行业投资评级 - 电力设备及新能源行业评级为“强于大市”（维持）[1] 报告核心观点 - 新型储能是构建以新能源为主体的新型电力系统的重要支撑技术，行业已从政策驱动迈入市场驱动的新阶段 [6][15] - 全球及中国新型储能装机规模快速增长，中国已成为全球最大市场，预计到2027年累计规模将达到1.8亿千瓦，2025-2027年复合年均增长率为34.63% [6][20][21][24][26] - 新型储能下游应用以电网侧为主导，独立储能是核心场景；河南省新型储能发展目标明确，支持政策力度位于全国前列，是重要的区域市场 [6][9][113] 我国新型储能产业发展现状 行业发展阶段与定义 - 新型储能是指除抽水蓄能外，以输出电力为主要形式的储能技术，涵盖电化学储能、机械储能、电磁储能、热储能、氢储能等多种类型 [6][13] - 相较于抽水蓄能，新型储能具备建设周期短（电化学储能项目仅需3-6个月）、选址灵活、调节能力强（毫秒至秒级响应）等显著优势 [14] - 2025年以来，行业从政策驱动迈入市场驱动新阶段，标志性事件是2025年2月“136号文”明确取消新能源项目强制配储政策 [6][15][16] 装机规模与市场格局 - 2024年全球新增投运新型储能项目装机规模达74.1GW/177.8GWh，同比增长62.5%/61.9%；截至2024年底，全球累计装机规模达165.4GW/381.7GWh [21] - 全球市场集中度高，2024年中国、美国、欧洲三地新增装机占比超过90% [21] - 截至2025年上半年末，中国新型储能装机规模达94.91GW/222GWh，较2024年底增长近29%，占全球总量的40%以上 [6][24] - 截至2024年底，中国新型储能累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，较2023年底增长超过130%，2024年新增装机规模42.5GW/107.1GWh，同比增长109.5% [24] - 地域分布上，内蒙古（1023万千瓦）、新疆（857万千瓦）、山东（717万千瓦）位列2024年末中国新型储能累计装机规模前三 [27] - 技术路线上，2024年中国新型储能以磷酸铁锂电池储能为主，占比近90% [33]；截至2024年底，新型储能累计装机规模（占比56.8%）首次超过抽水蓄能 [36] 新型储能下游应用场景 应用场景定义与分类 - 从电力系统角度，储能下游主要应用于三大场景：电源侧（装设于电厂、风电场、光伏电站内部）、电网侧（直接接入公用电网）、用户侧（建设在用户场地或邻近） [6][39][40][41] 各场景发展现状与盈利模式 - 2024年储能装机应用场景分布（装机能量口径）：电网侧储能占比60.0%（其中独立储能占57.6%），电源侧储能占比32.3%（光伏及风电配储合计占30.9%），用户侧储能占比7.7% [6][57] - 电源侧储能：核心价值在于平滑可再生能源出力、促进消纳、参与调峰调频；盈利模式包括参与调频辅助服务市场、纳入新能源成本、容量租赁、获取补贴等 [43][44][55][56] - 电网侧储能：核心功能是提供调峰、调频等辅助服务，维护系统安全；独立储能已成为增长主力，盈利来自容量租赁、电力现货交易、调峰调频补偿等 [48][51][55][56] - 用户侧储能：主要为工商业应用，依靠峰谷价差套利、需量电费管理、需求响应等获取收益 [52][53][55][56] - 2024年中国新型储能调用效率提升，年均等效利用小时数达911小时，比2023年提升约300小时；年均等效充放电次数221次，比2023年提升约59次 [63] 下游代表性企业 - 市场参与者以大型发电集团和电网公司为代表的央国企为主，涵盖国家电网、南方电网/南网储能、国家能源集团/龙源电力、国家电投集团/上海电力/中国电力、中国华能集团、中国华电集团、中国大唐集团、中国三峡集团/三峡能源、华润电力、国投电力、中核集团/中国核电、中国广核集团/中国广核、中国能建等 [9][64] - 关键企业数据：国家电网经营区截至2025年6月新型储能装机规模达7624.25万千瓦，2025年新增装机量1748.25万千瓦，同比增长100.34% [65]；南网储能截至2025年6月底新型储能投产装机规模65.42万千瓦/129.83万千瓦时 [68]；国家电投集团截至2025年5月底新型储能装机7436兆瓦/17151兆瓦时 [73]；宁德时代2025年上半年储能业务营业收入284亿元 [106] 河南新型储能下游发展情况 政策支持与发展目标 - 河南省构建了多维度、多层次的新型储能发展政策体系，支持力度位于全国前列 [113] - 发展目标：2025年新型储能装机目标为超过500万千瓦（力争600万千瓦），2030年装机目标为1500万千瓦以上；根据《河南省配电网高质量发展实施方案(2024-2027年)》，到2025年/2027年目标分别达到600万千瓦/1000万千瓦 [9][117] - 关键政策包括《关于加快新型储能发展的实施意见》（2023年6月）首次确立独立储能市场主体身份，并创新容量租赁机制（2023年租赁参考价每年每千瓦时不超过200元）[114]；后续政策持续优化，如独立储能放电电价按燃煤机组平均上网电价的1.72倍执行（2024年6月）[116]；允许新能源配建储能转为独立储能（2024年12月）[116]；独立储能参与电力现货市场（2025年6月）[117] 产业现状与代表性公司 - 河南省在新能源消纳压力较大地区及用电负荷中心布局电网侧储能，加快独立储能项目建设，推动新能源配储转独立储能，拓展用户侧应用场景 [9] - 下游应用端代表性及相关性公司包括：豫能控股、易成新能、国家能源集团河南电力有限公司、国家电投集团河南电力有限公司、中国华能集团有限公司河南分公司、中国华电集团有限公司河南分公司、中国大唐集团公司河南分公司、华润电力投资有限公司中西分公司、中核汇能河南能源有限公司、中广核新能源河南有限公司、多氟多等 [9]

鸿蒙5在政企办公领域的渗透 - 数字经济加速渗透，政企办公数智化已成大势所趋 [1] - 鸿蒙5凭借安全可控的底座能力和更智能、更便捷的优势特性，正成为支撑政企数字化转型的核心力量 [1] - 形成了"政府引领、企业主导"的良好发展格局，全面覆盖全国各省份与多个关键行业 [1] 政务领域应用进展 - 政务领域鸿蒙化全面提速，覆盖全国重点省份 [3] - 自去年11月全国首个省级政务办公App"京办"正式上线以来，各地政务办公应用鸿蒙化进程稳步推进 [3] - 今年8月，贵州省"贵政通"及全国首个百万月活的"粤政易"上线，加速了省级主流政务应用的鸿蒙化 [3] - 鸿蒙系统已在北京、上海、广东、山东、福建、湖北、湖南、河北、辽宁、吉林、陕西、广西、甘肃、青海等省份政务体系深入落地 [3] 关键行业应用拓展 - 办公应用的鸿蒙化适配已延伸至能源、建筑、金融、物流、制造、教育、医疗等众多关键行业 [4] - 能源矿产行业应用包括川煤集团"智慧川煤"、中国石化"石化e签"、国家能源投资集团"国能iCE"等 [4] - 建筑行业应用包括北京城建"i城建"、北京建工"新材智猛"等 [4] - 金融行业应用包括中国银行"复兴壹号"、中原银行"中原原心"等 [4] - 物流行业应用包括中国物流"中储智运"、中国邮政"中邮网院"等 [4] - 制造业应用包括东风汽车"东风智慧办公"、中粮集团"中粮E+"等 [4] 教育与医疗行业应用 - 教育行业应用包括北京大学"北京大学"、上海交通大学"交我办"、浙江大学"浙大钉"等 [5] - 医疗行业应用包括山西医科大学第一医院"健康山西医生版"等 [6] 未来发展前景 - 鸿蒙5为千行万业构建了安全可控数字底座，提供更便捷、更智能的办公体验 [6] - 各地各行业政企单位正持续深化鸿蒙生态的布局与应用，推动办公效率与服务能力提升 [6] - 随着更多政企办公应用接入，一个更加自主、安全、智能的数字化办公时代正加速到来 [6]

