藏格矿业采矿权进展 - 全资子公司藏格钾肥取得察尔汗盐湖钾镁矿的《不动产权证书（采矿权）》与《采矿许可证》，矿区面积达724.3493平方公里 [1] - 开采矿种包括主矿种钾盐，以及共伴生矿种矿盐、镁盐、锂矿、硼矿，此举为盐湖提锂业务提供了法定支撑和用益物权基础 [1] - 该采矿权有助于保障钾盐长期开发、稳定氯化钾供应，并通过多矿种协同开发最大化资源价值，增强公司核心竞争力 [1] 赣锋锂业业务布局 - 公司宣称拥有完整的固态电池上下游一体化布局并具备商业化能力，关键环节涵盖硫化物电解质及原材料、氧化物电解质、金属锂负极、电芯及电池系统 [2] - 公司已推出适配低空经济的高比能飞行系列电源，电池能量密度覆盖320Wh/kg至550Wh/kg，循环最高可达1000圈，并已通过车规标准GB38031-2020 [2] - 公司已与知名无人机、eVTOL企业达成合作，并正积极推动储能板块的战略投资人引进事项，但目前尚未形成实质性协议 [2] 桂冠电力发电量表现 - 公司2025年前三季度累计完成发电量318.48亿千瓦时，同比增长14.89% [3] - 分电源看，水电发电量281.57亿千瓦时，同比增长21.93%；光伏发电量12.10亿千瓦时，同比增长52.20% [3] - 火电发电量10.12亿千瓦时，同比下降55.46%；风电发电量14.69亿千瓦时，同比下降5.95% [3] - 发电量增长主要得益于主要水电厂流域来水同比增加，以及公司新能源发电装机规模的增长 [3]

电力消费规模与历史意义 - 中国全社会用电量在7、8月份连续两个月达到1万亿千瓦时，这是人类历史上首次有国家单月用电量跨过此门槛 [1] - 单月1万亿千瓦时的用电量相当于日本或德国与法国两国一整年的用电量总和 [3] - 与十年前频繁“拉闸限电”的情况形成鲜明对比，如今即使在极端高温和19个省级电网负荷屡创新高的情况下，电力供应依然稳定充足 [3] 用电量增长的核心驱动因素 - 用电量增长主要由以新能源汽车、锂电池、光伏产品为代表的“新三样”先进制造业拉动 [4] - 为AI和数字经济提供算力的数据中心是另一大用电增长驱动力，这些“AI工厂”24小时不间断运行消耗大量电力 [7] - “新三样”产品绝大部分用于出口，其生产过程中消耗的电力支撑了全球能源转型 [7] 保障电力供应的关键技术与策略 - 中国已建成超过5万公里的特高压电网，占全球特高压输电线路总量的90%，能极低损耗地实现“西电东送”，解决能源资源与负荷中心分布不均的问题 [8][10] - 风电和光伏发电总装机规模已历史性超过煤电，但采取“多元融合”策略，煤电转型为保障电网稳定的“超级辅助”，新能源成为“主力” [11][12][14] - 推行“管住中间、放开两头”的电力市场化改革，国家严格监管输配电环节，发电侧和售电侧引入竞争，使中国居民和工业平均电价仅为全球主要经济体平均水平的1/3 [15][16] 电力优势在数字经济时代的战略意义 - 电力被视为数字经济时代的“新石油”，训练一次大模型耗电达2.4亿度，一次AI搜索耗电是传统搜索的10倍 [18] - 稳定、充足且低成本的电力供应成为中国在AI竞赛中的核心不对称优势，当其他国家面临电力瓶颈时，中国已在规划相当于3个三峡电站规模的雅鲁藏布江下游超级水电站 [18] - 电力优势转化为新能源汽车等产业的成本竞争力，并通过“一带一路”项目将绿色能源解决方案输出至全球近50亿人口地区 [18][19]

储能需求爆发 - 国内储能需求超预期爆发，2025年1-8月中标规模超210GWh，同比增长1.5倍 [9] - 电力市场化改革提升储能经济性，当电站EPC成本1.05元/Wh、峰谷电价差0.6元/kWh时，项目投资回报率可达6.67%，独立储能IRR可达6%至10%以上 [8] - 海外市场如沙特提出2030年实现48GWh储能容量目标，2024至2025年间规划24GWh项目，中国企业在沙特累计中标容量已超24GWh [10] - 美国市场IRA补贴叠加关税延期引发“抢装潮”，2025年新增规划量比2024年底增加逾10GW（对应35GWh以上） [12] 电芯供应紧张 - 储能电芯陷入紧缺，宁德时代在手储能订单超48GWh排期至2026年一季度，海辰储能自3月起全面满产订单排到9-10月 [14] - 楚能新能源1-5月订单量超40GWh超去年全年，头部企业产能不足导致订单外溢至中腰部企业 [15] - 行业整体排产提升，Q3旺季排产环比增长6%至8%，储能企业Q3排产维持15%至20%同比增长 [16] - 龙头电池企业9月排产环比提升8%达到70GWh水平，连续两个月保持5%以上增速 [17] 价格与成本压力 - 储能供需紧张引发部分企业上调价格，近期有企业涨价0.01元/Wh [4] - 价格压力进一步利好具备成本优势的储能大电芯发展，但系统集成端价格压力依旧存在 [4] - 原材料价格反弹，六氟磷酸锂自8月以来上涨超15%，供需进入紧平衡 [20] 产业链影响与应对 - 设备企业新签和在手订单总额超300亿元，同比增长70%至80% [19] - 企业强化供应链安全，楚能新能源与核心材料企业签署长协覆盖55万吨电解液、15万吨磷酸铁锂正极、31万吨铜箔和2.5亿套结构件 [21] - 技术授权合作模式兴起，亿纬锂能CLS模式已携手5家系统集成商共建31GWh产能，与晶科储能的联合工厂每年供应5GWh电芯 [23] 技术竞争与行业趋势 - 技术门槛快速抬高，宁德时代已量产587Ah储能大电芯，而多数二线企业仍停留在314Ah阶段 [24] - 500Ah+大容量电芯下的6MWh+产品将成为企业扩产布局重点 [25] - 储能行业进入规模与技术双重竞赛新周期，具备技术领先、供应链绑定和商业模式创新的企业才能在未来淘汰赛中站稳 [26]

行业主要上市公司 - 行业主要上市公司包括华能国际 国电电力 广州发展 粤电力A 桂东电力 内蒙华电 科陆电子 西昌电力等 [1] 电力行业改革 - 2002年国务院发布《电力体制改革方案》提出厂网分开 竞价上网 推行输配分离 [2] - 改革初步打破电力市场垄断 在发电侧引入市场竞争 打破国家电力公司垂直一体化垄断经营 [2] - 改革后电网企业同时从事售电业务 在输配售环节依旧处于垄断地位 存在售电模式单一 用户选择权低 用电成本较高 输配售成本不清等问题 [2] 全社会用电需求 - 2011至2021年全社会用电量逐年增长 全国电力供需形势总体平衡 [4] - 2021年全国全社会用电量达83128亿千瓦时 同比增长10.3% 两年平均增长7.1% [4] - 2022年上半年全国全社会用电量4.10万亿千瓦时 同比增长2.9% 其中一 二季度用电量同比分别增长5.0%和0.8% 二季度增速回落主要因4 5月受疫情等因素影响用电量连续两月负增长 [4] 售电公司区域分布 - 售电公司产业链企业集中在东部沿海及南方省份 如广东 浙江 安徽等地 [6] - 这些地区经济活跃 电力需求旺盛 企业多深耕本地市场并辐射周边 [6] 售电公司竞争态势 - 2021年售电市场领导者为国家电网 南方电网 国电电力和华能国际 营收超过千亿且增速超10% [8] - 挑战者为广东电力 广州发展和内蒙华电 营收超百亿且增速为20%以上 [8] - 追随者为西昌电力 科陆电子和桂东电力 [8]

文章核心观点 - 中国电力市场化改革深化导致电价呈现明显下行趋势，对发电企业盈利和投资决策产生显著冲击 [1][2][4] - 电价下行由政策推动、市场供需宽松、成本下降及现货市场发展等多重因素共同驱动 [2][6][7][9] - 发电企业正积极调整经营策略，通过成本控制、提升交易能力、布局新业务模式来应对市场挑战 [4][12][13][14] 电价下行趋势及表现 - 山东省2025年新能源机制电价竞价出清结果显示，光伏机制电价为0.225元/kWh，较煤电基准价下浮43%，风电机制电价为0.319元/kWh，下浮19.2% [2][10] - 龙源电力上半年所有发电业务平均上网电价为399元/兆瓦时，同比下降23元/兆瓦时，其中风电和光伏电价分别下降16元/兆瓦时和5元/兆瓦时 [6] - 大唐新能源上半年净利润率从2024年同期的29.90%下降至27.89，主要受电价下滑影响 [6] - 