的建议，旨在通过完善市场机制、强化送受端协同，推动西北成为全国新能源的“调节池” 与“供应池”。 研究发现，首先，西北地区已建成多条特高压外送通道，但实际输送能力未达预期， 部分受端电网接纳能力不足，导致通道利用率偏低；其次，西北地区送端省份新能源发电 波动性与省内调节能力不足并存，跨省交易面临价格机制不完善、输电成本分摊争议等问 题；再次，中东部地区对绿电需求增长，但消纳责任权重分配、跨省绿电环境价值认定等 国三分之一，太阳能达到全国近六成 [2]。“十四五”规划的全国九个大型清洁能源基地中， 四个在西北地区。近几年，西北地区还通过大规模开发“沙戈荒”基地项目推动新能源 资源的开发利用。截至2024年底，西北电网新能源装机达3.05亿千瓦（其中风电装机1.27 亿千瓦，光伏装机 1.78 亿千瓦），占全国新能源总装机容量的 21.63%，占西北发电总装 机的 56%，部分省份（如青海、甘肃）新能源装机占本省装机容量已超 方面的建议，从而实现电力保供能力的提升以及促进新能源高比例发展。 提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展 | 5 | 2 西北地区区域电力 互济发展现状 2.1 西北地区电力发展现状 新能源已经为西北电网第一大电源。2024 年，西北五省（区）电力总装机达到 55893 万千瓦，其中风光等新能源装机达到 30777 万千瓦，占比达到 56%；火电装机为 20337 万千瓦，占比约 36%[5]。

TDengine 在其中的作用和价值。 随着智能电网和新能源的快速发展，电力行业正面临数智化转型的挑战。这一转型不仅涉及 到技术层面的革新，也关系到整个行业的运营模式和管理方式。新型电力系统强调的是智能 化、自动化和信息化，旨在通过先进的信息技术和通信技术，实现电网的高效运行和能源的 优化配置。这种转型使得电力行业能够更好地适应可再生能源的接入，提高电网的可靠性和 灵活性，同时也为应对气候变化和 行业背景、业务痛点与需求 行业背景、业务痛点与需求 0 1 当前，电力行业正处于关键转型期，面临着从技术升级到经济适应、从供需管理到数据安全 等多方面挑战。这些挑战要求行业不仅要在技术层面进行革新以融入新能源和智能电网，还 要优化电力调度以应对日益复杂的供需关系，最终在经济层面寻求成本效益的平衡。 在这一转型过程中，电力行业需要面对的不仅是宏观层面的技术、经济、供需管理以及数据 安全等挑战，还包括一系列战略 业务痛点分析 01 01 02 行业背景、业务痛点与需求 电力监控系统需要实时分析和响应，这对于确保电网的稳定运行和电力供应的连续性至关重 要。然而，在大数据量环境下，复杂的计算任务常常耗时过长，难以满足对实时性的要求。 这种处理时效性低的问题限制了电力系统对突发事件的快速响应能力，进而影响了电网的可 靠性和运行效率。 处理时效性低 (实时监控与分析需求) 随着电力行业对实时数据和智能分析

千瓦 /2500 千瓦时液态空气储能 中试平台。储能调控领域，美国、欧盟的研究机构在新型储能优化运 行、集中控制等方面进行技术布局，英国、德国等国家探索新型储能 智能化调度技术，推动新型储能替代电网投资。 （四）多个新型储能重大项目落地 2024 年，各国积极推动不同应用场景新型储能项目实施，多个 大型新型储能电站落地应用。美国加州投运单站规模 328.7 万千瓦时 锂离子电池储能项目，缅因州建设 研究院联合发布的《中国 锂离子电池行业发展白皮书（2025 年）》 B 引自 InfoLink Consulting 统计数据 005 2024 年国际新型储能发展形势 区，沙特红海新城独立微电网项目投运，配置 130 万千瓦时智能组串 式构网型储能系统；南非最大的光伏储能电站投运，其中锂离子电池 储能规模为 22 万千瓦 /114 万千瓦时。 2024 年 中国新型储能 发展情况 二 小时；年均等效充放电次 数 177 次，比 2023 年提高约 73 次。新疆、西藏等地新能源配建储能 年均等效利用小时数达到 1000 小时以上。 2024 年迎峰度夏期间，全国 20 个省级电网负荷创历史新高，在传 统电力保供手段基础上，新型储能充分发挥“超级充电宝”功效，为顶 峰时段电力保供贡献了关键力量。从调用情况来看，独立储能和共享储 能发挥重要调节作用，年均等效利用小时数 995

