公司投资管理规定核心要点 - 华电能源股份有限公司于12月6日发布《投资管理规定》，对投资项目的前期立项、投资决策、项目实施及后评价等流程进行了全面规范，并明确了分级分类决策机制与不同类别项目的资本金内部收益率标准 [1] 投资定义与分类 - 公司投资活动主要包括固定资产投资与股权投资，固定资产投资涵盖基建、技改、研发、数智化及小型基建等项目，股权投资则包括新设、增资、对外并购等以持有股权为目的的活动 [3] - 投资活动需服务国家战略，聚焦电力生产、热力供应及煤炭开发等主责主业，严格控制非主业和参股投资 [4][6] 分级分类决策机制 - 对风电光伏项目，总投资**20亿元**以内的自建项目及**10亿元**以内的并购项目施行分级分类决策 [1] - 对煤电、气电、供热项目，总投资**5亿元**以内的项目施行分级分类决策 [1] - 对其他电力能源类战略性新兴产业项目，总投资**1亿元**以内的项目施行分级分类决策 [24] - 对科工项目，总投资**1000万元**以内的项目施行分级分类决策 [24] - 对研发类项目，总投资**2000万元**以内的项目施行分级分类决策 [24] - 对小型基建项目，总投资**500万元**以内的项目施行分级分类决策 [24] 项目收益率要求 - 风电光伏、大型风光水火储基地、氢基能源及新型独立储能等项目，资本金内部收益率投资决策标准不低于**6.5%** [1][51] - 屋顶分布式光伏、生物质能、光热、地热、海洋能项目，资本金内部收益率不低于**7%** [1][51] - 火电、天然气、供热项目，资本金内部收益率不低于**8%** [1][54] - 煤炭开采、采选项目，资本金内部收益率不低于**10%** [54] - 投资并购项目中，除常规水电、风光电项目执行境内同类标准外，其他项目收益率标准需在同类项目基础上增加**0.5个百分点** [56] - 参股投资项目（不含收购已控股企业少数股权）中，常规水电、风光电项目收益率标准增加**0.5个百分点**，其他项目增加**1个百分点** [56][57] 投资管理组织架构与职责 - 公司股东会是最高投资决策机构，董事会是主要投资决策机构，党委会前置研究是董事会决策的前置程序 [7] - 公司设立投资评审委员会，由总经理任主任委员，负责项目投资决策申请报告的评审 [7] - 规划发展部是投资管理的归口部门，负责发展规划、投资计划及风光电等项目的前期立项与后评价管理 [8][9] - 财务资产部是资产并购项目投资决策的归口管理部门，负责尽职调查、估值分析及融资管理 [9] - 生产技术部、工程管理部、燃料管理部、科技与数智化部等部门分别负责技改、基建、煤炭产业、研发与数智化等项目的归口管理 [9][10][11][14] - 证券法务部负责投资项目合法合规性审查与法律风险控制 [11] 投资管理流程 - 投资管理流程分为前期立项、投资决策、项目实施和后评价四个阶段，实行闭环管理 [16] - 前期立项根据项目类型和前期费总额实行备案或审批管理，前期费总额**1亿元**以内的境内风光电等项目实行审批 [18] - 投资决策需审核投资的必要性、可行性、经济性及合法合规性，项目原则上在取得核准（备案）后开展决策 [23] - 项目实施中，风光电项目由公司落实建设条件后组织，因变更导致投资超支需复核收益率并履行内部决策程序 [28][29] - 项目在推进过程中若主要边界条件发生重大变化（如政策调整、技术风险、经济指标不达标等），可按程序中止或终止 [31] - 后评价工作在项目投入运营或股权交割后**一至两年内**开展，覆盖所有投资项目，评价结果作为未来决策的重要参考 [34][36] 投资计划与统计 - 投资计划实行年度计划管理，内容包括固定资产投资和股权投资计划，需衔接公司发展规划 [38][39] - 公司建立投资项目信息定期跟踪分析机制，基层企业需每月上报投资计划与工程进度 [44] - 公司建立并优化投资管理信息系统，对投资全过程进行动态监控 [45] 投资风险控制与责任考核 - 投资风险控制贯穿投资活动全过程，需重点关注政策、市场、技术、融资等风险因素 [42][50] - 公司规划发展部会同有关部门每年不少于**1次**组织开展投资管理监督检查 [48] - 违反投资决策规定、超权限决策、提供虚假材料等行为将依照规定追究责任，相关管理工作纳入基层企业负责人业绩考核 [45][47][52]

