项目概况与里程碑 - 全球海拔最高风电项目——西藏华电山南琼结60兆瓦风电项目完成全部12台风机吊装 [1] - 项目最后一台风机在海拔5370米处安装就位 [1] 项目建设面临的极端环境挑战 - 施工地点空气含氧量仅为平原地区的57% [1] - 施工地点昼夜温差超过20摄氏度 [1] - 场内道路海拔累计爬升达1670米 [1] 项目团队的高原施工管理与创新 - 采用特殊排班制度保障人员健康，如工作1小时强制休息15分钟，午休延长至2小时 [1] - 为应对运输难题，创新采用大型设备“化整为零，分解运输”，现场组装的方案 [1] - 在混凝土施工中，为应对高寒缺氧，优化配比并创新采用“薄膜+棉被+彩条布”梯度保温工艺 [2] 高海拔风机吊装的技术突破 - 在5000米以上超高海拔地区首次应用单叶片吊装工艺 [2] - 团队提前数月开展精细化数值模拟与试吊试验，重构吊装动力学模型以应对空气密度低的影响 [2] - 应用智能气象监测系统实时观察风速，精准捕捉最佳作业窗口 [3] - 单叶片吊装工艺将作业占地面积减少约66%，并将有效作业风速上限提升至10米/秒 [3] 构网型技术体系的应用与创新 - 项目创新构建了“设备选型+储能+智能调控”三位一体的构网型技术体系，以解决藏中南地区电网薄弱问题 [4] - 研发过程中迭代出“动态降容+智能预警”策略，使系统能承受零下35摄氏度到40摄氏度的温差，并实现连续150天无故障运行 [4] - 储能系统与风电机组通过智能控制系统协同运行，基于实时数据与算法实现最优控制，提升项目可控性与可调度性 [4] 高海拔工程的生态保护实践 - 项目严格执行“起、存、养、复”四步生态修复工作法 [5] - 施工前对草皮进行精准标记与专业剥离，转运至专门养护区进行精细化管护 [5] - 项目已累计修复植被36万平方米，铺设保护密目网12万平方米，有效防止水土流失 [5] 项目承建方的未来展望 - 中国电建昆明院与中国安能三局将继续发挥在清洁能源领域的专业优势，推动技术创新与生态保护深度融合 [6]

文章核心观点 - 国家发改委新出台的发电侧容量电价机制旨在构建全国统一的容量电价体系 为煤电、气电、抽水蓄能及新型储能等调节电源提供稳定的收益补偿渠道 以解决其因市场化收益不足而发展受限的问题 从而保障新型电力系统的安全稳定运行 支持新能源大规模发展和“双碳”目标实现 [2][4][13] 政策出台背景与必要性 - 截至2025年底 中国电源总装机达38亿千瓦 其中新能源装机18亿千瓦 占比47.4% 青海、宁夏、甘肃等8个省（区）新能源装机占比已超50% 系统平衡调节矛盾突出 [3] - “十五五”期间 预计中国新能源年新增装机仍将维持在2亿千瓦以上 对调节电源的需求更为迫切 [3] - 调节电源仅靠辅助服务市场和现货市场收益难以生存 而此前全国缺乏统一机制 各省政策差异大 导致调节电源发展速度跟不上风光电源 带来保供安全隐患 [4] 新政策的核心机制与阶段划分 - 新政策标志着中国发电侧容量电价发展进入第二阶段 即“可靠容量补偿机制”阶段 未来第三阶段将是容量市场 [5] - 政策对煤电、气电、抽水蓄能和新型储能四类调节电源的容量电价机制进行了差异化安排 [6] 各类调节电源的具体政策安排 - **新型储能**：首次在国家层面建立全国统一的容量电价补偿标准 按照顶峰能力给予补偿 补偿标准以当地煤电容量电价为基础按比例折算 折算比例与连续放电小时数和系统最长净负荷高峰持续时段挂钩 [6][8] - **抽水蓄能**：对633号文出台前后的项目作出差异化安排 新开工项目由省级政府按3-5年平均成本核定容量电价 并允许其自主参与电能量和辅助服务市场 [9] - **煤电**：在原有1501号文基础上 要求各地提升煤电容量电价回收固定成本比例至超过50% 以缓解其经营压力 [6] - **气电**：完全放权给省级能源和价格主管部门来确定容量电价 [6] 新型储能的受益与前景 - 新型储能是本次容量机制完善的最大受益主体 其政策地位得到显著提升 [7] - 新型储能装机规模从2021年的400万千瓦快速增长至2025年12月的1.4亿千瓦 已成为全国第一大储能电源 [7] - 以甘肃为例 在容量电价政策支持下 4小时充电时长的储能可获得165元/千瓦/年的固定容量电费 结合市场收益已可实现商业运行 [8] - 目前10万千瓦/4小时新型储能电站单位千瓦投资约2800元 随着技术进步和成本下降 其优势将进一步显现 [8] 抽水蓄能的过渡安排与盈利预期 - 政策为抽水蓄能提供了明确的过渡安排 以稳定其长期盈利能力预期 避免因定价机制突变导致项目难以为继 [10] - 633号文核准的抽水蓄能容量电价需求多在600元/千瓦·年左右 预计新建抽蓄实际可获得容量电价完全能达到600元/千瓦·年以上 [10] - 政策考虑新型储能所需容量电价仅为抽水蓄能的1/3左右 因此保留抽蓄单独定价以保障建设连续性 [10] 配套政策与落地保障 - **确定储能充放电价**：统一规定储能在充电时按单一制用户缴纳输配电价 放电时按放电量退还输配电费 充放电价格按现货市场实时价格执行 [11] - **明确区域共用抽蓄费用分摊**：区域共用抽蓄的容量费用按容量分配比例在各省（区）分摊 解决了长期存在的分摊难题 [11] - **权责同步下沉至省级政府**：省级政府拥有项目核准权和容量电价制定权 同时也需承担由此带来的用电成本上涨压力 需统筹投资与成本关系 [12]

