政策核心目标 - 国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》旨在全面建设能更好发现价格、调节供需的电力现货市场 [1] - 政策目标是通过现货市场发现实时价格、准确反映供需，以引导电力资源优化配置 [1] - 推动电力现货市场在2027年前基本实现正式运行 [1] 市场参与主体与机制 - 推动发电侧和用电侧的各类经营主体全面报量报价参与电力市场 [1] - 在落实各方电力保供责任的前提下，稳妥推动用户参与省间现货交易 [1] - 加强现货市场与其他市场在交易时序、价格、结算等方面的衔接 [1] 价格信号与系统调节 - 通过分时价格信号引导经营主体优化发电和用电行为 [1] - 激发电力系统灵活调节潜力 [1]

我国电力现货市场建设进展 - 2025年实现里程碑式突破 省级电力现货市场基本全覆盖 湖北于2025年6月6日 浙江于2025年8月8日转入正式运行 四川 重庆 青海于2025年11月转入连续结算试运行 [2] - 市场建设始于2017年8月首批8个试点 经过八年探索 目前山西 广东等7个省级市场已正式运行 福建 陕西等进入连续结算试运行 提前2个月完成省级现货市场基本全覆盖目标 [2] - 市场经营主体数量达97.3万家 同比增长23.8% 其中发电企业3.7万家 电力用户93.1万家 售电公司4366家 新能源 独立储能 虚拟电厂等新型主体成为重要参与者 [3] - 2025年上半年全国电力市场交易电量2.95万亿千瓦时 占全社会用电量比重升至60.9% 同比提升0.52个百分点 跨省区交易量同比增长18.2% 绿电交易量1540亿千瓦时 同比增幅49.3% [3] - 全国统一电力市场“1+6”基础规则体系初步建成 “1”指《电力市场运行基本规则》 “6”涵盖中长期 现货 辅助服务 信息披露 市场注册和计量结算规则 2025年8月6日印发《电力市场计量结算基本规则》填补体系最后空白 [4] 电力现货市场建设面临的挑战 - 现货市场规模有待扩大 中长期交易仍占绝对主导 2024年全国中长期交易电量5.93万亿千瓦时 占市场化交易电量的95.9% 高占比可能削弱现货市场价格发现功能 [5] - 电力现货价格信号有效性有待提高 一方面对供需反映不够敏感 存在限制价格波动范围 限定必开机组等情况 另一方面对交易主体决策影响有限 大部分省份用户侧采用“报量不报价”模式 价格难以体现负荷需求 [5] - 省级电力现货市场节点电价计算有待优化 节点电价优化计算模型复杂度高 受联络线计划分解 母线负荷预测 稳定限额计算方式等因素影响 计算过程不够透明 偏差可能产生错误价格信号并影响电网安全 [6][7] 电力期货市场建设展望 - 电力期货市场建设以电力现货市场完善为前提 目前尚处研究探索阶段 电力期货有望成为期货市场最具活力和创新性的板块之一 [8][10] - 期货合约标的可能多样化 因各地资源禀赋 产业结构差异导致电力市场供需和价格特征不同 期货标的可以是各省电力现货市场价格 形成不同省份的期货品种 还可依据峰谷价差 绿色属性等设计 最终形成庞大品种系列 [8] - 更适宜采用现金交割 因电力无法大规模经济存储 生产消费需实时平衡 为确保期货价格回归现货价格 必须采用电力现货价格作为交割结算价 境外电力期货市场基本都采用此方式 [9] - 可能建立长短周期合约转换机制 电力期货作为标准化远期合约 可上市年度 季度 月度 周度合约 并实施长短周期转换机制 例如季度合约转为月度合约 以满足交易者个性化需求并提高市场活跃度 [10]