华能国际指出，在供需宽松情况下，电能量价格呈下行趋势，将影响公司总体收益 [7] 电价下行的驱动因素 - 政策因素：“136号文”明确新能源全电量无差别参与电力市场交易，推动电价由市场供需决定 [6][9] - 供需因素：上半年全国可再生能源新增装机2.68亿千瓦，同比增长99.3%，约占新增装机的91.5%，其中太阳能发电新增2.12亿千瓦，电力市场供大于求矛盾突出 [11] - 成本因素：动力煤价格中枢下移导致火电成本下降，火电企业以低价换取电量，对新能源电价形成压力；光伏产业技术进步和产能扩张也导致其电价降幅更明显 [7][11] - 市场建设：全国市场化交易电量比重攀升至60.9%，省间、区域、省内中长期交易常态化，19个省级现货市场试运行，加剧市场竞争 [9][10] 对发电企业的影响与应对策略 - 投资决策受影响，有企业可能放弃在电价过低地区投资光伏项目，并重构项目测算模型 [4][13] - 企业需从优化电源结构、加强成本控制、提升市场交易能力等方面应对挑战，即“控成本、强交易” [13] - 具体策略包括：通过精细化管理控制建设和运营成本、提高电力交易能力、开发靠近负荷中心的项目、分析各省交易规则 [14] - 探索新商业模式，如利用配置储能进行峰谷价差套利、开发虚拟电厂平台参与需求响应和辅助服务市场、寻求长期购电协议以锁定稳定收入 [12][14] 行业未来展望 - 随着新能源在电力总装机中比重提升（目前不到20%），电价波动幅度预计将进一步放大 [12] - 电价将呈现周期性波动，未来在不同时段和区域会有分化，整体面临下行压力，但部分时段和区域可能上涨 [13] - 行业出现新的增长点，如新能源与人工智能的融合应用、靠近绿电负荷需求的数据中心或零碳园区等多元化应用场景 [12]

全社会用电量持续创新高 - 8月份全社会用电量达10154亿千瓦时，同比增长5.0%，连续两个月突破万亿千瓦时 [3] - 1-8月全社会用电量累计68788亿千瓦时，同比增长4.6% [3] - 7月单月用电量首次突破1万亿千瓦时，相当于日本全年用电量总和 [5] 各产业用电量增长态势 - 8月第一产业用电量同比增长9.7%，较去年同期提高5.1个百分点，其中畜牧业、渔业用电量增速分别达12.3%和10.9% [5] - 1-8月第二产业用电量43386亿千瓦时，同比增长3.1%；8月当月第二产业用电量同比增长5.0%，比上月提高0.3个百分点 [5] - 1-8月第三产业用电量13297亿千瓦时，同比增长7.7%；8月当月增速为7.2% [6] 制造业用电量结构性亮点 - 8月全国制造业用电量同比增长5.5%，为今年以来最高月度增速 [3][6] - 高技术及装备制造业用电量同比增长9.1%，增速高于制造业平均水平约4.6个百分点 [6] - 新能源汽车整车制造、光伏产业制造用电量保持快速增势，显示新质生产力蓬勃发展 [6] 能源供应保障能力 - 今夏全国电力负荷创新高但电力保持平稳运行，反映能源供应保障能力与韧性达较高水平 [3][8] - “十四五”以来国内能源消费增量90%以上由国内自主保障，新能源发电量增量占全国新增发电量近50% [8] - 已建立完备能源产供储销体系，建成川渝藏、南方、华北、华东4个区域电力应急基地 [8] 未来挑战与政策方向 - “十五五”为碳达峰决胜期，需持续扩大新能源供给，提升新能源电量占比，加快大型风电光伏基地建设 [3] - 高比例可再生能源接入对电网规划、调度与实时平衡能力构成核心挑战 [9] - 建议前瞻布局新型能源基础设施，解决新能源电力间歇性和波动性问题，并深入推进电力市场化改革 [9]