文章核心观点 - 中国电力市场化交易规模与占比再创新高，市场在电力资源配置中的决定性作用日益增强，标志着电力体制改革向纵深推进 [1][2] 电力市场化交易规模与结构 - 2025年全国电力市场交易电量规模达6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重提升至64.0%，意味着每3度电中约有2度通过市场交易完成 [2] - 省级现货市场已基本实现连续运行全覆盖，电力中长期市场持续运营，市场注册主体突破100万家，活跃度持续攀升 [3] - 零售市场发展迅速，截至2025年底全国注册售电公司共5288家，为超过70万家电力用户提供服务，零售交易电量占市场化交易电量比重达到六成 [7] 跨省跨区交易与绿电交易 - 2025年跨省跨区交易电量达1.59万亿千瓦时，创历史新高，增速高于全国市场交易电量平均水平4.2个百分点 [3] - 区域电力市场建设取得进展，南方区域电力市场启动连续结算运行，长三角及东北、西北、华中等区域省间电力互济交易机制不断完善 [3] - 绿电交易呈现“爆发式增长”，2025年绿电交易电量达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模为2022年的18倍，多年期绿电协议成交量达600亿千瓦时 [3] - 跨经营区常态化绿电交易机制首次实现，例如“内蒙古绿电点亮大湾区”、“广西绿电送入长三角” [3] 市场机制的功能与成效 - 电力市场发挥跨地区资源优化配置作用，2025年全国跨区通道最大实际送电能力达1.51亿千瓦，跨电网经营区交易电量34亿千瓦时，有效缓解了“窝电”与“缺电”矛盾 [4] - 价格信号引导电力安全保供，现货市场“高峰高价、低谷低价”机制激励发电侧加强运维，2025年迎峰度夏期间山东、广东、安徽等地发电机组非停率和受阻率低至“双零” [4] - 市场为绿色电力定价，通过分时段、分区域价格信号体现新能源的“绿色价值”与“保供价值”，并激励灵活资源参与，例如2025年山东有446万户工商业用户主动“削峰填谷”，转移高峰负荷225万千瓦，为午间新能源消纳腾出空间583万千瓦 [4] - 改革红利释放，在电力供需相对宽松、一次能源价格回落及市场机制优化背景下，电价成本逐步降低并传导至用户侧，吸引工商业用户、分布式能源、新型储能、虚拟电厂、电动汽车充电设施等多元化主体加速入市 [5] 市场监管与规范 - 2025年国家能源局开展了电力领域综合监管和电力市场秩序突出问题专项监管，公开通报了发电企业串通报价等多起违规案例，以规范市场秩序 [10] - 对售电公司进行动态管理，依据《售电公司管理办法》清退长期未开展实际交易的“休眠”售电公司，以维护市场健康生态 [8] - 2026年将进一步完善监管，计划修订《售电公司管理办法》，研究出台《电力零售市场基本规则》，并制定更完善的风险防控制度及市场异常行为监测与处置等监管指引 [9][10] - 监管将深化数字化、穿透式等方式创新应用，以提升监管的预见性、精准性和有效性，并对影响公平竞争的行为及时“亮剑”纠偏 [10]

