项目概况与投运 - 甘肃张掖电厂扩建煤电750千伏送出工程第一阶段于10月30日9时成功投运，甘掖Ⅱ线顺利带电 [1] - 该工程是甘肃省“十四五”省列重大项目，也是河西走廊清洁能源基地建设的关键支撑工程 [1] 工程规模与技术参数 - 工程线路起于张掖电厂750千伏升压站，止于张掖甘州750千伏变电站，线路全长80.51千米 [1] - 工程采用单、双回路混合架设方式，新建铁塔169基，扩建出线间隔2个 [1] - 工程新增输送容量超过4000兆瓦 [1] - 工程将为张掖区域内新增超过486万千瓦（不含157万千瓦储能）的新能源装机提供可靠的调峰和补偿支撑 [1] 技术创新与施工效率 - 工程创新应用“一牵六”张力放线工艺，通过特制牵引走板与一组主牵引机、张力机协同作业，可一次性同步展放6根子导线 [1] - 相较于传统施工方式，该工艺在有效保护导线机械与电气性能的同时，提升施工效率30%，缩短了整体工期 [1] 项目意义与影响 - 该输电大通道的建成将充分发挥电网在能源资源配置中的枢纽平台作用 [2] - 工程为河西地区新能源大规模开发、高效消纳提供坚强网架支撑 [2] - 工程将保障负荷高峰时段直流系统的安全稳定运行 [2] - 工程对甘肃中部电网保供、推动地方经济发展具有重要意义，并对张掖及河西走廊地区的经济增长产生直接推动作用 [1][2]

项目进展与规模 - 雅砻江中游的孟底沟水电站和牙根一级水电站于10月28日实现同步大江截流，项目进入主体工程施工新阶段，这是该流域首次实现两座水电站同步截流[1] - 孟底沟水电站装机容量240万千瓦，年均发电量约104亿千瓦时，是雅砻江中游“一库七级”开发的第5个梯级电站[1] - 牙根一级水电站装机容量30万千瓦，年均发电量约11.5亿千瓦时，是雅砻江中游“一库七级”开发的第2个梯级电站[1] - 两座电站建成后，相当于每年节约标准煤约350万吨，减少二氧化碳排放约900万吨[1] 水风光一体化基地规划 - 雅砻江流域水风光一体化基地是国家首个水风光一体化示范基地，规划布局4个项目群，总装机容量7800万千瓦，计划到2035年全部建成[2] - 基地目前清洁能源装机约2100万千瓦，在建项目装机约1400万千瓦，已累计贡献清洁电能超1.1万亿千瓦时[2] - 基地以水电为核心，旨在带动风光新能源规模化、集约化开发，探索构建100%可再生能源供应体系[2] - 孟底沟水电站是雅砻江流域在建最大水电项目，占雅中项目群水电规划装机的40%，可带动自身规模1.6倍的风光新能源开发[2] 技术与工程创新 - 公司利用“一个主体开发一条江”的优势，通过两河口水电站水库调节，形成“低流量窗口期”，实现“一次控泄、两站截流”，大幅降低施工难度并提高成功率[4] - 截流施工中，牙根一级水电站采用双向立堵截流方式，最大落差约3.5米，最大流速约5.7米/秒[5] - 孟底沟水电站创新采用“丁字坝进占挑流”工法，将导流洞分流比从50%提升至90%以上，截流施工落差降低至4.8米[5] - 两座电站截流总共抛填石料约9万立方米，历时不到30个小时[5] 智能化与数字化建设 - 孟底沟水电站实现了首个大型水电站前期工程全过程智能化应用，正从多方面推进智能系统建设，以实现工程建设全流程智能化管控[6] - 牙根一级水电站依托智能建管平台，打造工程“决策指挥大脑”和“信息协同中枢”，融合人工智能技术，提升工程管理效率40%以上[6] 经济效益与区域发展 - 孟底沟水电站总投资约347亿元，建设期间将给地方带来约10.5亿元的税收贡献，年均带动就业约5000人，投产后每年可继续贡献税费约3.8亿元[7] - 牙根一级水电站总投资约58.8亿元，建设期间将向地方缴纳税费约1.4亿元，年均带动就业约3000人，投产后每年可继续贡献税费约1.1亿元[7] - 项目建设新建、改建场内交通线路超52千米，新建对外交通线路25.7千米，新建桥梁14座，成为民族地区交通网络的组成部分[7] 行业趋势与战略意义 - 水电正从传统的电量供应者向系统调节中枢转变，水风光一体化开发有利于提高资源利用效率，提升水电保供能力和新能源安全可靠替代水平[3] - 牙根一级水电站作为两河口水电站的反调节电站，建成后能充分释放上游水库多年调节能力，提高流域整体水能利用效率[2]

