政府将于2024年9月恢复湖南地区再生能源的电网接入程序，该程序自2022年起受到限制。在新输配电网完工之前，将利用灵活接入和能源储存系统（ESS）提高现有电网的承载能力，并收回长期延迟项目所占用的接入权。气候能源环境部在29日的国务会议上报告了这一“电网创新政策”。政府计划通过改革电网接入制度和运营方式，到2030年接纳超过100GW的再生能源。气候部将于下月1日解除湖南地区系统管理变电站的指定。由于输配电网的瓶颈，湖南地区的新再生能源项目原定要到2034年后才能接入。部分中部地区也将能够进行新接入。获得的剩余容量将优先分配给现有待接入的项目。从下月起，将接受提前接入申请并进行系统审核，新项目将于2027年1月开始接收。东海岸地区将在明年上半年解除东海岸至新加平超高压直流输电（HVDC）第一阶段完工后的系统管理变电站指定。政府将正式引入“灵活接入”，允许在太阳能发电量暂时超过电网承载上限时控制输出。配电线路的太阳能接入上限将从14MW提高至16MW，变电站的上限将从50MW提高至60MW。预计通过这一措施，湖南地区将能够在不建设额外电网的情况下，额外接纳2.6GW的太阳能。政府还将推动利用ESS提高现有电网的利用率，即将白天生产的太阳能电力储存于ESS中，夜间供应。政府计划到2030年，通过配电网ESS接入3GW的太阳能，通过变电站ESS接入1.6GW。政府还将整治长期延迟项目占用电网的现象，所谓的“占位”。政府已检查出约9GW的虚假项目并收回了接入权。未来，将调整海上风电等项目的接入时间，计划到2030年在湖南地区收回超过10GW的接入权。接入权的分配方式也将发生变化，原先以项目100%实施为前提的分配方式将被调整。从2031年起，新增项目将根据实际发电项目的实施率67.2%来反映电网的剩余容量。原先按先到先得方式分配接入权的制度将于2027年1月起转为竞争招标方式。将根据经济性、公益性和系统条件等进行评估，将固定价格合同和接入权一起授予中标项目。韩国电力公司将首先投资公共配电网的增强费用，利用项目方根据设备容量共同承担费用的方案也将被制定。根据这一政策，到2030年，电网接纳的再生能源容量将从输电端的119GW增至171GW，从配电端的84GW增至110GW。湖南地区的输电端容量将从37GW增至64GW，配电端容量将从18GW增至30GW。气候部部长金成焕表示：“我们不是等待新电网的建设，而是希望最大限度地高效利用现有电网。”他指出，湖南的再生能源新接入将重新开始。※ 本报道经人工智能（AI）系统翻译与编辑。

国际能源署（IEA）指出，随着电力需求的快速增长，发电设施虽然在增加，但由于无法与电网连接，导致了瓶颈现象。IEA建议，除了新建电网外，还应利用数字技术、人工智能（AI）和先进电网技术，提高现有电网的利用效率。 IEA在24日发布的《电气化时代的电网现代化（Modernising Grids in the Age of Electricity）》报告中指出，全球能源系统的核心任务是现代化输配电网。这是由于电力需求的增加和发电来源的变化所致。 根据IEA的数据，过去十年间，全球电力需求的增长速度约是整体能源需求的两倍。电气化在工业和交通等领域的普及，加上空调需求增加和数据中心扩展，都是推动电力消费增长的因素。 如果当前趋势持续，到2035年，全球电网容量预计至少需要扩大30%。特别是，现有设施的更换和新建所需的电力线路预计将达到约2500万公里。这意味着，除了增加发电设施外，如果不对实际需求点的电网进行投资，电力供应的扩大将受到限制。 实际上，等待接入电网的发电和储能项目规模也相当可观。IEA报告称，截至2025年，等待接入的项目中，已经有相当进展的再生能源项目至少达到1700GW。同时，大规模电池储能系统（ESS）项目也有约600GW处于接入待定状态。 由于电网拥堵，相关成本也在增加。IEA估计，2024年美国因电网拥堵产生的成本约为120亿美元，而欧盟同年也产生了约43亿欧元的成本。 