市场启动与初期运行 - 四川省电力现货市场于11月1日启动连续结算试运行，较国家要求提前两个月完成 [1] - 试运行首日组织421家经营主体参与申报，包括水电229家、火电24家、新能源158家及独立储能10家，市场出清电量达6.95亿千瓦时 [1] - 市场出清价格区间为49.31元/兆瓦时至436.75元/兆瓦时，分时价格信号客观反映供需变化 [1] 规则体系建设 - 公司自去年11月提出建设“多电源参与、全电量优化、全水期运行”的电力现货市场新模式，并加速关键机制研究 [2] - 今年1月出台煤电授权合约价格机制，破解“水火同台”难题，为市场建设奠定基础 [2] - 规则体系历经两次修订完善，V3.0版本于10月16日正式印发，实现市场运行制度保障的持续完善 [2] 技术支持系统 - 针对省内复杂网源结构及高比例水电特殊性，公司创新构建涵盖多流域水电耦合、水库优化调度等关键技术的支持系统 [3] - 系统需处理省内500千伏交流线路长度超2万千米、安控装置超700台、控制断面超200个、电站规模超400座等复杂运行约束 [3] - 技术支持系统实现了大规模、多约束问题的快速建模求解，并通过第三方校验 [3] 市场运营与服务 - 公司在结算试运行前组织4轮次、超5000人次的市场规则和技术系统培训，并发布多种解读手册 [4] - 累计完成3轮次共17天模拟调电试运行、17天短期结算试运行及10月整月结算试运行，成功应对多种复杂运行场景考验 [4] - 通过交易平台及时发布市场信息并设置服务热线，市场价格细化至每15分钟，助力经营主体决策 [4] 市场影响与未来规划 - 连续结算试运行将增强电力市场价格信号引导作用，提高资源配置效率，促进能源绿色低碳转型 [5] - 公司计划在规则、技术、运营三大体系上持续发力，积极做好市场建设及运营工作，服务全国统一电力市场建设 [5]

改革方案核心内容 - 浙江省新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量将全部参与电力市场交易，全面执行市场化上网电价，标志着行业进入市场化交易新阶段 [1][2] - 市场外建立“多退少补”的“差价结算机制”，为市场化改革搭建过渡桥梁 [1][4] - 以2025年6月1日为界区分存量与增量项目，实行“老人老办法、新人新路子”的分类施策原则 [1][4] 机制电量与电价安排 - 对于2025年6月1日前并网的存量项目，统调新能源最高按年度电量总规模的90%纳入机制电量，其他新能源不高于100%，享受0.4153元/千瓦时的机制电价保障 [1] - 对于2025年6月1日起并网的增量项目，单个项目的机制电量规模和机制电价将通过市场化竞价方式形成 [1] - 在方案正式落地前，存量项目继续执行现行价格政策，增量项目仅10%上网电量按现货市场均价结算，其余执行煤电基准价，平稳推进改革过渡 [5] 改革背景与动因 - 改革伏笔于2024年底埋下，《2025年浙江省电力市场化交易方案》首次打破全量保障性收购惯例，明确统调风光项目10%电量纳入现货市场试点 [3] - 浙江省新能源装机快速增长，截至9月底占总电源装机近四成，光伏装机已超过煤电成为第一大电源，但“保量保价”逻辑难以为继 [3] - 国家层面的“136号文”于今年1月印发，取消标杆电价与保障性收购，成为行业转型的关键节点 [4] 针对分布式光伏的差异化路径 - 浙江省分布式新能源主体超过44万户，装机达4943万千瓦，光伏是全省装机主力 [6] - 针对占比超八成的分布式光伏及其他非统调新能源，方案允许其以“接受电力现货市场价格”方式参与交易，按月度平均价格结算，降低入市门槛 [6] - 存量分布式光伏项目机制电量比例上限设为100%，并沿用0.4153元/千瓦时的机制电价，为其提供收益保障 [7] - 增量分布式光伏业主可自主选择通过聚合体统一竞价或按竞价下限由系统自动申报两种方式，体现灵活性与选择权 [7] 配套支持与减负措施 - 方案明确将持续丰富辅助服务市场交易品种，允许具备调节能力的新能源项目参与获取额外收益 [8] - 规定配置储能不作为新建新能源项目核准、并网等的前置条件，且新能源项目在现货市场运行期间无需承担调频、备用等辅助服务市场费用 [8] - 这些“增收减支”的组合拳旨在降低新能源项目的市场参与成本，让其“轻装上阵” [9] 行业影响与未来趋势 - 新政推动行业发展逻辑从过去追求装机规模的“跑马圈地”，转向聚焦全生命周期效益的“精耕细作” [10] - 新能源的“低价属性”（几乎无燃料成本，边际成本远低于火电）为电价的合理调控提供支撑，工商业用户将有更多机会购买到低价绿色电力 [12] - 市场交易价格将更充分反映电力供需的时空差异，提升资源配置效率，促进“低价电源多发、高价电源顶峰发” [13] - 行业正式由政策驱动向市场驱动转变，未来竞争力取决于对“负荷资源”的掌握和用户需求的精准匹配 [11]