报告行业投资评级 - 公用事业行业投资评级为"看好" [2][4] 报告核心观点 - 电力板块有望迎来盈利改善和价值重估 在电力供需矛盾紧张的态势下 煤电顶峰价值凸显 电价趋势有望稳中小幅上涨 电力市场化改革持续推进 容量电价机制出台明确煤电基石地位 [6] - 天然气行业随着上游气价回落和消费量恢复增长 城燃业务有望实现毛差稳定和售气量高增 拥有低成本长协气源和接收站资产的贸易商可扩大进口或把握国际市场转售机遇增厚利润 [6] 本周市场表现 - 截至9月19日收盘 公用事业板块下跌2.2% 表现劣于大盘 其中电力板块下跌2.52% 燃气板块上涨1.53% [5][13] - 电力子板块表现:火力发电下跌3.95% 水力发电下跌2.75% 核力发电下跌2.79% 热力服务上涨1.26% 电能综合服务下跌2.02% 光伏发电下跌1.40% 风力发电下跌1.31% [15] - 电力板块涨幅前三:南网储能(2.61%) 粤电力A(-0.86%) 湖北能源(-0.86%) 跌幅前三:上海电力(-10.86%) 大唐发电(-6.01%) 华能国际(-5.03%) [17] - 燃气板块涨幅前三:大众公用(15.70%) 中泰股份(9.12%) 九丰能源(6.44%) 跌幅前三:新奥股份(-4.23%) 成都燃气(-2.36%) 水发燃气(-1.47%) [17] 电力行业数据跟踪 - 动力煤价格周环比上涨:截至9月19日 秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价699元/吨 周环比上涨21元/吨 广州港印尼煤(Q5500)库提价728.01元/吨 周环比上涨16.49元/吨 广州港澳洲煤(Q5500)库提价753.92元/吨 周环比上涨15.16元/吨 [5][23] - 动力煤库存变化:截至9月17日 秦皇岛港煤炭库存630万吨 周环比下降8万吨 截至9月18日 内陆17省煤炭库存8914.8万吨 周环比上升1.79% 沿海8省煤炭库存3455.5万吨 周环比上升1.14% [5][32][35] - 电厂日耗数据:内陆17省电厂日耗339.2万吨 周环比上升1.22% 沿海8省电厂日耗222.7万吨 周环比上升0.32% [5][35] - 水电来水情况:截至9月19日 三峡出库流量25900立方米/秒 同比上升239.90% 周环比上升14.60% [5][47] - 电力市场交易电价: - 广东日前现货周度均价317.25元/MWh 周环比上升17.73% 实时现货周度均价345.74元/MWh 周环比上升11.56% [5][54] - 山西日前现货周度均价345.73元/MWh 周环比上升28.00% 实时现货周度均价355.20元/MWh 周环比上升33.32% [5][61] - 山东日前现货周度均价305.00元/MWh 周环比下降3.78% 实时现货周度均价311.55元/MWh 周环比下降10.87% [5][62] 天然气行业数据跟踪 - 国内外天然气价格:截至9月19日 上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数4019元/吨 同比下降21.92% 环比下降0.84% 截至9月18日 欧洲TTF现货价格11.24美元/百万英热 周环比上升3.4% 美国HH现货价格3.03美元/百万英热 周环比上升12.6% 中国DES现货价格11.57美元/百万英热 周环比上升1.3% [5][60][65] - 欧盟天然气供需:2025年第36周 欧盟天然气供应量56.0亿方 同比上升16.7% 周环比持平 其中LNG供应量26.3亿方 周环比上升13.2% 占供应量的58.5% 欧盟天然气消费量34.9亿方 周环比下降3.3% 同比下降8.8% [5][69][80] - 国内天然气供需:2025年7月 国内天然气表观消费量361.70亿方 同比上升2.9% 2025年8月 国内天然气产量212.40亿方 同比上升6.1% LNG进口量635.00万吨 同比下降2.9% 环比上升16.7% PNG进口量551.00万吨 同比上升5.6% 环比上升6.0% [5][83][84] 本周行业重点新闻 - 8月份全国规上工业发电量9363亿千瓦时 同比增长1.6% 日均发电首次突破300亿千瓦时达302.0亿千瓦时 1-8月份规上工业发电量64193亿千瓦时 同比增长1.5% [6][91] - 分品种发电情况:8月份规上工业火电同比增长1.7% 水电下降10.1% 核电增长5.9% 风电增长20.2% 太阳能发电增长15.9% [6][91] - 8月份规上工业天然气产量212亿立方米 同比增长5.9% 日均产量6.9亿立方米 1-8月份规上工业天然气产量1737亿立方米 同比增长6.1% [6][92] 投资建议 - 电力领域建议关注:全国性煤电龙头国电电力 华能国际 华电国际等 电力供应偏紧的区域龙头皖能电力 新集能源 浙能电力 申能股份 粤电力A等 水电运营商长江电力 国投电力 川投能源 华能水电等 煤电设备制造商东方电气 灵活性改造技术公司华光环能 青达环保 龙源技术等 [6][94] - 天然气领域建议关注:新奥股份 广汇能源 [6][94]

