抽水蓄能行业发展现状 - 截至今年8月底，我国抽水蓄能电站总装机容量达到6236.5万千瓦，已提前完成“十四五”规划提出的6200万千瓦装机目标 [2] - 我国抽水蓄能装机容量已连续9年位居世界首位 [2] - “十四五”以来，河北丰宁、广东阳江等一批世界级标志性工程建成投产，行业规模和质量持续提升 [2] 行业运行与技术进展 - 全国抽水蓄能机组综合利用小时数、抽水发电次数保持增长态势，为电力保供和绿色转型发挥重要支撑作用 [2] - 在工程建设技术方面，坝工技术、防渗技术、输水发电系统建设技术等多点开花 [2] - 在装备制造技术方面，定速抽水蓄能机组制造技术已达国际先进水平，变速抽水蓄能机组近年来实现从无到有、从小到大的发展 [2] 未来政策与规划方向 - 国家能源局将持续完善新能源消纳和调控政策措施 [2] - 将继续推动抽水蓄能电站合理布局、积极有序开发建设，以更好支撑新型能源体系建设 [2]

文章核心观点 - 《关于推进 "人工智能+"能源高质量发展的实施意见》的发布为煤炭产业向高端化、智能化、绿色化转型提供了方向指引，推动煤炭更好地发挥我国能源安全"压舱石"保障作用 [2] - 煤炭行业是人工智能大规模赋能实体经济的关键载体和"超级试验场"，其智能化转型范式将成为传统产业升级的示范样本 [4] - 未来十年（2025-2035年）是煤炭行业智能化转型的关键窗口期，需要推动产业模式从线性路径向指数模式跃迁，实现从"资源运营商"到"数据运营商"的切换 [5][7][18] 把握机遇，推动煤炭行业智能化绿色化转型 - 推进"人工智能+"煤炭产业高端化、智能化、绿色化发展是确保主体能源安全的必然要求 [3] - 2021-2024年全国煤炭总产量占一次能源生产总量的66.6%，占消费总量的55%，煤炭在能源供应体系中仍将发挥基础保障和系统调节作用 [4] - 煤炭行业拥有海量尚未充分挖掘的数据，与大模型技术交汇形成战略窗口期，应打造"资源-能源-生态"智慧综合体新业态 [5] - 我国65%以上煤炭产能来自深部、高瓦斯等灾害隐患严重区域，人工智能技术可实现从被动应对转向主动防控，提升安全水平 [6] - 未来煤矿生产将实现少人化、无人化，数据成为第四大生产要素，企业发展逻辑从线性路径转向指数模式 [7] 立足现实，剖析"人工智能+"煤炭发展态势 - 煤矿智能化建设需从单一环节算法辅助升级为"专业大模型+多技术协同"模式，实现"数据-知识"耦合 [8] - 井工开采需加强多模态感知与大小模型融合实现少人化、无人化作业，露天开采需优化工艺参数和采运调度提升智能化水平 [10] - 智能洗选环节需加强煤质数据库与工业数字孪生体提高检测精度，设备运维需融合大模型技术深化故障预警与预防性检修 [10] - 煤炭行业需推进全链条协同并探索煤电联营、能源化工结合的产业一体化发展格局，推动煤炭从燃料向燃料、原料及材料并重转变 [11] 聚焦落地，破解"人工智能+"煤炭建设难题 - 需建立全局性认知体系和统一数据标准，构建一体化多模态感知网络，将原始数据转化为对生产规律和风险趋势的深度认知 [11] - 针对井下防爆、低功耗、抗干扰要求研发智能硬件体系，将算法嵌入核心装备，实现装备从"功能执行"向"智能运行"跨越 [12] - 依托工业互联网打通全流程数据链路与控制权限，让设备形成集群化协同，实现柔性化生产、联动避险和系统自恢复 [13] 统筹全局，健全保障与长效发展机制 - 行业发展需要专业科研团队攻关、产业资本投入、政策法规保障，通过协同创新平台形成跨界融合、共创分享的产业格局 [14] - 需培养大批矿业工程+人工智能的复合型技术人才，包括算法专家、数据治理团队、智能装备工程师和智能化管理运营人才 [15] - 需强化人工智能系统在安全生产中的风险评估与测试，建立分级分类的安全评估机制和伦理规范 [16] - 需建立从价值创造到利益分配的良性循环机制，确保数据权益、知识产权和创新成果的合理归属，推动煤矿企业从"应用方"转向"共创方" [17]