文章核心观点 - 中国电力市场改革正加速推进，核心举措是逐步取消政府主导的工商业分时电价政策，推动电力价格形成机制从政府主导转向市场主导，这标志着储能行业乃至整个电力系统正从依赖固定价差的被动套利模式，转向依托技术和管理能力创造多元价值的主动运营模式 [1][2][3][6] 电力现货市场建设与分时电价改革 - 国家发改委、国家能源局发布通知，要求做好2026年电力中长期合同签约履约工作，原则上直接参与市场的用户不再执行政府规定的分时电价，标志着电力现货市场建设迈出关键一步 [2] - 陕西已率先明确2026年市场化用户分时电价不再执行峰谷浮动政策，售电公司代理用户电价将由市场批发均价传导形成，最低电价将主要出现在中午光伏大发时段 [2] - 取消分时电价主要是针对工商业用户，居民用电不受影响，这是电力现货市场建设的必然趋势，旨在实现发电侧和用户侧在市场中的协同 [2] - 今年以来，电力现货市场建设全面加速，除西藏等个别地方外，连续开展现货交易的省份达到28个，其中7个已转入正式运行 [2] - 分时电价政策亟待改革，主因是新能源（尤其是光伏）装机量激增，导致全国多地中午从用电高峰变为发电高峰，原有的分时电价时段划分（如峰、谷、平）已难以有效反映快速变化的电力供需现实 [6] - 分时电价由政府主导，调整周期（每月或每季度）难以适应发电资源的快速变化，因此让市场形成新的“分时电价”是大势所趋 [6] 分时电价政策的历史与现状 - 分时电价政策主要针对工商业用电，旨在通过价格信号（峰谷电价差）引导用户调整用电时段，以削峰填谷 [5] - 2021年国家发改委发布的《通知》规定，峰谷电价价差在最大系统峰谷差率超过40%的地方原则上不低于4:1，其他地区不低于3:1，这意味着工商业用户在不同时段用电，电费可能相差4倍以上 [5][6] - 随着新能源渗透率提高，多地已开始调整分时电价时段，例如浙江在2024年10月将午间低谷时段增加1小时，并将下午16点至23点调整为高峰（尖峰）时段 [6] 对储能电站的影响与挑战 - 分时电价政策调整首当其冲影响工商业储能电站，其传统核心收益模型——“峰谷价差套利”将受到直接冲击 [7][8] - 在分时电价框架下，储能电站通过“高峰放电、低谷充电”节省电费，价差越大的地区越能吸引项目落地，政策取消后，储能电站收益的可预期性下降 [8] - 取消分时电价后，可能出现“中午电价低—工商业储能集中充电—推高午间电价”的连锁反应，对储能的运营策略提出更高要求 [9] - 部分储能企业已调整客户选择策略，更倾向于采用电网代理购电模式的业主，以规避市场化交易带来的收益波动风险 [9] - 陕西省能率先取消分时电价，与其储能项目多为源网侧储能（服务风光场站）并已深度参与电力市场交易有关 [9] 储能企业的应对策略与发展方向 - 行业正从依赖单一价差的被动套利模式，转向依托技术和管理能力创造多元价值的主动运营模式 [1][8] - 面对收益不确定性，储能企业重心从重资产建设转向重运营服务，除建设外，还提供电力交易软服务，并开发零碳园区、虚拟电厂、绿电直连等多元应用场景以增强抗风险能力 [10] - 有企业计划在2026年以用户侧储能为核心，向负荷侧综合能源项目和虚拟电厂等领域延伸布局 [10] - 作为储能系统提供商，需将产品安全性与可靠性置于首位，确保更高的循环效率、更快的响应速度和更低的容量衰减，以在收益波动中保障基础收益 [10] - 企业需构建“产品+服务+运营”的一体化交付模式，提供从项目设计到参与电力市场交易的整套服务，并持续分析各省差异化的市场规则与政策，形成动态策略模型库 [10][15] - 在电力市场中，采用高频充放电策略以及提高储能电站充放电功率，能够有效提升收益水平 [9] 政策推进的差异化节奏 - 各省取消分时电价的进度不同，陕西是全国首个取消的省份，而四川在征求意见后决定暂缓取消，明确零售用户非现货联动电量仍按现行分时电价政策执行 [11][12] - 四川暂缓取消的原因包括：电力现货市场（2024年9月启动）尚未正式运行，用户侧市场主体不熟悉规则；当地水电资源丰富，汛期、枯期电价差异极大，市场主体难以预测来水和电价，不宜突然取消政策；售电公司因盈利空间可能缩小而提出意见 [12][13] - 售电公司当前主要盈利模式是赚取批发市场购电与零售用户售电之间的价差，例如陕西售电公司批发购电均价从1月的0.362元/度降至6月的0.339元/度，但零售用户购电均价仅下降0.003元/度，购销差价极大 [14] 售电公司的未来角色与竞争 - 未来售电公司作为中间商不会消失，因为市场始终存在代理购电需求，尤其对小型工商业用户而言 [15] - 取消分时电价后，售电公司的竞争将集中在两个维度：客户资源等自身实力，以及电力交易能力（特别是预测市场电价、制定合理电价套餐的能力） [15] - 未来拥有优质客户和强大交易能力的售电公司有机会获得更高收益，而客户用电波动大、交易能力一般的公司可能逐步退出市场 [15] - 陕西省已明确要求，参与市场交易的工商业用户可根据电力现货市场价格信号形成分时段价格 [14]