IEA指出，虽然需要持续建设新的电网以应对电力需求的增加，但仅靠扩建并不能解决所有问题。因为如果电网建设是为了满足最大电力需求，平时可能会有大量的输电容量未被使用。 作为替代方案，提出了实时掌握现有电网实际传输能力并高效调节电力流动的技术。通过应用动态定额、系统配置优化和先进电力流控制等“电网强化技术”，可以在不新建大规模电网的情况下，提高现有基础设施的利用效率。 IEA估计，利用这些技术，全球现有电网可以额外连接最多330GW的发电和储能设施及新电力需求。这相当于法国和韩国发电设施容量的总和。若通过传统电网扩建来获得同样的接入能力，预计需要约1000亿美元的投资。 人工智能也被用作电网现代化的手段。然而，不同领域的应用范围存在差异。IEA对全球25个输配电网运营机构的调查显示，70%的受访者表示在维护和保养领域广泛应用AI，但在实时系统运营中仅有23%的受访者表示使用AI。这是因为实时运营直接关系到电力供应的稳定性，因此确保AI判断过程的可解释性和责任性至关重要。 IEA强调：“如果电网无法跟上发电设施和需求的增长，可能会限制能源转型和电气化的速度。因此，必须在扩大电网建设投资的同时，利用数字化和电网强化技术、人工智能等手段，最大限度地提高已建成基础设施的效率。”※ 本报道经人工智能（AI）系统翻译与编辑。

上周四，14日，一艘从济州高山港出发的船只在海上航行了约20分钟后，出现了涂有黑色和红色的混凝土结构物。这是由船舶海洋平台研究所运营的济州波浪发电实海域试验场。研究所相关人士表示，当天海面相对平静，但船只仍然随着波浪左右摇晃。随着济州再生能源设施的增加，电力的生产、储存和稳定运行技术变得愈发重要。在波浪发电实海域试验场，正在进行将海洋能源产生的电力转化为氢气的实证，而在斗山风电中心则开展了利用人工智能（AI）提前发现风力发电机异常现象的工作。◆在海上生产绿色氢气……2031年验证浮式技术位于海中央的波浪发电实海域试验场是亚洲首个5兆瓦级的并网海洋能源实证设施，覆盖约104万平方米的海域。该设施在15至60米深的海域设置了5个停泊点，并安装了海底电缆和水下连接装置。可以将外部开发的波浪和风力发电设备引入并连接到电网，实际在海上测试其性能和安全性。该海上混凝土结构物的重量达到1万吨。采用自重固定在海底的箱型基础方式安装，2016年建成以来经历了10多次台风，但研究所表示结构物没有出现异常。试验场结构物一侧安装有抽取海水的银色管道，另一侧则连接着各停泊点与陆上电网的海底电缆。实证设施产生的电力可以通过海底电缆输送到陆地，或在结构物内部转化为氢气。在这里，正在进行利用波浪和风力产生电力来生产氢气的实证。这是国内首次将海洋能源结合，直接在海上生产绿色氢气的尝试。结构物内部配备了100千瓦级的电解水设备和电力、通信控制装置等。与陆地不同，海上难以直接获得电解水所需的淡水。因此，采用海水进行淡化后用于氢气生产，并利用海水为设备降温。无人值守的结构物由陆上监控室和大田研究所进行远程监控和控制。截至目前，氢气生产的实证时间已超过720小时。研究所正在增加氢气储存装置和燃料电池，以测试将生产的氢气储存后再转化为电力在设施内部使用的技术。将电力转化为氢气时，转化过程中的能量会减少到原来的约60%。但氢气可以长期储存，并通过管道或船舶运输。在远海建设输电网困难或在某些领域难以直接用电力替代船舶燃料时，可以发挥作用。研究所认为，国内海洋绿色氢气技术水平落后于欧洲。济州试验场安装的设备为100千瓦级固定式。研究所的目标是在2031年前验证浮式氢气生产技术后扩大至兆瓦级。船舶海洋平台研究所环保海洋开发研究本部负责人金京焕表示：“在海上生产氢气需要抵御盐分和台风，同时进行海水淡化和设备的远程操作。”他还表示：“我们正在开发从氢气生产到储存和利用的全过程在海上进行的技术。”◆利用AI探测风力异常现象……目标降低维护效率20%在进行将海上产生的电力转化为氢气的实验期间，陆地上也在进行减少风力发电机停机时间的工作。