虚拟电厂政策部署 - 上海市、重庆市、青海省等多地围绕虚拟电厂建设及运行进行工作部署 [1] - 青海省能源局组织编制《青海省虚拟电厂建设与运行管理方案（征求意见稿）》并公开征求意见 [1] - 相关政策举措有助于推动虚拟电厂规范化发展 增强电力保供和能源转型支撑能力 促进新型电力系统完善 [1] 虚拟电厂产业链与发展趋势 - 虚拟电厂产业链上游包括可控负荷、分布式能源及储能产业 中游为运营环节 下游为电力需求市场 [2] - 国家发展改革委、国家能源局提出到2027年全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上 [2] - 规模化发展趋势表现为地方实施细则出台 各类企业广泛参与 产业链结构逐步清晰 [2] 虚拟电厂市场前景与商业模式 - 华泰证券预测2025年我国虚拟电厂市场规模达102亿元 2030年有望达千亿元 [3] - 现阶段商业模式以需求响应交易和辅助服务交易为主 盈利效率受电价差价影响较大 [3] - 分布式电源和负荷加速建设为探索灵活盈利模式带来可能性 需结合电力体制改革推进 [3]

新能源发展 - 内蒙古新能源装机规模达到1 45亿千瓦 占全区总装机的52% [5] - 过去两年新能源发电量分别为1665亿千瓦时和2125亿千瓦时 增速保持在25%以上 [5] - 绿电外送量从"十四五"初期的300亿千瓦时提升至600亿千瓦时 预计2024年达到1000亿千瓦时 [5] - 建成绿氢产能6万吨/年 接近全国总产能的一半 [7] - 全球首个绿色氢氨项目建成投产 开辟绿氢消纳新场景 [7] 传统能源升级 - 累计建成绿色煤矿180处 智能化煤矿215处 分别占在产煤矿的61%和72% [7] - 千万吨级以上煤矿全部实现"井下不见人 产煤不见煤"的智能化开采 [7] 能源经济成就 - 2024年实现"15个全国第一" 包括新能源总装机 发电量 外送电量等 [1][2] - 新能源装机在全国率先突破1亿千瓦 [1] - 全国首个跨省跨区绿电直连项目获批 实现内蒙古新能源与宁夏负荷点对点直供 [5] 创新消纳模式 - 实施源网荷储一体化 风光制氢一体化等6类新能源市场化消纳模式 [7] - 推进电解铝 铁合金等高载能产业绿电替代 发展绿色算力 零碳园区 [7] - 规划建设绿氢走廊和区内输氢管网 推进"一电变三绿"战略 [7]

山东重工集团改革与业绩表现 - 山东重工集团推出工程机械行业首台AI智能推土机，计划三年内完成AI核心功能全面应用并构建"AI智能助手+施工机群"协同生态 [2] - 公司通过深化科技创新体制机制改革，发力新能源、数智化、后市场三大战略转型，上半年实现利润149.7亿元，同比增长6.9%，领跑装备制造行业 [2] 山东省经济与能源改革 - 山东省上半年生产总值突破5万亿，同比增长5.6%，高于全国0.3个百分点 [3] - 144座新型储电站在用电高峰时段最大放电功率达803.59万千瓦，刷新全国纪录 [3] - 出台《山东省2025年新能源高水平消纳行动方案》，明确"八大行动"破解新能源消纳难题 [3] 营商环境与制度创新 - 山东省推出100个"高效办成一件事"场景，上线"鲁执法""鲁惠通""鲁企帮"平台，实施数字化电子营业执照改革 [4] - 万纬青岛榴莲超级工厂依托自贸区政策，配备全自动分装流水线，年产量超3000吨 [4] - 山东科技大市场成交科技成果1327项，金额突破13亿元，东科化工科技通过购买专利技术使产品利润增加近40% [4][5] 科技创新体系效能 - 山东省科技体制改革全面发力，科技创新体系效能提升，科技大市场成为科技成果转化重要平台 [5]

