春节负电价预警事件 - 南方电网广东区域发布告知书，明确2026年春节期间（2月13日0时至2月19日24时，共7天），中、低压分布式光伏等新能源需参与系统调控，且分布式光伏发电将“暂不上网”[2] - 此举是一次提前的“预警式”调控，核心原因是春节期间用电需求大幅回落，而分布式光伏出力刚性，在新能源高渗透率背景下，若全部上网，午间时段出现负电价几乎是必然结果[2] 负电价的本质与普遍性 - 负电价是电力市场价格机制精准反映短期供需关系、进行高效调节的必然结果，并非市场失灵的信号[5] - 负价格现象并非电力行业独有，在能源化工、航运物流等行业也曾出现，例如2020年4月美国WTI原油5月期货合约价格一度跌至-37.63美元/桶[7] - 全球主要电力市场如北欧，负电价并不少见，例如2023年5月荷兰光伏大发时段电价一度跌至-400欧元/兆瓦时，单日负电价持续8小时[8] 负电价与发电企业收益 - 行业已构建“中长期合约+电能量市场+辅助服务市场+容量电价+绿证补贴”的多元收益体系，为发电企业抵御负电价风险提供了“安全垫”[10] - 中长期合约是发电企业锁定收益的核心渠道，可锁定绝大部分基础电量的销售价格与收益[11] - 对于新能源发电企业，参与机制电量的部分可通过机制电价与市场均价进行差价结算，确保合理收益不受现货市场负电价影响[11] - 绿证交易收益已成为分布式光伏场站重要收入来源，有效对冲现货价格波动；2024年到2025年，绿证交易规模增长了4.87倍，平均交易价格由1.12元/个上涨至5.15元/个[11] 负电价的未来趋势 - 负电价将从偶发走向常态，成为新型电力系统下调节供需、消纳新能源的常规工具[13] - 2025年山东、蒙西地区实时市场的负电价时长已分别突破1300小时和900小时，四川也曾出现过全天负电价的情况[13] - 新能源装机以年均2亿千瓦以上的速度高速增长，其间歇性、波动性特征与大发期与用电低谷重叠的情况愈发频繁，为负电价常态化提供了客观基础[13] 负电价对用户侧的价值 - 负电价释放的红利正加速向用户侧延伸，广东、山东等多地电力市场已落地与现货价格深度联动的零售电价套餐，让工商业用户直接分享负电价带来的价格红利，降低用电成本[15] - 负电价的本质是“外部成本内部化”，通过让发电企业为多余电力支付费用，将电网调节成本、资源浪费成本等转化为发电企业内部成本，激励其合理调节出力，并引导用电侧和储能企业主动消纳多余电能，实现资源利用最大化和社会成本最小化[15][16]

政策目标与顶层设计 - 国务院办公厅发布《实施意见》，明确全国统一电力市场体系建设目标：到2030年基本建成，市场化交易电量占全社会用电量的**70%** 左右；到2035年全面建成，市场化交易电量占比稳中有升 [1] - 文件标志着电力市场化改革从部门推动上升为国家战略部署，提出了顶层设计原则和目标愿景，为深化市场体系建设明确了方向和路径 [1] - 文件设定了2030年“基本建成”和2035年“全面建成”两大关键战略节点，为未来十年市场建设描绘了明确的发展目标和清晰的实施路径 [3] 市场建设核心举措 - 推动电力资源在全国范围内优化配置，研究探索市场融合发展方案，相邻省份自愿“滚雪球”融合组织电力交易，扩大市场规模 [3] - 提出联合交易模式，经营主体只需一次性提出量价需求即可在全国范围匹配供需，提升交易时效性和灵活性 [3] - 提出尽快实现跨经营区常态化交易，依托全国交直流混联大电网形成全国统一电力市场 [3] 市场主体参与路径 - 分品种有节奏推动气电、水电、核电等电源入市 [4] - “沙戈荒”新能源基地通过联营方式整体参与市场 [4] - 分布式新能源可通过聚合交易等多种模式参与市场 [4] - 推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型主体灵活参与市场 [4] 市场机制与功能完善 - 对现货、中长期、辅助服务、绿色电力、容量、零售六大市场的功能进行了进一步明确 [6] - 六大市场的定价体系是电力市场建设的里程碑式突破，改变了“单一电量定价”传统逻辑，推动调度从“计划驱动”转向“市场驱动” [6] - 提出进一步完善煤电、抽水蓄能、新型储能等资源的容量电价机制，在条件成熟时探索容量市场 [4] - 加强售电公司管理，要求尽快制定零售市场交易规则、修订售电公司管理办法，畅通批零价格传导 [4] 绿色电力与能源转型 - 新的定价体系通过全维度价值量化和绿色低碳的市场激励机制，最大化消纳波动性的风光电，推动能源结构从化石能源主导向以新能源为主体转型 [6] - 持续强化绿色电力消费溯源，研究将绿证纳入碳排放核算的可行路径，完善绿色电力标准体系 [7] - 绿电绿证是支撑新能源持续发展的市场化手段，未来需要更主动地融入国际规则制定过程，推动中国绿电绿证与国际体系在认证、互认层面实现对接 [8] - 通过容量市场和辅助服务市场，煤电的顶峰价值、备用价值、快速爬坡价值可以被有效量化，同时绿色市场的信号也会倒逼煤电加速清洁化改造 [7]

