技术突破与项目成果 - 浙能集团研发的1.5兆瓦天然气混氢燃机样机通过验收，在天然气、掺氢及纯氢工况下功率满足技术要求，热效率大于28%、氮氧化物排放小于50mg/Nm³，性能指标达国际先进水平 [1] - 项目历时五年正向研发，从零设计样机架构到形成自主知识产权燃机制造技术，解决了混氢燃机技术依赖进口的"卡脖子"难题 [1] - 在燃机本体设计、试验平台建设、单筒燃烧器试验和整机装配及性能试验等方面取得新突破，受理28项专利，获授权发明专利8项、实用新型专利10项，完成氢燃机关键技术专利布局 [1] 项目意义与战略价值 - 氢能具有超高能量密度和清洁环保特性，天然气与氢能融合发展是实现能源深度脱碳的重要选择 [1] - 该项目是公司保障能源安全、发展新质生产力、拓展高端装备制造业、推进高质量绿色转型的重要举措 [1] - 样机燃料适应性强、结构紧凑，适用于分布式能源，具有较好应用前景，标志着公司高端装备制造取得新突破 [1] 研发团队与参与单位 - 项目由浙能技术研究院牵头承担，浙能富兴、萧山电厂联合出资 [2] - 浙能燃料、萧山电厂及慕帆动力等单位共同参与研发 [2]

公司技术与产品 - 公司所属交大许继与德理施尔公司联合研制出国内首台套27.5千伏智能移动高压室 [1] - 该产品具备快速应急能力，可替代既有牵引变电所高压室功能，在设备大修期间实现不停电改造 [1] - 产品集成综合自动化系统实现远程监控和无人值守，年维护成本可降低40% [1] - 产品适应复杂场景灵活部署，节省约60%的土建成本 [1] 行业影响与意义 - 产品投入运行标志着我国铁路电力保护系统在智能化、集成化领域取得重大突破 [1] - 该成果为铁路供电保障开辟了高效灵活的新路径 [1] - 此次应用为铁路供电系统的智能化升级提供了可复制、可推广的实践范例 [1] - 产品对提升我国铁路供电保障能力、推动行业技术进步具有重要意义 [1]

技术突破 - 国内首套"二次设备芯片级主动监测系统"在500千伏斗山变电站正式投运，实现对二次设备内部芯片运行状态的实时监测及主动预警 [1] - 系统标志着变电站核心设备管理进入"精准感知"新阶段 [1] - 系统样机成功研制，配套开发了基于芯片运行参数的变电站二次装备可用率在线评估软件 [1] 研发背景 - 无锡供电自2023年1月起深度参与国家电网公司重大科技项目《变电站二次设备芯片级主动监测与可靠性评估研究与应用》 [1] - 项目成果率先在500千伏斗山变电站试点应用 [1] 系统功能 - 建立国产芯片核心参数库，明确CPU、FPGA等关键芯片正常运行时的温度、电压等核心指标 [1] - 在测控装置等核心设备内部加装高精度"监视器"，实现芯片运行数据的实时采集 [1] - 项目团队聚焦"芯片级状态感知与可靠性评估"这一核心目标 [1]