云南省绿色能源装机规模 - 截至今年11月底，云南省新能源装机突破7000万千瓦 [1] - 目前，云南全省电力总装机容量达到1.68亿千瓦 [1] 云南省绿色能源结构 - 全省绿色电力装机在总装机中的占比超过90% [1]

江苏省新能源发展现状与规模 - 江苏省新能源发展迅速，今年以来分布式光伏新增装机量已超1650万千瓦，总装机容量已达6221万千瓦，两项指标均居全国首位[1] - 截至今年11月底，江苏省新能源装机总量已超1.1亿千瓦，其中分布式光伏占比约72%[1] - “十四五”期间，江苏分布式光伏从不足800万千瓦增长至超过6220万千瓦，年均增量超千万千瓦[2] 分布式光伏发展的驱动因素与优势 - 江苏省具备发展分布式光伏的明显优势，包括光照充足，以及规模庞大的工业园区厂房、商业建筑、公共机构屋顶和超过3400万栋农村民居提供了广阔空间载体[1] - 作为制造业强省，电力需求旺盛、消纳能力强，分布式光伏“自发自用、余电上网”的特性可匹配企业巨大的白昼用电需求，降低企业用电成本并实现绿色电能就近高效消纳[1] 电网配套与消纳能力建设 - 为保障分布式光伏并网消纳，江苏电力加快建设新型电力系统，提升分布式光伏“可观可测可调可控”能力，并整合资源建设虚拟电厂[2] - 2025年夏季午间用电高峰期间，全省分布式光伏顶峰能力超4700万千瓦，约占省内最大负荷的25%[2] 创新开发模式与试点成效 - 江苏电力联合政府、企业与农户，在南通江安镇等19个乡村开展户用光伏整村连片开发试点[2] - 整村开发模式有效缓解了农村光伏午间消纳难、分散开发导致电网重复建设等问题[2] - 经过测算，试点区域村民光伏收益平均提升20%，电网配套改造投资降低约15%[2]

文章核心观点 - 国家能源局正在深化“四个监管”（过程监管、数字化监管、穿透式监管、跨部门协同监管）的机制创新，旨在全面提升能源治理效能，以服务国家能源重大战略、破解转型发展瓶颈，并为构建新型能源体系和建设能源强国提供坚实保障 [1][6][7][12] “四个监管”的阶段性成果 - 监管机制不断健全：初步形成覆盖重大工程项目、电力市场秩序等重点领域的制度框架 例如华中监管局构建6大类115项指标对134个重大电力项目进行全周期监管 山西监管办建立134项监测指标 累计监测主体交易行为6万余次、预警230次 发现并处理6条问题线索 [3] - 监管效能持续提升：通过打通与电网、油气企业网络专线 形成“全国电网一张图”和“全国管网一张图” 实现实时监测 云南监管办建立“1+6+N”体系 累计减少群众“跑腿”86万余次 为160千瓦及以下民营经济组织节省投资8亿多元 平均处置周期由11.6天压缩至4.7天 [4] - 监管堵点有效疏解：针对重大项目执行、电网公平开放等“老大难”问题开展穿透检查 华北监管局对内蒙古“沙戈荒”新能源基地规划、建设、并网和运行进行实时在线监测 华东监管局等单位加强监管 有效解决储能调用和新能源消纳矛盾 [4][5] - 市场秩序不断规范：通过“四个监管”推动国家能源政策落实和市场运行透明 江苏监管办推动7个设区市、14个县（区）出台分布式接网政策 甘肃监管办督促信息披露 1~10月甘肃电力交易平台共披露数据9.87亿条 [5] “四个监管”的现实要求与战略意义 - 践行国家重大战略：是深化油气和电力体制改革、健全自然垄断环节监管、加快全国统一大市场建设的时代之需 过程监管支撑“双碳”目标 穿透式和数字化监管筑牢能源安全防线 协同监管提升治理效能 [6] - 破解转型发展瓶颈：随着能源转型和电力市场化改革深入 传统监管方式显现局限性 需构建以数字化监管为基础 过程监管和穿透式监管为核心方法 协同监管为组织保障的监管体系 以适应新型能源体系要求 [7] - 创新监管理念方法：是总结过去20年经验、应对新挑战的重要举措 旨在通过对监管理念、方式和流程的系统性重塑 推动监管向动态化、智能化、实质化、协同化转变 提升监管机构自身的履职能力和行政效能 [7] 未来深化“四个监管”的重点方向 - 锚定重点任务攻坚突破：聚焦国家“十五五”能源规划落实、能源保供、电力市场等重点领域 搭建整合信息系统 提升智能分析和辅助决策能力 聚焦自然垄断环节核心权力和关键业务流程 强化嵌入式、源头性监管 [9] - 推动方式方法优化升级：加强“四个监管”在各类监管工作中的融合应用 深入推进过程监管进行全链条、全生命周期监督 充分应用数字化监管 建设全国能源监管信息系统并探索“人工智能+监管” 大力推进穿透式监管通过现场驻点、信息接入等方式科学研判问题 积极推进跨部门协同监管构建齐抓共治格局 [10] - 强化机制保障凝聚合力：健全监管法治与制度保障 系统梳理并完善规章和规范性文件 深化信息化支撑体系建设 建立数据分类分级管理、专网传输等安全机制 提升能源监管履职能力 加强干部队伍监管能力建设 [11]

