中国储能网讯：虚拟电厂利用数字化技术聚合电网侧和用户侧的海量资源，以柔性手段平滑用电供需曲线，实现电网削峰填谷。在浙江，国网浙江省电力有限公司积极开展虚拟电厂相关实践，聚合空调负荷、新能源汽车、储能等灵活可调节资源，提升电力系统柔性调节能力，为迎峰度夏电力保供添助力。 眼下正值迎峰度夏，浙江全社会用电负荷持续保持高位运行，短时尖峰负荷给电网平稳运行造成一定压力。相比新建电厂或增购外来电，虚拟电厂是一种更为经济的平衡高峰时段电力供需的手段。虚拟电厂将海量分散电力资源聚合起来，通过实时监测和分析这些资源，预测能源消费需求，形成合理调度方案，从而实现电源侧多能互补、负荷侧双向互动、储能侧灵活调剂。虚拟电厂日益成为国网浙江省电力有限公司开展电网削峰填谷、助力电力保供的重要探索。 多元赋能，虚拟电厂建设加速 6月25日，浙江首个虚拟电厂地方补贴政策在武义县落地。该县发展改革委发布的《武义县虚拟电厂建设实施方案》规定，在参与电力需求响应获得收益的基础上，储能用户可额外获得度电补贴0.42元，普通用户则可额外获得度电补贴2元。 在义乌市，当地政府也对响应虚拟电厂邀约的用户予以补贴。义乌小商品市场的一栋商业楼宇于7月接入虚拟电厂管理平台，用电高峰时通过调节空调温度和照明参与电网调峰，获得度电收益8元，其中包括4元的响应补贴和政府给予的4元度电补贴。“按照每天用电高峰2个小时计算，我市每天的响应电量可以达到1800千瓦时，参与响应的用户可获得收益约14400元。”义乌市供电公司虚拟电厂业务工作人员黄德志介绍。 近年来，浙江逐步开展虚拟电厂探索。2022年4月，浙江省发展改革委、能源局印发《浙江省“十四五”新型电力系统试点建设方案》，提出积极推进虚拟电厂示范，充分挖掘系统灵活性调节能力和需求侧资源，计划到2025年试点项目达到10个左右、日调峰能力达到20万千瓦以上。 除政策支持以外，市场、技术、标准等有助于推动虚拟电厂建设的要素，也在逐渐聚合并发挥作用。眼下，全国多地相继开展虚拟电厂建设，行业发展亟须国家标准予以指导规范。4月，国网浙江电力牵头启动编制《虚拟电厂管理规范》国家标准，从虚拟电厂设计规划、建设实施、并网管理、运营管理、评估分析和安全原则等方面，引导相关单位探索各类典型虚拟电厂的发展模式。 为了更充分发挥虚拟电厂效能，2022年5月，国网浙江电力自主研发水风光储荷多元异质虚拟电厂调控系统，开发了辅助调峰、“零碳”调峰和参与市场等多能互补优化功能，从技术上解决了虚拟电厂资源聚集调用的难题。在宁波，国家电投集团综合智慧能源科技有限公司、宁波能源集团股份有限公司、宁海县供电公司、汇能（宁波）电力研究院有限公司等单位正在联合开展虚拟电厂技术研究和创新，攻关虚拟电厂建设中的技术难题。政策赋能、标准制定、技术突破，助力虚拟电厂建设持续加速。 资源聚合，虚拟电厂功效凸显 “在武义，街边的路灯都能参与电力需求侧响应。”武义县供电公司营销部专职宋佳磊介绍，“全县路灯网有近6000盏灯，如果它们全部接入虚拟电厂管理平台，将提供近3000千瓦的可调负荷。” 虚拟电厂的实践逐步从武义县扩展至金华全市，金华供电公司聚合了多种类型的弹性可调资源。目前，金华市区的国家电网自营充电桩已全部接入金华市域虚拟电厂管理平台，共增加12.39万千瓦可调负荷资源。 浙江是能源消费大省，电力供需平衡压力较大。通过虚拟电厂聚合源网荷储等多种分布式可调节资源参与电网调峰，可以平抑负荷波动和新能源发电出力波动，保障电网安全运行，促进清洁能源电量消纳。国网浙江电力深挖电源型、负荷型、混合型等不同类型资源的潜能，持续扩充虚拟电厂可调节资源池。 随着产业发展和居民生活水平提高，夏季空调制冷需求越来越大。浙江中小微企业数量多，生产时间灵活，负荷波动幅度大。目前，全省最大日空调负荷已占最高用电负荷的约40%。据测算，每台空调设定温度只需调高1度，就能让全省用电负荷下降7%～8%。 2022年下半年起，浙江各地供电公司为政府、学校、商场等公共场所的空调安装智能控制设备。这些设备可根据电力调控中心的指令自动调节空调温度，在用电高峰期为居民、医院和重点用能企业用电腾出空间。“这项举措可以兼顾生活用电‘无感’和负荷柔性调控。今夏，浙江电网的空调可调节负荷最高可达约200万千瓦。”国网浙江电力负荷管理中心主任严华江介绍。 丽水、衢州等地水电资源丰富。国网浙江电力聚合分散在全域的457座装机共计160万千瓦的小水电站，形成百万千瓦级的绿色能源虚拟电厂，顶峰发电能力最高达76万千瓦。 从县域到市域到省域，各类资源有效汇集，形成巨大的资源池，使虚拟电厂的功效逐渐凸显。目前，国网浙江电力已建成虚拟电厂负荷资源池，具备1100万千瓦日前、200万千瓦小时级、130万千瓦分钟级调节能力。 多点开花，虚拟电厂市场规模扩大 8月8日13时，在海宁市一个快充站，多辆新能源汽车正在充电。这座充电站已接入当地虚拟电厂管理平台。午间时段属于用电低谷时段，大多数企业午休，但光伏发电量大增。这一时段，度电价格会下调到0.6元，吸引新能源汽车集中充电，助力光伏电量消纳。 7月14日13时，义乌晶澳太阳能科技有限公司新投运的储能电站在虚拟电厂管理平台的统一调度下，开始持续释放电能，参与电网削峰填谷。该电站于5月投运。如今在浙江，大量光伏设备生产企业投资安装储能设备并接入虚拟电厂，在用电低谷时充电、高峰时放电，一方面利用峰谷电价差回收投资，一方面参与电力调峰获得额外收益。“如果能落实储能参与虚拟电厂响应这部分收益的话，我想工商业或负荷侧的储能将会迎来非常快速的发展。”该公司科技储能中心主任王绥军表示。 眼下，新能源汽车充换电站、新型储能电站、大数据中心的备用发电设备、5G铁塔基站等越来越多的新型负荷接入电网，它们启动时间更随机、运行方式更复杂，有些兼具存电、放电功能。虚拟电厂将这些灵活资源进行聚合管理：在杭州，虚拟电厂管理平台已接入工业分钟级可调节用户10户、具备可调能力10万千瓦，空调分钟级调控型用户302户、具备可调能力5.5万千瓦；在宁波，虚拟电厂管理平台已接入工业用户42户、具备可调能力12万千瓦，商业楼宇用户156户、空调可调负荷4万千瓦；在义乌，虚拟电厂管理平台聚合5G基站、用户侧储能、商场空调、新能源汽车充电站等6类共16万千瓦负荷资源，占当地最高用电负荷的6%。 据中国电力企业联合会预测，到2025年，虚拟电厂相关市场规模突破800亿元。市场的认可，更多类型、更大规模资源的接入，将使虚拟电厂的功效日益凸显，为保障电力可靠供应发挥更大作用。