在济州市奥拉南路的斗山风电中心，24小时不间断地远程管理着全国11个发电厂中安装的80台风力发电机的运行状态。中心的监控屏幕上，显示着分布在济州和全南等地的风力发电机的输出和运行状态，实时更新。每台发电机传输的数据超过300个。员工通过分析温度、振动等各种信号来判断故障可能性，并将所需的维护内容传达给现场。风力发电机通常安装在山区或海上，发生故障后难以立即到达。尤其是在海上，波浪和风力强劲时，工作人员无法进入现场。大型部件的重量可达10至20吨，替换时需要大型起重机和特种船只。因此，在发电机停机之前发现异常现象至关重要。斗山能源利用自主开发的远程操作系统“WindLink”收集和分析发电机数据。通过AI和算法从现有的运行数据中发现异常现象，并根据分析结果，中心向现场员工请求检查或更换部件。斗山能源相关人士表示：“每台发电机实时传输超过300个数据，我们通过远程分析数据判断需要进行哪些维护，并请求现场采取措施。”斗山能源在国内供应的风力发电机有98台，总规模为349.5兆瓦。风电中心管理其中的80台。在济州，斗山供应的40台中有37台的运行状态正在监测。中心和各发电厂的工作人员中，有24人是济州本地人。风电中心的运营效果尚未通过数据确认。由于中心开设时间不长，缺乏足够的运营前后的对比数据。斗山能源的目标是利用AI和数字技术将维护过程中产生的效率降低20%。斗山风电中心主任崔仁浩表示：“由于在中心开设前后的对比数据尚未充分积累，因此还不能以数字形式展示运行率改善的效果。”他强调：“最大限度地预防故障，减少发电机停机时间是维护的最大目的。”

LS电气与韩国中部发电将建立从再生能源项目的开发、投资、建设到发电厂运营的全流程合作体系。中部发电拥有丰富的发电项目经验，而LS电气则具备电力设备、设计、采购和施工（EPC）的能力，双方将分工合作，着重提升新再生能源项目的开发速度和商业可行性。 LS电气于9日宣布与韩国中部发电签署了“国内再生能源业务共同开发及提升业务竞争力的战略合作备忘录”。 双方将首先在陆上风电项目中共同开发项目，随后计划将合作范围扩展至太阳能和电池储能系统（BESS）。在新项目的开发、投资和融资对接、EPC实施及发电厂运营等各个阶段进行合作。 共同开发的项目将积极考虑LS电气参与EPC及应用变压器等主要电力设备。对于中部发电自主推进的项目，LS电气也将优先考虑提供设备。 中部发电设定了到2030年将再生能源设施增加至2915MW的目标，并在今年2月获得了位于全南海宁的96MW·576MWh规模的长周期BESS项目。LS电气在日本ESS项目中也取得了612亿韩元的订单，积累了EPC和电力转换设备的项目经验，为双方在风电之后的储能设备合作奠定了基础。 此次合作的特点在于，双方从项目初期就共同参与，而不仅仅是设备供应。再生能源发电厂需要在获得许可和融资后，实际连接电网并实现稳定运营，因此项目开发公司与电力基础设施企业之间的合作变得愈加重要。 朴宇范 LS电气EA事业本部长表示：“我们将结合韩国中部发电的发电项目开发、投资和运营能力与LS电气的EPC执行能力和电力设备技术，提高再生能源业务全价值链的竞争力，并将以国产技术供应再生能源和电力基础设施的核心设备，积极推动技术自立和国家能源转型。”

政府为了提高电网的稳定性，将再生能源发电设备的实时监测与控制设备的建设义务，从现行的90kW以上扩大至20kW以上。气候能源环境部于3日宣布，将于4日修订《输·配电用电气设备利用规定》，自明年1月1日起，适用于20kW以上规模的商业用及电力交易的太阳能、风能和燃料电池设备的监测与控制设备建设义务。监测与控制设备可以实时确认再生能源发电机的发电量和运行状态，并在必要时远程调整发电量。当发生电压升高或系统故障等异常情况时，该设备能够管理和控制发电设施，提高电力系统的稳定性。此次措施是为了配合政府到2030年将再生能源设施扩大至100GW的计划，建立稳定的智能电网运营体系。