电力现货市场建设核心目标 - 国家发展改革委与国家能源局印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》，旨在全面加快电力现货市场建设，目标在2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖 [2] 新能源入市与现货市场机制优化 - 新能源市场化交易电量在2024年已达到52.3%，政策要求新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场 [3] - 为支撑新能源全量入市，优化现货市场出清机制以形成反映供需关系和调节成本的分时价格信号，并完善以负荷预测和新能源功率预测为基础的可靠性机组组合环节，确保系统安全 [3] - 推动发电侧和用电侧“报量报价”参与现货市场竞争，探索按节点/分区电价申报及结算，以优化负荷侧资源配置 [4] 中长期市场交易机制完善 - 全国大多数省份中长期市场交易已常态化开市，交易频次和周期趋近运行日 [5] - 加快推动D-2连续开市与中长期交易分时段组织等精细化安排，以更好衔接现货市场并适配新能源出力特性 [5] - 支持新能源和核电企业与用户签订多年期协议，并建立中长期签约比例动态调整机制 [5] - 完善煤电中长期交易限价，使其逐步与现货市场限价范围贴近，减少套利空间，推动市场向价格信号引导转型 [6] 辅助服务市场体系健全 - 探索增加备用、爬坡等辅助服务品种，通过市场机制发现服务价值，引导资源针对性投入 [8] - 推动调频市场与电能量市场联合出清，将调频成本纳入整体优化，实现“电能量+辅助服务”协同决策以降低成本 [8] - 扩大参与辅助服务市场主体范围，鼓励新型储能、虚拟电厂等新型主体以聚合方式参与，提高系统灵活调节能力 [9] 可靠容量补偿机制建立 - 提出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，客观反映其对系统容量充裕度的贡献 [11] - 在此基础上研究建立面向各类电源的容量补偿机制，合理确定单位可靠容量补偿标准并动态调整，帮助机组回收固定成本 [11] - 支持有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，条件成熟时建设容量市场，引导社会资本向所需容量资源倾斜 [11] 零售市场规范与发展 - 2021至2024年期间，零售市场交易电量年均增长率约达到14.9% [12] - 举措包括搭建零售线上交易平台并建立零售套餐价格事前估算机制，以降低交易成本和促进竞争 [12] - 要求定期发布批发和零售市场均价等信息以提升透明度，并鼓励灵活配置分时零售套餐，挖掘用户侧调节潜力 [12] - 鼓励创新引入绿电零售套餐等新品种，为用户消费绿色电力提供多样化方式 [12] 市场规范化建设与闭环管理 - 从完善市场干预与处置机制、提升市场运营能力、强化市场监管三方面加强规范化建设 [13] - 通过建立市场力监测与管控机制、完善信息披露、加强业务流程标准化等措施，实施“监测-评估-干预-反馈”的闭环管理，以预防市场力滥用和减少价格扭曲 [13]