电力现货市场建设关键一步：取消分时电价 - 国家发改委、国家能源局发布通知，要求做好2026年电力中长期合同签约履约工作，明确规定原则上直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价 [2] - 陕西已率先发布提示，明确2026年市场化用户分时电价不再执行峰谷浮动政策，售电公司代理用户电价将由市场批发均价传导形成，最低电价将主要出现在中午光伏大发时段 [2] - 专家指出，取消分时电价是电力现货市场建设的重要一步，本质是价格形成机制从政府主导转向市场主导，但执行层面电价波动不会特别大 [3] - 今年以来，电力现货市场建设全面加速，除西藏等个别地方，连续开展现货交易的省份达到28个，其中7个已转入正式运行 [2] 分时电价政策的背景与局限性 - 分时电价政策主要针对工商业用电，旨在通过价格信号引导用户用电行为，在政府规定的时段内对购电价进行上浮或下浮调整 [4] - 根据2021年国家发改委的通知，峰谷电价价差在最大系统峰谷差率超过40%的地方原则上不低于4:1，这意味着工商业用户在不同时段用电电费可能相差4倍以上 [5][6] - 分时电价政策亟待改革，主因是新能源装机规模大幅增长，尤其是光伏激增导致全国各地中午成为发电高峰，午间电价从峰段变为谷段，原有时段划分已不适应 [7] - 由于分时电价时段划分由政府主导，调整周期多为每月或每季度一次，难以适应发电资源的快速变化 [7] 对储能行业的直接影响与挑战 - 分时电价政策调整，首当其冲受到影响的是工商业储能电站，其过去主要依赖“峰谷价差”套利作为收益模型 [8] - 分时电价取消后，储能电站收益可预期性下降，要求企业要么提高自身电力交易能力，要么与具备高交易能力的售电公司合作 [9] - 在分时电价引导下，工商业储能用电规则制定相对容易，而取消后可能出现“中午电价低—工商业储能集中充电—推高午间电价”的连锁反应 [10] - 面对收益不确定性，储能企业开始调整策略，从重资产建设转向重运营服务，开发多元应用场景如零碳园区、虚拟电厂以实现收益多元化 [11] 储能企业的应对策略与发展方向 - 作为储能系统提供商，在分时电价逐步取消的背景下，需将产品安全性与可靠性放在首位，确保更高的循环效率、更快的响应速度和更低的容量衰减以保障收益 [12] - 企业需要重视应用场景，提供定制化解决方案，并构建“产品+服务+运营”的一体化交付模式，提供从项目设计到参与电力市场交易的整套服务 [12] - 储能企业正持续分析各省的现货市场规则、辅助服务和补贴政策，形成动态更新的策略模型库以更好地参与电力现货市场 [16] - 有企业计划在2026年以用户侧储能为核心支点，向负荷侧综合能源项目和虚拟电厂等领域延伸布局 [11] 各省政策推进节奏差异与原因 - 陕西是全国首个取消分时电价的省份，而四川曾考虑取消但暂缓执行，对零售用户非现货联动电量仍按现行分时电价政策执行 [13] - 四川暂缓原因包括：电力现货市场今年9月才启动试运行，用户侧主体不熟悉规则；当地水电资源丰富，不同时段（汛期、枯期）电价差异极大，市场主体难以预测来水量和电价；取消分时电价会导致售电公司盈利空间缩小，售电公司提出了意见 [13][14] - 零售用户购电主要通过售电公司或电网代理两种渠道，售电公司盈利模式在于以固定价格售电并以市场化价格购电，赚取价差 [14][15] 对售电公司的影响与未来竞争维度 - 陕西省电力交易中心数据显示，陕西电力现货市场启动后，省内交易整体价格持续下探，售电公司在批发市场的累计购电均价从1月的0.362元/度下降至6月的0.339元/度，但零售用户购电均价仅下降0.003元/度，购销差价极大 [15] - 未来分时电价取消后，客户优质、交易能力强的售电公司有机会盈利，而客户用电波动大、交易能力一般的售电公司会逐步退出市场 [16] - 专家认为售电公司作为中间商不会消失，因为市场总有代理购电需求，特别是对小型工商业用户 [16] - 未来售电公司的竞争将主要集中在两个维度：一是客户资源、自身实力等资源禀赋；二是电力交易能力，至少需要能够有效预测市场电价以制定合理套餐 [16]

