电力供需形势 - 国家电网经营区用电负荷六创历史新高 最大负荷达12.35亿千瓦 较去年11.80亿千瓦极值增长5500万千瓦[1] - 江苏电网最高用电负荷5次突破历史极值 达1.56亿千瓦 较去年最高值同比增长6.12%[3] - 四川电网最高用电负荷冲上7419万千瓦 较去年最高值同比增长7.07%[6] 现货市场机制建设 - 现货市场通过实时价格信号灵敏反映电力供需形势 高峰时段电价激励发电企业优化燃煤配比提升机组顶峰出力能力[3] - 江苏电力现货市场启动连续结算试运行 发电侧参与现货出清企业达208家 累计总容量超1亿千瓦[3] - 省间现货交易实现精准跨区支援互济 今夏最大互济电力1432万千瓦 极端高温时驰援20余省份[7] 电源侧优化成效 - 山东60万千瓦以上机组非停率和受阻率实现"双零"[4] - 湖北火电受阻容量降至2% 较2024年同期下降约50%[4] - 安徽机组非停率为零 受阻率约0.2%达历史最好水平[4] - 西北配套电源内部互济电量超4亿千瓦时 保障直流送电100%履约[4] 跨区域电力调配 - 四川通过省间现货交易从上海江苏购入498万千瓦电力[6] - 迎峰度夏关键期争取上海福建等地最大送四川电力超800万千瓦[7] - 闽粤联网工程输送超20亿千瓦时电能至上海浙江安徽福建[7] - 省间电力现货交易成交均价0.77元/千瓦时 较省间中长期交易均价高105%[8] 需求侧响应机制 - 甘肃450家工业企业参与电力现货市场 负荷削峰填谷占比近10%[10] - 山东执行动态分时电价工商业用户达446万户 午间新能源消纳空间增加约583万千瓦[10] - 晚高峰转移用电负荷约225万千瓦 为单个企业最大节省电费1354万元[10] 新型市场主体参与 - 国家电网经营区内新型储能可调最大电力达65吉瓦 实时最大放电电力44.5吉瓦 较去年同期峰值增长55.7%[11] - 甘肃新型储能最大放电电力200万千瓦 放电电量约750万千瓦时[11] - 上海虚拟电厂实现百万千瓦规模调用 最大削峰达116万千瓦 占比全市总负荷超3%[11]

市场架构与参与主体 - 甘肃电力现货市场采用集中式+全电量优化和日前+实时市场模式 实现7×24小时不间断运营 并与中长期市场 辅助服务市场有序衔接 省间与省内市场协调配合 [2] - 市场参与主体全面覆盖 发电侧563家 装机总容量7400万千瓦 用户侧454家 月均用电量近50亿千瓦时 占市场化用电量60% [2] - 用户报量报价参与机制为全国唯一 所有工商业用户 火电水电机组 新能源场站 储能全面入市 新能源成为电能量市场主力电源 [2] 价格机制与运行特征 - 日前市场平均价格0.242元/千瓦时 实时市场平均价格0.249元/千瓦时 价格波幅控制在合理区间且低于全国多数试点省份平均水平 [3] - 价格呈现时空分化特征：河西地区新能源装机规模大用电需求少 平均价格较河东地区低 分时呈现午间谷段深 早晚峰段高的两峰一谷特征 [3] - 冬季供需紧张时现货价格高 夏季新能源大发期价格低 负荷高峰时段平均价格0.32元/千瓦时较燃煤基准价上涨 [3][4] 新能源消纳与转型成效 - 新能源装机超过7400万千瓦 占全省电网总装机比重超65% 新能源发电量达660.4亿千瓦时 同比提升16.4% [6][7] - 通过省间省内市场协同助力新能源消纳90.8亿千瓦时 辅助调频增发新能源46亿千瓦时 新能源发电增量占总发电增量比例达66% [7] - 省内消纳电量从2020年日均1.8亿千瓦时提升至2024年3.2亿千瓦时 增长77.8% 新能源发电量连续3个月反超火电 [4][7] 系统调节与保供能力 - 价格信号激励煤电机组顶峰发电 增加顶峰能力70万千瓦 储能在现货市场中低谷充电高峰放电 上半年累计充电19.53亿千瓦时 [4] - 储能最大充电电力364万千瓦 最大放电电力391万千瓦 提升系统供电稳定性 煤电机组平均出力减至额定出力的33% [4][7] - 用户负荷曲线适应新能源发电特点 最大用电负荷由晚高峰18时转移至中午11时 削峰填谷负荷240万千瓦 [4] 市场机制创新 - 采用节点电价 分时电价机制体现电能时空价值 明确电网侧储能以独立主体参与实时市场 电源侧储能与新能源作为整体参与市场 [5] - 建立储能参与的调峰容量市场 允许新能源在实时市场实时修正超短期预测 创新开展新能源辅助调频控制模式 [5][6] - 中长期交易连续滚动开市 绿电优先上网成为常态 设置合理价格上下限防止极端价格 [5][6] 发展路径与优化方向 - 需提高市场运营监测水平 建立数字化监测分析工具 探索市场力检测与缓解工作机制 完善全流程风险防控规则 [8] - 健全市场运营规则体系 结合新能源入市完善中长期 现货市场中成本补偿 限价等规则 丰富辅助服务品种 [8] - 提升市场运营保障能力 完善技术支持系统备用方案 构建市场风险防控联动工作机制 [8]