电力市场改革核心进展 - 全国统一电力市场格局初步建成 市场在资源优化配置中作用显著增强[2] - 新能源装机占比突破40% 但发电出力具有间歇性、随机性和波动性特点[3] - 电力现货连续运行地区市场建设指引具有承前启后重大战略意义[2] 高比例新能源消纳与系统安全 - 要求形成反映供需关系和调节成本的分时价格信号 将新能源波动传导至终端用户[3] - 推动虚拟电厂、智能微电网、新型储能等新型主体报量报价参与现货市场[3] - 明确电源+储能可作为联合报价主体 为分布式资源聚合入市指明方向[3] - 首次系统提出可靠容量补偿机制 科学评估各类型机组及新型储能对容量充裕度的实际贡献[4] 多维度协同电力市场体系 - 要求中长期交易分时段组织与D-2连续开市 缩短交易周期[5] - 推动调频、备用等辅助服务与电能量市场联合出清 将系统调节成本升级为全局优化[5] - 搭建零售线上交易平台 提供多种套餐比选途径[6] - 鼓励售用两侧灵活配置零售套餐 创新引入绿电套餐[6] 市场监管与规范化建设 - 通过分析报价一致性、成本偏离度等指标设定触发值 精准管控市场操纵行为[7] - 要求常态化整治地方保护行为 破除省间壁垒[7] - 提出穿透式监管、数字化监管等新型监管方式 提升异常交易识别效率[7] - 强调全流程业务标准化和市场运营机构数据基础设施高标准联通[8] - 统一规范信息披露科目、时间颗粒度、数字格式 并开放数据接口[8] 市场发展前景 - 支撑能源绿色低碳转型 加速双碳目标实现进程[9] - 推动电力市场建设从试点探索迈入规范化、高质量发展关键阶段[9]

政策背景与目标 - 国务院发布《关于深入实施"人工智能+"行动的意见》推动人工智能与各行业深度融合 [2] - 国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于推动"人工智能+"能源高质量发展的实施意见》提供顶层设计和行动指南 [2] - 提出2027年"打基础、树标杆、探路径"阶段目标 重点实现"五十百"发展目标 开展行业级专业大模型应用和典型场景挖掘 [4] - 2030年目标为"全面赋能、生态构建" 能源领域人工智能专业技术总体达到世界领先水平 形成全球领先研发创新基地 [4] 行业发展现状 - 人工智能是构建新型能源体系的关键技术引擎与产业创新基石 [3] - 国内能源企业已发布十余个企业专用大模型 头部企业依托数据和场景优势实现应用落地 [3] - 当前存在"各自为战"开发现状 导致行业资源冗余与系统壁垒 难以形成规模效应 [3] 技术实施路径 - 夯实数据基础、强化算力支撑、提升模型基础能力三大关键技术攻关方向 [7] - 重点突破多智能体协同、可解释人工智能等关键技术 打造贴合能源供需特点的精准算法 [7] - 构筑5个以上专业大模型 重点围绕电力、煤矿、油气等业务特点 [8] - 推动大模型与专业软件融合、大小模型协同及智能体等研发模式创新 [8] 应用场景规划 - 重点围绕电网、能源新业态、新能源、水电、火电、核电、煤炭、油气等方向开展深度应用 [9] - 推动人工智能在预测分析、规划设计、调度运行、市场交易、设备运维等典型场景规模化应用 [9] - 增强在能源供需平衡、安全监控与预警、内部协同优化、跨域融合创新等方面的支撑作用 [9] 创新生态建设 - 推进试点示范 遴选可复制、易推广的场景和企业标杆应用 [11] - 建立健全覆盖技术研发、应用落地和效果评估的全链条标准体系 [13] - 制定能源数据治理、算力融合等基础规范 保障数据安全共享与算力高效调度 [13] - 设立创新平台、组建"人工智能+"能源创新联盟 构建产学研用深度融合体系 [14]