会议概况 - 中国电力企业联合会于10月14-15日在北京主办2025年电力行业可靠性高质量发展暨电力可靠性管理40周年主题论坛 [1] - 会议主题为“筑基四十载，可靠致未来”，旨在回顾成就、凝聚共识、推动电力可靠性管理高质量发展 [1] - 来自政府部门、电力企业、科研院所和设备制造企业的350余名代表参会 [1] 电力可靠性管理成就 - 2024年中国主力燃煤机组年平均非计划停运次数降至0.6次，较1985年的6.22次大幅下降 [2] - 2024年全国用户平均停电时间减少至6.71小时/户，较1991年的94.55小时/户显著改善，全国用户平均供电可靠率达到99.924% [2] - 中国220千伏及以上变压器可用系数保持较高水平，直流系统能量可用率近五年保持在95.6%以上，普遍优于国际同类水平 [2] - 电力可靠性管理完成了从探索创业到奋力追赶再到并跑领先的角色转换 [3] 未来发展方向 - 强调需加快构建电力可靠性管理新格局，以适应经济社会高质量发展和新型电力系统建设的新要求 [4] - 未来工作重点包括以改革创新为动力建立适应新型电力系统的可靠性管理体系，以及以数据应用为重点发挥可靠性数据的指导作用 [4] - 行业将继续强化智库建设、标准体系建设、统计工作质量管控及专业人才培养 [2] 行业交流与合作 - 国家电网、南方电网、中国华能、中国大唐、中国中煤等企业代表分享了在能源安全保供、电力应急、系统可靠性等领域的探索与思考 [5] - 会议发布了电力行业可靠性管理40周年典型案例评选结果和2024年度发电机组可靠性标杆机组 [5] - 会议同期设立了发电和电网两个分论坛，专家代表分享了最新管理和技术成果 [5]

公司业务与核心竞争力 - 公司是国内领先的行业物联网解决方案提供商，深耕电力和通信两大行业 [1] - 公司以“物联网+边缘计算+人工智能+大数据”为核心竞争力，在智能运维赛道构筑壁垒 [1] - 公司深度参与国内电力、通信行业的数智化升级，与国家电网、南方电网、中国电信、中国移动、中国联通建立了长期稳定的合作关系 [1] 公司治理与投资者关系 - 公司坚守“透明、合规、共赢”原则，常态化开展网上业绩说明会，由董事长、总经理等核心管理团队直面投资者关切 [2] - 公司严格履行信息披露义务，规范运作，以保障投资者知情权与参与权 [2] 行业背景与活动 - 2025年世界投资者周（10月20日-24日）是由国际证监会组织发起的全球性活动，核心主题包括“科技和数字金融”、“人工智能（AI）”和“防范欺诈” [1][3]

文章核心观点 - 绿色金融是银行业创新的重点方向 绿色贷款余额达42.39万亿元 比年初增长14.4% [1] - 可持续发展目标与银行盈利需求相互促进 将ESG因素融入风险管理可规避环境风险和政策变动带来的财务损失 保护资产质量以实现长期价值创造 [2] - 转型金融认可转型过程的经济价值 为碳强度高但具备清晰转型路径的企业提供融资解决方案 是亚洲地区的重要机遇 [4][5] 绿色贷款市场数据 - 截至2025年二季度末 本外币绿色贷款余额42.39万亿元 比年初增长14.4% [1] 银行可持续发展与盈利的平衡 - 可持续发展与银行盈利需求相互促进 ESG因素融入风险管理可规避环境风险和政策变动的财务损失 保护资产质量以实现长期价值创造 [2] - 银行优势在于助力全球跨国企业实现亚洲业务低碳转型 并为走出去的中国企业全球化战略提供可持续发展支持 [2] 星展银行绿色金融实践与重点领域 - 截至2024年底 星展银行已承诺提供890亿新元的可持续融资（扣除还款后净额） [2] - 重点布局领域覆盖可再生能源 交通 农业以及城市建设等行业 [2] - 具体案例包括为远景能源风电项目提供碳减排支持工具贷款 为南方电网收购乌兹别克斯坦风电场和中广核老挝光伏项目提供绿色过桥贷款 为新加坡能源集团重庆项目发放绿色贷款 [2] - 向长城汽车金融 东风汽车金融等提供绿色贷款 助力广汽汇理发行绿色金融债券 [2] - 助力农牧企业绿色转型与供应链融资优化 为恒基置地提供绿色贷款 协助凯德集团发行可持续挂钩熊猫债 [2] CCER市场重启的影响与机遇 - CCER市场重启标志中国碳市场体系向多元化成熟化迈进 提升碳排放交易活跃度并推动优质减排项目加速落地 [3] - 星展银行联合中新苏州工业园区绿色发展公司及新加坡气候影响交易所达成战略合作 开发试点项目助力苏州工业园区企业接入全球碳信用市场 [3] - 积极关注全球碳市场发展 帮助企业解读EU ETS与CBAM政策 通过境内外网络对接欧洲机构与合作伙伴 助力客户把握绿色转型与国际贸易新机遇 [3] 转型金融的发展前景 - 