中国储能网讯：2023年7月14日，国务院总理李强主持召开国务院常务会议，指出保障能源电力安全稳定供应，是事关国计民生的大事，各有关方面要落实责任、形成合力，以“时时放心不下”的责任感做好能源电力保供工作。当前，我国正处于由传统能源体系向新型能源体系转变的过渡期，能源转型更加清晰，降碳机制日渐完善，局部电力供需紧张不期而遇。在这机遇和挑战并存、确定性和不确定性交织中，要更充分发挥电网在保供体系中的枢纽和平台作用，以更加安全、可靠、绿色、高效、智能的现代化电网，支撑能源绿色低碳转型和经济社会高质量发展。 未来电力安全保供风险 从需求侧看，我国仍是世界上最大的发展中国家，随着现代化产业体系构建、扩内需促消费和数字经济赋能、疫情后居民消费稳定恢复，经济高质量发展将拉动电力消费需求刚性增长，在西部大开发、中部地区崛起等战略深入推进下，中西部地区电力需求存在较大发展空间；受电采暖政策推广、生活水平提升等因素影响，冬季负荷呈现快速增长态势，未来用电负荷夏冬“双高峰”特征将更加显著，在电动汽车等新型多元负荷影响下，电力负荷特性更趋复杂。 从电源侧看，我国电源目前仍以煤电为主，煤电发电量占比超过60%，天然气对外依存度仍在40%以上，煤气供应容易受地缘政治、价格波动、环境污染、碳减排压力等因素影响，导致供应紧张，机组运行成本上升，设备风险增加，顶峰能力不足；新能源安全替代能力还未完全形成，储能总体规模较小，调节作用有限，未来高比例新能源消纳及保供压力日益增大。 南方区域电力保供面临的形势 一是南方区域负荷电量增长空间巨大，中长期保供形势更加严峻复杂。南方区域是国家战略密集布局区域，随着粤港澳大湾区、海南自贸港、深圳先行示范区等国家重大战略的深入实施及新发展格局的加快构建，供电区域内产业加快转型升级，人口持续流入，聚集效应明显。预计到2060年，南方区域全社会用电量约3.5万亿千瓦时，占全国用电量比重约20%。未来香港、澳门“双碳”目标的实现，也需要立足南方区域提供绿色能源保障。然而，南方区域非化石能源资源较为匮乏，考虑区内、区外电力流及相对明确新增电源后，预计南方区域中长期电力缺口进一步扩大，电力保供矛盾进一步凸显。 二是传统化石能源定位转型需求凸显，非化石能源可开发潜力不足。煤电承担着电力电量保障的双重任务，是保障电力供应的重要基础。未来煤电定位需从通过电量获利向通过贡献调峰备用等辅助服务为主获利转型，为电力保供提供足够、有效的发电能力。近年来，由于国际电煤价格持续攀升，煤电企业燃料成本大幅提高。按照一台60万千瓦煤电机组测算，并网发电亏损约70万～100万元/天，远超非计划停运考核费用，因此部分发电企业宁可延长故障抢修时间、承受考核，也不愿并网发电。同时，由于电煤价格上涨、项目经营压力大、业主投资意愿不强等因素影响，部分地区煤电发展存在“有指标、未建设”的情况，系统发电能力提升与用电负荷增长不匹配，加重了电力供需平衡矛盾。同时，南方区域内水电已进入深度开发阶段，剩余可供开发大型水电不足，且受环保、移民及开发成本高等约束，区内水电站开发建设进程缓慢。另外，受日本福岛核电事故和三代核电技术成熟度的影响，近年来国内核电核准审批和实施进度延缓，不确定性增加。 三是新能源持续快速发展，极端状态下的电力保供和系统调节能力保障问题凸显。“十四五”及中长期，南方区域新能源将快速发展，预计2025年新能源装机达2亿千瓦，占比达到31%；2030年新能源装机达3亿千瓦以上，在2060年碳中和进程中逐渐成为装机、电量第一大电源。新能源“大装机小出力”特征明显，发电“靠天吃饭”属性突出，“极热无风”“晚峰无光”，对系统顶峰作用贡献度较低，现阶段对电力平衡支撑能力不足。新能源发电设备的低抗扰性、弱支撑性，对电网安全运行带来挑战。南方区域主力调峰电源为煤电和水电，汛期调节性能较强的水电具有防洪等综合利用任务，调节能力受到严重制约，随着风电、光伏等新能源装机不断增长，仅依靠常规电源调节，将无法实现电网稳态平衡和功率调节，电网调峰压力日益增大。 电网支撑电力保供作用显著 电网连接着电源和负荷，是推动“源网荷储”协同发力的关键环节，在西电东送、省间互济、省内电力配置等支撑电力保供方面将发挥更加显著的作用。 一是以西电东送高质量发展支撑东、中、南部用能地区电力供应。我国东、中部和南方地区用电需求约占70%，是用能中心区域，但70%的水力资源集中在四川、云南、西藏等西南地区，80%以上的陆上风能和太阳能资源分布在西部、北部地区，经济中心和能源存在逆向分布。电网通过安全可靠的特高压输变电线路连接西南水电基地、西部北部新能源基地和东中南部负荷中心，推动送受端协调发展，提升能源资源优化配置能力。2022年，全国已建成西电东送工程72项，输电能力达到3.2亿千瓦。 二是以省区间合理联网促进电力灵活互济。不同地区之间的日用电高峰和年用电高峰时段负荷特性不同，存在错峰效益，电源特性存在水火互济、风光互补效益。通过电网互联互通，可有效提高不同地区电力互补互济、调剂余缺能力，缓解电力供应紧张，同时在应急情况下可以互为备用、相互支援，进一步提升极端条件下的保供电能力和事故应急处置能力。2023年5月，福建通过闽粤联网工程送电广东首次突破100万千瓦，有效缓解了南方区域保供压力。 三是以坚强主干网建设保障省区内电力供应。我国大部分地区的电力供应仍以本省区电源为主、受入外电为辅，坚强主干网建设在保障省区内电力供应方面发挥了关键作用。一方面，主干网的建设可以支撑大规模外来电安全接入、高效疏散和有效消纳；另一方面，主干网的建设有利于省区内不同类型电源的大规模接入和协同互补，再通过电网的优化配置作用，对接负荷中心，满足电力供应需求。此外，坚强主干网向配电网提供可靠的电力支持，也能吸纳配电网盈余电力，保障配电网供电可靠性。 四是以灵活配电网建设满足多元负荷接入需求。为满足分布式电源和各类新型负荷高比例接入需求，配电网有源化特征日益显著，分布式智能电网快速发展。根据配电网应用场景多样、功能差异等特点，推动微电网、交流配电网、直流配电网及交直流混合配电网等多种结构形式协同发展，以满足不同电力供需要求。未来配电网与主电网实现电力互济，能较大地缓解主电网电能传输压力，实现对分布式能源全额消纳，支持电动汽车广泛接入，电力用户灵活互动。 五是以电网数字化支撑柔性用电。