欧洲能源转型目标与进展 - 欧盟依据《欧洲气候法》设定2050年实现碳中和目标 [3] - 实施REPowerEU计划后新能源快速增长，2022至2024年光伏与风电装机分别新增约1.7亿千瓦和0.4亿千瓦 [3] - 可再生能源发电量占比已达到47% [3] 海上风电发展规划 - 北海被确立为海上风电开发核心区域，根据《奥斯坦德宣言》目标2030年和2050年装机规模分别达1.2亿千瓦和3亿千瓦以上 [3] - 包括Borwind6在内的一批重大项目已开工建设 [3] - 欧洲互联电网运营商联盟已系统规划海上电网基础设施布局与发展路线图 [3] 电网投资与建设挑战 - 欧洲电网发展滞后于电源，例如法国至西班牙直流互联项目自2013年规划至今未投产 [4] - 欧盟委员会指出到2040年输电网和配电网投资需求分别为4720亿欧元和7300亿欧元 [4] - 为解决项目审批缓慢及设备产能不足等问题，欧盟强调需提升电网规划前瞻性并优化审批流程 [4] 技术创新与产业发展战略 - 根据《净零工业法案》，欧盟计划到2030年本土净零技术制造产能达部署需求的40%，2040年关键领域全球市场份额达15% [5] - 西门子能源等企业在绿电制氢技术和纯氢燃烧重型燃气轮机研发上具备领先优势 [5] - 正推动氢能作为长周期储能介质和能源载体，以构建"零碳循环"电力系统 [5] 电力系统安全挑战 - 欧洲电力系统暴露出互联结构薄弱、调节资源缺失等短板，今年4月西班牙葡萄牙及7月捷克均发生大停电事故 [5] - 事故原因涉及电压激增和电网连锁故障，引发对新能源涉网性能不足的关注 [5]

项目概况 - 我国规模最大的蓄热式电锅炉型虚拟电厂在张家口等地供暖季同步启用 [1] - 虚拟电厂没有实体厂房 通过北京的平台聚合张家口 唐山两地共16处蓄热式电锅炉 [1] - 项目具备54.4万千瓦调节能力 提升了供暖季电网运行的稳定性和灵活性 [1] 技术原理与商业模式 - 蓄热式电锅炉在夜间电力供应充裕 电价较低时将电能转化为热能储存 在白天用电高峰时释放热能用于供暖 [3] - 国网冀北综合能源服务公司作为聚合商 将分散资源整合后参与华北电力调峰辅助服务市场 [3] - 市场机制为发电企业与虚拟电厂聚合商每日提交计划 由华北电网调度中心形成调度指令 确保负荷资源精准响应 [3] - 参与企业可获得相应收益 形成可持续的市场化运营模式 [3] 对新能源消纳的作用 - 虚拟电厂参与调峰市场对促进冀北新能源消纳发挥重要作用 [4] - 冀北地区新能源装机容量已突破8200万千瓦 占比高达76% [4] - 调峰市场运行时段设定在凌晨00:30至7:00风力大发时段和午间12:30至16:00光伏大发时段 [4] - 虚拟电厂据此灵活响应 在新能源发电多时引导用户多用电 发电不足时减少用电或释放储能 [4] 技术支持与平台创新 - 国网冀北电力依托新型负荷管理系统 打造以运营管理平台和聚合商服务平台为核心的智能大脑 [4] - 平台实现对海量分散资源的精准感知 智能控制以及对聚合商的一站式服务 [4] - 平台引入AI大模型 深度融合智能算法与业务场景 实现运行数据深度分析 市场电价趋势精准预测和调控策略动态优化 [4] - AI技术的应用显著提升了蓄热电锅炉型虚拟电厂的响应速度和运行稳定性 [4]