新型电力系统建设挑战 - 高比例新能源并网和电力电子化特征凸显，叠加极端天气频发，电力供需形势复杂多变[1] - 系统调节需求从特定时段向全年多时段拓展，净负荷高峰低谷快速转换[1] - 电力电量平衡问题从静态优化转变为强不确定性的动态时序优化[1] - 系统面临充裕性和灵活性不足带来的保供应、促消纳、稳运行多重挑战[1] 需求侧资源发展现状 - 需求侧资源通过响应价格和市场信号灵活调整用电行为，具有明显经济性优势[2] - 在2022~2024年极端天气保供中发挥重要作用，正从应急手段演进为常规调节工具[2] - 应用范围和频次不断拓展提升，《电力需求侧管理办法（2023年版）》明确要求建立衔接机制[2] - 将需求侧资源纳入电力行业规划全局，可提升系统运行效率[2] 需求侧资源特性 - 具有海量、多元、异质特征，调节能力受技术和经济因素影响[3] - 调节特性需兼顾设备物理特性的"硬约束"和用户主观意愿的"软约束"[3] - 调节能力具有较大不确定性，缺乏完备管理机制和技术支撑条件下难以满足规划可靠性要求[3] 资源选取维度 - 需解决"哪些需求侧资源可以纳入电力规划"问题[3] - 需深化重点行业负荷特性研究，细化调节参数如最大调节容量、调节速率等[3] - 选取调节性能优、经济性好、可靠性高的资源纳入规划，构建分级分类管理储备库[3] 资源管理维度 - 需解决"夯实资源调控能力，保障资源高效调节"问题[4] - 精准刻画、持续监测、动态校核和智能自动响应是规模化参与调节的基础[4] - 需加大负荷资源排查力度，健全全寿命精细化管理机制[4] - 加快新型负荷管理系统建设，支撑资源可观可测、可调可控[4] 资源激励维度 - 需解决"通过经济和政策激励提升用户调节积极性和可靠性"问题[4] - 经济激励是关键要素，需完善价格和电力市场机制[4] - 加快推动需求侧资源参与市场，合理制定补偿标准[4] - 探索守信激励机制，对高执行率用户给予额外奖励或优先服务权[4] 调节策略维度 - 需解决"经济影响最小与调节效果最优的多目标协同"问题[5] - 优化不同类型资源以不同方式参与电力电量平衡，处理与负荷预测的时序关系[5] - 以全社会福利最大化为目标，统筹绿色低碳、用户影响最小化等边界要求[5] - 在地区和单用户层面合理设置调节持续时间、频次、年度累计时间等约束[5] 未来发展展望 - "十五五"是新型电力系统建设关键期，需求侧资源将发挥更关键作用[6] - 需政策和技术层面共同发力，保障资源"真实可靠、切实可用"[6]

电力市场化改革"1+6"基础规则体系的核心意义 - 首次在国家层面构建系统完整的电力市场规则体系 终结了规则分散碎片化的历史 以《电力市场运行基本规则》为纲领 配套六个基础规则形成相互衔接支撑的体系 [2] - 将"双碳"目标 全国统一大市场建设 新型电力系统建设三大国家战略在制度层面深度贯通 为新能源参与市场交易 容量成本回收等搭建制度桥梁 [3] - 建立信息披露 信用评价 风险预警 干预熔断四道防线 营造公平有序市场环境 提升参与者信心 [3] "1+6"规则体系的具体制度支撑 - 中长期交易发挥"压舱石"作用 通过远期价格信号优化发用电计划 现货交易实时组织最优系统运行方式 辅助服务交易引导储能等灵活性资源发展 [4] - 电能量市场清晰界定交易品种 价格形成机制等核心要素 辅助服务市场通过经济激励调动主体积极性 [5] - 分时电价机制拉大峰谷价差 精准反映时空价值差异 引导用户削峰填谷 提升系统运行效率 [6] 统一性与地方灵活性的平衡机制 - 建立全国适用性制度框架实现"车同轨 书同文" 同时避免"一刀切" 允许地方根据资源禀赋 需求特点等调整规则 [7] - 山西 广东等现货试点省份形成本地规则体系并向国家反馈 推动顶层设计动态优化 形成双向促进的良性循环 [7] - 地方可在统一框架下制定差异化电价政策 探索双边协商 集中竞价等交易模式 如广东山西发布虚拟电厂细则 蒙西广东引入需求侧响应细则 [8] 未来发展方向 - 新型经营主体 交易品种 市场模式将持续涌现 地方探索将补充完善全国统一规则体系 形成螺旋上升的实践过程 [9]