政府自2020年10月开始，逐步扩大监测与控制设备建设义务，首个项目是在济州地区的100kW以上新建太阳能、风能和燃料电池设施。此次修订后，自明年起适用标准将降低至20kW以上，义务建设的范围将进一步扩大。政府还将推动减轻因义务范围扩大而给发电企业带来的成本负担。目前，再生能源发电机的监测与控制系统建设费用由发电企业承担。如果需要在山区或偏远地区安装有线电缆，费用会增加。此外，韩国电力公司拥有的自有无线网（e-WSN）开通平均需要3个月，给企业带来不便。未来，将允许使用一般移动通信公司的4G移动通信（LTE）商用网络，而不是韩国电力公司的自有网络。基于LTE商用网络的设备建设成本将低于现有设备，开通时间也更短。因此，设备建设费用预计将从约460万韩元降至200万韩元，降低幅度达57%。建设周期也将从约84天缩短至10天，预计将使发电企业能够更快地实现商业运营。气候部电网政策官李在植表示：“通过此次规定的修订，为未来再生能源的扩大奠定了电力系统稳定性的基础。我们将继续推动确保2030年再生能源100GW目标的电网稳定性。”※ 本报道经人工智能（AI）系统翻译与编辑。

GIST（光州科技院）于9月4日上午10时在五龙馆101号举行“2026年霍南地区自主研发项目说明会”。此次说明会由霍南地区自主研发项目组主办，介绍国资131亿规模的示范项目推进方向及三大重点技术领域的具体课题。 该项目是科学技术信息通信部主办的“4极3特科技创新支持项目”的一部分，旨在支持地方自主规划和推进所需的研发课题。4极3特指的是除首都圈外的四个大区：中部地区（大田·世宗·忠北·忠南）、霍南地区（全南光州统一特别市）、大庆地区（大邱·庆北）、东南地区（釜山·蔚山·庆南），以及三个特别自治区域：江原特别自治道、全北特别自治道、济州特别自治道。与中央政府主导的研发不同，该项目强调反映地方产业、研究能力和现场需求，挖掘课题并将开发技术与地方的实证和商业化相结合。2026年示范项目启动后，计划于2027年扩大为正式项目。 霍南地区确定了半导体（AI·光半导体）、能源（再生能源）、移动性三大重点技术领域。在半导体领域，将开发解决AI半导体高集成化带来的发热问题的“先进封装·热管理技术”，以及在各种工业环境中稳定运行的“高可靠性AI·光·电力半导体技术”。在能源领域，将围绕“虚拟输电线（VPL）技术”高效利用再生能源、基于钠离子电池的能源储存系统（ESS）、绿色氢气和激光核聚变等“下一代清洁能源技术”进行研发。在移动性领域，将开发能够在不同工业机器人之间进行工作切换的“AI自主制造技术”、无需拆解电动车电池即可判断状态和剩余寿命的“电池诊断·循环技术”、以及预测和应对城市交通、安全、灾难情况的“基于AI的移动性技术”。 这些课题旨在将全南光州统一特别市所拥有的AI·半导体研究·设计能力与再生能源·移动性实证基础相结合，推动研发成果与地方产业竞争力的连接。重点在于在地方主导的研发生态系统中，直接在地方产业和公共领域验证实验室开发的技术，并实现技术的实证和商业化。 说明会欢迎产·学·研研究者及地方政府、相关机构的人员参加。会议将由项目组负责人朴基洪致开场白，随后介绍霍南地区自主研发项目及课题建议书（RFP）说明、问答环节、项目计划书编写格式及申请流程指导，问答环节将持续1小时，介绍具体研究课题内容及课题申请·选拔程序等。 朴基洪项目组负责人表示：“此次项目具有重要意义，因为地方的研究者和企业能够直接挖掘地方产业所需的技术，并共同推进从研发到实证和商业化的过程。”他希望霍南地区的AI·半导体、再生能源、移动性领域的优势能够转化为实际的产业竞争力，期待地方产·学·研相关人员的广泛关注和参与。”※ 本报道经人工智能（AI）系统翻译与编辑。