项目概况与战略意义 - 500千伏瓯海变220千伏配电装置整体改造工程于1月18日在温州正式开工 [1] - 该工程是温州电网“十五五”开局重点项目，也是超高压属地化管理后首个500千伏变电站220千伏部分整体改造工程 [1] - 工程标志着温州电网核心枢纽升级进入实质性推进阶段 [1] 改造核心内容与必要性 - 500千伏瓯海变已运行二十余年，面临设备老化、场地不均匀沉降等问题 [1] - 核心改造内容包括将户外AIS设备迭代升级为户内GIS设备 [1] - 工程将新建继保室及交直流小室，并将混凝土构架全面更换为热镀锌钢管结构 [1] - 同步实施围墙改造、场地抬高、雨水泵井增容等防洪涝整治措施 [1] 实施主体与保障措施 - 图盛集团温州电建公司和国网温州超高压变电运检中心共同构建全链条保障体系，并组建专项改造团队 [1] - 针对16回220千伏供电线路定制了专项临时迁改方案 [1] - 通过站内设备搬迁、站外搭接等创新方式，确保改造期间供电不受影响 [1]

欧洲能源困境与电网割裂现状 - 欧洲内部电价差异巨大，德国家庭电价为每千瓦时0.38欧元，而匈牙利家庭仅需0.1欧元，价差近四倍[1] - 欧盟能源系统高度依赖进口，2022年高达98%的石油和天然气依赖进口，使其极易受外部冲击[2] - 成员国间电网互联水平不足，多数国家难以达到2030年跨境电力互联容量占本国装机容量15%的目标[2] - 电网阻塞导致巨大效率损失，2022年管理成本高达52亿欧元，预计2030年将飙升至260亿欧元[2] - 高昂电价削弱工业竞争力，2024年第二季度欧盟工业用电零售价格是中国的2倍[2] 欧盟电网一揽子计划核心改革措施 - 大幅压缩项目审批时间，将多数可再生能源和输电项目许可流程压缩至2年内，最复杂的不超过3年，独立储能项目许可时限被严格限定在最长六个月[4] - 建立利益共享机制，规定未来所有规模超过10兆瓦的可再生能源项目需向当地民众分配收益，以提升公众接受度[4] - 大幅增加资金支持，拟将2028~2034年度“连接欧洲基金”的能源预算从58亿欧元大幅提升至299.1亿欧元[4] - 计划通过创新融资方式，全力撬动高达1.2万亿欧元的电网投资需求[4] 重点战略项目与未来愿景 - 推出“能源高速公路”倡议，遴选了八个具有战略意义的跨境互联项目给予最高优先权[5] - “伟大海洋互联项目”旨在终结塞浦路斯的“电力孤岛”状态，并将其打造为连接欧洲与中东的能源枢纽[6] - “和谐互联项目”旨在强化立陶宛与波兰的电网连接，巩固波罗的海三国脱离俄罗斯电网体系的成果[6] - “南部氢能走廊项目”计划建设长达4000千米的管网，将北非生产的可再生氢气输送至意大利、奥地利和德国，预计于21世纪30年代初期投入运营[6] - 计划最终目标是构建现代化、一体化的能源网络，让电力与绿氢高效流通，降低全民用能成本并巩固工业竞争力与战略自主性[7] 实施计划的必要性与潜在效益 - 若不采取行动，到2030年将有45%的跨境电力需求无法满足，到2040年未被利用的可再生能源将达310太瓦时[3] - 若能强化电网整合，则意味着每年可为欧盟节省高达400亿欧元的成本[3] - 该计划是对外部地缘危机和内部市场割裂的回应，其成败取决于能否化解审批拖延、资金缺口、供应链瓶颈及复杂的成员国利益协调[7]