转型金融核心是认可转型过程的经济价值 为碳强度高但具备清晰转型路径的企业提供融资解决方案 [4] - 亚洲作为全球经济增长引擎 集中大量需低碳转型的传统行业 与银行发展路径高度契合 [5] - 星展银行于2020年推出全球银行业首个《可持续发展和转型融资框架与分类法》并持续完善转型金融框架 [5] - 代表性交易包括向中国某大型国有企业下游电弧炉炼钢制造商提供5000万美元转型贷款 向某全球化工公司提供1000万美元信贷支持其印尼工厂从自备燃煤电厂转型 [5] - 转型融资可帮助企业满足CBAM等国际标准 提升产品国际市场竞争力与认可度 实现长期可持续发展 [5] 绿色金融发展面临的挑战 - 面临标准与定义统一性挑战 全球对绿色或转型活动的界定标准仍在演进中存在差异 需平衡全球标准与本地化要求 [5] - 面临数据缺口与可信度挑战 企业项目层面非财务数据的可获取性一致性和可信度有待提升 为量化环境效益和管理气候风险构成障碍 [6] - 面临商业可持续性挑战 部分绿色技术项目处于发展早期 投资周期长风险收益比尚待市场检验 要求金融机构具备前沿行业洞察和精细化风险管理模型 [6]

充电基础设施总体增长情况 - 2025年1-9月充电基础设施增量为524.5万个，同比上升84.9% [1] - 截至2025年9月底充电基础设施总数达到1806.3万个，同比增长54.5% [1] - 私人充电设施增量为434.8万个，同比上升94.6%，增速高于公共充电设施 [1] 公共与私人充电设施运行情况 - 截至2025年9月底公共充电设施为447.6万个，同比增长40.0% [1] - 公共充电桩额定总功率达到1.99亿千瓦，平均功率约为44.36千瓦 [1] - 私人充电设施为1358.7万个，同比增长60.0%，报装用电容量达到1.20亿千伏安 [1] 区域与运营商市场格局 - 广东、浙江、江苏等TOP10地区建设的公共充电设施占比达66.6% [2] - 2025年9月全国充电总电量约76.8亿度，同比增长52.4%，但环比下降5.2% [2] - 特来电、星星充电、云快充为前三大运营商，运营充电桩数量分别为84.2万、71.0万、67.3万个，TOP15运营商占总量的84.2% [2] 充电设施与新能源汽车协同发展 - 2025年1-9月新能源汽车国内销量为947.0万辆 [3] - 桩车增量比为1:1.8，显示充电基础设施建设能基本满足新能源汽车的快速发展 [3]

事件概述 - 国家电网与南方电网于10月13日首次通过现货交易形式完成跨经营区电力调配，南方电网向浙江、上海输送总计4230万千瓦时电能，其中180万千瓦清洁电力通过云霄直流通道输送至浙江，90万千瓦输送至上海 [2] - 此次交易标志着全国统一电力大市场联通机制全面落地，是电力市场改革的里程碑事件 [2] 市场机制变革 - 交易模式从传统的“计划调配”转变为“现货交易”，实现了“需求汇聚－市场出清－精准输送”的市场化流程 [4] - 现货交易的核心是价格发现，分时电价真实反映供需关系，例如交易中浙江12时现货电价较基准价上浮20%至0.8元/千瓦时，而广东同期电价仅0.5元/千瓦时，价差驱动了电力资源流动 [8] - 过去省间交易类似“包办婚姻”，现货交易则像“自由恋爱”，价格信号让供需自主匹配 [4] 驱动因素 - **政策驱动**：2022年1月国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确2025年初步建成、2030年基本建成的目标，后续配套政策如2023年《电力现货市场基本规则（试行）》统一了交易规则 [6] - **硬件支撑**：2022年投运的云霄直流通道连接福建与广东，额定容量300万千瓦，其搭载的智能控制系统能实时传递电价、负荷数据，为市场化交易提供技术支撑 [7] - **机制创新**：两大电网在交易时序、报价方式等关键环节达成共识，形成了可复制的跨区交易模板 [8] 行业影响与价值 - **解决电力供需矛盾**：交易解决了浙江因罕见持续高温导致的电力紧张，全省最高负荷飙升至11582万千瓦，同比增幅达24.7%，国庆期间负荷同比暴涨35.8% [3] - **促进清洁能源消纳**：此次南方电网送出的电力中90%是水电和风电，相当于为浙江减少燃煤16万吨，减排二氧化碳40万吨 [9] - **提升清洁能源交易占比**：2023年1—9月，全国跨区现货交易中清洁能源占比已达41%，较上年提升12个百分点 [9] - **激活系统灵活性**：统一市场通过价格信号可激活储能、可调节负荷等资源参与调峰，改变过去依赖煤电调峰的模式 [9] - **优化用电成本与主体多元化**：工业企业可利用电价低谷降低用电成本，居民将受益于更灵活的分时电价，同时售电公司、虚拟电厂等新市场主体将涌入，推动市场从“生产驱动”转向“需求驱动” [9] 长期发展前景 - 全国统一电力市场建设是一个“进行时”，此次突破为更高效、更清洁、更安全的电力系统铺路 [10] - 统一电力市场有助于解决我国清洁能源与负荷中心“逆向分布”的问题，通过价格杠杆促进西南水电、西北风光等清洁能源的长距离输送 [9]

行业投资评级 - 行业投资评级为“推荐”，并予以维持 [1] 核心观点 - 报告认为电力设备各行业均有基本面层面的积极变化和潜在催化，维持板块整体“推荐”评级 [10] 行业表现 - 截至2025年10月17日，电力设备行业近1个月、3个月、12个月的表现分别为-1.5%、29.3%、44.2%，同期沪深300指数表现分别为-0.8%、11.9%、19.2% [4] 光伏行业 - 光伏行业“反内卷”阶段性成效显著，供给侧改革持续推进，硅料价格已稳定在50元/kg左右 [5] - 协鑫科技2025年第三季度颗粒硅平均外部售价（含税）为42.12元/kg，环比第二季度上涨27.9%；平均现金成本为24.16元/kg，环比第二季度下降4.5% [5] - 预计有重要政策将发布以加强光伏产能调控，硅料收储平台公司预计月内有望加速落地 [5] - 随着各省136号文细则陆续发布以及机制电价竞价开启，此前观望的集中式项目预计启动 [5] - 欧洲夏季假期结束，传统旺季来临，有望对海外需求形成支撑 [5] - 建议关注硅料、高效电池技术、辅材及出口链相关公司 [5] 风电行业 - 国内海风进入招标旺季，东方电缆、中天科技近期分别中标23.74亿元、17.88亿元海缆订单 [6] - 明阳智能拟在苏格兰建设英国首个全产业链一体化风电机组制造基地，预计投资总额15亿英镑（约合人民币142.10亿元） [6] - 9月陆风风机招标量达7.02GW，维持高位；开标均价达1710元/kW，创2024年以来新高 [7] - 建议关注海风、陆风产业链及零部件公司 [6][7] 储能行业 - 河北省发改委发布多元技术路线独立储能试点项目清单，共97个项目，总规模13.82GW/47.03GWh [7] - 项目采用磷酸铁锂与其他技术混合路线，促进钠离子、全钒液流、固态等多种技术发展 [7] - SNEC ES+2025国际储能展览会举行，多家企业推出大储、工商储等领域新产品 [7] - 持续看好海外储能需求增长及国内独立储能发展 [7] 锂电行业 - 欣旺达截至2025年9月已向全球消费电子市场交付超过800万颗半固态电池 [7] - 当升科技与博苑股份签订战略合作，致力于构建固态电池电解质领域的上下游协同关系 [7] - 六氟磷酸锂价格从9月16日的约5.6万元/吨上涨至10月13日的约6.8万元/吨，不到一个月内涨幅超20% [7] - 国庆假期后三天，六氟磷酸锂市场均价上涨超8000元至约6.9万元/吨，部分最高报价触及7.3万元/吨，出口报价达8万元/吨 [8] - 建议关注固态电池产业链及六氟磷酸锂、电解液相关公司 [7][8] 电力设备与电网 - 国家电网2025年1-9月完成固定资产投资超4200亿元，同比增长8.1%，预计全年投资规模将首次突破6500亿元 [9] - 中国电气装备等联合研制国内首套用于核聚变的300MVA脉冲供电系统完成测试验收 [9] - 英伟达发布面向下一代AI基础设施的800V DC白皮书，探索中压整流器应用及固态变压器技术 [10] - 南方电网与国家电网首次达成跨电网经营区电力现货交易，支援华东地区180万千瓦用电保障 [10] - 建议关注电力基建、核聚变、数据中心电源、液冷设备及电力市场化运营相关公司 [9][10]

