨醇燃料电池等零碳供电技术 [4]

能源转型顶层设计特征 - 能源体系转型呈现政府主导特征但政策传导存在多重摩擦阻力表现为制度刚性与市场弹性间的动态张力[2] - 可再生能源配额制执行中地方政府需平衡传统化石能源利益诉求并受限于电网消纳能力与技术适配性约束[2] - 全局最优解战略导向与局部利益最大化行为选择冲突导致国家愿景与地方实践路径偏离例如西电东送跨区配置方案难以调动资源富集省份投资积极性[2] 三螺旋理论框架重构 - 经典三螺旋理论在能源转型领域面临适配性挑战因技术创新主体包含独角兽企业为代表的商业研发力量[3] - 市场调节需兼顾民生保障等社会价值目标需构建政策—市场—技术新型三螺旋协同模型[3] - 新模型引入双向反馈与自适应调节机制政策引导市场方向市场优化资源配置技术提升治理效能形成螺旋式上升协同效应[3] 治理机制实施路径 - 制度韧性培育需建立弹性监管框架通过立法明确碳中和目标法定约束力同时设计阶段性豁免条款为新兴技术预留试错空间可借鉴欧盟创新窗口机制[4] - 市场活力激发需创新金融工具与交易模式推广绿电交易增加碳金融衍生品构建跨区域电力期货合约体系并建立全国统一绿色电力认证平台[4] - 技术动能赋能需利用数字孪生技术提升电网运营效率智能算法优化可再生能源并网调度区块链确保绿证交易可追溯性人工智能驱动碳排放监测网络需关注技术标准互认问题[4]

上海电力主网建设成就 - 全国首条±500千伏超高压直流输电线路于1990年在上海投运 [1] - 2009年建成超高压城市环网，形成"双环九联络"主网网架及"五交四直"对外联络通道 [1][27] - 以14座500千伏变电站为中心划分电网分区，结合大容量发电厂构建高效电力保障体系 [3][27] 电网结构优化 - 220千伏分层分区供电深入负荷中心，减少电力传输损耗 [3][27] - 中压电缆网采用"钻石型"双环网设计提升负荷转供能力 [8] - 10千伏架空网采取多分段多联络方式，配备故障指示器及自动化装置 [8] 数字化与智能化建设 - 配电自动化终端全覆盖，分钟级/秒级自愈线路占比大幅提高 [3][28] - "浦睿"机器人实现变电站操作任务精准执行，支持极端情况应急操作 [5][28] - 无人机一体化系统在复杂区域提升配电网运维效率 [5][28] 供电可靠性管理 - 2024年全口径供电可靠率达99.994%，核心区连续5年保持99.999%国际领先水平 [27] - 国内率先实现全域低压供电可靠率统计，纳入低压营配融合考核体系 [3][27] - 建立停电预算管理模式，严控用户重复停电，实现1分钟内精准停电研判 [11] 配电网精准投资 - 将全市配电网细分为366个供电网格实施精细化画像管理 [8] - 推进配电网升级改造3年行动，重点改造高耗能配变及老旧设备 [8] - 采用标准化、智能化配电设备，推进户外设备全绝缘化改造 [9] 华电俄罗斯能源合作 - 捷宁电站总装机容量48.3万千瓦，年发电量302亿千瓦时，年供热量81.4万吉焦 [14][19] - 项目占雅罗斯拉夫尔州用电量48%，累计纳税超60亿卢布，提供近200个就业岗位 [19][20] - 采用高效节能设备减少25%天然气消耗，降低三成大气污染物排放 [19] 华龙一号核电技术 - 全球首堆福清核电5号机组2015年开工，2021年商运，打破"首堆必拖"魔咒 [16][17] - 采用177堆芯、能动与非能动安全系统、双层安全壳等自主创新技术 [16][22] - 单机组年发电量满足中型城市一年需求，5/6号机组累计发电近650亿千瓦时 [18] 民营资本参与能源建设 - 部分核电项目民间资本参股比例达20% [22] - 1-4月民营企业中标率同比提高5个百分点，1亿元以下项目中标数量占比超80% [23] - 国家将推出总投资约3万亿元的交通运输、能源等重点领域优质项目 [23] 绿证国际认可进展 - RE100全面认可中国绿证，简化在华企业绿电消费声明流程 [24][25] - 中国绿证市场成熟为在华企业实现RE100承诺提供新选择 [24] - 水电总院与气候组织签署备忘录，推动中国绿证国际化及绿色电力消费转型 [25]