新能源渗透率与电力系统临界点 - 风光发电量占比达到15%是系统成本快速上升的临界点，也是电网景气度提升的时点 [1] - 风光发电量占比达到20%是灵活性资源需求提升的拐点 [1] - 随着新能源渗透率提高，电力系统安全压力持续加大，传统继电保护理论难以满足需求 [1] 电网投资与市场建设 - 2024年电网投资同比增长15.3% [1] - 2025年国家电网计划投资超过6500亿元 [1] - 电力现货市场建设加速，将推动电价机制从多轨制向单轨制转变，促进新能源消纳 [1] 电价与系统灵活性 - 在清洁和安全目标下，终端电价可能面临上涨压力 [1] - 电力系统需构建包含核电、煤电改造、储能等多种灵活性资源的生态体系 [1] - 电网扩张本身也是一种重要的灵活性资源 [1] 电网ETF与指数构成 - 电网ETF（561380）跟踪恒生A股电网设备指数（HSCAUPG） [1] - 该指数选取主营业务涉及电网设备相关领域的上市公司证券作为样本 [1] - 指数成分股覆盖电力网络建设、技术升级等关键领域，具有行业代表性和专业聚焦特征 [1]

电力现货市场建设进展 - 截至今年8月，7个省级现货市场已正式转入运行，包括山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江 [1] - 江苏、陕西等6个省级及南方区域现货市场开启连续结算试运行，省间现货市场同步正式运行 [1] - "统一市场，两级运作"的框架基本成型，国家电网经营区已建成覆盖26个省份、超6000个发电主体的省间现货交易体系 [1] 市场运行成效与作用 - 在今夏用电高峰期间，省间现货市场最大互济电力达1432万千瓦，精准支援川渝等17个省份，缓解局部地区供电压力 [1] - 今年前8个月，省间现货市场新能源成交电量达77.5亿千瓦时，占比36.5% [2] - 现货市场连续运行地区火电下调能力提升9个百分点，为风电、光伏腾出更多消纳空间 [2] - 浙江在迎峰度夏期间通过市场化价格信号引导用户错峰300万千瓦，挖掘用户侧无感调节能力超350万千瓦 [2] 市场机制面临的挑战 - 新能源装机迅猛扩张带来午间时段可能出现的"弃光"现象、晚高峰时期的保供压力以及部分区域偶发的负电价 [1] - 负电价呈现'季节性、时段性'特征，成为高新能源渗透率地区的共性问题，过于频繁的负电价会扰乱市场预期 [2] - 市场机制与高比例新能源接入的适配性仍需进一步优化 [1] 未来市场体系发展方向 - 需构建"电能量市场+容量市场+辅助服务市场"的多层次体系 [3] - 电能量市场通过中长期合约筑牢保供基础、分时价差激励短期调节 [3] - 容量市场保障长期供电能力，辅助服务市场细化调频、爬坡等品种，让抽水蓄能、储能等灵活资源获得合理收益 [3] - 需通过机制优化应对挑战，如合理控制新能源装机节奏、释放用户侧灵活性 [2]

核心观点 - 国家能源局发布《电力现货连续运行地区市场建设指引》 标志着电力市场建设进入常态化、规范化新阶段 为连续运行地区提供政策指引[3] - 南方电网总工程师调整 原总工汪际峰由李建设接任 李建设具有丰富电力系统管理经验[1][3] - 文件围绕八个主题提出市场建设要求 包括优化现货机制、完善中长期交易、健全辅助服务市场、建立容量补偿机制、规范零售市场等[4] 市场机制建设 - 统一现货市场保安全与价格发现两项职能 明确可靠性机组组合与日前市场环节定位 实现安全稳定与价格发现有机统一[4] - 可靠性机组组合基于系统负荷和新能源预测优化机组组合 日前市场组织交易结算并形成分时价格信号 两者衔接支撑新能源全面入市和用户参与市场出清[4] - 完善用户侧参与现货市场机制 要求2025年底前实现用户侧主体参与申报、出清、结算 用户申报信息将作为出清和结算依据[6] - 发用两侧报量报价参与市场 用户申报价格反映用电需求价格接受程度 源荷储主体充分竞争形成供需关系出清价格[6] 新能源市场接入 - 支撑新能源全面入市要求 推动新能源公平参与实时市场并加快自愿参与日前市场[5] - 