未来系统的调节能力将难以满足负荷侧的刚性需求，必然对需求侧的灵活调节提出要求，包括各种时间尺度的调节。利用先进的数字互联技术，搭建平台聚合储能系统、可控负荷、电动汽车、分布式新能源等不同类型的柔性资源参与系统调节，实现经济用能、绿色用能、柔性用电。2023年7月，南方电网公司分布式源荷聚合服务平台在广东广州、深圳、广西柳州三地同步开展虚拟电厂多功能联合调控，在多省区同步实现了调频、直控等快速响应。 从保供视角 对加强电网规划建设的思考 “双碳”背景下，电力系统的不确定性将由传统的需求侧向供给侧和需求侧双侧演进，增加了保供难度。电网作为电力资源优化配置的核心平台，其形态也将由“大电网”向“大电网”与“分布式”兼容并存的格局转变。电网规划建设要与保供形势和电网形态转变相适应，在跨省跨区通道、坚强主干网、灵活配电网、数字化转型和技术创新上持续发力，打造安全、可靠、绿色、高效、智能的现代化电网，支撑经济社会高质量发展的用电需求。 一是推动区外清洁能源送电南方区域。南方区域和港澳地区一次能源匮乏，区内非化石能源可开发潜力不足全国8%，与经济总量和用电总量占全国约18%之间存在较大反差，难以保障区内中长期电力供应和能源绿色转型，迫切需要在加快区内清洁能源开发的同时，立足全国电力生产力优化布局，依托西藏、西北清洁能源基地，加快实施区外清洁能源送电南方区域，满足南方区域中长期电力供应和能源转型需求。 二是探索开展相邻省区灵活互济工程。提升省间电力互济能力有多种技术方案，既可实施两省交界地区电源灵活送电工程，在鲤鱼江A厂灵活送电广东工程中已有成功的实践经验，投资成本低、实施便利；也可新建直流背靠背工程，例如闽粤联网工程。结合南方区域与周边省区负荷、电源互补特性及联网技术经济条件，可优先选取互补效益显著、投资小的相邻省区开展灵活互济工程研究，以此提升电力保障能力、清洁能源消纳能力和紧急支撑能力。 三是打造适应保供要求的坚强主网架。深化南方电网目标网架研究，加快构建“合理分区、柔性互联、安全可控、开放互济”的南方电网主网架，打造清洁能源资源优化配置平台。建成“基于湾区外环的柔直互联”广东目标网架，持续优化广西“四横两纵”、云南“四横三纵一中心”、贵州“三横两联一中心”主网架，建成省域全覆盖的海南500千伏数字电网。加快新能源富集地区送出通道建设，持续提升新能源消纳能力。巩固提升城市坚强局部电网，持续提升电网预防和抵御事故风险的能力。 四是构建满足多元负荷接入需求的灵活配电网。推进城市电网升级，服务城市群、中心城市建设和城市更新行动，加强与城市规划协同，做深做细配电网规划，以数字技术推动配电自动化建设改造，构建强简有序、灵活可靠、先进适用的配电网，满足多元化负荷的开放接入和双向互动，实现分布式新能源高效就地消纳。持续推进农村电网升级改造，实施乡村电气化提升工程、农网巩固提升工程，加快消除农村电力基础设施短板，建设现代化农村电网。有序推进大规模分布式光伏开发，全力做好并网服务和消纳。 五是加快电网数字化、智能化升级。加快数字电网建设，建立网络信息安全防御体系，推动数据资源作为新型生产要素的充分流通和使用，打通源网荷储各个环节信息，发电侧实现“全面可观、精确可测、高度可控”，电网侧形成云边融合的调控体系，用电侧有效聚合海量可调资源支撑实时动态响应，储能充分发挥灵活性调节资源主体作用。

中国储能网讯：8月8日，哈密—重庆±800千伏特高压直流工程开工。预计2025年建成后每年可输送超过360亿千瓦时的电量，其中清洁能源电量占比超过50%。该工程建成后，新疆将形成哈密至郑州、准东至皖南、哈密至重庆三条特高压直流输电通道，向我国华中、华东、西南地区输送电能。 今年以来，国网新疆电力聚焦“双碳”目标，始终坚持科技创新引领，以建强电网，充分发挥电网平台枢纽作用，挖掘用户侧消纳潜能，在实现碳达峰、碳中和目标过程中，确保新能源高效消纳和电力可靠供应。 消得掉——科技创新助力减碳保供 风光等新能源“靠天吃饭”，具有间歇性、随机性、波动性等特点，随着其大规模高比例接入，新能源发电的波动性为电网调节、调度带来较大挑战。电源、电网、负荷如何有效配合、一体化发展，搭建能源大数据中心，是国网新疆电力给出的“答案”。 2023年5月，国网新疆电力建成具有疆电特色的能源大数据中心，接入770亿条数据。在掌握电力、能源和碳排放的基础上，对新疆新能源场景“追风逐日”，实现了对新能源运行的动态监测，不断提升风光预测准确率，以数字化手段推动新能源“能并尽并、能消尽消”。 该中心融合了风光发电实时出力、新能源发电功率、新能源内供外销电量等数据，并自主开展数据分析。能源大数据中心还可以预测风带路径，辅助调度等部门提前安排火电机组停机、申报日前现货交易、调整疆电外送计划，根据当日实际情况，通过火电深度调峰、储能站充电、启动自备电厂替代交易等方式消纳新能源电量，提高新能源利用率，确保新能源发电接得上、送得出、用得稳。 “按照能源大数据中心提供的优化用能方案，通过电力交易，为杭州亚运会提供绿电交易电量1.7亿千瓦时，助力实现‘零碳’亚运。”国网新疆电力科技数字化部副处长沈佳说。据预计，杭州亚运会赛事用电量预计将达3亿千瓦时，新疆成为杭州亚运会绿电供应最大的省份。 推动能源转型，消费侧能效水平提升也必须提档加速。国网新疆电力依托能源大数据中心积极探索电碳协同路径，打造电力看八大产业等21项特色数据产品，在消费侧推出“供电+能效服务”新模式，帮助企业开展能效、碳效水平行业对标。 坚持新能源发电优先调度，全力保障新能源项目“能并尽并”，也是促进新能源消纳的重要举措。“近年来，国网新疆电力开辟‘绿色通道’，主动对接新能源企业，提前介入、提前商定接网技术方案，实现新能源项目尽早申报、尽快审批。”国网新疆电力有限公司电力调度控制中心水电及新能源处处长李国庆介绍。 国网新疆电力通过畅通接网工程绿色通道，推动配套电网工程和新能源项目同步规划、同步建设、同步投产，提供全过程一站式服务，千方百计提高“绿电”消纳水平，为“绿电”出疆奠定了坚实的基础。 送得出——强化电网侧保障能力 8月3日，在新疆巴州尉犁光伏发电场，一排排整齐的光伏发电板源源不断地收集阳光，转换成清洁的绿色电能，输入到220千伏尉犁变电站，再通过能源“大动脉”输送到千家万户。 与此同时，在距新疆尉犁县150公里左右的塔克拉玛干沙漠，巴州—铁干里克—若羌750千伏输电线路工程建设正忙，目前该工程全线10个标段1160余名作业人员正在加紧施工，工程迎来施工作业高峰期。 “工程计划2024年12月底竣工投产，90%的线路途经戈壁、沙漠，我们采取在沙漠段沿线修筑施工临时道路的方法，降低施工安全风险，提高机械化施工效率，缩短工期。”工程项目经理李俊说。工程建成后将有力支撑新疆电网第三交流外送通道的建设，推进新疆和青海大电网互联，交流外送能力进一步提升，满足巴州南部若羌地区新增用电负荷需求。 新疆太阳能资源技术可开发量全国第一，风能资源技术可开发量全国第二，是国家“十四五”规划和2035年远景目标纲要中推进建设的大型清洁能源基地。开发新能源有利于发挥电力产业带动作用，更好地激发新疆能源资源优势，推动能源清洁低碳发展、工业强基增效、产业转型升级。 水、风、光等资源只能就近转化为电能，再通过电网送到负荷中心。这样一来，推动跨省跨区输电通道“联网”、省内主网架“补网”，提升电力资源配置能力就显得尤为重要。 当下，国网新疆电力正在加快推进750千伏巴州-铁干里克-若羌、伊犁-博州-乌苏-凤凰Ⅱ回等重点工程建设，以实现更大容量、更广范围的电力输送。 6月10日，凤凰—亚中Ⅱ回750千伏输变电工程正式投运，工程投运后有利于提高乌昌地区电网供电能力和供电可靠性，为消纳水电、风电、光伏等清洁能源提供可靠的网架支撑，对于促进新疆特别是乌昌地区的经济发展具有十分重要的意义。 6月14日，喀什—巴楚Ⅱ回、库车—阿拉尔—巴楚750 千伏输变电工程正式取得核准批复，为项目尽早开工建设创造了条件。工程的实施能够提升新疆主网向南疆四地州的输电能力，同时也可以促进当地新能源的开发送出，对于推动南疆经济社会健康绿色发展具有重要意义。 加快新建、扩建新能源输送“高速公路”，能够进一步完善电网架构，满足清洁能源就地消纳，持续提高跨区域消纳水平，只有全面提高清洁能源输送和消纳能力，才能助力新疆新能源又好又快发展。 1-6月，新能源新增装机达701.7万千瓦，同比增长10.5倍，新能源装机占总装机容量的40.7%，居西北五省份第一；新能源电量外送204.36亿千瓦时，占总外送电量的三成以上……一个个数据，是今年上半年公司主动服务国家“双碳”目标的“答卷”。能源资源禀赋优势正在转换为发展优势。 用得好——让客户用能更智慧更高效 今年，国网新疆电力以助力自治区经济社会发展和人民美好生活用能需求为出发点，启动实施了一大批为群众办实事、解难题的供电服务项目。“共享用电”工程就是其中的重点工程之一。该工程在全国首次实现扫码共享用电全场景应用，打造了共享用电“生态圈”， 在阿克苏网红景区塔村景区，3台共享充电设施试点部署在房车营地。6月8日，游客艾克莱木·阿伍提自驾电动车，带着家人到温宿县塔村景区游玩，看到有共享充电桩后，立刻扫码体验：“很新鲜，以前来没看见，有了共享充电桩，就不用四处找农民家去借用充电了。” 安装共享充电桩，为绿色出行“续航”。为了解决游客自驾游、户外露营供电设施不完善的问题，国网新疆电力选择在阿克苏塔村房车营地部署“共享电源”设施，提供功率稳定安全的电源，房车旅客可以通过“网上国网”App扫码使用，满足烧水、做饭、汽车充电、空调等临时用电需求。 硬件设施超前的同时，服务也在同步跟上。 7月26日，在新疆铧茂新能源汽车有限公司，国网库车市供电公司工作人员正对生产线进行详细检查，积极推进竣工验收、装表等业务流程，满足客户早用电、早投产的用电需求，确保库车市首家新能源汽车生产线顺利投运。 我们一提交用电申请，供电公司就主动上门服务，经过协商很快就确定了供电方案，我们及时用上电，缩短了工期，少不了供电公司的贴心服务和认真负责。”新疆铧茂新能源汽车有限公司负责人赵新国表示。 国网新疆电力深入践行“宁让电等发展，不让发展等电”的理念，推进电力营商环境持续优化，构建中小微企业快速接电服务模式，优化重点项目挂牌督办服务机制，设立7X24小时电话服务专线、552名项目长，实现供用电双方互促共赢，上半年累计完成57户“八大产业集群”用户送电，容量344.47万千伏安。 与此同时，为大力推动能源绿色转型，聚焦新疆工业、交通、建筑、农业等领域，公司持续推广高效节能、灵活互动的电能替代新技术，助力相关用户节能降耗、绿色生产。 在农业方面，国网新疆电力有限公司积极服务棉花加工企业开展加工设备“电烘干”技术改造，以电替代传统化石燃料消耗。截至目前，全疆已有168家企业将籽棉烘干设备替换为电热风机，占全疆棉花加工企业的59.36%，电烘干技术推广已初具规模。 在工业方面，大力推动燃煤自备电厂开展清洁能源替代。鼓励指导各电厂基于自身生产情况和调峰空间，有序开展清洁能源购置，使新能源“绿电”逐步替代燃煤供电，使生产更绿色、更清洁。 在坚强可靠的电网和优质贴心的服务支撑下，绿色电能加电能替代的组合模式不断推进落地，在实现新能源高质量发展消纳和大范围优化配置过程中持续发力，为新疆经济社会高质量发展提供绿色动力支撑。

8月3日，西安西电电力发布广东惠州铜箔厂工商业储能项目采购公告。 拟采购25套储能柜柜体总成、24套100kW/215kWhEMS、24套100KWPCS储能变流器。 原文如下： 广东惠州铜箔厂工商业储能项目采购公告 西安西电电力电子有限公司广东惠州铜箔厂工商业储能项目 将通过中国西电集团电子采购平台进行线上公开询比价。 一、询比价项目概况： 1.项目名称：广东惠州铜箔厂工商业储能项目 2. 项目概况：见下表 3.交货期：合同签订后20个日历日。 二、报价时间及格式要求： 详见中国西电集团电子采购平台 三、付款 1.付款方式：承兑汇票或电汇。 2.付款条件：30%预付款，30%到货款，30%验收款，10%质保金。