行业新闻 - 液化石油气新版强制性国家标准将于2026年11月1日实施 新标准增加并提高了相关技术指标要求 涵盖工业用燃料、民用燃料和车用燃料的液化石油气 [4] - 中国规模最大的蓄热电锅炉型虚拟电厂启用 该虚拟电厂聚合张家口、唐山两地共16处蓄热式电锅炉 具备54.4万千瓦调节能力 [4] 企业新闻 - 国家电网品牌价值5445.83亿元 位居中央企业第一 [4] - 中国移动通信集团将4198.13万股A股股份无偿划转至中国石油天然气集团 划转后中国移动集团合计持股约占68.85% 中国石油集团将直接持有约0.19%股份 [5] - 中国电建集团山东电力建设第一工程有限公司与中国能建集团中国电力工程顾问集团西北电力设计院联合承建巴西巴鲁埃里垃圾发电站 项目设计日处理固体垃圾870吨 装机容量19.1兆瓦 预计2027年投入运营 [5] 地方新闻 - 北京密云、怀柔、平谷、延庆四地区电网灾后重建工程已全面竣工 [6] - 甘肃完成2025年首批新能源机制电价竞价 竞价机制电量规模8.3亿千瓦时 中标价格为0.1954元/千瓦时 执行期限为12年 [6] - 内蒙古通过八条特高压输电通道累计外送电量突破8000亿千瓦时 达8032.69亿千瓦时 [6] - 青海油田新能源累计发电量突破10亿千瓦时 [7] - 新疆电网累计储能装机达1347.69万千瓦/4541.06万千瓦时 较年初新增394.24万千瓦/1363.73万千瓦时 [9] 国际新闻 - 德国将从2026年1月1日起为能源密集型产业提供补贴电价 [11] - 伊拉克总理下令停止进口汽油、柴油和煤油 因本国生产已满足消费需求 [11] - 乌克兰总统泽连斯基与多国代表讨论加强能源系统防护方案 欧盟委员会主席冯德莱恩表示欧盟将向乌克兰提供紧急能源援助 [13]

公司战略发布 - 中国华电集团有限公司在2025年中国华电新型电力系统技术创新论坛上正式发布"华电智"大模型 [1] - 该模型构建了具有公司特色的"人工智能+"创新体系，旨在支撑电力能源领域全产业链数智化转型及新型电力系统构建 [1] - 公司积极探索人工智能与能源产业融合的创新路径，加速人工智能高价值场景落地 [1] 人工智能创新体系 - 公司形成了"1265N"人工智能创新体系，其核心是1个华电智行业大模型 [1][2] - 该体系旨在形成AI供给与治理2大关键能力，夯实6类技术支柱，赋能5大业务领域，并衍生300余个智能体 [2] - 体系首创"纵横贯通"架构，包含"行业—专业—场景"三层模型，覆盖"发电、煤炭、产融、科工"全产业，贯穿"规划、建设、运行、检修、维护、管理"全生命周期 [2] 模型应用成效 - 全球首创径流预测大模型，助力预测精度提升5% [2] - 应用该模型使乌江流域水能利用提高率从近10年均值5.8%提升至10.8% [2] - 公司率先实现百万千瓦机组无断点自启停控制，宽负荷自动巡航技术指标行业领先，并研制了国内首套全栈可信智能分散控制系统 [2] 未来发展规划 - "十五五"期间，公司将全面实施"人工智能+"行动 [3] - 推进人工智能在"沙戈荒"、水风光等高价值场景中的推广应用 [3] - 目标构建"AI+电力"协同创新生态，为能源数智化转型及数字中国建设贡献力量 [3]