纪要涉及的行业或公司 特高压行业 纪要提到的核心观点和论据 1. **特高压线路利用率与招标计划** - 观点：已建成特高压线路利用率低于预期，电网公司投资动力不足，但 2025 年下半年仍有招标计划 [1][3] - 论据：许多直流通道利用率不足 50%，远低于 4500 小时，输电价格难提高，投资回报受限；2025 年下半年预计有三条特高压线路招标，6 月已核准藏东南送粤港澳大湾区和蒙西到京津冀两条直流线路 [1][3] 2. **柔性直流技术应用及优势** - 观点：柔性直流技术在风光大基地应用增多，有提高清洁能源占比等优势 [1][4] - 论据：常规长池输电中火电占比高，不符合受端对清洁能源需求；柔性直流技术能适应新能源波动，提高系统稳定性和可靠性 [1][4] 3. **区域间异步互联意义** - 观点：区域间异步互联增强区域协同，提升电网安全性和可靠性 [6] - 论据：如闽赣、皖鄂、湘粤联网，优化资源配置，实现供需平衡，为全国统一电力市场奠定基础，助于新能源消纳及传输 [6] 4. **新能源与水电关系及外送规划** - 观点：新能源与水电脱钩不可行，可按规划容量考虑外送规模 [8] - 论据：可按配比保证水电竞争捆绑西北风光实现外送；“十五五”有超 150GW 外送计划，配套水电竞争完成外送 [2][8] 5. **海上风电发展挑战** - 观点：海上风电面临高成本和碳排放挑战，未来可能减缓 [2][9] - 论据：深远海开发成本高，每千瓦时造价超 10 元；传统火电比例大，碳排放增加与绿色能源初衷相悖；国家支持水电和海上新能源开发资金有限 [2][9] 6. **输电技术对比及特高压项目发展方向** - 观点：柔性直流输电造价高、损耗大，未来特高压项目将减少其使用，更多采用长值方案 [2][11][12] - 论据：长值适用于点对点传输，成本低且稳定性高；提高交流网坚强度可降低对换线失败担忧 [2][11][12] 7. **特高压项目开工数量预测** - 观点：“十五五”期间预计每年约 4 条特高压直流线路和 2 - 3 条特高压交流线路开工 [14] - 论据：国家协调加快建设外送通道，项目可解决新能源输送问题，完善电力市场，促进互联互通 [14] 8. **背靠背直流项目情况** - 观点：背靠背直流项目从 2025 年开始每年会逐步推进，典型项目投资约 30 亿 [15][16] - 论据：华东、华中等地区上网标杆电价差异小，建设需求取决于电量平衡；典型项目含两座换流站，包括相关设备投资 [15][16] 9. **电网建设方向转变** - 观点：未来将从主网投建转向配网投建 [2][20] - 论据：主网投建“十五五”达高潮，配网投建欠账多，需核定输配电价，让市场化主体参与源网荷储一体化建设 [2][20] 10. **电力市场化改革及交易相关** - 观点：配网投建滞后影响市场化改革，需核定输配电价等措施推进 [21][23] - 论据：采集监控等基础设施不完善，存在交叉补贴问题影响增量配电网投资经济性；136 号文等推动输配电价改革和源网荷储建设 [21][23] 其他重要但可能被忽略的内容 1. 2025 年五六月份投运了陇东到山东、哈密到重庆、京上到湖北以及宁夏到湖北等线路，后续可能批复达拉特到蒙西、川西等区域新线路 [3][5] 2. 云南送广东地区增量受云南自身用电量提升约束；雅中到江西直流线路受地方政府推动建设，但落地后利用率低 [7] 3. 136 号文发布前新能源消纳受限，推进了四川和云南等地火电建设，云南火力发电厂利用小时数显著提升 [1][7] 4. 国家重新审视西南水电资源，如雅江下游墨脱水电站，容量巨大，需外送至东部、南部、中部地区替代火电 [1][7] 5. 国网在西北和内蒙地区集中招标 500 千伏和 750 千伏主网交流设备，满足清洁能源外送及自身供需平衡，考虑设备供应商情况确保建设时序合理 [19] 6. GIL 技术适用于特定环境，雅砻江水电站及浙江环网使用该技术推广需分析地理、技术和经济因素；在水电站、特高压输电、钢铁厂和石化厂有不同应用场景 [24][25][26][27]

项目进展 - 天启鸿源旗下绥阳启源储能科技有限公司的300MW/600MWh构网型新型独立储能电站项目正式获得贵州电网接入系统设计报告评审意见 [1] - 项目已完成备案、用地、电网接入三大核心前置要件，全面开工建设条件已全部具备 [3] - 公司计划确保2026年如期并网，打造构网型储能应用的"贵州样板" [1] 技术细节 - 项目将按新建220kV启源储能升压站、35kV集电线接入储能电站、新建1回220kV线路接入500kV诗乡变(约0.15km电缆)、诗乡变扩建1个220kV间隔依次推进 [2] - 本期一次建成升压站主变(300MVA)、SVG无功补偿(2×30MVar) [2] - 储能系统需具备四象限功率控制、AGC(自动发电控制)、AVC(自动电压控制)功能，功率因数调节范围±0.95 [2] 项目意义 - 建成后将成为区域电网的"稳定器"，大幅提升新能源消纳能力，助力新型电力系统转型 [3] - 为能源绿色低碳转型注入强劲动力 [1] - 技术路径获权威批复，设计、采购、施工环节可无缝衔接 [3]