高温将用电需求推至创纪录水平，令美国得克萨斯州的电网供应紧张。该州周日（8月6日）的电价飙升超过800%。 根据电网运营商得州电力可靠性委员会（ERCOT）的数据，当地时间周日晚间，该州电网的电价从周六（5日）的约275美元/兆瓦时的高点 升至2500美元/兆瓦时以上 。 根据Ercot的网站，周六的用电量几乎突破了8月1日达到的83.6千兆瓦的历史最高水平，而周日将可能超过这一水平，预计周日下午4点左右的用电量将达到近84.4千兆瓦的峰值，而这也会是Ercot的历史最高纪录。 并且，在截至周日下午6点的一个小时内，电网上的可用电力容量相对于电力消耗的盈余将缩小至1.6千兆瓦， 这一亢余水平可能引发紧急响应 ，好在Ercot有额外的储备可以利用以满足需求。 电网运营商Ercot在周六下午的一份电子邮件声明中表示，“由于预测气温升高，需求增加，储备可能减少...Ercot将继续密切关注形势。” 得州大部分地区近日都发出了高温警告， 其中大片地区发出了过热警告 ，例如达拉斯，该地的气温可能会在接下来的一周内升至最高107华氏度（42摄氏度）。 据美国国家气象局（NWS）称，直到当地时间周一晚上8点，德克萨斯州的大部分地区仍将在高温警告下，预计气温至少为105华氏度（40.5摄氏度）。 虽然德州人仍在继续进行日常外出活动，但州政府官员警告居民采取预防措施，以减轻极端高温的风险。 例如，达拉斯周日启动了临时冷却中心，而沃斯堡当局已经减少了该市每天两次的放牛活动。

7月31日，国家能源局召开三季度例行新闻发布会，国家能源局市场监管司副司长刘刚表示，2023年上半年市场化交易电量规模延续稳步增长态势。 随着数量众多的新能源、分布式电源、新型储能、电动汽车等接入，电力系统可控对象从以源为主扩展到源网荷储各环节，需要不断深化包括电力市场在内的建设，以提升新能源消纳能力和源网荷储灵活互动调节能力。 记者从此次发布会获悉，在2022年全年完成市场化交易电量5.25万亿千瓦时的基础上，今年上半年，全国电力市场交易规模进一步扩大，全国各电力交易中心累计组织完成市场化交易电量26501亿千瓦时，同比增长6.7%。 市场化交易电量占比同比提高0.9% 据此次发布会提供的最新数据显示，2023年上半年，全社会用电量累计43076亿千瓦时，同比增长5.0%。全国各电力交易中心累计组织完成市场化交易电量26501亿千瓦时，同比增长6.7%，占全社会用电量比重达61.5%，同比提高0.9个百分点。 从交易范围看，省内交易电量21318亿千瓦时。其中，直接交易20558亿千瓦时，发电合同转让及其他交易760亿千瓦时。跨省跨区交易电量5183亿千瓦时。其中，直接交易584亿千瓦时，“网对网”“点对网”等省间外送交易4557亿千瓦时，发电合同转让交易42亿千瓦时。 从经营区域看，国家电网经营区域市场化交易电量20898亿千瓦时，同比增长7.1%，占该区域全社会用电量比重为61.3%；南方电网经营区域市场化交易电量4268亿千瓦时，同比增长2.2%，占该区域全社会用电量比重为59.3%；内蒙古电网经营区域市场化交易电量1335亿千瓦时，同比增长17%，占该区域全社会用电量比重为74.4%。 加快建设全国统一电力市场体系 电力市场是新型电力系统建设的重要支撑。 去年，《中共中央国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》印发实施。5月19日，国务院常务会议研究落实建设全国统一大市场部署总体工作方案和近期举措。国家能源局按照党中央、国务院关于加快建设全国统一大市场有关工作部署，持续推动全国统一电力市场体系建设。 日前，中国电力企业联合会发布的《中国电力行业年度发展报告2023》指出，2022年，全国统一电力市场体系建设取得重要进展，目前已基本建成“统一市场、协同运作”的电力市场架构，形成了衔接省间、省内，覆盖全国范围、全类型周期、不同交易品种的市场体系。 在此次发布会上，刘刚透露，下一步，国家能源局将继续以加快建设全国统一电力市场体系为目标，重点做好以下三个方面工作。 一是组织研究全国统一电力市场发展规划，梳理电力中长期、电力辅助服务、现货市场运行情况及存在的主要问题，研究制定贯彻落实加快建设全国统一电力市场体系的工作举措。 二是修订《电力市场运行基本规则》，组织起草相关配套规则，构建全国统一电力市场“1+N”规则体系，促进全国电力市场规则在准入注册、交易组织、信息披露、计量结算、监管措施等方面全面规范统一。 三是深化完善南方区域电力市场机制，加快推进长三角、京津冀等区域电力市场建设，进一步强化区域内省间互济协同保障能力，促进资源大范围优化配置。 以市场化机制参与电力辅助服务市场 电力辅助服务市场，是全国统一电力市场的重要组成部分，是为维护电力系统安全稳定运行、保障电能质量、促进新能源消纳，由市场运营机构统一组织采购调用的调峰、调频、备用等系统调节服务。 2023年上半年，在东北区域新能源发电装机容量同比增加1300万千瓦，负荷侧电量增长仅130亿千瓦时的前提下，东北电力辅助服务市场充分发挥支撑性和调节性作用，保障了可靠供电及电网安全，促进清洁能源多发电量超过365亿千瓦时，风电、光伏发电利用率分别超过97%和98%。 据此次发布会提供的数据显示，截至6月底，全国发电装机容量约27.1亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦。2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%。 从结构上看，市场化补偿费用204亿元，占比73.4%；固定补偿费用74亿元，占比26.6%。从类型上看，调峰补偿167亿元，占比60.0%；调频补偿54亿元，占比19.4%；备用补偿45亿元，占比16.2%。从主体来看，火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%。 据刘刚介绍，为适应建设新型电力系统需要，下一步国家能源局将做好三个方面工作。 ——研究起草《关于优化电力辅助服务分担共享机制 推动用户侧资源参与系统调节的通知》，以市场化机制调动工商业可中断负荷、负荷聚合商、虚拟电厂、新型储能等用户侧资源参与电力辅助服务市场。 ——启动编制电力辅助服务市场基本规则，促进全国统一电力市场体系和能源绿色低碳转型。 ——深入开展电力领域综合监管和电力系统调节性电源建设运营综合监管，进一步规范电力调度交易行为，切实维护公平公正的市场秩序。（石海平）