革顶层设计、电力市场体系建设、电价机制完善以及科学监管等 提出了更高要求。 为深入贯彻党的二十届三中全会精神，落实全国统一电力市 场建设改革任务，在国家能源局的统筹组织下，中国电力企业联 合会牵头，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中 国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有 限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家电力投资集团有 限公司、中国长江三峡集团有限公司、中国广核集团有限公司、 多日）和日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅 助服务等交易品种。市场间的协同运作水平不断提升，有效促 进了资源的大范围优化配置和能源清洁低碳转型。 电力市场运营服务基础逐步完备。目前，全国电网已经实 现了互联互通（除台湾地区外），电网网架结构、配置能力全面 跨越提升，西电东送输电能力超过 3 亿千瓦，为能源资源大范 围配置提供了有力支撑。全国已建立 2 个区域性交易机构和 33 一、发展现状与问题挑战 （发改价格〔2021〕1439 号）要求燃煤发电和工商业用户全部进 入电力市场，建立了市场化的价格机制。目前，我国已形成跨省 一、发展现状与问题挑战 5 跨区专项工程、区域电网、省级电网三级输配电价体系，输配电 价成本监审工作有序推进。《关于第三监管周期省级电网输配电 价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526 号）进一步完善市 场化环境下用户侧的电价构成和形成机制。《关于建立煤电容量 电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501

5 广东电力市场建设蓝皮书 指导单位 编制单位 广东省能源局 国家能源局南方监管局 电力规划设计总院 广东电力交易中心 广东电网公司 广东省电力调度中心 02 广东电力市场发展历程回顾 2024 年，恰逢“四个革命、一个合作”能源安全新战略提出 十周年，也是广东电力现货市场转入正式运行一周年之际。从 2006 年广东开展直购电试点至今，十八年来，广东作为全国电力改革的 排 改 革的积极影响持续显现，为全国电力市场改革提供了“广东经验”。 为深入贯彻党的二十届三中全会精神，进一步推动电力市场建 设改革任务，在广东省能源局、国家能源局南方监管局的统筹指导 下，广东电网公司、广东电力交易中心、电力规划设计总院、广东 省电力调度中心共同编制了《广东电力市场建设蓝皮书》。蓝皮书 回顾了广东电力市场发展历程，系统总结电力市场建设取得的成绩， 镜鉴国内外先进经验，展望未来发展方向。 ·2024年，交易电量6176亿千 瓦时，发电企业399家、电力用 户9.9万家，售电公司423家； ·新增集中式新能源、独立储能、 分布式光伏、抽蓄、10kV以下低 压工商业用户等市场主体。 ·2021年底，电网代理购电+绝对 价格中长期交易+现货结算连 续试运行； ·2023年12月28日，现货结算转 正式运行。 ·2021年，交易电量2951.7亿千 瓦时，发电企业188家、电力用 户36838家，售电公司507家；

+ （政府） （市场化形成） （抽蓄电站收入） （煤电厂收入） （电网代收上交财政） （按峰谷电价规则浮动） 上网电价 输配电价 - （发电厂收入） （电网收入） 线损费用 政府性基金及附加 线损费用 + 税费 （政府） 终端电价 = （用户电费） （电网代收上交财政） 1.2 终端电价前后对比：顺价完善，减少阻塞环节 - - - 发电 输电 变电 配电 售电 火电、水电、核 电等 主干高压及特高 压网 城市配网、农村 配网 独立发电商 电网公司 一次 能源 企业 居民 售电业务逐步市场化 各地 供电公司 独立售 电公司 1.1 电力产业链构成 代理购电电价在： 0.44-0.52元/度之 间，占比61-73% 上网环节线损电价： 0.01-0.02元/度，占比 有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本 建成，新能源全面参与市场交易。 发改委在政策解读中提出：（1）为充分消纳清洁能源发电量，必须依托大电网、构建大市场，统筹利 用全网调节资源、深度挖掘消纳空间。（2）新型电力系统下电力向低边际成本、高系统成本发展，电 能量属性难以全面反映其真实价值，需要设计体现安全稳定价值、容量价值、环境价值等不同属性的

，打造具有全球 竞争力的储能产业创新高地和应用创新高地。力争应用规模达到 30 万 千瓦时，产业规模达到千亿级。 二、重点任务 （一）推动新型储能多场景应用 结合新片区可再生能源资源禀赋、电网架构和用电负荷情况，积极 推动源侧、网侧新型储能应用，不断丰富用户侧新型储能应用场景。 1.积极发展源侧储能 积极推广“可再生能源＋储能”，实现储能与可再生能源发电的深 度融合。积极推动南汇 可采用自建、共建、租赁等方式。 2.因地制宜发展网侧储能 结合洋山岛微网建设及后续电力负荷需求，研究探索建设新型储能。 在新片区电网末端及供电能力不足、出现过载情况的区域、输电走廊或 变电站站址资源紧张地区合理布局建设新型储能，降低电网基础设施综 合建设成本，提升电网整体供电能力和运行水平。 3.灵活发展用户侧储能 对于高端装备制造、生物医药、集成电路、数据中心、通信基站等 电力负荷高的 项目开展抽查，并探索试行储能项目第三方定期评估评价机制。 12.完善相关建设标准 新型储能项目应严格按照国家和行业标准规范开展电站设计、建设、 安装、竣工验收。主要设备应通过具有相应资质机构的检测认证，涉网 设备应符合电网安全运行技术要求，杜绝配置储能质量差、利用效率低 等问题。在国家及本市未明确的储能项目建设开发领域，根据新片区实 际，探索制定相关标准规范。 （四）支持新型储能高质量发展和市场化运营 13.鼓励新型储能产业高质量发展

