文章核心观点 - 云南电网公司以“八新破八题”为路径，推动世界一流新型电力系统省级示范电网建设，在清洁低碳、安全充裕、经济高效等方面取得显著成效 [1][4][8] 新型电力系统建设的优势 - 资源禀赋突出，蕴藏全国约20%绿色能源，新能源远景可开发容量超1.5亿千瓦，新能源装机突破6800万千瓦，较“十三五”末增加5497万千瓦 [2] - 区位优势独特，国内送电能力达4215万千瓦，位居全国前列，跨境通过15回线路与越南、老挝、缅甸联网 [2] - 技术力量雄厚，建成世界最先进省级异步送端大电网，形成完备的“中长期+现货+辅助服务”市场体系 [2] - 应用场景丰富，已形成省内、域内、跨域、跨境“四个市场”，具备多场景联动、全要素集成的示范区条件 [2] 新型电力系统建设的挑战 - 电源结构变化导致供需平衡难，新能源随机性、波动性加大电源出力不确定性 [3] - 形态特性变化导致安全运行驾驭难，新能源渗透率最高达70%，电网向多元双向混合结构转变 [3] - 市场格局变化导致资源配置协调难，“四个市场”加速培育使资源优化配置难度增大 [3] - 技术底座变化导致创新融合支撑难，需加强基础技术改进与新一代技术融合应用 [3] 新型电力系统建设的新举措 - 建立协同新机制破解资源统筹难题，云南省与南方电网高层10次互访，签订全国首个央地共建新型能源体系协议 [4] - 优化电源新结构破解调节能力欠缺，加快大型稳定电源建设，挖掘存量电源调节能力，推进储能和抽水蓄能建设 [4] - 建设坚强新网架破解安全支撑不足，“十四五”南方电网在滇纳统投资超千亿元，纳规500千伏项目60个，相当于再造云南主网 [5] - 拓展高效新市场破解多元利益博弈，统筹“四个市场”用电需求和清洁能源消纳，探索澜湄区域共同电力市场 [5][6] - 构建互动新模式破解电力供需协同，建立政企联动、源网荷储协同保供格局，构筑用能管理“四道防线” [6] - 推行现代新服务破解新型主体接入，发布“绿电招商”十项举措，接入时间平均压减3~5个月 [6] - 应用数智新技术破解科技赋能难题，加大“云大物移智链”应用，建成“1+16”能源大数据中心 [7] - 凝聚攻关新智慧破解创新协同不足，建立“十大技术攻关”体系，支撑“1+2+4”示范区建设 [7] 新型电力系统建设的新成效 - 清洁低碳成色更足，电源装机1.67亿千瓦，清洁能源装机1.51亿千瓦全国第一，清洁能源装机及发电量占比均超90%，新能源利用率超95% [8] - 安全充裕基础更实，大电网连续28年安全稳定运行，昆明成为南方电网首个通过安全评估并建成坚强局部电网的城市 [8] - 经济高效特征更显，西电东送超2万亿千瓦时，跨境购售电超800亿千瓦时全国第一，市场化电量占全社会用电量比例超75% [9] - 供需协同水平更高，有力应对2021~2023年实际缺电超900亿千瓦时不利局面，实现保供应、促消纳、稳增长“三保三赢” [9] - 灵活智能成效更好，服务新型储能投产547万千瓦，规模南方电网第一，35千伏及以上架空线路实现无人机自主巡检全覆盖 [9] 新型电力系统建设的经验启示 - 政企协同共建是系统推进根本保障，通过“两型”建设推动全社会绿色低碳转型 [11] - 数智融合创新是突破升级核心驱动，需推动“电、算、数、智”深度融合以提升电网资源配置和风险防御能力 [11] - 市场均衡发展是高效互动重要牵引，需构建经济高效、公平合理的电力市场体系，以价格信号引导资源优化配置 [11] - 培育标准体系是集成应用关键一招，需打造特色技术标准体系并通过重点项目开展验证 [12] - 打造特色示范是突破跃升关键要素，需通过“试点验证、模式凝练、规模推广”路径推动关键技术集群突破 [12]

项目运营表现 - SK水电站自2023年9月14日投入商业运营以来累计向巴基斯坦输送清洁电力28亿千瓦时[1] - 运营期间实现电力生产零事故零损失的安全目标并建立100余项制度规程[5] - 项目被巴基斯坦政府授予优秀纳税单位等多个奖项[5] 能源结构影响 - 电站持续供应清洁电能有效优化巴基斯坦能源结构并降低对传统能源的依赖[3] - 项目为筑牢巴基斯坦国家能源安全防线提供关键支撑[3] - 作为中巴经济走廊标杆项目显著体现清洁能源优势[3] 社会经济效益 - 建设期间为当地提供6000余个就业岗位且运营期稳定提供100多个就业机会[5] - 连续7年植树超15万棵并援建鳟鱼孵化所和当地政务服务中心[5] - 开展教育助学活动并在自然灾害期间积极参与抢险救灾[5] 战略合作意义 - 项目作为中巴经济走廊首批清单项目及中国能建海外投资建设的最大水电站[1] - 为构建新时代中巴命运共同体提供重要支撑并为高质量共建中巴经济走廊注入新活力[3] - 巴政府表示将强化安全保障并深化与中方合作[3]