绿证核发情况 - 2025年9月国家能源局核发绿证2.29亿个，涉及可再生能源发电项目30.65万个，其中可交易绿证为1.58亿个，占比68.86% [2] - 2025年9月核发的绿证中，有2.00亿个对应2025年8月的可再生能源发电量，占比高达86.98% [2] - 2025年1月至9月累计核发绿证21.08亿个，其中可交易绿证为14.35亿个 [2] - 从发电类型看，2025年9月太阳能发电核发绿证数量最多，达7324万个，风电为7216万个，常规水电为6876万个，生物质发电为1360万个 [3] - 2025年1月至9月累计核发量中，风电以79112万个居首，常规水电为67499万个，太阳能发电为50117万个，生物质发电为12788万个 [3] 绿证交易情况 - 2025年9月全国交易绿证6512万个，其中通过绿色电力交易完成的为2102万个 [4] - 2025年1月至9月累计交易绿证5.29亿个，其中绿色电力交易绿证为1.79亿个 [4] - 分类型看，2025年9月太阳能发电绿证交易量最大，为3288万个，风电为2860万个，生物质发电为162万个 [5] - 2025年1月至9月累计交易量中，风电绿证交易量最高，为26204万个，太阳能发电为22861万个，生物质发电为2648万个 [5] - 2025年9月全国单独交易绿证4410万个，交易平均价格为4.99元/个，环比下降11.78% [5] 绿证交易价格 - 2025年9月单独交易绿证的平均价格为4.99元/个，较上月下降11.78% [5][7] - 按电量生产年份划分，2025年生产的绿证交易量为3252万个，平均价格为6.46元/个，价格环比下降20.32% [7] - 2024年生产的绿证交易量为319万个，平均价格为2.58元/个，价格环比下降6.22% [7] - 2023年及以前生产的绿证交易量为839万个，平均价格为0.23元/个，价格环比下降2.98% [7]

德国输配电价改革（AgNes）核心观点 - 德国联邦网络局发布《输配电价总体框架》讨论稿，旨在2029年取代现行条例，以应对能源转型带来的挑战，改革方向对我国具有重要借鉴意义 [1] 改革背景与动因 - 直接动因是欧盟法院2021年判决及欧盟委员会2024年7月发布的指南，要求监管独立并遵循统一原则 [2] - 能源转型导致电力系统运行逻辑改变，现行输配电价机制面临多重问题 [2] 现行机制面临的主要问题 - **成本分摊结构不合理**：电网成本全由终端用户承担，发电侧不承担并网费用，随着“产消者”增加，传统用户负担加重，可能形成“电价上涨—分布式电源扩张—电网用户减少—电价继续上涨”的恶性循环 [3] - **分电压等级电价结构扭曲**：大量分布式电源接入低压配网，减少对高压电能的依赖，导致高压等级成本分摊能力下降，电价被推高，甚至部分高于低压电价，扭曲的价格信号可能引发低压配网超载风险 [4] - **缺乏灵活用电激励**：对低压用户仅有电量电价，缺乏容量电价与时间信号，无法有效引导错峰用能，限制了需求侧响应和储能等灵活性资源发展 [4] 改革方向与核心举措 - **引入发电侧成本分担机制**：提出三种备选方案，包括发电侧分摊一半输配电成本（约165亿欧元/年）、承担网络接入和增量调度成本（约24亿欧元/年）或承担特殊责任的系统服务成本（约73亿欧元/年） [6] - **引入建设成本分摊费**：要求电源承担上级网络扩容成本，属于深度回收的接入价，复杂度较低并能提供选址与并网容量价格信号 [6] - **强调基于容量的计费模式**：倡导向容量电价转变，根据用户最大负荷容量确定费用，对自发自用用户探讨设立固定基本电费，以容量电价替代需量电价，激励用户优化行为并减少高峰负荷 [7] - **探索引入动态输配电价**：提出静态与动态两类分时电价，动态电价根据电网实际运行情况高频更新，旨在引导错峰用电并提升电网运行效率 [8] - **统一不同区域输配电价**：考虑统一区域标准以消除差异，增强公平性和透明度，促进跨区域电力交易和能源市场一体化 [8] - **明确储能设施成本分摊机制**：计划取消对2028年并网新建储能的20年输配电价豁免“全豁免”政策，储能需缴纳电量电价和容量电价，对以峰谷价差套利为目的的储能更适合采用容量电价 [9] - **精简电压层级及引入双向成本分摊**：考虑精简线路和变压器层级，并将低压侧用户归入下游电压层级，同时引入基于实际双向潮流的成本分摊机制，以更符合成本动因原则 [10] 对我国的启示 - **推动引入接入侧电价机制**：借鉴德国经验，通过价格信号引导电源合理选址，降低并网社会成本，可从浅度接入模式收费起步 [11] - **优化输配电价两部制结构**：考虑适当提高容量电价占比，激励用户合理分配负荷，降低电网投资压力，对低负荷率用户如自发自用项目可提高容量电价回收占比 [12] - **完善输配电成本分摊机制**：在分布式能源快速增长背景下，探索研究基于实际潮流的成本分摊机制，体现不同网络节点的边际成本 [12] - **优化储能设施输配电价政策**：需完善储能的电网接入和成本分摊政策，通过价格手段激励其发挥灵活性调节功能，确保政策既体现成本又避免过度补贴 [12]