..... 26 3.1 应用层：面向光电网络的集合通信重构协议.......................27 3.1.1 预测通信模式，为重配置提供需求启示.....................28 3.1.2 拓扑有感知的动态集合通信重构................................. 29 3.2 传输层：面向光电网络的高性能传输协议............ .. 35 3.3 网络层：面向光电网络的智能路由控制...............................36 3.3.1 路由协议的光电优化方向............................................. 37 3.3.2 面向光电拓扑的预计算优化与双模路由表设计.........38 3.4 链路层：面向光电网络的智能双工重构.......... ，而是从多 种可能的技术路径中选取的典型方案，以期抛砖引玉，促进该领域的 进一步探索与创新。本章的整体结构如图 3-1 所示。 图 3-1 智算中心光电协同协议栈技术 3.1 应用层：面向光电网络的集合通信重构协议 在智算中心的运行环境中，分布式机器学习训练构成了最核心的 计算负载。为了在成百上千个处理器(如 GPU)之间实现高效的数据交 换和同步，相当大比例的通信任务采用结构化的集合通信原语形式进

智能安防：AI视频+IoT摄像头， 识别异常行为，自动报警 • 环境监测：IoT传感器网络+大数 据，分析污染源，制定减排方案 • 设施管理：IoT监测设施状态， AI预测故障，安排维护 • 智慧能源：智能电表+AI，调整 电网负载，降峰谷差 • 垃圾管理：智能垃圾桶+大数据， 规划回收路线，降成本 • 应急响应：整合多部门数据，AI 模拟灾害，辅助疏散 • 动态信号控制：实时监测车流， AI算法调整红绿灯配时 • • 通过地质数据与历史钻井数据 预测油藏分布，优化钻井路径 • 利用历史数据，结合经济增长、 人口增长等因素，预测未来能 源需求，制定合理的生产计划 智能电网与能源分配 • 基于卫星云图与地面气象站的 AI模型预测发电量波动，BI生 成电网调度方案 • AI协调分布式能源与储能系统， BI分析用户用电模式 设备预测性维护 • AI分析振动、温度等传感器数 据，提前预警设备故障，BI生 成维护相关方案 等多个环节，且数据格式不 统一 推动能源数据湖架构与OPC UA的普及 大多数中小企业仍面临技术、 资金和人才等方面的限制， 难以构建自己的ABI生态体系 优先选择高ROI场景，如电网 优化和设备维护试点 电网调度要求毫秒级快速响 应，云端AI难以满足低延迟 需求 将AI芯片部署在变电站或风 机控制器等边缘设备上，实 现数据的本地处理和分析 ◼ AI与区块链融合：实现对能源交易数据的智

支持新能源产业项目落地。优先支持投资 20 亿元以上的装备 制造类项目争取风电光伏资源指标。(责任单位:市发展改革委、市工 业和信息化局) 5.鼓励共享储能模式推广。为促进新能源行业创新发展保障电网 安全稳定运行，我市新增建设风电、光伏发电项目，配套占风电、光 伏装机规模 10%以上的储能设施，采用集中共享方式，优先选择全钒 液流储能等具有本质安全特性的储能技术路线。(责任单位:市发展改 4、在管网敷设方面，可在地块规划阶段同步考虑，采用管道共 同沟、结合道路、绿化、河道等共同敷设等方式，以降低建设主体相 关管道工程费用。 5、在直供电方面，可发挥国家赋予新片区自主改革的政策优势， 争取电网公司支持，在新片区实施直供电试点、增量配电网等改革， 助力电力体制改革，改善综合能源站运营条件，优化区域营商环境。 （三）对于工业用户，采用大型燃气-蒸汽联合循环机组供能的 能源站。 1、在用户接入方面，对于新增用户，可采用政府及产业园区在 工程施工质量安全管理相关规定，加强施工现场质量安全和竣工验收 管理;电力工程设施建设监管部门负责既有建筑加装光伏设施建设质 量安全监督管理。(责任单位:华东能源监管局、省能源局) (三)优化建筑光伏并网接入 加大电网升级改造，推进新型储能建设，提升系统消纳能力，将 建筑光伏发电纳入新能源消纳总体规模，服务并网接入。建设单位应 根据本地区负荷水平、电力系统承载能力、消纳情况统筹项目实施。 国网电力企业应提供