中国储能网讯：由最初的鼓励引导到成为新能源发电并网前置条件，再到目前部分地区出台惩罚性措施，近年来，新能源配储政策要求愈发严格。但在实践中，储能利用率不高、低质量储能设施泛滥、新能源企业成本难以消化等问题逐渐凸显。对此，应充分认识影响电力系统运行安全的各种因素，深刻理解电力辅助服务特性，明确灵活调节资源种类，及时调整完善新能源强制配储政策，建立健全成本补偿机制，激发各类灵活调节资源参与系统调节的积极性，筑牢新型电力系统安全稳定运行基石。 新能源强制配储政策负面作用日渐凸显 首先，新能源强制配置储能利用率较低，“建而不用”问题较为突出。目前，已有28个省（区、市）将配置储能作为新能源发电并网的前置条件，但对储能技术如何与新能源发电协调优化运行重视不足，叠加商业运营模式、功能定位不明确等因素影响，导致新能源配储利用水平普遍较低。相关行业协会的调研显示，新能源配置电化学储能等效利用系数仅为6.1%，远低于12.2%的各应用场景下电化学储能平均等效利用系数。新能源电站纷纷配建储能却建而不用，无疑是一种全社会的投资浪费。 其次，新能源强制配置储能质量参差不齐，“劣币驱逐良币”现象不断加剧。当前，各地新能源配储政策大都仅规定了配置比例、调节时长等基本要求，未出台配套的具体使用和考核标准，特别是储能参与电力调度的方式、调用频次、补偿机制等尚无明确规定，导致储能系统实际使用效果和收益难以保证。叠加储能设施建设运营成本较高等因素影响，部分企业往往选择质量较差、投资成本较低的储能产品。“劣币驱逐良币”加剧，储能电站安全隐患势必增加，应引起高度重视。 再次，新能源强制配置储能成本较高，企业普遍苦不堪言。目前，新能源强制配储往往以电化学储能等新型储能为主，其建设运营成本较高且全部由新能源发电企业承担，在成本补偿机制缺失的情况下，较高的配储比例无疑会加重企业负担。据部分企业反映，如果1座100兆瓦光伏电站配置10%—25%、2—4小时储能项目，初始投资成本将增加7.5%—32.5%。叠加新能源发电企业分摊大量辅助服务市场费用、新能源电价补贴取消、锂材料涨价引发储能建设成本上涨等因素影响，新能源发电企业经营压力进一步加大。 新型电力系统安全稳定运行不能单纯依赖新能源强制配储 影响新型电力系统安全稳定运行的因素纷繁复杂，不能简单地把所有责任都归咎于新能源。构建新型电力系统，是加强生态文明建设、保障国家能源安全、实现可持续发展的重要支撑，是全社会为实现“双碳”目标做出的共同选择。在加快构建新型电力系统过程中，如何应对电力系统运行风险已成为必需直面的现实问题。虽然新能源天然具有的间歇性、随机性、波动性特点对电力系统稳定运行造成较大影响，但也要看到，近年来气候变化导致自然灾害明显增加、经济社会发展用电量大幅增长导致电力负荷峰谷差持续拉大、全社会数字化信息化水平提升对用电质量要求不断提高，以及电力系统固有的技术问题等，都给新型电力系统安全稳定运行带来严峻挑战。 保障电力系统安全稳定运行需要系统统一调节，不能仅仅依靠新能源电源侧配置储能自行调节。保障电力系统安全稳定运行是一项系统性工作，只有通过电力调度机构统一组织协调各类灵活调节资源，才能保证安全调节的及时性、有效性和准确性。仅靠强化电源侧自我调节无法保证电网的安全性，也无法推动系统安全调节更加经济高效。 充分调动各类灵活调节资源的积极性，才能筑牢新型电力系统安全稳定运行的基石。灵活调节资源种类多样，储能仅是其中一种。参与电力辅助服务的灵活调节资源不仅包括储能，还包括灵活性煤电、水电、气电以及传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充换电设施等可调节负荷以及负荷聚合商、虚拟电厂等。灵活调节资源参与系统安全调节（即电力辅助服务）的应用场景也不只限于发电侧，还有其在电网侧、用户侧的应用。 新能源健康可持续发展需要更好的政策环境 新能源配储政策应以新能源企业履行基本辅助服务义务为准则，制定科学合理的新能源发电并网运行技术标准。新能源发电达到一次调频、基本调峰、基本无功调节等基本辅助服务要求是其应尽义务。因此，对于新建风能、太阳能等新能源电站，应以新能源发电履行基本辅助服务义务为准则制定其并网发电的具体技术标准和相关要求。新能源企业自主选择自建或租赁能够满足这些并网技术标准和要求的不同技术种类和规模的储能也是可行方案。 同时，明确新能源配置储能的成本补偿机制，减轻新能源企业负担，将有利于行业发展。服务于新能源发电侧的储能，在未被电力调度机构调用参与系统安全调节时，主要以提升发电电源涉网性能、增加发电量为主，其建设运营维护成本或租赁成本应通过上网电价得到补偿。当新能源配置储能被电力调度机构调用参与电力辅助服务时，由于电力辅助服务具有消费非竞争性、供给非排他性、使用效用不可分割性的公共品经济学属性，其成本应由全体电力用户共同负担。也就是说，电力辅助服务费由电力用户按用电量公平负担，这样更加合理高效。

神马股份报告期内，经营业绩较上年同期有所提升；实现营业收入415,668,018.70元，同比上升11.87%；其中，海外收入较上年同期上升29.32%；实现净利润50,840,417.20元，同比上升158.27%。截至2023年6月30日，公司总资产1,903,879,982.97元，同比下降9.75%；净资产1,620,306,920.05元，同比上升1.86%。 神马股份公告称：报告期内：（一）公司积极开拓市场，销售收入稳步增长；在海外市场方面，尤其是欧美市场，公司研发的新材料外绝缘电网全系列产品，经过大量电网公司二十年来的应用，通过运行效果证明了可以解决传统产品的问题，因此建立了牢固的市场基础，加之碳中和目标对绿色产品的需求，海外销售收入较上年同期取得较大幅度的增长，海外收入占比已超过50%；（二）公司加快全球营销网络建设，引入国外高端销售人才，加大公司品牌在海外市场的宣传力度，提升了公司在海外的影响力，但同时海外市场营销费用增长较快；（三）公司通过研发、工艺等创新，以及原材料价格回调，提升了毛利率和盈利能力，推动了净利润的增长；（四）公司持续加大对新产品、新技术、新工艺的研究和开发，并引入高技术人才，导致公司研发费用较上年同期相应增加；以上收入、成本、费用的变化，提升了公司的综合毛利率，推动了报告期内的业绩增长，并对公司未来的发展打下良好基础。 神马股份介绍： 1、国际化战略布局，助推公司迈上发展新台阶 公司作为国际知名的电力系统复合外绝缘产品研制企业，凭借多年的市场积累，产品在境外形成了一定的品牌影响力，尤其在欧美市场，公司研发的新材料外绝缘电网全系列产品，经过大量电网公司二十年来的应用，通过运行效果证明了可以解决传统产品的问题，因此建立了牢固的市场基础；由于传统外绝缘电网无法实现低碳、省地、高可靠、低成本，而公司自主研发的新材料外绝缘电网全系列产品经过多年验证，可以有效应对上述挑战，加之全球为实现“碳中和”、“碳达峰”，催生了存量电网的改造以及增量电网的新建需求；因此，公司基于国际化的市场定位和战略布局，拟通过逐步建设全球营销网络，进一步增强公司对海外客户的覆盖广度和深度，提升海外市场营销能力，持续向全球客户传递神马品牌价值和内涵。