全国首个机制电价竞价实施细则发布 - 山东省发布全国首个省级新能源机制电价竞价实施细则 填补实操层面空白 为全国提供可参考的山东样本[1] - 细则构建全流程闭环管理体系 涵盖竞价范围 主体资质 出清机制 竞价组织和履约保障[1] - 打破新能源电价市场化改革观望等待局面 为各地落实136号文提供清晰路径指引[2] 竞价出清机制创新 - 采用边际出清加动态调整机制 按申报电价从低到高排序 以最后入选项目报价作为统一机制电价[3] - 设置50%红线 当边际机组入选电量不足申报量50%时取消资格 避免经济损失[3] - 按光伏 深远海风电 其他风电分类竞价 缺乏竞争时合并竞价 平衡技术差异与市场活跃度[3] 分布式项目参与机制 - 创新设计自主加代理双参与模式 自然人和非自然人户用分布式光伏可自主申报或委托代理商[4] - 自主申报自然人户用项目免除履约保函 显著降低竞价门槛[4] - 设置代理商单场代理容量上限10万千瓦 避免规模过大影响公平竞争[4] - 要求分布式项目并网满足可观 可测 可调 可控条件 推动融入电力系统调度体系[4] 价格形成机制设计 - 通过申报充足率动态调整竞价电量规模 避免竞争匮乏导致项目贴近上限价格申报[5] - 竞价下限参考先进电站固定成本折算度电成本设置 保障优质项目竞争优势[5] - 较低竞价下限促使主体按实际成本申报 推动机制电价真实反映新能源度电成本[5] 履约保障体系 - 构建差异化履约保函体系 未投产项目按装机容量和利用小时数缴纳保函 单个项目不低于6000元[5] - 已投产项目原则上免缴保函 代理商代理多个项目可合并开具保函 降低操作成本[5] - 区分6个月内延期与超6个月延期设置惩罚机制 前者按日扣除保函金额1‰ 后者扣除全部保函并取消三年竞价资格[6] - 针对不可抗力预留豁免通道 经审核可免除考核[6] 市场竞争格局变革 - 推动新能源企业竞争逻辑从资源依赖转向效益比拼 以项目造价成本为核心竞争项目[8] - 倒逼企业通过技术升级和管理优化降低度电成本 如高效光伏组件和智能风电设备[8] - 分类竞价兼顾不同技术成本差异 避免不公平竞争[8] - 激活小微主体参与活力 防止代理商垄断 形成多元主体公平博弈格局[8] 社会经济效益 - 构建企业盈利 用户受益 生态改善的多元价值协同[9] - 竞价上下限保障新能源企业合理收益 通过竞争挤出价格水分 让用户共享技术进步红利[9] - 动态调整机制电量规模提升资源配置效率 履约保函制度促进项目高效落地[9] - 机制电量与非水电可再生能源消纳责任权重挂钩 推动能源结构绿色转型[9] - 四可要求使分布式电源从调度盲区升级为电网可控资源 提升电力系统运行效率[9] 行业高质量发展 - 引导行业从规模扩张迈向高质量发展 技术创新成为核心驱动力[10] - 激励企业突破技术瓶颈 推动光伏和风电等领域持续创新[10] - 系统协同能力成为分布式电源必备素质 通过技术改造融入电网调度体系[10] - 多元主体在透明规则下博弈 严格信用约束将失信主体挡在市场门外[10] - 对隐瞒资质和串通报价等行为实施严厉处罚 推动形成合规经营行业生态[10]