项目概况 - 新疆阜康抽水蓄能电站枢纽工程通过专项验收 为西北首座抽水蓄能电站 将保障西北电网安全 促进新能源消纳 助力新型电力系统建设[1] - 电站位于新疆昌吉回族自治州阜康市 是国内首座由设计院牵头EPC建设的百万千瓦级抽水蓄能电站[1] - 中国电建所属西北院牵头 联合水电三局 水电十五局联营体EPC总承包[1] 技术参数 - 电站装机容量1200兆瓦 安装4台单机容量300兆瓦立轴单级混流可逆式水泵水轮机组[1] - 电站属一等大（1）型工程 由上水库 下水库 输水系统 地下厂房和地面开关站等建筑物组成[1] - 双向双倍调节能力达240万千瓦[2] 运营数据 - 上 下水库挡水 泄水建筑物均经过3个汛期考验 最高运行水位已达到正常蓄水位[1] - 截至2025年8月31日 4台机组单机运行时间均已超过4300小时[1] - 累计机组发电量28.94亿千瓦时 抽水电量35.30亿千瓦时 电站综合循环效率达81.13%[1] 环保效益 - 每年可促进风 光等清洁能源消纳超过26亿千瓦时[2] - 每年节约标准煤耗16.5万吨 减排二氧化碳49.6万吨 具有显著节能减排效益[2] 功能定位 - 承担电力系统调峰 填谷 调频 调相等任务[1] - 对保障电力系统安全稳定运行 推动新型电力系统建设发挥重要作用[2]

页岩气勘探突破 - 四川盆地资阳页岩气田两口井测试产量均超百万立方米 刷新我国页岩气产量纪录[1] - 其中一口井测试日产气量达到140.7万立方米 开发气藏为距今5.4亿年前的寒武系页岩层系[1] - 高产井位于地下4500米以深区域 属于超深层页岩气勘探范围[1] 技术突破与创新 - 首次采用国内最大尺度携砂压裂一体化装置 创新形成超深层页岩气压裂技术[1] - 突破复杂地质工程条件挑战 包括难钻地层厚、埋藏深、压力高、温度高等难题[1] - 实现页岩气勘探开发广度和深度上的战略突破 拓展开发空间和资源潜力[1]

政策背景与目标 - 国家发展改革委与国家能源局2024年2月发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，通过市场化手段解决新能源消纳难题 [1] - 2024年5月出台《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，提出绿电直连项目消纳新场景 [1] - 2024年9月12日两部委联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，从参数要求、费用承担、市场路径三个维度规范就近消纳项目 [1] 项目建设技术要求 - 项目需形成清晰物理界面和安全责任界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，以厘清权责边界并减少大电网安全隐患 [2] - 新能源项目年自发自用电量需占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%（2030年起新增项目不低于35%） [3] - 高自发自用比例要求实现"就地生产，就地消纳"，减少公共电网输送压力，例如为年用电量1000万千瓦时工业用户配套光伏项目时，需确保600万千瓦时被用户自用且占用户总用电量30%以上 [3] 项目经济性评估 - 经济性核心在于对比公共电网购电成本与自发自用成本，电力现货市场连续运行地区参考历史现货价格波动，未运行地区参考中长期交易价格 [4] - 输配电费改革从"与电量挂钩"转为"按容（需）量缴纳"，计算公式为：容（需）量电费=按现行政策容（需）量电费+所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量 [4] - 系统运行费暂时按项目下网电量缴纳，自发自用电量无需缴费，但未来将向按占用容量方式过渡 [5] 负荷率与输配电成本关系 - 若项目负荷率低于全省110千伏及以上工商业两部制用户平均水平，按平均负荷率计算的容量电费会高于原按电量收取的输配电费 [5] - 若项目负荷率高于全省平均水平，按平均负荷率计算可减少输配电费支出 [5] - 对供电可靠性要求高的用户可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费 [5] 市场参与路径与收益模式 - 电力现货市场连续运行地区允许余量上网，上网电量交易价格按市场规则执行，可通过现货价格波动获取超额收益（如用电高峰时段高价售电），但也需承担价格低谷甚至负电价风险 [6] - 电力现货市场未连续运行地区原则上不允许向公共电网反向送电，投资者需优化发电曲线与用户用电曲线匹配度，通过提升自发自用比例节约外购电费实现收益 [7]