新政核心变化 - 首次明确绿电直连等就近消纳项目需缴纳稳定供应保障费用 包括输配电价和系统运行费 [1] - 政策导向从“电网兜底”转变为“谁受益 谁负担”的成本分摊原则 [2] - 输配电价收费方式从两部制变为主要按接网容量收费 关键参数由自身负荷率变为全省平均负荷率 [2] 行业影响与成本结构 - 新价格机制有助于项目投资者清晰测算成本 推动新能源就近消纳项目落地 [2] - 新机制改变项目成本结构 对经济性影响显著 符合高负荷率 高自用率和高灵活性的项目将获得更多激励 [3] - 负荷率低或不稳定的项目成本上升 利润空间被压缩 可能难以推进 [3] 项目运营与投资策略 - 新机制促使用户更精准评估用电需求 按需付费 并鼓励提高自用比例 [3] - 通过优化新能源与储能的协同控制 降低接入公共电网容量 可有效减轻容量电费负担 [3] - 负荷容量与接入容量的差距越大 输配电费优化空间越大 关键在于构建灵活的源网荷储协同体系 [4] 储能与零碳园区机遇 - 储能从政策性附属设施转变为具有实际效益的重要资产 [6] - 新规有助于提升项目配储效益 并促进自我平衡能力 风光资源项目更有动力配置储能以减少对电网依赖 [4] - 零碳园区有望成为推动绿电直供和就近消纳的重要突破口 [4][6] 项目风险与模式演变 - 绿电直连项目可能因负荷企业停产 搬迁等面临投资风险 应对关键是匹配新用电负荷或转为市场化项目 [5] - 项目目前多为单点对单点 抗风险能力弱 若与园区结合实现单点对多点或单点对网 可提高抗风险能力 [5]

全国统一电力市场建设进展 - 我国启动跨电网经营区常态化电力交易机制，南方电网和国家电网首次开展跨电网经营区现货交易，交易电量达4230万度 [1] - 电力市场正从分散、规则不统一的格局加速迈向全国统一的“电力大超市”，实现跨区域资源调配新图景 [1] 市场交易规模与增长 - 今年1至8月，全国累计完成电力市场交易电量43442亿千瓦时，同比增长7.0％ [3] - 跨省跨区交易电量达10294亿千瓦时，同比增长9.4％，每4度交易电量中就有1度通过跨省区调配实现 [3] - 南方区域电力市场日均交易电量达38亿度，市场交易规模超过英法德三国之和 [3] 制度与规则建设 - 《能源法》立法取得突破性进展，《电力市场监管办法》修订完善，市场运行等四大基础规则相继落地 [3] - 2025年是全国统一电力市场计划初步建成的关键之年 [3] - 国家层面印发《跨省跨区电力应急调度管理办法》，为跨省区电力应急调度提供规范性文件 [8] 南方区域市场实践与成效 - 南方区域电力市场于6月28日启动连续结算试运行，涵盖广东、广西、云南、贵州、海南5省份，建成打破省级壁垒的电力现货市场 [3] - 采用全区域主体同台竞争、统一出清的市场模式，发挥价格信号作用引导资源流动 [4] - 历经35个月前期准备和12轮短期试运行测试，最终实现连续结算试运行的突破 [5] - 连续结算试运行期间，通过市场优化的西电东送总电量达698.1亿千瓦时，较优先计划增送84.2亿千瓦时 [9] 迎峰度夏期间的市场化保供 - 今年夏季南方五省区系统最高负荷达2.57亿千瓦，同比增长2.9％，广东用电负荷突破1.6亿千瓦 [7] - 市场机制通过跨省区实时价格信号精准引导资源流动，缓解局部“卡脖子”问题 [7] - 1至8月西电东送完成电量1665亿千瓦时，同比增长4.1％，云南外送电量1109亿千瓦时，广东受西电电量1457亿千瓦时，均创历史同期新高 [7] - 广东受西电最大电力达4400万千瓦，占广东最大负荷的30％，日最大电量9.87亿千瓦时，占广东用电量的33％ [8] - 应急调度单日消除各地电力缺口最大超过1300万千瓦 [8] 跨区域电力支援与交易常态化 - 7月1日至9月底，南方区域通过闽粤直流通道持续送电华东 [8] - 7月16日至17日，广东通过江城直流应急调度支援四川120万千瓦 [8] - 10月11日、13日，南方电网按闽粤直流最大通道能力支援华东，最大电力180万千瓦 [8] 新能源消纳机制 - 区域现货市场通过全区域统一出清，自动适应新能源随机性与波动性 [9] - 当风电、光伏大发时，西部省区电价走低，新能源企业通过“以价换量”策略争取更大发电量，实现能源替代和跨省区增送 [9]