报告期内，输电塔复合横担方面，公司2022年中标的英国国家电网公司“275kV输电线路升压至400kV输电线路”的升压增容研究项目已顺利完成合同签署，公司在助力英国国家电网公司降低碳排放的同时，也减少了其新建线路的投资成本。线路复合绝缘子方面，在海外，公司中标西班牙国家电网公司REE线路复合绝缘子项目，并在两年框架标项目中获得30%份额（系REE全新线路复合绝缘子供应商能够中标的最大份额）；在加拿大、美国已完成多个电网公司客户的首单突破；在拉美、特别是巴西，新建输电线路招标中大范围、大批量选用神马长寿命线路复合绝缘子产品正在成为当地众多电网公司的新常态。报告期内，国内中标特高压直流线路绝缘子标包和特高压交流线路绝缘子标包，中标金额达3,446万元。 2、持续围绕降本增效，提升产品制造能力 报告期内，公司围绕降本增效，加快建设智能制造生产线，提高自动化水平以及生产效率，多举措降低产品制造成本。通过引进行业先进设备和新技术，推广和研制符合外绝缘产品制造的新型设备，提升产品制造技术和公司竞争力；优化提升控制逻辑，实现生产过程中物料的自动控制，减少产品制造过程中的物料浪费；优化改善制造过程控制和流转方式，提升产品制造效率；智能装备生产降低人员操作的不稳定性因素，执行标准的工艺参数，提升质量稳定性；流程节拍优化以及模块化控制降低能源浪费，降低制造成本。在实现降本提效的同时，为市场快速扩展提供支撑。 3、不断通过技术创新，引领企业发展 报告期内，新申请国内专利20件，其中发明11件；新增国内授权专利33件，其中发明专利3件；新申请PCT国际专利1件，新授权国外专利2件。截至2023年6月末，公司共主导/参与制修订外部标准43项，其中国际标准1项，国家标准8项，行业标准13项，团体标准8项，国网企业标准11项，南网企业标准2项。此外，公司正在主导/参与制定的标准有“IEEEP2833复合横担塔架空输电线路技术导则”、“IEEEP3916配电网复合外绝缘技术指南（36kV及以下）”、“GB/TXXXX《交流电压高于1000kV和直流电压高于1500kV的空心电站支柱复合绝缘子-定义、试验方法和接收准则》”、Q/CSG1203056《110kV-500kV架空输电线路杆塔复合横担技术规定》、Q/CSGXXXX《配网复合绝缘横担技术规范》、DL/TXXXX《配电线路复合绝缘横担使用导则》等。 神马股份在介绍电力行业的发展状况时候提到：经济增长对于电力需求的拉动十分显著，从历年经济增长与用电需求增长的量来看，经济增长量与用电需求量成正相关。国际货币基金组织（IMF）在2023年1月出具的《世界经济展望》中指出，预计2022年全球GDP增速为3.4%，其中发达经济体和新兴经济体的经济增速分别为2.7%和3.9%；2023年全球GDP增速预计为2.9%，2024年将恢复至3.1%，预期未来全球经济增长仍呈稳定增长态势。根据国际能源署（IEA）2022年发布的《世界能源投资展望》，未来十年电力年均投资额预计为1.2万亿美元，到2050年，电力年均投资额预计为1.8万亿美元。其中，电网投资方面，2012年至2021年全球电网年均投资为3,000亿美元，预计到2030年，全球电网年均投资额将增至6,300亿美元。预计到2040年，发达经济体的电网年均投资将增加到每年约2,500亿美元并保持稳定。在新兴市场中，2021年电网年均投资约1,350亿美元，预计到2030年年均投资额将超过3,300亿美元。随着全球电力需求的持续增长，世界各国将进一步加大对电网基础设施的投资建设，对输配电设备的需求也将稳步增长。截至2022年底，我国已建成特高压线路36条，其中直流输电线路20条、交流输电线路16条，特高压工程累计线路长度达到44,613千米。2023年预计核准“5直2交”，开工“6直2交”，2023年特高压直流开工规模为历史年度最高值。“十四五”期间，国家电网规划建设特高压线路“24交14直”，涉及线路3万余公里，变电换流容量3.4亿千伏安，总投资3,800亿元，较“十三五”特高压建设投资额2,800亿元，增速约35.7%。

2023年7月24日至2023年7月28日一周电力项目：涉及火电、水电、风电、核电、输配电、储能项目的核准、开工、并网等。 火电项目 国神公司博州2×66万千瓦煤电项目获核准！ 7月19日，国神公司博州2×66万千瓦煤电项目获新疆维吾尔自治区发展和改革委员会核准批复建设。该项目是自治区按照国家能源局《关于推动煤炭与煤电联营 煤电与可再生能源联营的实施意见》要求，首个批复的煤电项目，也是公司重点推进的综合能源开发利用项目。项目总投资58.74亿元，建设规模为新建2×66万千瓦超超临界间接空冷燃煤机组。 池州电厂二期2×660MW扩建工程进入主体施工阶段！ 7月27日，池州电厂二期2x660MW扩建工程召开誓师动员会并浇筑锅炉基础第一方混凝土，标志着池州电厂二期项目进入主体工程施工阶段。该项目计划投资约50.4亿元，充分利用现有厂址资源、优化装机结构，建设两台660MW超超临界燃煤发电机组及附属设施。 国粤郴州1×70万千瓦火电厂取得核准批复！ 7月19日，国粤郴州1×70万千瓦火电厂正式获得湖南省发改委核准批复。该项目位于宜章县梅田镇，是湖南省“十四五”新增大型燃煤发电厂优选项目，投资主体为国粤（湖南）投资有限公司，总投资34.31亿元，主要建设一台70万千瓦超超临界循环流化床燃煤发电机组，同步建设烟气脱硫、脱硝、除尘设施。 2×600MW！山东能源集团又一大型煤电项目启动 6月30日上午，山东能源电力集团新泰2×60万千瓦级燃煤发电工程启动仪式在泰安新泰市举行。该工程投资约65.12亿元，于2022年12月列入山东省“十四五”新增超超临界煤电项目优选名单，是解决全省电力缺口的新增6个超超临界煤电项目之一。 中国电建中标华电可门三期2×1000MW煤电项目！ 近日，中国电建上海电建一公司成功中标福建华电可门三期2×1000MW煤电项目C标段环保岛EPC总承包工程。该项目是国家“十四五”规划重大工程、福建省能源保供重点项目。