市场建设里程碑 - 国网四川电力公司于9月8日开展现货市场日前出清 启动水电为主省级电力现货市场首次结算试运行 标志我国首个水电主导省级现货市场建设取得关键突破 [1] - 四川省委省政府于2024年11月提出"多电源参与、全电量优化、全水期运行"电力现货新模式 组建包含政府机构、发用电企业、电网公司、运营机构及高校的省级工作专班 [1] 核心挑战与解决方案 - 针对水力-电力协同优化、现货短期优化与水库长周期利用衔接、供需矛盾导致保供稳价难三大难题 在规则/技术/运营三大体系持续发力 [1] - 构建适应四川特色的"1+5"现货市场规则体系 实现规则体系全新重构及两轮迭代更新 耗时不足一年 [1] - 打造全业务融合、全数据贯通、全风险防控、全监测管理的运营体系 构建以现货系统为核心的多维协同技术体系 [1] 试运行保障措施 - 开展系统调电测试并组织3次模拟调电试运行 全面验证市场规则机制、运营体系及技术系统功能 [2] - 设立业务咨询服务热线 强化7*24小时市场运营保障 全力防控各类市场风险 [2]

政策背景与实施 - 山东率先响应国家新能源上网电价市场化改革政策 成为全国首个完成机制电价竞价工作的省份 [1] - 竞价工作为新能源高质量发展提供实践经验 深刻影响当地能源格局 [1] 竞价机制设计 - 分类设置风电和光伏两个项目组进行竞价 总机制电量规模94.67亿千瓦时（风电81.73亿 光伏12.94亿） [2] - 设置差异化价格上限：风电0.094-0.35元/千瓦时 光伏0.123-0.35元/千瓦时 [2] - 执行期限按项目特性区分：深远海风电15年 其他项目10年 [2] - 设置125%申报充足率指标保证竞争程度 采用边际出清定价机制 [3] 竞价执行与结果 - 通过每日更新问题答复清单为竞价扫清障碍 设置监督渠道保障公平公正 [2][3] - 最终风电入选59.67亿千瓦时 出清价0.319元/千瓦时 光伏入选12.48亿千瓦时 出清价0.225元/千瓦时 [3] - 边际机组保护机制：入选电量小于机制电量50%时取消结果 取前一个项目报价 [3] 能源结构现状 - 山东风光新能源装机总量1.19亿千瓦 占全省总装机47.84%（光伏9130万千瓦 风电2749万千瓦） [4] - 光伏装机全国第一 但过快增长导致消纳压力 发电时段出现长时间负电价 [4] 结构优化导向 - 机制电量分配向风电倾斜（占总规模86%） 引导能源结构优化 [5] - 光伏竞价规模小导致竞争激烈 未中标项目面临市场低电价风险 [5] - 政策传递明确信号：引导光伏有序发展 吸引风电投资 推动风光储多元协同 [5] 产业影响与技术进步 - 竞价形成清晰价格信号：风电0.319元/千瓦时 光伏0.225元/千瓦时 指导企业投资决策 [7] - 市场化机制推动企业技术创新 降低成本 形成优胜劣汰筛选机制 [7] - 风电企业可布局深远海长期项目 光伏企业需审慎评估项目可行性 [7] 示范效应与推广价值 - 竞价未出现极端低价或虚高 证明"竞争充分 价格合理"目标可实现 [8] - 山东立足本地实际的改革思路具有可复制性 为其他省份提供借鉴 [8] - 其他省份可调整竞价规模和价格区间 设计符合自身需求的方案 [8]