文章核心观点 国家能源局正在深化并建立“四个监管”（过程监管、数字化监管、穿透式监管、跨部门协同监管）的常态长效机制，旨在全面提升能源监管的系统性、精准性和协同性，以服务国家能源重大战略、破解转型发展瓶颈、提升依法行政效能，最终为构建新型能源体系、建设能源强国提供坚实保障 [1][7][12] “四个监管”的阶段性成果 - **监管机制不断健全**：初步形成覆盖重大工程项目、电力市场秩序等重点领域的制度框架 [3] - **过程监管**：华中监管局构建6大类115项监管指标体系，对134个重大电力项目实现全周期闭环监管 [3] - **数字化监管**：山西监管办建立134项监测指标，累计监测市场主体交易行为6万余次、预警230次，发现并处理6条串通报价等问题线索 [3] - **穿透式监管**：湖南监管办建立常态化监管信息传输等机制，解决信息不对称问题 [3] - **跨部门协同监管**：与国家市场监督管理总局等部门建立政策协同、信息共享等机制 [3] - **监管效能持续提升**：“发现问题能力”和“推动落实能力”同步增强 [4] - 形成“全国电网一张图”和“全国管网一张图”，实时监测电力调度与油气管网开放 [4] - 云南监管办打造“1+6+N”监管体系，累计减少群众“跑腿”86万余次，为160千瓦及以下各类民营经济组织节省投资8亿多元；通过三维联动模型将平均处置周期由11.6天压缩至4.7天 [4] - **监管堵点有效疏解**：针对重大项目执行、电网公平开放等“老大难”问题开展穿透检查 [5] - 华北监管局对内蒙古“沙戈荒”新能源基地规划、建设、并网和运行进行实时在线监测 [5] - 华东监管局、贵州监管办等单位加强监管，有效解决储能调用和新能源消纳矛盾，推动煤电容量电价政策规范落实 [5] - **市场秩序不断规范**：推动国家能源政策落实，促进市场运行透明公平 [6] - 江苏监管办推动全省7个设区市、14个县（区）政府出台分布式接网管理政策 [6] - 甘肃监管办督促企业做好信息披露，1~10月甘肃电力交易平台共披露数据9.87亿条 [6] 深化“四个监管”的现实要求 - **践行国家重大战略**：深化“四个监管”是服务国家能源重大战略的主动担当，也是推进能源治理体系和治理能力现代化的制度创新 [7][8] - 过程监管支撑“双碳”目标，穿透式和数字化监管筑牢能源安全防线，协同监管提升治理效能 [8] - **破解转型发展瓶颈**：随着能源转型和电力市场化改革深入，传统监管方式显现局限性，亟需构建以数字化监管为基础、以过程和穿透式监管为核心方法、以协同监管为组织保障的新体系 [8] - **创新监管理念方法**：“四个监管”是对监管理念、方式和流程的系统性重塑，旨在推动监管向动态化、智能化、实质化、协同化转变，是提升监管机构履职能力和行政效能的根本举措 [9] 未来推进“四个监管”的重点方向 - **锚定重点任务攻坚突破**：聚焦国家“十五五”能源规划落实、能源保供、电力市场等重点领域，构建安全高效的数字化监管体系 [10] - 聚焦电力调度交易、电网价格成本等自然垄断环节核心权力，强化嵌入式、源头性监管 [10] - **推动方式方法优化升级**：加强“四个监管”在各类监管工作中的融合应用 [11] - 深入推进过程监管，全链条监督能源规划政策执行 [11] - 充分应用数字化监管，建设全国能源监管信息系统，探索“人工智能+监管” [11] - 大力推进穿透式监管，科学研判并纠正自然垄断环节的突出问题 [11] - 积极推进跨部门协同监管，构建横向协同、纵向联动的机制，避免监管盲区 [11] - **强化机制保障凝聚合力**：健全监管法治与制度保障，确保“四个监管”于法有据 [12] - 深化信息化支撑体系建设，建立数据分类分级管理、全流程安全审计追踪等机制 [12] - 提升能源监管履职能力，加强干部队伍监管能力建设 [12]