可靠性机组组合为现货市场接纳大规模新能源提供手段 通过市场化方式应对新能源波动对电网安全影响[5] - 新能源自愿参与日前市场背景下 日前市场与可靠性机组组合配合可释放资源配置潜力并保障电力安全供应[5] 中长期与辅助服务市场 - 完善中长期签约及限价机制 动态调整中长期签约比例要求 实现中长期限价范围与现货市场限价贴近[7] - 将目录电价中非电能量价格部分通过补偿方式独立核算 更好发挥中长期电能量市场压舱石作用[7] - 推动调频、备用等辅助服务市场与现货电能量市场联合出清 实现整体成本最优[8] - 探索建立备用市场化竞价机制 发现备用辅助服务价值 改变基于《两个细则》补偿方案无法反映市场价值现状[8] 容量补偿机制 - 研究建立可靠容量评估和补偿机制 解决新能源入市导致传统火电生存压力问题[9] - 建立容量补偿机制激励投资意愿 重点关注可靠容量评估和补偿价格两个问题[9] - 科学评估各类型机组及新型储能容量系数 客观反映对发电容量充裕度实际贡献[9] - 按回收市场边际机组固定成本原则 结合电能量和辅助服务收益确定单位可靠容量补偿标准[9][10] - 条件成熟时建设容量市场 通过市场化手段确定容量补偿电费[9][10] 零售市场建设 - 首次在国家层面文件提出零售市场建设指导性意见 对规范零售市场运营具有重要意义[11] - 当前零售市场存在秩序不规范、交易效率低、批零价差大等问题 批发市场价格波动影响售电公司收益稳定性[11] - 搭建零售线上交易平台 引导用户通过平台比选签约 促进公平竞争和规范秩序[12] - 线上平台实时公开批发电价和零售套餐 打破信息不对称 抑制售电公司批零价差套利 促进价格有效传导[12] - 完善零售套餐模板 提供标准化零售合约降低交易成本 激活中小用户参与市场竞争[12] - 推动售电公司转向增值服务竞争 如提供绿电套餐和购电方案优化服务[12] 市场运营与监管 - 提升市场运营能力 开放信息披露数据接口 完善信息披露机制破除信息壁垒[14] - 标准化管理运营业务流程和提高技术支持系统水平 解决业务流程碎片化问题 降低人力和时间成本[14] - 满足海量数据处理需求 防控运营风险 提升运营规范化、信息化和智能化水平[14] - 强化电力市场秩序监管 常态化整治不当干预行为 促进省内省外电源公平竞争[15] - 依托大数据和人工智能技术追踪资金流和信息流 智能识别市场操纵风险 提高监管效率[15] 行业活动与合作 - 2025世界清洁能源装备大会开幕 南方电网强调开放合作 推动产业链上下游供需对接和成果共享[1] - 欢迎国内外同行携新技术新产品到南方区域验证性能迭代升级 共商绿色能源技术创新和产业升级路径[1]

电力装备行业政策支持 - 工业和信息化部等3部门联合印发《电力装备行业稳增长工作方案（2025—2026年）》，提出2025—2026年传统电力装备年均营收增速保持6%左右，新能源装备营收稳中有升等目标 [1] - 方案明确加快"沙戈荒"新能源基地、风光水一体化基地和特高压电力外送通道等项目建设，并通过专项在新能源、智能电网装备等领域支持一批关键产品创新项目 [1] - 全国累计发电装机容量达36.5亿千瓦，国内部署一批重大能源工程，国际上共建"一带一路"国家和地区需求不断提升 [1] 电力市场机制建设 - 国家发展改革委、国家能源局印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》，探索建立发电机组可靠容量评估机制，科学评估各类型机组及新型储能的容量系数 [2] - 按照基本回收市场边际机组固定成本的原则，结合电能量和辅助服务等市场收益情况，确定单位可靠容量补偿标准，条件成熟时建设容量市场 [2] - 科学评估各类型电源的可靠容量，客观反映其容量支撑效果，是对各类型电源实施合理容量补偿的必然要求 [2] 技术装备创新支持 - 工业和信息化部办公厅、财政部办公厅、金融监管总局办公厅发布《关于组织实施2025年首台（套）重大技术装备保险补偿政策的通知》，支持范围为《首台（套）重大技术装备推广应用指导目录（2024版）》全部领域 [3][4] - 