政府计划到2040年将商业用再生能源装机容量扩大至220GW，约为去年的37GW的六倍。为了应对人工智能（AI）数据中心和半导体巨型集群等日益增长的电力需求，并逐步淘汰煤电，政府将加快太阳能和海上风电的推广。 气候能源环境部和第12次电力供给基本计划制定总协调委员会于26日在韩国电力南首尔总部举行第六次公众公开讨论会，公布了上述再生能源推广前景。此次前景将在讨论会意见和进一步审查后，作为暂定方案纳入第12次电力基本计划。 预计商业用再生能源装机容量将从2025年的37GW增加到2030年的100GW，2035年达到163GW，2040年达到220GW。与第11次电力基本计划中2038年的预测值（121.9GW）相比，增加了98.1GW。自用太阳能预计将从2024年的4.6GW增加到2030年的8.1GW，2035年达到11.9GW，2040年达到16.3GW。 为了实现2030年100GW的目标，未来五年需额外安装63GW，平均每年需新增12.6GW。 到2040年，按发电来源划分，太阳能将占155.3GW，约占总量的70%。陆上风电预计为15.5GW，海上风电为45GW，水电和生物等其他发电源为4GW。 太阳能的前景考虑了距离限制的放宽和模块效率的提高。气候部利用地理信息系统计算出2040年太阳能市场潜力为271GW。基于过去的推广业绩应用的扩散模型得出132GW，但考虑到建筑屋顶和居民参与型项目的距离限制放宽等政策效果，预计将提前3.6年，前景值提高至155.3GW。 海上风电预计将从目前的0.4GW增加到2030年的3.1GW，2035年达到25GW，2040年达到45GW，增长超过100倍。前提是现有发电项目的许可量中，24.6GW的可推进项目和政府主导的计划用地20GW全部竣工。政府计划从2029年开始进行计划用地招标，并扩建港口和专用安装船等基础设施，计划在2036年后每年新增4GW。 陆上风电的现有装机（2.1GW）加上现有许可项目8.1GW和预计的新许可量5GW，以及因老旧设备更换而进行的再电力化0.3GW进行计算。自用太阳能则根据2024年的4.6GW的累计推广量增长趋势进行决定。 扩大再生能源是为了支持急剧增加的电力需求。此前，电力基本计划制定总协调委员会重新预测2040年最大电力需求为165GW。预计半导体等高科技产业将产生20.6GW的额外需求，数据中心将产生7.9GW的额外需求，因此出口企业实现RE100的无碳电力保障也变得迫在眉睫。 气候部计划将太阳能的道路距离上限从100米放宽至0米，相关实施条例的再立法预告内容需要重新评估，因此将纳入第13次电力基本计划。第12次电力基本计划将根据此次讨论会提出的意见进行进一步审查和补充。※ 本报道经人工智能（AI）系统翻译与编辑。

政府将于下周公布第12次电力供给基本计划（电力基本计划）中反映的2040年再生能源普及展望。届时将讨论太阳能和风能等再生能源的普及规模及其实现可能性的政策方案。 气候能源环境部与第12次电力供给基本计划总协调会于20日宣布，将于26日在首尔永登浦区韩国电力公司南首尔总部举行以“再生能源普及展望”为主题的第6次公众政策讨论会。 此次讨论会上，将公开经过第12次电力供给基本计划总协调会及分科会议讨论后形成的2040年太阳能、风能等再生能源的普及展望初步方案。 政府计划在应对气候危机和增强能源安全的背景下，检查再生能源的普及现状，并讨论其作为未来电力主力能源的中长期普及路径。 再生能源被视为实现国家碳中和和国家温室气体减排目标（NDC）的关键手段。它有助于降低燃料进口依赖度，增强能源安全，并被视为支撑未来国家竞争力的重要能源。 尤其是，针对国内出口企业的“100%使用再生能源（RE100）”的要求不断扩大，人工智能数据中心和半导体巨型集群等高科技产业对大规模无碳电力的需求增加，政府认为及时充足地供应再生能源与产业竞争力息息相关。 因此，政府与总协调会在制定第12次电力供给基本计划的过程中，审查了大幅扩大再生能源普及的政策手段和展望模型。将对讨论会上提出的意见进行仔细审查，并纳入第12次电力供给基本计划中。 讨论会将于下午4时开始，以现场活动和在线直播的方式进行。希望现场参加的人士需通过韩国能源公团官网等提前申请。※ 本报道经人工智能（AI）系统翻译与编辑。