核心观点 - 吉林省遭遇极寒天气导致用电需求激增 电力与电量负荷均创历史新高 电网公司通过市场化机制与技术手段成功保障了电力稳定供应 [1][2] 天气与用电需求 - 吉林省平均气温降至零下18.1摄氏度 较去年同期大幅下降 [1] - 寒冷天气带动电网用电负荷快速攀升 12月2日发受电量达33652.1万千瓦时 同比增长12.94% [1] - 12月3日最大发受电电力达到1521.1万千瓦 同比增长11.94% 电力与电量双双突破历史最高纪录 [1] 电网公司的应对措施 - 公司提前谋划与科学部署 依托市场化机制与技术手段化解保供压力 [1] - 密切跟踪气象变化 精准进行负荷及新能源预测 每日开展用电负荷深度复盘 [1] - 结合气温变化、采暖负荷特性及工商业生产调整 研判次日电力电量平衡情况 [1] 市场机制与电力交易 - 发挥市场机制作用 依托省内电力现货市场连续试运行 以价格信号激励发电侧潜能 [1] - 积极参与省间现货交易与东北省间互济交易 灵活调配跨区域电力 [1] - 12月2至3日 省间现货最大交易电力达115万千瓦 成交电量达1595万千瓦时 [1] 技术保障与电网运行 - 科学安排电网运行方式 加强重要断面及重载设备实时监控 及时调整运行策略 [2] - 滚动校核与优化运行方式 完成220千伏金富线、富程线及富民储能电站投产 确保过渡期电网稳定 [2] - 密切监控直调电厂机组运行状态与电煤库存 确保供电与供热双安全 [2] 储能应用与效能 - 新型储能设施在期间充放电量达111万千瓦时 晚间峰时最大放电电力13万千瓦 [1] - 储能设施的“削峰填谷”效能得到强化 [1] 后续计划与展望 - 公司已进入迎峰度冬保供关键阶段 将持续关注天气变化与负荷走势 [2] - 总结本轮极寒天气保供经验 优化负荷预测模型与电力平衡策略 [2] - 深化电力现货市场与省间互济协同 全力保障今冬明春电力安全稳定供应 [2]

项目概况与投资 - 云南省首个全钒液流储能项目在禄丰市正式投产，从进场施工到投产仅用时232天 [1] - 项目总投资12.37亿元，占地面积53.09亩 [1] - 项目定位为电网侧共享储能，设计运行期为25年 [1] 技术规格与产能 - 项目建设一套100兆瓦/400兆瓦时的全钒液流储能系统 [1] - 项目采用户外集装箱布置，配套新建220千伏升压站及双回8.7千米220千伏线路 [1] - 建成后年充电量约2.4亿千瓦时，放电量约1.68亿千瓦时 [1] - 项目可实现年产值1.08亿元，年缴税收1300万元 [1] - 项目可为新能源项目提供30万千瓦容量租赁服务 [1] 技术优势与特点 - 项目全部采用全钒液流储能电池，通过钒离子在电解液中的氧化还原反应实现储能 [1] - 全钒液流电池拥有高安全性、超长寿命、灵活配置以及绿色环保等特性 [1] - 该技术在大规模、中长时储能领域，特别是对安全要求极高的电网枢纽、大型能源基地等场景中具有显著优势 [1] - 其成本随储能时长增加而降低，在循环利用和全生命周期成本方面具备优势，在长时储能项目中竞争力较强 [1] 区域影响与行业意义 - 项目投产后，楚雄地区累计并网新型储能达133.4万千瓦/276.8万千瓦时 [2] - 标志着楚雄彝族自治州在储能技术路线多元化、长时储能建设和源网荷储协同发展方面取得突破性进展 [2] - 巩固提升了“千万千瓦级新能源基地+百万千瓦级储能基地”的新型电力系统示范区建设成效 [2]