整机装备原则上按照台（套）数方式支持，核心系统、关键零部件等按照批次数方式支持，高端工业母机、电子专用装备等单台（套）装备价值不高的整机装备可按批次数方式支持 [4] - 航空发动机、船舶发动机等单件价值较高的核心系统、关键零部件等可按台（套）数方式支持 [4] 地方新能源项目扶持 - 上海浦东新区开展2025年新型能源技术开发示范专项资金项目申报，申报范围包括新型光伏组件利用项目、可再生能源制氢项目、氢能发电利用项目等6类项目 [5][6] - 按照项目固定资产投资额给予不超过30%的一次性补贴，同一项目从优不重复，单个项目补贴金额最高不超过500万元 [7] - 广州印发《广州市建设国家车网互动规模化应用试点城市工作方案（2025-2027年）》，支持纳入广州V2G试点项目常态化参与电力削峰填谷获取稳定收益 [8][9] 智能电网建设进展 - 南方电网贵州安顺供电局35千伏大坝变电站接入生产运行支持系统上线联调，安顺市首座智能巡视功能变电站正式上线运行，预计日常巡视效率可提升95%以上，现场巡视作业任务可减少70%以上 [12][13] - 山东东营220千伏董官变电站投运，为国网山东省电力公司首座220千伏新型数字智能变电站，应用主变压器铁芯夹件接地电流监测、二次系统在线监测等21项新技术 [16][17] - 该变电站投运后将进一步优化东营电网结构，为东营西郊、范家等9座110千伏变电站提供重要的电源支撑点 [17] 清洁能源技术突破 - 世界首个高原水电机组产研基地——东方电气西藏林芝产研基地建成投用，占地约48000平方米，配备国际先进水平的冲击式水轮机泥沙磨蚀试验台 [14] - 内蒙古能源乌拉特中旗150万千瓦风储基地项目正式投入商业运行，总装机容量150万千瓦，采用150台单机容量10兆瓦的风电机组，每年可发电约54.4亿度，相当于减少标准煤燃烧164万吨、二氧化碳排放498万吨 [19][20] - 中国航发"太行110"重型燃气轮机首台套商业机组出厂，标志着我国自主研制的110兆瓦级重型燃气轮机正式迈入商业化应用新阶段 [18] 电力设备安全技术 - 国内首次模拟变压器内部电弧放电的水中爆炸试验完成，探索出一套变压器内部电弧放电等效模拟试验方法，可为油箱防爆设计及考核评价提供科学依据 [21][22] - 该方法在油箱内成功模拟出吉瓦级高能电弧故障的压力冲击效果，解决了大功率电弧在实验室难以复现的难题 [23] - 以110千伏传统油箱和改进加强型油箱为试验对象，获取了冲击载荷演变规律、结构动态响应及压力泄放特性，为防爆油箱优化设计和压力波传播机理研究提供了关键数据支撑 [23] 企业技术创新 - 浙江英集动力科技申请可自驱升压的蒸汽供热系统专利，实现蒸汽能量的梯级利用，可降低热源供应参数和系统能耗，提升能源利用效率 [24] - 长江电力等申请水轮机主轴密封温度在线监测专利，降低消除传感器自身参数差异带来的误差，提升了测量精度，增强了系统可靠性 [25][26] - 万胜智能"一种用于高压标准电流测量的电流互感器及其测量方法"专利获授权，防止硅钢片之间缝隙扩大导致铁芯损耗增加、发热加剧，从而影响电压变换精度 [28] 电力项目招标 - 国家能源集团招标2×350MW机组三大主机设备，项目招标编号为CEZB250208487，招标人为国能（北京）国际经贸有限公司 [32] - 三峡集团2×500MW级燃气联合循环调峰发电项目主机（炉岛设备）采购招标，项目资金来源为自有资金和自筹资金，招标人为三峡集团（营口）能源投资有限公司 [33] - 哈电电机中标贵州能源集团大方项目2台660兆瓦汽轮发电机，项目位于贵州省毕节市大方县 [34]

政策发布 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》[2] - 政策文件号为发改能源〔2025〕1171号，发布日期为2025年9月2日[2][3] - 该指引旨在持续完善电力市场机制设计[2] 政策落实 - 要求各省、自治区、直辖市及相关部门结合实际做好落实工作[2] - 通知对象包括各地发展改革委、能源局、工业和信息化部门及国家能源局派出机构等[2]

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]