市场启动与初期运行 - 四川省于11月1日启动电力现货市场连续结算试运行，比国家要求提前两个月完成 [1] - 试运行首日组织421家经营主体参与申报，包括水电229家、火电24家、新能源158家及独立储能10家，市场出清电量达6.95亿千瓦时 [1] - 市场出清价格区间为最低49.31元/兆瓦时至最高436.75元/兆瓦时，分时价格信号客观反映供需变化 [1] 市场规则与机制建设 - 四川建设“多电源参与、全电量优化、全水期运行”的电力现货市场新模式，并于今年1月出台煤电授权合约价格机制以破解“水火同台”难题 [2] - 市场规则体系通过两次修订完善，V3.0版本于10月16日正式印发，实现了规则体系从0到1的突破 [2] - 工作专班由政府部门、专家团队、电网公司、运营机构及发用电市场主体等多方构成，共同研究关键机制 [2] 技术支持系统构建 - 四川电网复杂性居全国前列，500千伏交流线路长度超2万千米，安控装置超700台，控制断面超200个，电站规模超400座 [3] - 技术支持系统创新构建了多流域水电耦合、水库优化调度、智能断面交互等关键技术，实现大规模、多约束问题的快速建模求解 [3] - 系统建设需纳入大量安控、断面及系统运行约束，并兼顾流域梯级水电匹配与水库蓄能长周期优化利用 [3] 市场运营与服务保障 - 四川电力在试运行前组织4轮次、超5000人次的市场规则和技术系统培训，并发布规则解读、操作手册及风险提示手册 [5] - 公司高频次开展市场试运行，累计完成3轮次共17天模拟调电、17天短期结算试运行及10月整月结算试运行，成功应对多种复杂场景考验 [5] - 通过交易平台发布市场信息并设置服务热线，某水电厂人员反馈市场价格细化至每15分钟，平台信息服务使决策更有依据 [5] 市场影响与未来展望 - 连续结算试运行预计将增强四川省电力市场价格信号引导作用，提高资源配置效率，促进能源绿色低碳转型 [5] - 四川电力将继续在规则、技术、运营三大体系上持续发力，配合政府做好市场建设及运营工作，服务全国统一电力市场建设 [5]

系统投运与成效 - 福建电力市场数字化监管系统于今年6月正式投运 [1] - 系统推动电力市场监管向常态化、数字化转型 [1] - 系统在提升监管效率、规范市场秩序方面发挥积极作用 [1] 监管机制与运行 - 构建“监测—分析—反馈”闭环管理机制以提升监管实效 [1] - 系统对市场报价、市场力监测等指标设置告警阈值，实现异常情况初步识别 [1] - 系统助力及时发现并处理报价异常、信息披露不及时等问题 [1] 数据分析与优化 - 依托监管系统实现基础数据常态化追踪 [1] - 针对部分数据波动异常，及时分析研判并推动优化抽蓄等机组调度运行 [1] - 加强非市场化机组信息披露 [1] 规则完善与未来规划 - 基于指标与运行数据分析成果，组织专题研讨会研究推动市场细则修订与完善 [1] - 将持续推动系统功能迭代升级、完善监管指标体系、深化数字化监管应用 [1] - 未来将推动数字化监管在风险预警、市场力分析等方面发挥作用 [1]