核心观点 - 上网电价普遍下降对发电企业业绩造成显著负面影响 五大发电集团核心上市公司营收全部同比下滑 主要原因为电力市场化交易加速推进和新能源装机量快速增长导致的供需宽松及竞争加剧 [1][4][6][8] 五大发电集团业绩表现 - 华能国际上半年营收1120.32亿元同比下降5.7% 境内平均上网电价485.27元/兆瓦时同比下降2.69% [2] - 国电电力营收776.55亿元同比减少9.52% 平均上网电价409.7元/兆瓦时同比下降6.72% [2] - 华电国际营收599.53亿元同比减少8.98% 平均上网电价516.8元/兆瓦时同比下降1.44% [2] - 大唐发电经营收入571.93亿元同比下降1.93% 平均上网结算电价444.48元/兆瓦时同比降低3.95% [2] - 中国电力主营业务收入238.58亿元同比下降9.87% 风电均价410.66元/兆瓦时同比下降8.05% 光伏发电376.80元/兆瓦时同比下降5.97% [3] 核电企业受影响情况 - 中国广核上半年营收391.67亿元同比下降0.53% 归母净利59.52亿元同比下降16.3% 平均结算电价同比下降8.23% [6] - 中国核电上半年归母净利56.66亿元同比下降3.66% 销售毛利率同比下降2.2个百分点 核电平均上网电价0.35元/千瓦时同比减少4.81% [6] 电价下降驱动因素 - 全国统一电力市场加速构建 市场化交易电量占比提升 新能源全面入市后各电源统一竞争 [4][8] - 新能源发电主体在出力高峰期采取激进报价策略 甘肃等地报价压低至0.04元/千瓦时 部分省份触及零电价或负电价区间 [4] - 电力供需宽松格局形成 发电能力提升超过用电需求提升 全国发电装机容量36.5亿千瓦同比增长18.7% [6][7] - 太阳能发电装机容量11亿千瓦同比增长54.2% 风电装机容量5.7亿千瓦同比增长22.7% 可再生能源发电量达17993亿千瓦时同比增加15.6% [7] 电力市场化改革进程 - 136号文推动新能源上网电量全面进入电力市场 394号文要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖 [8] - 新疆地区风电企业全部电力参与现货交易 电价根据实际用户需求波动 存在倒挂电价现象 [9] - 浙江2025年年度中长期电力交易成交1887.22亿度电 交易均价比上年下降11.09% [10] - 黑龙江省一般工商业销售电价降价幅度达10.2% 全年减轻电费负担13.56亿元 [10] 行业竞争格局变化 - 新能源近乎零边际发电成本属性驱动各电源形成竞争格局 在出力高峰时段成为优先调度对象 [4][5] - 煤电、气电等因边际成本显著高于新能源报价 在新能源出力高峰时段丧失竞争资格 [5] - 电力市场呈现分时段同质化竞争特征 形成多电源品种在不同时段内的市场踩踏效应 [5]

新能源电力市场化改革核心进展 - 全国首次新能源机制电价竞价在山东开展，标志着电力市场化改革迈出关键一步 [1] - 首轮竞价有3000多个风电、太阳能发电项目参与 [1] - 山东电网负荷在迎峰度夏期间8次创历史新高，首次突破1.3亿千瓦 [1] - 截至8月底，山东新能源装机容量达1.2367亿千瓦 [1] 机制电价竞价模式与作用 - 机制电价竞价从“量”和“价”两个维度设计，“量”根据年度消纳责任权重确定，“价”采取“低价优先”方式入围 [1] - 竞价形成的机制电价相当于动态“价格保险”，保障发电企业收益预期 [2] - 该机制倒逼新能源企业聚焦成本控制和技术创新 [2] 甘肃电力市场实践与成效 - 甘肃新能源装机规模超7400万千瓦，占全省电网总装机比重超过65% [2] - 甘肃电力现货市场自2023年9月5日正式运行，以15分钟为交易节点 [3] - 2024年通过市场协同助力新能源消纳90.8亿千瓦时，辅助调频增发新能源电量46亿千瓦时 [3] - 新能源发电量增量占总发电量增量比例达66%，利用率较2015年提升30%以上，2024年9月以来保持在90%以上 [3] 市场机制对系统运行的影响 - 现货市场引导煤电机组在新能源大发时段平均出力减至额定出力的33%，为新能源腾出空间 [3] - 省内用电负荷高峰时段向午间11点至12点转移，负荷曲线更适应新能源发电特点 [3] - 甘肃构建起“集中式+全电量优化”“日前+实时”双轮驱动的完整市场框架，为全国提供可借鉴解决方案 [4]