水电站大坝规模与装机容量 - 全国在国家能源局注册备案的水电站大坝数量达到700座 [1][2] - 总装机规模突破3 34亿千瓦 占全国水电总装机容量的76% [2] - 总库容超5191亿立方米 占全国水库总库容的52% [2] 大坝安全管理与运维提升 - 国家能源局开展多项安全专项行动 包括隐患排查整治 安全提升 治本攻坚三年行动 [4] - 33座大坝注册等级提升至甲级 全国水电站大坝甲级占比从93%提升至97% [4] - 第五轮大坝安全定期检查完成 第六轮已启动202座 累计治理较大以上工程隐患12个 [5] 大坝安全技术进展 - 大坝安全在线监控系统实现应建尽建 采用北斗高精度变形监测 卫星遥感 无人机/船等技术 [5] - 水电站大坝北斗安全监测及应急远程控制系统获评"2024年度国家能源研发创新平台十大科技创新成果" [5] - 小湾电厂"坝肩边坡GNSS自动化系统建设项目"实现软硬件100%国产化 [5] 法规与标准体系建设 - 《能源法》发布实施 为水电站大坝安全监管提供法律支撑 [6] - 出台《水电站大坝运行安全应急管理办法》《水电站大坝工程隐患治理监督管理办法》 [6] - 近五年累计发布大坝安全领域技术标准57项 涵盖安全监测 风险应急 信息化建设等维度 [6] 行业发展历程与未来方向 - 注册大坝数量从1997年的94座增长至目前的700座 [6] - 大坝中心将持续完善监察体系 强化监察手段 优化监察服务 [6]

政策背景与意义 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布《电力辅助服务市场基本规则》，标志着我国电力辅助服务市场建设进入新阶段 [1] - 新能源装机占比超43%，其波动性对电网安全提出挑战，传统计划模式无法满足需求，需通过市场化手段激发多主体协同调节潜力 [10] - 《规则》是全国统一电力市场"1+N"基础制度规则体系的重要组成部分，为各地辅助服务市场建设提供纲领性指导 [1][24] 市场机制演进 - 我国电力辅助服务机制历经三阶段：无偿服务阶段（2006年前）、计划补偿阶段（2006-2014年）、部分品种市场化阶段（2014年至今） [12][13][14] - 东北调峰市场试点通过竞价交易实现调峰资源优化配置，辅助服务补偿规模年均增长35% [14] - 《规则》将爬坡服务纳入市场范畴，丰富电力辅助服务市场品种 [14][30] 核心价值与成效 - 市场化辅助服务收益激励煤电机组平均调峰深度从40%提升至60%，部分机组达70%-80% [16] - 电力辅助服务市场年均促进新能源增发电量1200亿千瓦时，减少弃风弃光率5.2个百分点，2024年底新能源利用率超96% [16] - 2024年电网频率合格率提升至99.999%，非计划停运率下降45%，华北区域通过跨省备用市场应对300万千瓦电力缺口 [17] 市场机制创新 - 拓宽市场主体范围，纳入储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动等新型经营主体 [6][29] - 建立"谁受益、谁承担"的费用传导机制，现货市场连续运行地区由用户及非市场化电量分摊费用 [7][20] - 强化电能量市场与辅助服务市场衔接，推动联合出清模式，实现注册准入、交易时序等环节协同 [8][30] 市场规范与监管 - 明确主体准入要求，需具备可观、可测、可调、可控能力，通过注册审核确保技术性能达标 [19] - 建立覆盖供需失衡、市场力垄断等五大风险的全链条防控机制，要求风险预警与应急处置 [8][30] - 加强全流程市场监管，通过信息披露、监测预警等方式保障市场公平透明 [31]