绿证核发情况 - 2025年8月国家能源局核发绿证2.71亿个，涉及可再生能源发电项目30.65万个，其中可交易绿证1.52亿个，占比55.99% [2] - 2025年1-8月累计核发绿证18.78亿个，其中可交易绿证12.77亿个 [2] - 按发电类型划分，2025年8月核发绿证数量从高到低依次为：常规水电（11767万个）、太阳能发电（7327万个）、风电（6494万个）、生物质发电（1328万个）、其他可再生能源发电（228万个）[3] - 2025年1-8月累计核发绿证数量从高到低依次为：风电（71897万个）、常规水电（60623万个）、太阳能发电（42794万个）、生物质发电（11419万个）、其他可再生能源发电（1087万个）[3] 绿证交易情况 - 2025年8月全国交易绿证4838万个，其中绿色电力交易绿证1763万个 [4] - 2025年1-8月累计交易绿证4.64亿个，其中绿色电力交易绿证1.58亿个 [4] - 按发电类型划分，2025年8月交易绿证数量从高到低依次为：太阳能发电（2328万个）、风电（2098万个）、生物质发电（254万个）、其他可再生能源发电（158万个）[6] - 2025年1-8月累计交易绿证数量从高到低依次为：风电（23343万个）、太阳能发电（19572万个）、生物质发电（2486万个）、其他可再生能源发电（1024万个）[6] - 2025年8月全国单独交易绿证3075万个，交易平均价格为5.66元/个，环比增长22.77% [6] 绿证交易价格分析 - 2025年生产的电量对应绿证交易平均价格最高，为8.10元/个，环比增长17.83% [8] - 2024年生产的电量对应绿证交易平均价格为2.75元/个，环比下降5.90% [8] - 2023年及以前生产的电量对应绿证交易平均价格最低，为0.23元/个，环比下降56.28% [8]

电力市场体系建设优化 - 加强中长期与现货市场交易机制衔接 动态调整中长期交易签约比例要求并完善限价机制 减少趋势性价差影响市场公平交易[3] - 加强电能量与辅助服务市场衔接 推动调频备用等辅助服务与电能量市场联合出清 提升电力系统整体运行经济性[4] - 加强批发与零售市场衔接 通过线上交易平台和零售套餐优化 实现改革红利向终端用户有效传导[4] - 完善新能源入市机制并推动新型主体参与市场 建立可靠容量补偿机制 挖掘各类资源调节潜力服务新型电力系统建设[5] 市场运营管理强化 - 规范市场运营机构信息披露机制 建立全流程标准化管理 强化技术支持系统承载能力[6] - 规范市场干预机制 明确干预启动条件实施主体和处置流程 提升干预透明度减少不合理干预[7] - 强化市场秩序监管 应用穿透式数字化监管方式 维护公平竞争环境保护经营主体权益[7]