甘肃电力现货市场运行一周年核心成果 - 甘肃电力现货市场自2024年9月正式运行以来连续稳定运行52个月 成为全国连续结算运行时间最长的现货市场之一 也是全国第四个、西北首个正式运行的省级电力现货市场 [1] - 市场机制实现新能源从政策驱动向市场驱动转变 全国首家实现新能源发电企业"报量报价"参与现货市场 [1] 新能源参与市场机制进展 - 325家新能源发电企业完成"报量报价"功能改造 覆盖全省新能源装机容量的98.5% 其中风电企业156家 光伏企业169家 [2] - 2024年新能源企业自主申报电量680亿千瓦时 占新能源总发电量的84.4% 申报准确率达92.3% 较2023年提升8.7个百分点 [2] 新能源装机规模与结构 - 截至2025年4月底新能源装机规模达6720万千瓦 占全省总装机容量的64.7% 规模排名全国第二 其中风电3494.57万千瓦 光伏3536.89万千瓦 [2] - 新能源装机占比从2020年42%提升至2024年64.68% 四年间提升22.68个百分点 年均增长5.67% [2] 新能源发电效率与利用率 - 2024年新能源发电量821亿千瓦时 占全省总发电量35.8% 发电量占比位列全国第二 [3] - 风光综合利用小时数1450小时 较2020年1280小时提升13.3% 风光综合利用率达93% 较2020年89.2%提升3.8个百分点 高于全国平均水平8个百分点 [3] 节能减排效益 - 按火电煤耗310克标准煤/千瓦时计算 全年新能源发电替代标准煤2545万吨 减少二氧化碳排放6617万吨 [4] 电力系统优化与成本降低 - 现货市场价格信号引导最大用电负荷时段由晚间转移至午间 削峰填谷负荷约230万千瓦 [5] - 市场机制累计降低社会用电成本超15亿元 实现经济效益与社会效益双提升 [5] 绿电交易与绿证发展 - 截至2024年底省内绿电交易电量累计11.14亿千瓦时 参与电力用户超220家 涵盖大数据中心、电解铝等高耗能行业 [5] - 2024年省间绿电交易量11.06亿千瓦时 同比增长158% 覆盖陕西、重庆、江苏等省市 [5] - 2024年绿证核发2274.5万张 同比增长17倍 2025年1-4月绿证交易量559.65万张 其中省内用户购买272.83万张 同比增长9.49倍 [5] 储能市场建设与收益 - 新型储能累计装机442万千瓦/1141万千瓦时 规模跻身全国前十 [5] - 2024年储能参与现货市场交易电量9.76亿千瓦时 产生现货价差收益1.21亿元 平均价差0.2278元/千瓦时 [5] - 10家独立储能电站参与调频辅助服务 贡献调频里程1961万兆瓦 获得调频补偿1.77亿元 [5]

公司技术突破 - 三一重能SI-193625构网型双馈风电机组通过中国电力科学研究院的构网型特性测试 [1] - 公司获得国内首张针对双馈风机的硬件在环测试报告 [1] - 公司成为国内首家双馈构网型技术获得权威机构认证的风电整机企业 [1] 行业技术进展 - 国内首次实现双馈风机构网型技术的权威认证 [1] - 硬件在环测试报告标志着行业在构网型风电技术领域取得突破 [1]

产量突破 - 锦州23-2油田日产原油突破1600吨 [1] 技术突破 - 中国海油自主研发定向井多层合采技术取得实质性飞跃 [1] - 更新海上薄互层稠油无法规模开发的行业认知 [1] 战略意义 - 为渤海油田上产4000万吨目标注入强劲动能 [1]