项目投运与建设背景 - 山西太原220千伏张花营变电站于1月28日4时30分正式启动投运 [1] - 变电站新建2台总容量为48万千伏安的主变压器 [1] - 项目旨在为潇河新兴产业园区注入电力动能 [1] 区域电力需求与项目定位 - 潇河新兴产业园区用电负荷呈现快速增长态势 [1] - 增长源于中国电科碳化硅材料产业基地、江铃重汽等重大项目入驻与产能释放 [1] - 该项目被国网太原供电公司纳入保障经济发展的重点工程 [1] 项目建设挑战与技术应用 - 建设过程面临大截面高压电缆长距离敷设、智能变电站系统集成等难题 [1] - 建设中广泛应用机械化施工、三维设计、数字化移交等先进手段 [1] 变电站技术特点 - 智能建设方面：全面配置计算机监控、设备在线监测、智能辅助控制等系统，具备一键顺控、智能巡视等高级应用功能 [1] - 节能环保方面：采用全户内设计，线路部分结合市政综合管廊，采用大量电缆入地方式敷设 [1] - 技术应用实现了电网建设与城市发展的和谐共生 [1]

事件概述 - 1月26日14时56分，甘肃省甘南州迭部县发生5.5级地震[1] - 地震发生后，国网甘肃省电力公司及甘南供电公司迅速启动应急响应，开展设施特巡，确认甘南州主配网运行正常[1] - 截至1月27日凌晨1时30分，震区受影响的3个村庄所搭建的110顶应急帐篷已全部通电[1] 应急响应与抢修行动 - 国网甘肃省电力公司启动地震灾害四级应急响应，国网甘肃甘南供电公司启动三级应急响应[1] - 公司迅速调派9支队伍、95名人员，以及17台应急抢险车辆、1台应急发电车、4台发电机、10套照明灯具、50千米架空线路、30套绝缘子、30套避雷器等物资赶赴现场[1] - 抢修队伍克服严寒与时间挑战，经过数小时不间断作业，完成所有帐篷的接电工作[1] 电网基础设施与投资成效 - 此次地震中电网运行正常，得益于甘肃电力对甘南电网的大力投资建设[1] - 2025年新建的110千伏扎尕那变电站、10千伏扎尕那第二回路供电线路等项目相继投运，极大提升了甘南迭部电网的供电可靠性[1]

事件概述 - 中国电力企业联合会用户生态分会成立大会暨南方电网首届用户生态合作伙伴大会于1月23日举行 [1] - 大会主题为“共创·共享·共赢：构建能源用户生态新范式”，汇聚政、产、学、研、用等领域近两百名代表 [1] - 现场发布多项创新成果，推动16家生态伙伴集中签约入驻 [1] 成立背景与意义 - 随着新型电力系统建设推进，用户角色从能源“接收者”转变为“参与者”和“共建者” [1] - 构建开放、协同、智慧、共赢的能源服务生态成为行业共识 [1] - 中电联联合南方电网共同发起成立用户生态分会，旨在打造开放融合、智慧共赢的能源生态协作平台 [1] - 该分会填补了用户生态领域行业组织的空白 [1] 分会定位与目标 - 分会旨在打造一个共商、共建、共享的协作平台 [2] - 目标是推动能源服务实现从“单向供给”到“双向互动”、从“单一服务”到“生态赋能”的跨越升级 [2] - 致力于打造开放融合、规范有序、面向国际、合规服务的协作平台，以推动行业协同 [2] 行业发展现状 - 当前用户侧生态建设进展显著，用户规模庞大 [2] - 虚拟电厂快速发展，建成全球最大充电网络 [2] - 绿电交易大幅增长 [2] 当前面临的挑战 - 用户侧生态面临资源分散、机制不健全的挑战 [2] - 行业协同存在堵点 [2]