电力现货市场建设核心目标 - 国家发展改革委与国家能源局印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》，旨在全面加快电力现货市场建设，目标在2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖 [2] 新能源入市与现货市场机制优化 - 新能源市场化交易电量在2024年已达到52.3%，政策要求新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场 [3] - 为支撑新能源全量入市，优化现货市场出清机制以形成反映供需关系和调节成本的分时价格信号，并完善以负荷预测和新能源功率预测为基础的可靠性机组组合环节，确保系统安全 [3] - 推动发电侧和用电侧“报量报价”参与现货市场竞争，探索按节点/分区电价申报及结算，以优化负荷侧资源配置 [4] 中长期市场交易机制完善 - 全国大多数省份中长期市场交易已常态化开市，交易频次和周期趋近运行日 [5] - 加快推动D-2连续开市与中长期交易分时段组织等精细化安排，以更好衔接现货市场并适配新能源出力特性 [5] - 支持新能源和核电企业与用户签订多年期协议，并建立中长期签约比例动态调整机制 [5] - 完善煤电中长期交易限价，使其逐步与现货市场限价范围贴近，减少套利空间，推动市场向价格信号引导转型 [6] 辅助服务市场体系健全 - 探索增加备用、爬坡等辅助服务品种，通过市场机制发现服务价值，引导资源针对性投入 [8] - 推动调频市场与电能量市场联合出清，将调频成本纳入整体优化，实现“电能量+辅助服务”协同决策以降低成本 [8] - 扩大参与辅助服务市场主体范围，鼓励新型储能、虚拟电厂等新型主体以聚合方式参与，提高系统灵活调节能力 [9] 可靠容量补偿机制建立 - 提出建立发电机组可靠容量评估机制，科学评估各类型机组及新型储能的容量系数，客观反映其对系统容量充裕度的贡献 [11] - 在此基础上研究建立面向各类电源的容量补偿机制，合理确定单位可靠容量补偿标准并动态调整，帮助机组回收固定成本 [11] - 支持有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，条件成熟时建设容量市场，引导社会资本向所需容量资源倾斜 [11] 零售市场规范与发展 - 2021至2024年期间，零售市场交易电量年均增长率约达到14.9% [12] - 举措包括搭建零售线上交易平台并建立零售套餐价格事前估算机制，以降低交易成本和促进竞争 [12] - 要求定期发布批发和零售市场均价等信息以提升透明度，并鼓励灵活配置分时零售套餐，挖掘用户侧调节潜力 [12] - 鼓励创新引入绿电零售套餐等新品种，为用户消费绿色电力提供多样化方式 [12] 市场规范化建设与闭环管理 - 从完善市场干预与处置机制、提升市场运营能力、强化市场监管三方面加强规范化建设 [13] - 通过建立市场力监测与管控机制、完善信息披露、加强业务流程标准化等措施，实施“监测-评估-干预-反馈”的闭环管理，以预防市场力滥用和减少价格扭曲 [13]

公司发展根基与战略贡献 - 公司全力保障100万平方公里供电区域内2.73亿用电人口的可靠用电，服务国家战略与经济社会高质量发展[4] - 建成19条西电东送大通道，累计送电量超3万亿千瓦时，全网统调最高负荷达到2.56亿千瓦[5] - 客户平均停电时间降低超六成，核心城市迈入分钟级，农网供电可靠率提升至99.9%[5] - “十四五”期间预计完成固定资产投资达7400亿元，2024年五省区全社会用电量达1.7万亿千瓦时，较2020年增幅超30%[6] - 在广东实现220千伏变电站县域全覆盖，在海南加快建设新型电力系统，在深圳实现超充站超过加油站、充电枪超过加油枪[7] 改革创新与市场建设 - 南方区域电力市场启动连续结算试运行，标志着全国统一电力市场初步建成[9] - 新能源交易规模大幅增长，绿电绿证交易电量累计突破1000亿千瓦时[9] - 国有企业改革成效显著，以央企第一成绩收官国企改革三年行动，“科改”“双百”企业获评“9标杆、5优秀”[9] - 全国产化直流干式电容器实现规模化应用，世界首台兆瓦级漂浮式波浪能发电装置“南鲲”号并网，首款电力主控芯片“伏羲”成功研发并量产[10] - 2项成果获中国专利金奖，“大瓦特·驭电”摘得2024年世界人工智能大会最高奖项[10] 国际业务拓展与合作 - 澜湄合作进入新阶段，中老铁路外部供电项目稳定运行，老挝国家输电网项目实现实质性运营，中老500千伏联网工程启动建设[11] - 智利KILO高压直流输电项目加速推进，秘鲁首都智能电网试点项目全面启动，乌兹别克斯坦风电项目顺利交割[11] 战略转型与产业布局 - 公司向数字电网运营商、能源产业价值链整合商、能源生态系统服务商转型[12] - 新能源装机突破2.4亿千瓦，非化石能源发电量占比53.7%，清洁电源供给格局基本形成[13] - 首创并推广应用“大瓦特”电力大模型、“电鸿”物联操作系统，抽水蓄能装机总容量突破“三个一千万”[14] - 建成全国首个大容量钠离子电池储能电站，建成全国首个区域级虚拟电厂，可调控资源规模超1000万千瓦[15] - 率先实现充电桩乡镇全覆盖，完成全国规模最大、首次跨省区联动的车网互动试验示范[15] - “电鸿”生态圈链接超500家生态伙伴，成立央企首家用户生态运营公司[16] 核心竞争力与品牌建设 - 现代供电服务体系基本建成，实现全业务“刷脸办电”“一证办电”[18] - “十四五”以来主导发布国际标准33项，主持国家标准31项、行业标准106项，ISO机械储能技术委员会秘书处落户公司[18] - 获批建设国家首个新型电力系统质检中心，首次取得国家级质量奖组织奖[18] - 公司首批35个新型电力系统示范区全面建成[19] - 公司品牌跻身“世界品牌500强”前200名，五年大幅跃升79位[20] - 建成南网知行书屋414间，惠及42万名乡村学生[20]