发电机组低碳及灵活性改造的重要性 - 发电机组作为能源装备的核心部分，其低碳能源灵活性改造对整个能源行业的可持续发展至关重要 [1] - 传统煤电机组碳排放量大，通过节能降碳改造能够显著降低煤炭消耗，为实现碳达峰、碳中和贡献力量 [1] - 煤电以其庞大的装机规模与成熟的调峰能力，支撑着新能源大规模接入后的电网安全 [2] 煤电机组改造的技术方向 - 通过CCUS等低碳技术赋能，煤电正从单一电源向调节中枢和碳汇中心转型 [2] - 应进一步推动煤电机组灵活性改造技术的发展与应用，提升煤电系统调节能力 [2] - 新一代煤电升级专项行动提出深度调峰、负荷变化速率、启停调峰、宽负荷高效燃烧等技术目标要求 [3] 智慧电厂的发展趋势 - 智慧电厂具有高度自动化、智能化决策和绿色环保特征，通过节能减排和资源循环利用实现社会综合效益 [3] - 智慧电厂需围绕清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行等方向发挥突出作用 [4] - 未来智慧电厂应引入绿色环保创新技术，推进煤电由单一发电功能向综合能源环保平台转变 [4] 煤电机组灵活性改造的挑战 - 煤电机组深度调峰常态化面临机组深调运行经验欠缺、管理经验不足等缺陷 [7] - 机组变负荷速率提高对设备寿命影响大，频繁启停与快速变负荷过程使得设备可靠性下降 [7] - 当前深调改造缺乏系统、整体、全面的解决方案，面临寿命折减、安全风险增大、经济性下降等问题 [7] 煤电机组灵活性改造的实践案例 - 国能宁夏石嘴山发电公司通过燃烧器灵活性改造实现低负荷稳燃，2024年6月实现机组20%负荷的深调认证 [8] - 华能丹东电厂2016年至今未因深调导致机组发生非计划停运事件，累计调峰收入达12亿元 [9] - 煤电机组灵活性改造通过技术创新、市场机制完善和政策优化，将持续在我国能源体系中发挥"稳定器"作用 [10]

我国电力市场化改革迎来系统性推进的关键节点。随着国家"1+6"电力市场基础规则体系建成，全国统 一电力市场建设迈入规范化新阶段。 这一旨在破除地域壁垒、优化资源配置的顶层设计将如何落地？作为南方区域电力交易核心平台，广州 电力交易中心承担着怎样的关键角色？规则体系全面实施又将面临哪些挑战？近日，广州电力交易中心 党委委员、副总经理陈玮接受了中能传媒记者专访，深入解析规则体系的核心价值与实践路径。 中能传媒："1+6"基础规则体系的建成，对于破除地域壁垒、促进电力资源在全国范围内更高效优化配 置，将发挥哪些具体作用？ 陈玮：电力市场"1+6"基础规则体系的建成，标志着我国电力市场化改革进入系统性、规范化推进的新 阶段。该体系以《电力市场运行基本规则》为核心，联动中长期交易、现货市场、辅助服务、信息披 露、注册、计量结算六大规则，从制度层面为破除地域壁垒、促进电力资源全国优化配置提供了"顶层 设计"。 中能传媒：如何利用好基础规则体系推动南方区域乃至更大范围的电力资源优化配置？ 四是强化市场监管规范性，保障"公平竞争、有序运行"的市场秩序。规则体系通过明确监管责任，为电 力市场运行提供制度保障，避免阻碍全国统一电 ...

政策背景与文件发布 - 山东省推出新能源上网电价市场化改革实施方案及配套文件 包括396号文 278号文和市场规则征求意见稿 落实国家136号文要求 [1] 储能市场现状 - 山东省新型储能装机规模达960万千瓦 其中电网侧电化学储能占比约80% [2] - 电网侧独立储能收入构成：现货峰谷价差套利占33% 市场化容量补偿占17% 容量租赁占50% [2] - 电源侧配建储能存在弃电消纳不足和充电成本高问题 导致充放电收入倒挂和利用率低 [2] - 用户侧储能因售电公司套餐峰谷价差不足 商业模式尚不成熟 [2] 新能源全电量入市对储能影响 - 取消强制配储要求 存量项目继续实施容量租赁 增量项目租赁收入缺失可能导致独立储能收益率降至3%-4% [3] - 新能源场站不配储时收益率承压：陆风降至6%以下 光伏降至4%以下 配储后风电收益率提升1% 光伏提升2.3% [3] - 锂电成本较2021年下降约55% 技术参数显著提升 政策转变有助于行业良性发展 [4] - 现货市场限价放宽假设从-80元/兆瓦时调至-200元/兆瓦时 使100兆瓦/200兆瓦时独立储能年收入增260万 存量项目收入提升8% 增量提升17% [6] - 容量补偿机制调整为"以支定收"模式 风光统一按尖峰时段核定有效容量 凸显光伏配储价值 [7] - 辅助服务市场规则修订支持储能参与调频等服务 假设100兆瓦/200兆瓦时项目参与调频市场可年增收370万 增量项目收入提高12% 存量提高25% [9] 技术与发展方向 - 储能招标需关注长周期表现 包括循环寿命 全生命周期工作时长和转换效率 [4] - EMS和BMS系统迭代滞后 影响储能在"报量报价"模式下的参数申报和收益 [4] - 更大价差空间为光储氢一体化 长时储能技术提供更有利经济性验证环境 [6] - 储能具备毫秒级响应和双向调节能力 成为高比例新能源电网关键稳定器 [8] 行业转型与展望 - 储能行业需从依赖容量租赁转向多元化价值变现 推动从发展期走向成熟期 [9][10][11] - 市场化改革通过制度设计让各主体找到可持续价值坐标 如辅助服务市场按功能付费 [10]