中国在全球能源转型中的角色与贡献 - 中国正通过出口与投资双轮驱动，为全球能源转型贡献核心力量，以电动汽车、光伏、锂电池等“新三样”产品出口及绿色技术服务为纽带，结合海外清洁能源项目直接投资，为全球提供可负担、可持续的绿色解决方案 [1] 清洁能源产品出口 光伏产品出口 - 中国通过扩大光伏组件、逆变器、硅片等产品出口，筑牢全球清洁能源转型硬件基础，产品可适配不同自然环境与建设需求 [3] - 2025年，中国光伏逆变器累计出口金额达90.22亿美元，同比增长9.2%，累计出口数量达4860.74万个 [3] - 2025年，中国光伏组件出口金额达278.8亿美元，累计出口量达250吉瓦，其中出口巴基斯坦达17.5吉瓦，出口巴西达13.5吉瓦 [3] - 华为数字能源、正泰新能、TCL Solar等公司为巴基斯坦光伏项目提供全链条硬件支撑，巴基斯坦预计2030年光伏装机将达12.8吉瓦 [3] - 中国产品为巴西本土光伏组装提供成本优势，支撑其装机增长，巴西光伏太阳能协会预测2025年巴西太阳能装机容量同比增长22%，新增并网容量达13.2吉瓦，总装机容量超64.7吉瓦 [3] 风电产品出口 - 中国加大风电机组、叶片、塔筒等产品出口力度，已形成从2~20兆瓦级别的全系列风机产品，并能定制化适应东南亚、中东、非洲等区域的自然条件 [4] - 2025年，中国风力发电机组出口总额达17.63亿美元，同比增长47.7%，主要出口国包括老挝、南非、沙特阿拉伯 [4] - 在沙特阿拉伯，企业对风电机组进行耐热、防沙专项改造，保障在45摄氏度高温下稳定运行，明阳智能于2025年12月中标沙特1.5吉瓦风电项目，将交付142台高性能机组 [4] 海外清洁能源项目投资 南美水电投资 - 中国企业基于地理环境与产业升级需求，以项目直接投资助力南美地区水电产业，重点引入智能化监控系统、高效发电机组及复杂地质施工经验，以改造老旧电站、提升效率与稳定性 [6] - 三峡集团通过收购巴西朱比亚、伊利亚两座大型水电站特许经营权，带动项目大规模技术升级改造，显著提升机组发电机容量 [6] 中亚传统能源清洁改造投资 - 中国企业基于自然资源与降碳转型需求，以项目注资、投资入股等方式服务中亚地区传统能源清洁改造，为其提供脱硫脱硝、高效除尘等技术设备，并输出适配极端气候的技术方案 [7][8] - 2025年，欧亚资源集团投资建设哈萨克斯坦西部阿克纠宾铁合金厂内部的尾气发电厂，依托自动化气体净化系统推动工厂改造，助力大幅减少碳排放 [8]

1月28日，海南儋州白马井"光储充"超充站正式投产，该站总装机功率达8000千瓦，是目前海南省规模 最大的新能源重卡充电站。该超充站的建成投产有效提升了海南省新能源重卡补能网络的可靠性和效 率，为夯实全岛绿色物流基础设施体系提供有力支撑。 据悉，该超充站由南方电网海南电动汽车公司与海南速速通供应链有限公司联合投资1200万元建设，历 时两月建成，拥有40个高功率充电终端，可同时为20辆重卡提供满功率充电服务（重卡一次性使用两个 充电终端，提高充电效率），单日总计可服务超200辆车次充电，可满足新能源重卡、普通乘用车等多 款新能源车型的快速补能需求。该超充站采用"光储充"一体化技术，集成了光伏发电、智能储能与大功 率超充技术，每年预计助力二氧化碳减排约20万千克。 记者在现场看到，一辆电池容量600千瓦时的重型卡车驶入站内，从就位、插***到充电桩启动，一分钟 左右完成充电启动，60分钟为上述车型重卡充满电量。 "根据规划，下一步该站还将投资约1700万元进行扩建，最终建成超充、换电、光储集成的多元化综合 示范站。"南网海南电动汽车公司相关负责人介绍说，届时，该站总装机功率达12000千瓦，年充电能力 预计约3 ...