输配电价改革新阶段概述 - 国家发展改革委印发四项输配电定价办法修订的征求意见稿，标志着输配电价改革即将迈入新阶段 [1] - 修订旨在健全输配电价科学形成机制，为加快建设全国统一电力市场体系和推动能源绿色低碳转型提供制度保障与新动能 [1] 适应新型电力系统的电网基础建设 - 创新提出针对以输送清洁能源为主或联网功能为主的跨省跨区专项工程，可探索通过两部制或单一容量制形成输电价格，突破单一电量电价模式 [2] - 容量机制提前锁定基本收益，保障电网基础设施固定成本回收，并有助于提升通道利用效率和促进清洁能源跨省跨区消纳 [2] - 清晰界定输配电定价成本边界，延续抽水蓄能电站、新型储能电站成本费用不得计入输配电定价成本的规定 [2] - 首次将环境保护税、水资源税等税金纳入定价成本，彰显电网生态环保价值，优化成本构成 [2] - 延续激励机制，实际利用小时数超出核价利用小时数产生的收益，30%由电网企业分享，用于调峰能力建设、通道优化扩容等关键领域 [3] 全国统一电力市场建设推进 - 通过统一规则、互补定位和衔接机制，构建支撑全国统一电力市场协同发展的输配电价体系 [4] - 强化跨省跨区专项工程输电价格灵活性，允许对特定工程探索两部制或单一容量制电价，以提升区域间电力调节和互济能力 [4] - 将促进跨省跨区电力市场化交易与清洁能源优化配置明确纳入区域电网定价原则，强调输电价格应服务于跨省区资源高效流动 [4] - 要求省级电网实现省外购电用户与省内用户公平分摊相应电压等级准许收入，避免因额外加价阻碍省外电力输入 [4] 新能源消纳与能源低碳转型推动 - 针对清洁能源外送的两部制或单一容量制输电价格，有助于降低跨省输送成本，提升清洁能源在统一电力市场中的竞争力 [5] - 针对新能源就近消纳场景，探索电网企业实行单一容量制电价，推动适应源网荷储一体化、绿电直供等新业态发展 [6] - 完善超额收益共享机制，当跨省区输电工程实际利用小时数超过核定小时数时，超出收益中的70%将专项用于支持新能源跨省跨区外送 [6]

公司业务拓展 - 国投电力控股股份有限公司在山西成立分公司 负责人为马克炜 企业类型为股份有限公司分公司(上市、国有控股) [2] - 分公司经营范围涵盖许可项目和一般项目 许可项目包括供电业务 输电、供电、受电电力设施的安装、维修和试验 发电业务、输电业务、供（配）电业务 以及水力发电 [2] - 一般项目包括风力发电技术服务 发电技术服务 储能技术服务 发电机及发电机组销售 光伏发电设备租赁 余热发电关键技术研发 太阳能热发电装备销售 太阳能发电技术服务 太阳能热发电产品销售 新兴能源技术研发 以及机械电气设备销售 [2] 行业布局 - 公司业务范围覆盖传统电力与新能源领域 包括水力发电、风力发电技术服务、太阳能发电技术服务以及储能技术服务 [2] - 分公司经营范围显示公司正积极布局光伏发电设备租赁和太阳能热发电产品销售等新兴业务 [2] - 公司涉足新兴能源技术研发 表明其在可再生能源和清洁能源技术领域的战略投入 [2]