政策目标与路线图 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《关于推进"人工智能+"能源高质量发展的实施意见》，为能源与AI的深度融合划定科学路径 [2] - 政策目标为到2027年初步构建能源与人工智能融合创新体系，夯实算力与电力协同发展根基，并在人工智能赋能能源核心技术方面取得显著突破 [2] - 到2027年，5个以上专业大模型将在电网、发电、煤炭、油气等行业深度应用，探索出百个典型应用场景赋能路径 [2] - 展望2030年，能源领域人工智能专用技术与应用总体将达到世界领先水平，推动行业向智能化、高效化、绿色化全面转型 [3] AI赋能能源安全保障 - AI在电网中可提前预测线路故障，大幅缩短停电时间 [3] - 在煤矿领域，智能监测系统能实时分析瓦斯浓度、顶板压力数据，有效降低安全事故风险 [3] - 在核电站中，AI设备诊断系统可精准识别细微异常，为核安全提供关键保障 [3] - 在深海油气平台，AI驱动的监测系统持续排查设备隐患，确保开采作业安全稳定 [2] AI驱动能源效率革命 - 在电力调度中，智能算法可综合考虑风光发电波动、用户用电规律和电网承载能力，从而提升能源配置效率 [3] - 油气开采领域通过AI优化的钻井方案能减少无效作业 [3] - 在火电厂，AI控制系统可动态调整燃烧参数，有效降低煤耗 [3] - 人工智能算法已能精准预测风电场的风速与发电量，华东智能电网可实时平衡用电需求与分布式能源供电波动 [2] AI助力绿色转型与新模式 - AI风光功率预测模型可精准预判新能源出力，为电网接纳高比例间歇性的风能、太阳能提供技术支撑 [4] - 在综合智慧能源领域，AI可统筹协调分布式光伏、储能、充电桩等设备，提升能源利用效率 [4] - 虚拟电厂通过AI整合分散的储能、电动汽车资源，成为电网的"灵活调节池" [4] - 能源服务平台借助AI分析用户用电习惯，提供个性化节能方案，推动能源从"单一商品"向"综合服务"转变 [4] 行业发展面临的挑战 - 能源数据分散在不同企业和部门，存在标准不一、共享不畅的问题 [4] - 部分AI技术在能源场景的可靠性尚需验证 [4] - 行业面临既懂能源生产运行规律又精通AI算法开发的复合型人才稀缺的难题 [4]

电动汽车充电基础设施总体规模 - 截至8月底行业充电枪总数达到1734.8万个 [2] - 行业充电枪总数同比增长53.5% [2] 公共充电设施 - 公共充电设施（充电枪）数量为431.6万个 [2] - 公共充电设施数量同比增长37.8% [2] - 公共充电桩额定总功率达到1.96亿千瓦 [2] - 公共充电桩平均功率约为45.48千瓦 [2] 私人充电设施 - 私人充电设施（充电枪）数量为1303.2万个 [2] - 私人充电设施数量同比增长59.6% [2] - 私人充电设施报装用电容量达到1.15亿千伏安 [2]