项目概况 - 哈密—重庆±800千伏特高压直流输电工程是我国首个投产送电的沙戈荒新能源基地外送特高压直流输电工程[1] - 该项目是西南地区首个特高压直流受入工程[1] - 工程起于新疆哈密市巴里坤换流站，途经甘肃、陕西、四川，止于重庆渝北区渝北换流站[1] - 采用±800千伏额定电压、800万千瓦额定容量的"双八百"特高压直流输电技术[1] - 输电距离2260公里，总投资286亿元[1] 技术特点 - 配套1420万千瓦电源，位于新疆天山北麓戈壁基地[1] - 风电、光伏、光热装机达1020万千瓦，新能源装机占比超过70%[1] - 新设计大风区跳线串和多自由度的调距线夹[2] - 在强腐蚀地区试点应用硅烷浸渍防腐技术[2] - 在戈壁碎石土区域创新开展表层砾幕剥离技术[2] 战略意义 - 推动哈密能源资源开发与外送[1] - 促进清洁能源大范围优化配置[1] - 提高重庆电力供应保障能力[1] - 助力实现"双碳"目标[1] - 有效带动西部地区能源产业发展[1] - 促进新能源消纳利用[1] - 支撑新疆能源资源优势转化为经济优势[1] - 服务成渝双城经济圈高质量发展[1] - 满足重庆度夏高峰负荷需求[1] 建设成就 - 2023年7月获国家核准[2] - 可支撑哈密地区超过1000万千瓦装机的新能源外送[2] - 助力新疆形成外送规模超3000万千瓦的"两交三直"输电通道[2] - 覆盖西北、华中、华东、西南电网[2] - 有效提升新能源消纳利用水平[2]

抽水蓄能电站运行情况 - 南方区域抽水蓄能电站机组启动次数上半年首次突破2.4万次，同比增长24.1%，创历史新高 [1] - 7座抽蓄电站共34台机组，总规模1028万千瓦，调节能力超2000万千瓦，为电力系统增加近10%调节能力 [1] - 上半年累计调节电量121.1亿千瓦时，相当于1100多万居民半年用电需求 [1] 新能源并网与调节能力提升 - 新能源渗透率提高导致电力系统需更高调节能力，抽蓄机组需更精准灵活响应调用指令 [3] - 粤港澳大湾区31台抽蓄机组通过集控平台远程控制，单值班员设备控制规模达240万千瓦，为传统模式2-3倍 [3] - 机组短时运行次数大幅增加，反映抽蓄电站促进新能源并网的调节能力加速提升 [3] 运行模式创新与场景适配 - 海南琼中抽蓄电站调整运行模式为"白天抽水、夜间发电"，适配光伏发电消纳和新能源汽车错峰充电需求 [3] - 传统"白天发电、夜间抽水"模式转变为适应新型电力系统构建需求的新运行方式 [3] 数智化运维与迎峰度夏表现 - 第三代抽水蓄能人工智能数据分析平台实时采集40多万个设备数据，运用9000多个算法进行精准健康诊断 [4] - 6月以来34台机组保持安全运行，单日最大调节电量达1.01亿千瓦时，启动频次同比大幅增加 [4]

新能源发电量及占比 - 2023年上半年宁夏新能源统调发电量达367.59亿千瓦时，占发电总量34.66%，同比提升4.5个百分点 [1] - 通过储能充电增发新能源电量16.2亿千瓦时，提升新能源利用率4个百分点 [1] 储能发展现状 - 111.5万千瓦/287万千瓦时储能电站并网运行 [1] - 储能最大充电电力521万千瓦，最大放电电力453万千瓦，相当于15台30万千瓦火电机组顶峰能力 [3] - 储能月平均综合利用小时数达98小时 [3] - 增发新能源和提升利用率两项效用达2024年同期的2倍 [3] 新能源装机规划 - 预计2023年下半年新增新能源装机超1700万千瓦 [4] - 预计新能源总装机将达6700万千瓦，占比提升至65% [4] - 新能源消纳压力将随装机增长进一步加大 [4] 行业政策动态 - 宁夏已废止两项涉及新能源配储和调峰补偿的储能政策 [5] - 西北地区明确电力辅助服务市场价格机制，宁夏虚拟电厂调峰上限0.19元/kWh [5] - 宁夏储能装机规模达541万千瓦，居全国第4位 [5]