项目C标段环保岛EPC总承包工程位于福建省福州市连江县坑园镇颜岐村，主要涉及脱硫系统、除尘系统、低温省煤器安装工程。 2×100万千瓦！中煤广元燃煤发电项目获核准批复 近日，中煤广元燃煤发电项目正式获省发展改革委核准批复，是我省“十三五”至今核准的首个燃煤发电项目。该项目是我市与中煤集团开展深度合作的重大项目，也是中煤集团战略布局西南的首个项目。将建设2×100万千瓦高效超超临界燃煤发电机组，同步建设烟气脱硫、脱硝装置，估算总投资73亿元。 双机首次“同台亮相”！丰达二期第二台机组成功并网 7月22日上午11时55分，丰达电厂二期扩建项目第二台发电机组首次并网成功，自首台机组6月21日投产发电以来，两台机组首次“同台亮相”。第二台机组并网后运行状态良好，各项参数指标正常，相关调试工作有序推进。 湖北能源省内新能源百万千瓦基地实现首并 7月15日，三峡集团所属湖北能源汉江能源公司宜城新能源百万千瓦基地实现首批并网发电。宜城百万千瓦基地是湖北省重点项目，也是湖北能源迄今在省内开发建设的唯一新能源百万千瓦基地项目，项目规划总容量1300兆瓦，总投资76亿元，项目全部建成后，每年可为电网输送清洁电能约23亿千瓦时，相当于节约标煤约71万吨，减排二氧化碳约242万吨。 中国电建中标华电新疆哈密2×100万千瓦煤电项目！ 近日，中国电建山东一建成功中标华电新疆哈密2×100万千瓦煤电项目。该项目由华电集团投资兴建，位于新疆哈密市巴里坤县三塘湖镇。山东一建的施工范围为1号机组各系统及部分公用系统建筑安装工程，主要包含：热力系统、除灰系统，水处理系统（部分）、供水系统（部分）、电气系统、热工控制系统、脱硫系统、脱硝系统，公用系统中的升压站、启动锅炉房、机组排水槽、汽车衡、危废品库、制冷加热站、脱硫公用系统（含脱硫综合楼）等。 科特迪瓦必欧雅46兆瓦生物质电站项目开工！ 当地时间7月20日，科特迪瓦必欧雅46兆瓦生物质电站项目举行奠基仪式。该电站主要以棕榈油生产过程中的残渣为燃料，建成后每年可为科特迪瓦提供348吉瓦时的清洁电能，减少450万吨二氧化碳排放，每年将解决约170万人的用电问题，并促进科特迪瓦农业可持续发展。 哈电汽轮机签订国投吉能舟山2×745MW级燃气发电项目主机设备（机岛）合同 7月20日，哈电汽轮机与国投吉能（舟山）燃气发电有限公司正式签订国投吉能（舟山）2×745MW级燃气发电项目主机设备（机岛）供货合同。该项目位于舟山市定海区高新技术产业园内，拟建设2台套H级燃气-蒸汽联合循环机组，总投资37.23亿元，计划于2023年10月开工建设，2025年底投运。哈电汽轮机负责该项目主机设备供货任务。 水电项目 1200MW！福建省永安抽水蓄能电站项目核准批。 7月26日，福建省发展和改革委员会发布关于福建省永安抽水蓄能电站项目核准的批复，项目总投资749560万元，建设4台单机容量为30万千瓦的混流可逆式水泵水轮发电机机组，总装机容量120万千瓦。 1200MW！四川江油抽水蓄能电站可行性研究阶段三大专题报告完成咨询和审查 7月22日至25日，四川江油抽水蓄能电站可行性研究阶段三大专题报告咨询、审查会议在江油市召开。中国水利水电建设工程咨询有限公司完成《枢纽布置格局比选专题报告》咨询，水电水利规划设计总院审查通过《正常蓄水位选择专题报告》《施工总布置规划专题报告》。 哈电电机中标4台350兆瓦抽水蓄能机组！ 7月27日，哈电集团哈尔滨电机厂有限责任公司收到中标通知书，成功中标湖北罗田平坦原抽水蓄能电站全部4台套350兆瓦抽水蓄能主机及其附属设备，持续为经济社会绿色发展贡献力量。 1400MW！木兰抽水蓄能电站可行性研究报告通过审查 7月18日至21日，福建省仙游木兰抽水蓄能电站可行性研究报告在仙游顺利通过审查，为项目后续开工建设打下坚实基础。该项目已列入国家《抽水蓄能中长期发展规划（2021－2035）》，是我省2023年度重点项目，电站装机容量1400MW，属于一等大（1）型工程，总投资约85.57亿元。 国家电投李家峡水电站5号机组转子成功吊入基坑 7月20日上午10时18分，黄河公司李家峡水电站5号机组转子开始起吊，11时56分转子成功吊入基坑，标志着李家峡水电站5号机组迎来全面总装时刻。李家峡水电站5号机组转子总重量约1060吨，起吊采用了2台350吨+350吨双小车桥机和平衡梁起吊。 1800MW！太zi河抽水蓄能电站项目“三大专题”报告评审会召开 6月29日，本溪太zi河抽水蓄能电站可行性研究阶段枢纽布置格局研究、正常蓄水位选择、施工总布置规划等三大专题咨询审查会正式开幕。项目设计装机容量180万千瓦，建设6台单机容量30万千瓦混流可逆式机组，电站综合效率75%，工程总投资122亿元。 1400MW！吉林敦化抽水蓄能电站顺利通过枢纽工程竣工验收 近日，吉林敦化抽水蓄能电站顺利通过枢纽工程竣工验收。该电站是国内首座完全自主设计、制造、安装、调试、运行管理的700米级抽水蓄能电站，总装机容量1400兆瓦，装设4台单机容量350兆瓦的水泵水轮机/发电电动机组。 1800MW！华电靖宇抽水蓄能电站项目“三大专题”报告通过专家审查 7月18日至21日，华电吉林公司靖宇抽水蓄能电站可行性研究阶段枢纽布置格局、正常蓄水位选择、施工总布置规划“三大专题”报告顺利通过水电水利规划设计总院审查。该项目是国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》“十四五”期间重点实施项目，电站规模180万千瓦，安装6台300MW立轴混流可逆式抽水蓄能机组。 总投资约61.8亿！梨园-阿海混合式抽水蓄能电站可研阶段“三大专题”报告审查会召开 7月17日至19日，水电水利规划设计总院在云南省丽江市组织召开梨园-阿海混合式抽水蓄能电站可行性研究阶段《枢纽布置格局比选专题》《装机容量与调度运行方式专题》及《施工总布置规划专题》三大专题审查会。该项目为抽水蓄能中长期发展规划的“十四五”重点实施项目，总投资约61.8亿元。 中国能建签约蒙古国水电站项目！ 近日，中国能建葛洲坝国际公司与蒙古国UEC公司（USNY ERCHIM LLC）在蒙古国巴彦乌列盖省省政府签约麦罕18MW水电站项目。该项目是中国能建在蒙古国承建的首座水电站，位于蒙古国西部巴彦乌列盖省青格勒县哈日湖附近，建设总装机容量为18MW水电站、97公里长110千伏输变电线路、3.2公里长的引水渠以及水电站附属配套设施。