全球能源绿色转型趋势 - 能源绿色低碳转型已成为全球普遍共识和一致行动 中国通过"一带一路"倡议推动能源合作向绿色低碳转型延伸 构建能源绿色低碳转型共赢新模式的高质量发展新阶段[1] - 中国坚持开放、绿色、廉洁理念 以高标准、惠民生、可持续为目标 引领全球绿色发展并履行"双碳"承诺 为全球能源格局重塑贡献中国力量[1] "十四五"能源合作成果 - 中国全方位加强绿色能源国际合作 持续提升全球能源治理能力 实现了更大范围、更宽领域、更深层次的能源合作 高质量完成构建开放共赢能源国际合作新格局的目标任务[2] - 建立"一带一路"能源合作伙伴关系 制定《"一带一路"绿色能源合作行动计划（2024-2029）》等文件 明确提出7方面11项重点任务的具体量化指标[2] - 为老挝、马来西亚、蒙古国、南非、印度尼西亚、乌兹别克斯坦等国家提供能源发展规划支持 全链条协同赋能沿线国家能源绿色转型[3] - 建成6大区域能源合作平台包括中国—东盟、中国—阿盟、中国—非盟、中国—中东欧、中国—中亚和APEC可持续能源中心 加强可再生能源领域新兴经济体合作和南南合作[4] - 实施菲律宾"光明乡村"公益工程、阿富汗马扎里沙里夫配网项目、基里巴斯"光伏+直饮水"智慧能源项目等民生项目 助力解决能源贫困问题[5] 能源安全保障体系 - 建立中亚—俄罗斯、中东、非洲、美洲、亚太五大油气合作区 稳定运营东北、西北、西南和海上四大油气进口通道 构建进口多元、稳定可靠的能源供应体系[6] - 深化与周边国家电力互联互通合作 提升共建国家在复杂国际环境下的能源系统韧性[6] 绿色能源投资与产能 - 中国对共建"一带一路"国家直接投资超过1600亿美元 绿色能源投资规模已超过传统能源[7] - 与100多个国家和地区开展绿色能源项目合作 与科威特、阿尔及利亚、哈萨克斯坦等国签署可再生能源领域合作协议[7] - 建成具备国际竞争优势的绿色产业链体系 为全球贡献80%的光伏组件和70%的风电装备[7] - 巴基斯坦卡洛特水电站项目、印度尼西亚芝拉塔漂浮光伏项目等标志性合作项目建成投产 显著提升所在国清洁能源供应能力[7] 企业合作模式创新 - 能源央企与民企携手"出海" 将央企的稳定性与民企的灵活性有机融合 形成优势互补的合作生态[8][9] - 中资能源企业依托技术、管理、人才、成本等综合优势 深度参与共建国家绿色能源投资开发、工程建设、装备制造、技术服务等环节[8] 国际合作机制建设 - 构建"2+6+N"能源国际合作机制 包括两大能源主场外交平台和六大区域能源合作平台 深度参与联合国、G20、金砖国家等多边框架下的能源合作[10] - 持续推动规则标准"软联通" 深化与共建国家在政策对接、标准协同、市场准入等方面的合作[10] 未来发展方向 - 加强清洁能源国际合作 协助沿线国家开展能源领域系统性研究与规划 推动绿色能源全链条合作[11] - 深化能源技术装备与规则标准对接 聚焦先进核能、智能电网、氢能、储能等重点方向[11] - 企业围绕个性化能源服务、AI、新能源项目建设与并网运维、智慧电网建设等重点方向拓展国际合作[12] - 推动"中国方案""中国标准""中国制造"在更多共建国家落地 加快布局本地研发中心和生产制造基地[12]