山东省新能源上网电价市场化改革方案核心观点 - 山东省正式落地国家136号文，推出《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》，旨在通过市场化价格形成机制推动新能源从规模领先转向市场引领 [1] - 改革方案结合山东省情进行创新，构建了兼顾国家政策要求与地方实际特点的市场化体系，以解决本省新能源发展中的难题 [1][4] - 方案实施后将通过市场化方式优化电力资源配置，提升系统消纳能力，并引导项目布局、储能发展和产业技术升级 [7][8] 承接国家政策：构建市场化价格形成机制 - 改革核心是建立市场化价格形成机制，遵循“价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调”的总体要求 [2] - 除跨省跨区交易电量外，集中式光伏和风电项目将统一以全电量方式参与市场交易，分布式光伏等其他项目不再享有保障性消纳待遇，可直接或通过聚合方式入市 [2] - 预计改革后省内发用两侧市场化电量均将超过85%，以形成完整准确的价格信号 [2] - 对存量项目以每千瓦时0.3949元燃煤基准价兜底，对增量项目通过价格竞争方式确定机制电价与电量，引导充分竞争并降低用能成本 [3] - 明确绿电交易电量的绿证收益按当月绿电合同电量、扣除机制电量的剩余电量及电力用户用电量三者取小原则确定，避免绿色环境价值虚增 [3] 立足地方实际：推出突破性创新举措 - 针对分布式光伏规模大（占光伏总装机65%以上）、项目面临竞争成本高和专业能力不足的问题，提出“双轨制”代理模式 [5] - 分布式光伏可通过虚拟电厂聚合参与现货交易，或委托代理商参与机制竞价，两类代理方互不交叉，由项目自主选择，以降低小微项目参与门槛 [5] - 山东省拥有600余家注册售电公司，能为“竞价代理商”提供市场主体支撑 [5] - 针对市场集中度高（前四大发电集团市场份额占比达80%）可能导致的竞争不充分问题，引入“竞价申报充足率”概念，要求申报电量占竞价电量规模的比例不低于125%，以引导理性报价和有序竞争 [6] 改革成效展望：迈入光伏强省新阶段 - 存量新能源机制电价按国家政策上限执行，机制电量覆盖几乎90%上网电量，其量价水平位于全国前列，彰显发展新能源的决心 [7] - 改革保留负电价机制，利用价格信号激励用户改变用电习惯并实现新能源在更大范围内消纳，2025年“五一”期间实时与日前市场分别出现46小时与50小时负电价 [7] - 改革将引导新项目投资决策考虑电网结构与消纳能力，倾向于在负荷中心和节点价格较高区域建设，形成负荷与电源精准匹配的格局 [8] - 明确不得将配置储能作为新建项目核准、并网等前置条件，以减轻项目初期投资压力，促进储能根据实际需求灵活布局和多元化应用 [8] - 市场竞争将刺激山东光伏头部企业加大研发投入，加快高效组件和智能运维技术应用，形成“资金投入—技术进步—成本降低—竞争力提升”的良性循环 [8]