项目进展与产量 - 我国首个国家级陆相页岩油示范区——新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区建设任务已全面完成 [1] - 该示范区2023年原油产量突破170万吨，相比2019年的11.6万吨实现了大幅增长 [1] - 自2020年以来，示范区累计新钻井472口，完成压裂451口井，2023年提前22天完成产量任务 [1] 资源与技术特征 - 吉木萨尔页岩油藏具有埋藏深（超过3800米）、渗透率极低（仅为常规油藏的万分之一）等世界级开采挑战 [1] - 示范区面积达1278平方公里，资源量超过10亿吨 [1] - 通过持续技术攻关，已形成40余项行业标准，构建了陆相页岩油全链条技术体系，解决了国际共性难题并实现规模效益开发 [2] 开发规划与布局 - 示范区由新疆油田与吐哈油田联合开发，规划至2025年建成，其中新疆油田目标年产量140万吨，吐哈油田目标年产量30万吨 [1] - 我国目前已成立3个国家级页岩油示范区，包括新疆吉木萨尔、大庆油田古龙及胜利济阳页岩油国家级示范区 [2]

深化"四个监管"机制创新 全面提升能源治理效能 监管机制不断健全。围绕"四个监管"系统设计规则、流程和标准，初步形成了覆盖重大工程项目、电力市场秩序、能源保供、源网协调等重点领域的制度 框架。在过程监管方面，华中监管局通过构建6大类115项监管指标体系，对134个重大电力项目实现从纳规开始至投产运行的全周期监管，形成"监测—预 警—督办—整改"闭环机制。在数字化监管方面，山西监管办立足省内电力市场运营特点，系统优化完善监管指标体系，建立监测指标134项，依托市场运 营机构对市场经营主体交易行为进行常态化监测与预警，累计监测主体交易行为6万余次、预警230次，及时发现串通报价等6条问题线索并依法依规处 理，有效保障电力市场平稳有序运行。在穿透式监管方面，湖南监管办建立以专线为基础的常态化监管信息传输机制、调度机构执行电力交易结果考核评 价机制和新型储能调用监管评价机制，有效解决监管对象和监管机构之间的信息不对称问题。在跨部门协同监管方面，国家能源局贯彻落实国务院对深入 推进跨部门综合监管要求，与国家市场监督管理总局等部门建立政策协同、信息共享、线索移交、联合执法和培训交流等机制，加快推进全国统一大市场 建设和加 ...

新一代煤电技术的"东方引擎" 东方汽轮机依托全国重点实验室的深厚技术储备，全面部署应用针对性技术方案。通过深化应用第五代通流技术，优化高温部件结构、应用 新型防护涂层、开发智能协同控制逻辑等，提升机组的快速响应能力、调峰深度与运行寿命，全面满足高效灵活调节的示范要求。 东方锅炉依托先进的OPCC对冲旋流燃烧、超低负荷转直流水动力等核心技术，已实现在役机组无助燃、水冷壁转直流的调峰最低负荷 18%~20%。创新研发出耦合预燃室的强稳燃旋流燃烧系统、协同汽水系统提质的超低负荷水冷壁安全体系、低应力柔性本体结构和智慧协调 控制技术，构建了新一代煤电锅炉技术，可实现无辅助15%超低调峰负荷、4%调峰速率。 东方自控聚焦清洁降碳、安全可控、高效调节与智能运行等核心指标，深度融合控制技术与装备本体，打造面向新一代煤电机组的智能控制 系统与服务，助力机组深度调峰"低得下去"、快速响应"快得起来"，全面提升电厂的经济运行效益。 本次论坛是东方电气集团深入学习贯彻党的二十届四中全会精神、践行"十五五"能源体系建设的务实举措，将进一步推动产业链上下游企业 凝聚共识、协同创新，为构建新型能源体系锻造坚实可靠的"东方引擎"。 12月 ...