高质量完成"十四五"规划目标 - 全方位加强绿色能源国际合作 实现更大范围 更宽领域 更深层次能源合作 高质量完成构建开放共赢能源国际合作新格局目标任务 [1] - 倡导建立一带一路能源合作伙伴关系 制定《一带一路能源合作伙伴关系合作原则与务实行动》《一带一路绿色能源合作青岛倡议》《一带一路绿色能源合作行动计划（2024-2029）》等重要文件 其中行动计划明确7方面11项重点任务具体量化指标 [2] - 坚持量体裁衣 因地制宜合作思路 为老挝 马来西亚 蒙古国 南非 印度尼西亚 乌兹别克斯坦等国家提供能源转型解决方案 全链条协同赋能沿线国家能源绿色转型 [3] 共建绿色能源合作新平台 - 积极参与全球能源治理体系变革 打造一带一路能源合作伙伴关系主场外交平台 举办国际能源变革论坛 推动建立全球清洁能源合作伙伴关系 [4] - 发挥中国—东盟 中国—阿盟 中国—非盟 中国—中东欧 中国—中亚和APEC可持续能源中心等6大区域能源合作平台作用 加强可再生能源领域新兴经济体合作和南南合作 [4] - 深度参与联合国 G20 APEC IEA IRENA 东盟 上合组织 金砖等能源领域重要多边机制 主动提出中国倡议 引领影响规则制定 [4] 共享绿色能源合作新成果 - 通过菲律宾光明乡村公益工程 阿富汗马扎里沙里夫配网项目 基里巴斯光伏+直饮水智慧能源项目等民生项目 将能源绿色发展红利转化为共建国家民众福祉 [5] - 助力所在国解决能源贫困问题 增强沿线国家经济活力 满足共建国家人民对美好生活向往 [5] 保障能源安全 - 建立中亚—俄罗斯 中东 非洲 美洲 亚太五大油气合作区 东北 西北 西南和海上四大油气进口通道稳定运营 深化与周边国家电力互联互通合作 [7] - 构建进口多元 稳定可靠能源供应体系 提升共建国家在复杂国际环境下能源系统韧性 [7] - 引导企业增强境外投资风险意识 健全风险防控机制 为能源合作项目顺利推进保驾护航 [8] 推动转型发展 - 与100多个国家和地区开展绿色能源项目合作 与科威特 阿尔及利亚 哈萨克斯坦等国签署可再生能源领域合作协议 [9] - 十四五期间对共建一带一路国家直接投资超过1600亿美元 绿色能源投资规模已超过传统能源 [9] - 建成具备国际竞争优势绿色产业链体系 为全球贡献80%光伏组件和70%风电装备 [9] 释放发展动能 - 中资能源企业依托技术 管理 人才 成本等综合优势 深度参与共建国家绿色能源投资开发 工程建设 装备制造 技术服务等环节 [10] - 鼓励能源央企与民企携手出海 将央企稳与民企活有机融合 激活市场活力 凝聚合力开拓全球能源合作新空间 [10] - 通过协同输出技术 标准与服务 让中国方案在一带一路绿色能源合作中释放更大价值 [10] 坚持开放包容 - 持续推动规则标准软联通 深化与共建国家在政策对接 标准协同 市场准入等方面合作 [12] - 构建具有中国特色2+6+N能源国际合作机制 即两大能源主场外交平台和六大区域能源合作平台 [12] - 深度参与联合国 G20 金砖国家等多边框架下能源合作 推动构建更加公平合理 合作共赢全球能源治理体系 [12] 企业为主打造合作新生态 - 围绕个性化能源服务 AI 新能源项目建设与并网运维 智慧电网建设等重点方向 积极拓展双边 多边及第三方市场合作 [14] - 推动中国方案 中国标准 中国制造在更多共建国家落地 [14] - 加快布局本地研发中心 生产制造基地和本地运营团队 健全属地合作伙伴体系 推动与东道国政府 企业深度融合 [14] 智库赋能推动政策沟通 - 开展战略性 前瞻性 储备性研究 为东道国政府提供能源规划 政策衔接与机制设计等方面智力支持 [15] - 积极开展多层次 多形式政策沟通活动和专业化培训 培育具备全球视野和本地实践经验能源绿色转型人才队伍 [15] - 系统阐释中国能源政策 绿色发展理念与转型实践 提升国际社会对中国绿色发展认知度和认同度 [15]

国家能源局日前发布的数据显示，7月，全社会用电量达1.02万亿千瓦时，同比增长8.6%，比10年前翻 了一番。这是我国月度用电量首次突破万亿千瓦时，创造单一国家单月用电量最高纪录。电力负荷屡创 新高、用电量创新纪录的背后，映射出我国经济怎样的韧性与活力？能源系统如何支撑起这万亿级的用 电需求？ "月度用电量首次突破万亿千瓦时，具有里程碑意义，是一个标志性事件，有其必然性。"林伯强指出， 伴随着工业化进程的加速推进及居民生活水平的显著提升，近二十年来，我国用电负荷与用电量均呈现 逐年增长态势。未来，随着电能替代的进一步深入，我国用电量必然还将创新高。 林伯强分析，今年7月用电量大增，主要受两大短期因素影响：一是持续的高温天气，显著推高了空调 制冷负荷；二是经济持续恢复向好带来用电需求增长。 "月度用电量过万亿千瓦时，从规模上体现了我国大存量、大增量的电力增长特征。"林伯强分析，从更 深层次看，这一数据强有力地印证了我国经济发展的强劲动力和韧性。 ——访厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强 杜敏 7月，我国全社会用电量首次突破万亿千瓦时大关，这一数据引发社会各界广泛关注。为此，中能传媒 记者日前专访了厦门大学中国 ...