能源供需与保供 - 国家发展改革委预计2025~2026年供暖季能源供需总体平衡，民生用能保供稳价有保障[3] - 全国发电装机容量达37.2亿千瓦，较去年同期增加5.6亿千瓦，统调电厂存煤超2.2亿吨，可用天数约35天，天然气资源准备充足且储气库已满库入冬[3] 新能源汽车行业 - 中国10月份新能源汽车月度新车销量首次超过汽车新车总销量的50%[3] - 1至10月份中国汽车产销量分别为2769.2万辆和2768.7万辆，同比增长均超10%，其中新能源汽车产销量分别为1301.5万辆和1294.3万辆，同比分别增长33.1%和32.7%[3] 能源技术突破 - 中国科学院半导体研究所研发光电转换效率达27.2%的钙钛矿太阳能电池原型器件，并提升运行稳定性[3] - 全球首台商用超临界二氧化碳发电机组在贵州完成并网调试，该2×15兆瓦示范工程可使余热利用率比现役技术提升50%以上[4] - 中核集团建成国际先进量子放射性计量实验室，填补国内低温量子磁量热计领域空白[5] - 国家电投集团启动“图强号”超大型深远海漂浮式风电示范工程建设，为深远海风电产业化奠定基础[7] 企业战略与合作 - 国家电网发布中国企业首份《落实全球安全倡议贡献报告》[5] - 南方电网成立电力市场研究中心和财务共享中心，以融入全国统一电力市场建设及推进财务共享重构[7] - 广汽集团与宁德时代签署十年全面战略合作协议，将深化新能源产业领域合作并构建协同发展产业生态[8] 地方能源发展 - 浙江省分布式项目绿证核发数量居全国首位，跨省净购入绿证数量位列全国第二[9] - 国网青海海东供电公司已完成37处地质灾害安置点通电工程，新建配电变压器65台、高低压线路99.32公里，惠及1176户群众[9] 国际能源合作 - 俄罗斯国家原子能公司表示与印度在核能领域的合作正迈向新台阶，可能涉及更高水平本地化和技术转让[11] - 澳大利亚政府发布《国家自主贡献投资指南》，旨在吸引国际投资助力其实现净零排放目标[13]

政策核心举措 - 国务院办公厅印发《关于进一步促进民间投资发展的若干措施》，提出13项政策举措，核心目标是让民间投资敢投、会投、能投，保障民间资本有舞台、有空间、有回报 [1] 市场准入扩大 - 鼓励民间资本参与需国家审批的核电、水电、跨省跨区直流输电通道、油气管道、进口液化天然气接收和储运设施等重点领域项目 [2] - 对具备条件的项目，民间资本持股比例可在10%以上，部分核电项目最高参股比例已达20% [3] - 政策突破能源基础设施领域由国企主导的传统，为有实力的民营能源企业提供参与重大基础设施项目的机会 [2][3] 民间投资现状 - 前三季度扣除房地产开发民间投资的民间项目投资同比增长2.1%，其中基础设施民间投资增长7%，制造业民间投资增长3.2% [2] - 近两年新核准核电项目已引入20家民营企业参股，2024年民资股比约10%，2025年计划提高至10%-20% [4] - 民营企业在储气设施、油气管道支线及终端管道项目投资占比超过10% [4] 能源领域民营经济发展 - 民营售电公司达2400余家，占售电公司总数比重近60% [4] - 油气托运商从2019年5家增至1005家，中小托运商管输资源占比由2.1%提升到10.2% [4] - 民营企业积极发展新型储能、充电设施、虚拟电厂、智能微电网等新业态，并可直接向用户供应绿电 [5] 投资环境优化 - 低压办电"零投资"服务对象扩展至160千瓦及以下民营经济组织，预计未来五年惠及民营企业约150万户，节省办电投资约200亿元 [5] - 《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》修订后，民营企业参与电力设施建设占比已超85% [6] 公平开放监管 - 加强对电网、油气管网等网络型基础设施运行调度监管，保障民营企业在电力并网、管网使用等方面的合法权益 [7] - 全面实施油气区块勘查探矿权竞争性出让制度，放开配售电业务，超过90%电力用户通过售电公司购电 [7] - 修订《石油天然气基础设施规划建设与运营管理办法》和《油气管网设施公平开放监管办法》，完善电网公平开放监管制度 [8]

公司成立与股权结构 - 万华绿能（东明）清洁能源有限公司于11月7日成立，注册资本为7.2亿元人民币，法定代表人为孙伟 [1] - 新公司由万华化学集团股份有限公司和国家能源集团山东电力有限公司共同持股 [1] 业务经营范围 - 许可项目包括发电业务、输电业务、供（配）电业务 [1] - 一般项目涵盖风力发电技术服务、太阳能发电技术服务、储能技术服务、集中式快速充电站及新兴能源技术研发 [1] - 业务范围扩展至生物质能技术服务、电力行业高效节能技术研发、节能管理服务及农林牧渔业废弃物综合利用 [1] - 还包括树木种植经营、谷物种植、豆类种植、蔬菜种植、水果种植、海水淡化处理及休闲观光活动 [1]