《电力辅助服务市场基本规则》核心观点 - 《规则》是全国统一电力市场"1+N"基础制度规则体系的重要组成部分，通过市场化方式优化调节资源配置，为各地辅助服务市场建设提供纲领性指导 [1] - 市场化改革有利于优化能源资源配置，激励发电、售电、电力用户及新型经营主体参与，提升电力供应保障能力，适应高比例新能源接入的新型电力系统 [2] - 《规则》推动省级与区域市场深度融合，构建全国统一辅助服务市场，并支持"双碳"背景下新能源大规模增长的需求 [2] 市场体系建设意义 - 奠定法制与政策基础：严格依据《能源法》《电力法》，界定电力辅助服务概念及范畴，遵循"谁提供、谁获利，谁受益、谁承担"原则 [3] - 拓宽市场主体范围：纳入储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动等新型经营主体，统一规范准入与退出流程 [3] - 细化市场设立指导：从技术规范、需求分析、实施细则编制到新品种设立流程提供全面框架，确保规则统一性与完备性 [3] 市场机制设计亮点 - 补偿分摊机制：价格由市场形成，明确调峰、调频、备用和爬坡费用产生机制，按"谁受益、谁承担"原则传导分摊费用 [4] - 市场衔接融合：规范辅助服务市场与电能量市场在注册、交易时序、出清等环节的衔接，因地制宜推进有序发展 [4] - 计量与结算规范：明确结算方式，要求电网企业、调度机构等公开透明处理费用计算与结算依据 [4] 风险防控与安全保障 - 明确市场风险类型，规范运营机构的风险预警及处置预案制定流程，要求调度机构按安全第一原则应急处置并记录上报 [5]

虚拟电厂建设进展 - 四川省宜宾市财富广场成功接入宜宾市虚拟电厂统一建设平台 目前平台已接入169户运营商 涵盖工业企业 商业楼宇 充电站 光伏站 智能微电网等多种场景 最大可调负荷达14万千瓦 [1] - 宜宾市为四川省继成都市后第二个建设虚拟电厂的城市 成立由政府分管领导牵头的虚拟电厂工作推进小组 并制定《服务"宜宾市虚拟电厂"建设和运营实施方案》 [1] - 国网宜宾供电公司通过能效账单解读引导用户自主选择虚拟电厂聚合商 以党支部为最小单元构建政府 企业 学校联合模式推进市级虚拟电厂聚合平台建设 [1] 虚拟电厂运营成效 - 2024年迎峰度夏期间 宜宾供电组织42户企业参与需求侧响应 最大响应负荷7 49万千瓦 [1] - 预计2024年迎峰度夏期间宜宾电网最高供电负荷达505万千瓦 通过联合虚拟电厂运营商扩大聚合规模 预计可形成全市最大用电负荷5%的柔性可调能力 [1] 行业活动信息 - 北极星电力网将于2025年5月22-23日在安徽合肥举办"2025第三届虚拟电厂运营与未来发展研讨会" 聚焦虚拟电厂市场化运营体系构建 能源行业数字化转型与智能化升级 [2] - 研讨会将探讨虚拟电厂行业发展现状 分享成功案例经验 交流技术方案 旨在搭建企业沟通平台 推动技术创新发展 助力能效提升和碳减排 [2]

电力辅助服务市场基本规则核心观点 - 电力辅助服务从"计划补偿"转向"市场驱动"，为新型电力系统构建提供制度保障 [1] - 市场化激励机制破解能源转型中灵活性资源短缺、调节能力不足等关键问题 [1] - 构建"煤电转型—新能源消纳—系统安全"三位一体的价值闭环 [1] - 电力辅助服务市场将成为新型电力系统的"价值中枢" [5] 能源转型关键突破 - 煤电功能转型：煤电机组平均调峰深度从40%提升至60%，部分机组达70%~80% [1] - 新能源高效消纳：年均促进新能源增发电量1200亿千瓦时，减少弃风弃光率5.2个百分点 [1] - 新能源累计装机达14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模，同比增长23.8% [1] - 新能源利用率超过96% [1] - 系统安全强化：电网频率合格率提升至99.999%，非计划停运率下降45% [2] 市场机制六大支柱 - 主体准入要求：明确辅助服务提供主体需具备可观、可测、可调、可控能力 [3] - 市场建设机制：电力调度机构提出需求，新品种需经三阶段验证 [3] - 交易品种体系：包括调峰、调频、备用和爬坡服务 [3] - 费用传导机制：按"谁受益、谁承担"原则建立 [4] - 市场协同机制：实现电能量与辅助服务市场在注册准入、交易时序等环节协同 [4] - 风险防控体系：覆盖供需失衡、市场力垄断等五大风险 [4] 市场成效与案例 - 华北区域通过跨省备用市场应对"7·20"特大暴雨引发的300万千瓦电力缺口 [2] - 市场化调节释放消纳空间，有效保障新能源消纳 [1][2] - 推动能源结构清洁化与电力系统韧性同步提升 [1][5]