政策核心内容 - 意大利环境与能源安全部签署的"No 220/2025"法令于8月底生效 在《Fer X Transitorio过渡计划》框架下启动1 6吉瓦光伏项目拍卖 [1] - 新拍卖规则对申请政府补贴且规模在1兆瓦及以上的项目新增四项严格预审标准 明确将中国制造的光伏组件 电池片及逆变器排除在外 [1] - 意大利政府从总配额中预留20%设立"专项拍卖" 仅面向完全满足本土化要求的项目开放 [1] 拍卖模式与市场影响 - 此次拍卖采用典型招标方式 政府设定1 6吉瓦容量目标 通过公开竞争向开发商分配项目开发权 开发商需报出愿意接受的电力价格 [1] - 该禁令仅针对政府主导的大型项目拍卖 并非全面市场禁令 但政府作为拍卖方的明确排他性态度释放出值得警惕的信号 [2] - 首轮招标程序注册阶段于9月12日结束 累计收到870份注册申请 申报总发电量达近12吉瓦 远超预设的1 6吉瓦容量规模 [4] 市场背景与依赖性 - 2024年意大利光伏新增装机量达6 79吉瓦 市场规模持续扩张 [2] - 意大利光伏组件进口超七成来自中国 逆变器等关键设备对华依赖程度同样突出 [2] - 截至2025年7月 意大利累计光伏装机已突破40吉瓦 但本土产能仅能满足极小部分新增需求 [3] 政策动机与潜在风险 - 此举与意大利右翼政府的产业保护倾向高度契合 是欧盟首批落实《净零工业法案》"供应链韧性条款"的行动 旨在实现"2030年战略净零技术本土制造份额达40%"的目标 [2] - 行业担忧若此次拍卖设限未遇显著阻力 该标准可能被推广至更多政府项目甚至演变为全面市场限制 [3] - 业内专家指出 在本土制造能力尚未成型的情况下强行切割成熟供应链 可能会推高项目成本 延缓能源转型进程 引发政策目标与市场实效的双重失衡 [3] 后续进展与观察点 - 政府可能预留约30天投标期与45天评标期 全部流程预计在2025年底前完成 [4] - 中国光伏企业能否通过合规调整参与剩余80%普通配额竞争 以及"专项拍卖"的落地效果 将成为观察欧洲光伏市场政策走向的关键风向标 [4]

会议概况 - 中国东方电气集团在蓉召开第九届科技创新大会和中央企业先进电力装备创新联合体年度会议 主题为开放融合 向新而行 [1] - 会议聚集7位中国工程院院士 国务院国资委 四川省政府机构 国家电网等央企领导 华中科技大学等高校代表及特邀专家共400余人出席 [3] - 会议表彰集团第九届技术创新杰出贡献奖 科技进步奖一等奖和科技成果奖一等奖 [3] 技术成果发布 - 发布10项最新技术成果包括新一代煤电总体技术解决方案 全自主系列化重型燃气轮机 超大容量全集成式半直驱系列海上风电机组 [3] - 发布20兆瓦级全国产化天然气管道压缩机组 可移动部署模块化氢氧电热多联供系统 海洋人工岛智能钻机及海上综合能源岛 [3] - 创新联合体成立两年来累计推进近50项重点任务 攻克影响国家能源安全和产业高质量发展的关键核心技术 [5] 战略合作与协议 - 签订新一批创新联合体新增攻关任务责任书 集团与兰州大学签署战略合作协议 [4] - 揭牌强电磁技术全国重点实验室能源电力装备技术分室 [4] - 创新联合体由东方电气集团2024年牵头成立 携手60余家企业 高校和科研院所 [5] 行业影响与成就 - 创新联合体聚焦燃机 风电 水电 绿色燃煤发电 核电 太阳能光热 物理储能 新型能源和综合能源等9大方向 [5] - 集团2项攻关成果上榜央企十大国之重器 连续入选中央企业科技创新优秀企业榜单 [5] - 集团通过构建开放创新格局增强原始创新能力 加快培育新质生产力 支撑能源装备领域国家战略科技力量建设 [4]

竞价结果 - 风电入选电量59.67亿千瓦时 中标价格0.319元/千瓦时 [1] - 光伏入选电量12.48亿千瓦时 中标价格0.225元/千瓦时 [1] - 风电机制电量占比86% 光伏占比14% [2][4] 规则设计 - 分设风电光伏两组竞价 风电价格区间0.094-0.35元/千瓦时 光伏0.123-0.35元/千瓦时 [2] - 执行期限差异化 深远海风电15年 其他项目10年 [2] - 设置边际机组保护机制与125%申报充足率指标防止恶意竞争 [2] - 1200个项目中标且无异常报价 [2] 价格机制特点 - 按低价优先方式入围 中标价取入围项目最高价 [3] - 机制电价作为动态价格保险 市场价低时补偿差价 市场价高时回收超额收益 [7] - 风电较高出清价格反映其24小时发电特性与电网需求匹配度 [4] 对行业影响 - 推动新能源行业从规模扩张转向效益提升 [5] - 倒逼光伏企业提升技术水平与运营管理能力 [4] - 引导资本更多投向风电领域 促进风光储多元协同 [4] - 稳定发电企业收益预期 强化成本控制意识 [6] 样本价值 - 为全国新能源市场化改革提供可复制路径 [1][6] - 证明科学设计的竞价方案可实现多方共赢 [6] - 确立价格杠杆调节供需与消纳的市场化核心逻辑 [6] - 其他省份可参考实施一地一策精准改革 [6] 山东新能源现状 - 风光新能源装机总量1.19亿千瓦 占总装机容量47.8% [3] - 光伏装机9145万千瓦居全国第一 [3] - 度夏期间光伏出力常态化突破5000万千瓦 [3]