省间市场作用与必要性 - 我国能源资源逆向分布 90%煤炭 85%太阳能 80%风能和水能集中于三北和西南 70%能源需求在东部发达地区 需通过省间市场实现全国资源优化配置[3] - 新能源装机达16.5亿千瓦 但存在极热无风 极寒故障 晚峰无光等问题 对晚高峰负荷保障能力不足[3] - 空调负荷 采暖负荷快速攀升 第三产业和居民用电持续增长 电网峰谷差逐年加大 需通过省间互济平衡供需[3] 跨区电力交易现状与构成 - 今夏达成跨区电力交易1.65亿千瓦 其中1.22亿千瓦来自华北 东北 西北 西南大型煤电 风光新能源基地及大型水电站 占总量的3/4[4] - 0.43亿千瓦来自能源富集地区电厂通过省间市场化交易外送 占总量的1/4[4] - 华东区域夏季高峰负荷超4.4亿千瓦 跨区送华东最大电力约7900万千瓦 用电高峰时段每6千瓦负荷中至少有1千瓦来自外地能源基地[4] 中长期交易机制创新 - 按工作日连续运营机制优化交易流程 每月初发布交易日历 工作日收集需求次日完成交易 省间中长期交易成交1499笔同比增35.7% 电量1.49万亿千瓦时同比增5%[5] - 创新省间交易优先级机制 基于交易周期 交易品种等6方面规范输电通道秩序 解决通道堵车问题[5] - 开展多输电通道集中竞价 按月 周打包通道剩余空间集中撮合 截至6月底超7000家主体达成19.92亿千瓦时交易 度夏期间增加跨区最大电力184万千瓦[5] 市场体系结构与协同机制 - 省间市场建立中长期为基础 现货余缺互济 应急调度救急的市场化模式 2024年三者电量占比分别为94.84% 5.13% 0.03%[6] - 中长期市场覆盖年度 月度 月内交易 确保长期供需平稳 发挥保供压舱石作用[6][7] - 现货市场反映短期供需 发挥价格指南针作用 通过日前和日内交易实现短期互济[6][7] 未来发展规划 - 扩大交易范围 完善国家电网与南方电网跨经营区常态化交易机制 实现全国电力及绿电资源优化配置[8] - 延伸交易周期 推动多年期交易稳定供需 扩大多年期绿电交易 提高多通道滚动撮合交易规模和频次[8] - 服务沙戈荒大基地联营不联运模式 由风光火储组成联营体与消纳省协商交易 挖掘电源群内部调节潜力[8] - 提高多通道集中交易比例 开展年度集中竞价形成有效价格信号 创新抽水蓄能 需求侧等调节性资源共享机制[8]

山东新型储能集中调用事件 - 7月11日晚山东144座新型储能电站在用电高峰集中放电 总容量达825万千瓦 实际最大放电功率80359万千瓦 刷新全国省级电网纪录 [1] - 参与主体包括55个独立储能和89个新能源场站配套储能 放电规模相当于济宁市全网用电负荷 [1][10] - 此前江苏于7月6日完成93座新型储能电站集中调用 总容量7248万千瓦 实际调用规模714万千瓦 较去年夏季增长569% [3] 新型储能的技术价值 - 储能设施兼具负荷消纳和电源放电功能 是电力系统削峰填谷的重要手段 [5] - 在新能源出力波动时 储能系统作为"时空调节器"可储存绿电并在用电高峰放电 有效平衡电网 [6] - 山东7月5日新能源出力达66615万千瓦 其中光伏55898万千瓦 但晚间光伏出力接近零 凸显储能调节必要性 [6] 山东储能发展现状 - 山东新型储能装机规模达940万千瓦 位居全国第三 涵盖电化学储能 压缩空气储能等多种形式 [8] - 在国内率先建立独立储能参与现货市场交易机制 推动储能规模化 多元化发展 [8] - 持续高温导致电网负荷四创新高 此次集中调用体现储能在保安全 保供应 促消纳方面的综合效能 [9] 调度管理机制 - 国网山东电力通过调度控制系统自动优化计算各储能电站充放电时间和功率 [10] - 在新能源发电高峰向825万千瓦储能发出充电指令 用电高峰发出放电指令 实现精准调度 [10] - 调度综合考虑社会用电需求与电网安全 实现多元主体协同参与 [10] 行业示范意义 - 此次调用标志着新型储能作为重要调节资源进入应用新阶段 [10] - 为构建新型能源体系 保障能源安全提供了"山东经验"和示范效应 [10] - 山东力争年底新型储能规模突破10GW 并出台配套电价政策 [13]