市场管理规范 - 《规则》厘清各级政府部门及运营机构职责界面 加强电力辅助服务市场全流程管控 包括事前需求论证及风险防控 事中规范开展与关键记录 事后应急处置与监督评估 [1] - 明确电力辅助服务市场建设需提出需求并分析论证 制定方案征求意见后报审实施 相关参数应合理确定 [1] - 新品种设立需依序开展模拟试运行 结算试运行 正式运行 指导各地市场建设规范有序 [1] 市场建设特点 - 《规则》充分考虑各地区资源配置需求及市场发展进程 因地制宜制定贴合地区实际的电力辅助服务市场 [2] - 推动跨省跨区交易双方公平合理承担和获得送受两端辅助服务费用 优化电力资源配置 [2] - 将储能企业 虚拟电厂 智能微电网 车网互动运营企业等新型经营主体纳入市场 激发用户侧灵活调节潜力 [2] 市场品种创新 - 在当前常规调峰 调频 备用市场基础上 首次明确在爬坡辅助服务品种中引入市场机制 [2] - 爬坡服务费用根据中标容量 中标时间 出清价格等要素计算 [2] - 指导各地区拓展丰富市场品种 优化调节资源配置方式 [2] 市场衔接机制 - 延续此前电力辅助服务市场价格机制文件确定的原则 根据现货运行情况确定费用传导方式及分担主体 [3] - 按照《电力市场信息披露基本规则》要求进行辅助服务信息管理 确保信息披露一致规范 [3] - 增加调频 备用 爬坡品种与现货出清衔接 具备条件时推动与现货市场联合出清 [3] 风险防控体系 - 首次提出全面风险防控机制 针对供需风险 市场力风险 价格异常风险 技术支持系统风险 网络安全风险等 [3] - 要求进行风险预警 编制处置预案 风险发生时进行应急处置并报告相关部门 [3] 市场监管措施 - 通过加强流程控制 披露过程参数 做好监测预警 定期总结报告 明确监管职责等方式强化市场监管 [3] - 确保市场运行公平 透明 规范 保障市场成员合法权益 [3]

《通知》明确，多年期购电协议包括在交易平台通过双边协商或集中挂牌达成的多年期绿电交易合同、 电力用户与新能源发电企业在电力市场外签订的多年期绿电交易合约、电力用户与新能源发电企业达成 的战略合作协议等多种模式。 责任编辑：于彤彤 《通知》提出，鼓励电力用户，特别是重点产业电力用户与新能源发电企业签订多年期购电协议（3年 及以上周期，下同），明确电力（电量）、电价、绿色属性价值，或约定电力（电量）、电价、绿色属 性价值形成方式的协议或合约均可在交易机构备案后作为交易结算的依据。 近日，内蒙古自治区能源局发布《关于鼓励签订多年期购电协议稳定发用电主体市场预期有关事宜的通 知》（以下简称《通知》）。 《通知》鼓励重点产业电力用户与新能源发电企业签订多年期购电协议后进一步约定互保结算条款，互 保结算价格由协议双方自主协商形成，可由协议双方自行结算，也可在交易机构备案后委托结算。初 期，新能源发电企业对电力用户的保底结算价格可参考蒙西电网燃煤发电基准价格下浮20%（0.2263元/ 千瓦时），电力用户对新能源发电企业的保底结算价格可参考蒙西电网内新能源结算均价。（杜明俐） 多年期购电协议价格通过协商、挂牌或竞价等市场方 ...