政府将启动技术标准讨论，以提高电力系统的稳定性，适应再生能源的扩展。随着太阳能、风能和电池储能系统（BESS）等基于逆变器的电源不断增加，迫切需要将现有的集中式电网转变为分散式和双向结构。 气候能源环境部电力委员会于20日宣布，将于21日在首尔钟路区的煤炭会馆召开“第一次电网规范专业委员会”，讨论确保再生能源扩展带来的电力系统稳定性和可靠性的方法。 电网规范是涵盖电力系统可靠性和电能质量维持标准、电力市场运营规则、输配电电气设备使用规定等的电网运营标准。电力委员会已将原有的“电力系统及可靠性专业委员会”改组为“电网规范专业委员会”，以应对变化的电力环境。该专业委员会将作为专家协商体，审查提高国内电力系统稳定性和可靠性的技术运营标准，并提出中长期改进方向。 此前，政府在4月份的能源转型推进计划中，已明确提出以再生能源为中心的电力系统转型计划。因此，电力系统也在迅速从以大型发电厂为中心的集中式结构，转变为包括各地的太阳能、风能、ESS和需求资源参与的分散式和双向结构。 因此，专业委员会将讨论以下内容：适合逆变器基础电源的国内电网规范现状及改进方向、BESS的安全性和系统连接标准、大规模停电预防和系统恢复机制、未来电力系统运营标准的中长期改进方向等。 电网规范的讨论具有再生能源推广扩展的隐性基础设施特征。仅仅增加发电设备并不能保证电网的稳定性，还需要具备频率和电压维持、输出波动应对、事故发生时的系统恢复能力，才能将再生能源作为主力电源加以利用。 特别是太阳能和风能通过电力电子设备逆变器与电网连接。由于其与传统同步发电机中心系统具有不同的特性，如果不明确故障时的承受能力、电压和频率控制、无功功率供应、输出控制标准，随着再生能源比例的提高，系统的不稳定性可能会加剧。 电力委员会主席金昌燮表示：“为了应对再生能源扩展和电力系统结构变化，持续且前瞻性地提升系统运营标准和技术标准是必不可少的。”他期待“电网规范专业委员会将在各类技术专家的意见基础上，在提高电力系统的稳定性和可靠性方面发挥重要作用。”※ 本报道经人工智能（AI）系统翻译与编辑。

政府将启动再生能源发电商与企业之间的电力购买合同（PPA）中介平台试点运营。此举旨在促进再生能源电力交易，支持企业履行RE100承诺，并帮助发电商稳定电力销售。气候能源环境部于15日在首尔西大门区的EL Tower宣布启动PPA中介平台试点项目。该平台允许再生能源发电商和用电企业在线注册希望签约的电量，并找到合同对象，进行实际谈判。政府计划在本月底前进行模拟交易，并于8月初正式启动服务。此前，企业与再生能源发电商之间寻找合同对象的困难被认为是PPA推广的障碍。企业难以找到合适的发电商，而发电商也面临着获取需求企业的挑战。PPA是一种发电商直接向企业供电的合同方式，无需通过电力市场。如果PPA得到推广，将有助于支持企业履行RE100承诺，确保再生能源发电商的长期收益基础，并减轻再生能源强制供应（RPS）结算负担。直接PPA合同的数量也在持续增加。2023年合同数量为13件，2024年增至29件，2025年达到79件，而今年1至5月就已签署118件。试点项目将有43家企业和协会参与，包括再生能源发电商、再生能源电力供应商和RE100需求企业。参与企业将在平台上注册电力需求和供应量，成功连接后将以保密方式进行合同谈判。政府还为促进平台使用提供了激励措施。通过平台签约的小型发电商将获得计量器安装费用支持，而RE100需求企业的网络使用费支持期限将延长至最长4年。此外，屋顶太阳能发电商的保证保险费支持比例也计划扩大至最高50%。气候部再生能源政策局局长沈珍秀表示：“对参与试点项目的企业进行调查后发现，需求和供应量均在1GW左右，行业关注度很高。”他表示：“我们将积极反映现场意见，发展成为对电力购买合同的推广真正有帮助的平台。”※ 本报道经人工智能（AI）系统翻译与编辑。