“十四五”期间水电站大坝安全工作成果 - 监管法规体系不断完善，包括《中华人民共和国能源法》明确各方责任，并补充《水电站大坝工程隐患治理监督管理办法》等规范性文件，构建覆盖大坝全生命周期的监管法规体系 [3] - 监管覆盖更加全面，系统排查装机5万千瓦以上水电站，“十四五”期间注册大坝数量增加93座至总数704座，总库容超全国水库总库容52%，总装机容量超全国水电总装机容量75% [3] - 安全水平整体向好，甲级注册大坝占比从93%提高至97%以上，注册大坝在线监控系统实现应建尽建，主要发电集团均成立大坝安全专业化管理机构 [3] - 完成大坝安全第5轮定期检查，发现工程和管理问题数千条，整改完成率超过90%，并建立大坝度汛安全风险分级预警机制 [4] - 科技创新多点并进，卫星遥感、无人机、人工智能、大数据、数字孪生等技术深入应用，基本建立“空-天-地-水-工”全覆盖的大坝安全数据感知体系 [4] “十五五”期间水电站大坝安全面临的挑战 - 运行环境差异明显，大坝分布从台风暴雨频繁的东南沿海到高寒高海拔的西部地区，气候变化导致极端天气和超标准洪水多发频发 [6] - 技术挑战日益增多，300米级超高坝投运带来高边坡、高应力、高流速等运行管理技术装备亟需突破，数智化技术应用成为新挑战 [6] - 行业需求变化，新型电力系统建设要求更高，抽水蓄能电站大规模开发导致运行大坝数量快速增长，但历史洪水资料欠缺，频繁蓄放水模式影响大坝结构长期性态 [6] - 大坝性态问题显现，运行时间增长导致材料老化和结构性能退化，部分新高坝大库尚未经过严酷工况考验 [7] - 责任主体管理难点，“小、散、民、远”大坝成为安全管理新难点，民营经济在水电行业不断壮大 [7] “十五五”期间水电站大坝安全提升原则与目标 - 坚持党对水电站大坝安全工作的全面领导，发挥各级党组织把方向、谋大局、保落实的作用，为大坝安全提升提供根本保证 [8] - 坚持人民至上和总体国家安全观，发挥体制优势使企业主体责任和政府监管责任相互配合，确保“大国重器掌握在自己手里” [8] - 坚持高水平科技赋能，推动水电站大坝数智化改造，加强新质生产力成果应用，以丰沛应用场景推动技术迭代升级 [8] - 管理机制和法规体系进一步健全，完善以《能源法》为统领的法规体系，加速制定行业亟需的标准规范性文件 [9] - 技术装备和数智化水平创新升级，推广北斗、卫星遥感、无人设备等国产技术应用，构建人工智能辅助诊断和决策能力，推动大坝数智化改造 [9] - 人才队伍建设取得新成效，应用“以可靠性为中心的大坝安全维护策略”，优化资源配置，培育兼具数智化能力和工程经验的复合型专家队伍 [10] - 应对极端情况能力大幅增强，加强灾害监测预报预警，推进安全风险评估和应急标准建设，在险情获取、应急处置、救援技术等方面引领升级 [10]

公司基本情况变更 - 公司注册资本由100亿人民币增至200亿人民币，实现翻倍 [1] - 新增西南能矿集团股份有限公司为股东，股东结构发生变更 [1] - 公司成立于1997年1月，法定代表人为胡永忠 [1] - 2023年由盘江煤电集团和乌江能源集团战略性重组而成 [1] 公司资产与经营规模 - 煤炭资源储量达110亿吨，煤炭产能为4635万吨/年 [1] - 电力装机规模为655万千瓦 [1] - 焦化产能为833万吨/年 [1] - 页岩气年产量达到2.5亿立方米，天然气运营管道长度为750千米 [1] 公司组织架构与行业地位 - 旗下拥有三家大型企业和十四家二级企业 [1] - 集团旗下上市公司包括盘江股份和贵州燃气 [1] - 在2023年中国企业500强中排名第382位，在中国能源企业500强中排名第83位 [1] - 在贵州100强企业中排名第3位，是全国24家重点能源企业之一 [1] 公司业务范围 - 经营范围涵盖煤炭、电力、页岩气开采及煤层气开发等 [1]

项目规模与技术亮点 - 项目为全球单体最大绿氨装置，配套700兆瓦风电项目实现全容量并网发电[1] - 项目总新能源装机容量达800兆瓦，包括风电700兆瓦和光伏100兆瓦[1] - 制氢技术采用碱液与PEM混合电解水工艺，年制绿氢3.2万吨，并进一步合成18万吨绿氨[1] 行业影响与示范意义 - 项目成功并网为新能源就地转化提供了新的商业模式和行业范式[1] - 项目实现了从风光发电到绿氢再到绿氨的完整产业链一体化示范[1]