公司运营与项目进展 - 北仑电厂9号机组于11月3日顺利完成168小时满负荷试运行并投产 [1][3] - 9号机组满负荷试运行期间系统设备运行稳定，平均负荷率达到100%，各项性能指标优异 [3] - 随着9号机组投运，北仑电厂总装机容量达到734万千瓦，成为中国装机规模最大的火力发电厂 [3] - 公司今年最新投产了8号和9号两台百万千瓦机组 [3] 技术与能效表现 - 9号机组首次在百万千瓦机组上应用烟气冷凝等多项技术，使污染物排放下降60% [3] - 新投产的8号和9号机组供电煤耗为257.24克/千瓦时，是国内同时期、同类型机组的绿色火电标杆 [3] 产能与社会效益 - 北仑电厂9台机组满负荷运行下，一天可发电约1.76亿度，能满足约2000万户家庭一天的用电需求 [3] - 公司预计年发电量将超过400亿度，极大满足华东地区的安全用电需求 [3]

论坛核心成果 - 南方电网新型电力系统发展白皮书在论坛上正式发布，系统梳理了公司“十四五”期间的建设成果与创新实践 [1] 绿色电力供给 - 建成世界最大规模交直流互联电网，西电东送累计电量超9500亿千瓦时，送电能力突破5800万千瓦 [1][2] - 新能源装机容量超2.57亿千瓦，较2020年增长3.5倍，成为区域第一大电源，非化石能源装机占比达66% [2] - 西电东送清洁电量占比超80%，藏东南至粤港澳大湾区±800千伏特高压直流等一批重点工程启动或建设 [2] - 风电、光伏短期预测准确率分别高达88%、93%，减少数百万千瓦调节电源建设成本 [2] 绿色电力消费 - “十四五”以来南方五省区电能替代电量突破2400亿千瓦时，电能占终端能源消费比重达34%，高出全国平均水平5个百分点 [3] - 在全国率先实现充电桩乡镇全覆盖，超10万支充电桩遍布城乡，粤港澳大湾区达成欧标充电桩县区全覆盖 [1][3] - 2025年绿电绿证交易量达2500亿千瓦时，超此前三年总和，港澳台绿证交易实现全覆盖 [3] 源网荷储协同 - 抽水蓄能装机突破“三个一千万”，新型储能装机超1500万千瓦，需求侧响应水平达7.6% [5] - 110余家虚拟电厂聚合可控负荷1580万千瓦，深圳虚拟电厂集群实现110万千瓦实时可调负荷，响应速度达毫秒级 [5][6] - 规划建设千万千瓦级电力负荷“资源池”，接入可控负荷达全网最大负荷的24.6%，电动汽车邀约填谷、V2G反向放电场景全覆盖 [6] - 建成35个新型电力系统示范区和36个近零碳示范区，其中25个获碳中和认证 [6] 数字化与智能化 - 超100万公里输电线路实现“机巡为主、人巡为辅”，500千伏及以上线路灾害风险智能感知全覆盖 [8] - 99.5%变电站实现无人值守，配电自动化覆盖率提升至99.72%，配网自愈覆盖率达97.71%，较2020年分别提升50和超63个百分点 [8] - “大瓦特·驭电”大模型获世界人工智能大会最高奖，全自主可控电力市场求解器“天权”计算性能超越国际顶尖产品 [8] - 电鸿生态圈链接超500家产业伙伴、3000余款电力终端，适配100余款主流芯片和40余款模组 [8] 市场机制与创新 - 电力交易市场主体注册数量超过22万家，占全国四分之一，市场化交易电量占比超七成 [1] - 粤桂黔出台共享储能租赁指导价，桂黔琼建立调峰辅助服务市场，调频服务实现五省区全覆盖结算 [6] - 公司牵头组建电力行业人工智能联盟，发布能源领域电力方向首个国家人工智能应用中试基地 [9]