公司业务布局 - 公司通过全资子公司广东泰胜投资控股有限公司持有广州泰云新能源科技有限公司40%股份 [2] - 该合资公司将结合合作方在气象数据采集与应用领域的技术实力，以及公司在新能源及电力行业的市场渠道与产业经验 [2] - 合资公司旨在共同开展面向新能源电力领域的气象数据应用服务，例如新能源功率预测、定制化新能源气象体系建设，电力交易服务平台、电力交易托管服务等 [2] 战略目标与机遇 - 公司此举旨在把握电力市场化改革机遇 [2] - 目标是推动技术创新与产业协同，共同培育新的业务增长点 [2] - 最终目的是增强公司在新能源服务领域的综合竞争力 [2]

核心观点 - 1月疆电外送电量达153.33亿千瓦时，同比增长39.56%，创历年1月历史新高，实现新年“开门红” [1] - 公司正通过深化电力市场化改革、优化交易机制与跨区域协作，将新疆能源优势转化为发展优势，推动清洁电力更大范围、更高效外送 [1][2] 公司运营与策略 - 公司立足新疆能源资源禀赋，统筹电源发电、输电通道、电力市场等关键要素，精准研判全国用电需求与新能源出力形势，系统优化电力资源配置策略 [1] - 公司持续深化电力市场化改革，提升省间电力交易组织质效，1月累计组织实施疆电外送交易39批次，交易组织规模同比增长34.4% [1] - 公司主动对接全国各省市购电需求，优化交易对接机制，全力提升外送合同成交率与执行率，推动外送规模稳步攀升 [1] - 公司坚持双向发力、精准突破，紧扣“保供互济”与“绿电外送”核心方向，优化交易组织模式，提高交易频次、缩短交易周期 [2] - 公司构建了适配新能源间歇性、波动性特征的灵活交易机制 [2] - 公司主动协同上海、浙江、青海等省区市，扎实推进多年期省间绿电交易落地实施 [2] - 公司下一步将持续深入贯彻落实国家能源战略部署，充分发挥大电网资源配置平台优势，统筹兼顾疆内保供与疆电外送两大核心任务 [2] - 公司计划不断丰富电力交易品种、创新交易模式，持续扩大新能源外送规模与占比 [2] 行业与市场影响 - 1月疆电外送电量创下历年来1月外送电量规模历史新高 [1] - 公司通过充分释放特高压输电通道利用效率，推动电力资源在全国范围内实现时间互补、空间互补、余缺互济 [2] - 公司的举措旨在让新疆绿色电能更好服务全国能源转型大局 [2]

风电设备行业展望 - 风电设备整机盈利能力有望持续提升 国内风电招标量维持高位且招标价格呈上升趋势 预计2026年整机成本端或仍有改善趋势 [1] - 国内风机企业成本优势明显 出口加速 在国内外市场共振下 风电整机有望迎来投资机遇 [1] 电力行业改革与发展 - “双碳”战略推动电力市场化加速 “十四五”末多项深远政策推出 “十五五”期间我国电力市场有望有序推进 电力行业有望迎高质量发展 [1] - 电力全面市场化元年开启 电改脉络清晰 旨在为新能源接入及电力市场化服务 [1] 国内电网投资方向 - 特高压建设在“十五五”期间有望重新提速 因电改全面铺开将推升绿电需求 且新输配电价定价机制允许特高压直流采用容量电价 将提高建设积极性 [2] - 配电网在“十四五”期间投资占比持续位于低位 但最高用电负荷增长较快导致配网容载比下降 预计“十五五”将成为建设重点 [2] - 绿电直连项目采用容量电价政策利好用户和电网公司 加上最新一批配网招标价格回升 2026年配网设备有望迎来量价齐升 [2] - 建议关注特高压与配网相关公司：许继电气、国电南瑞、平高电气、中国西电等 [2] 电力设备出海机遇 - 算力投资大幅上调驱动海外电力需求 OpenAI已将截至2033年算力投资规模上调至250GW [3] - 美国电力供需显著不足 预计2030年最高用电负荷有望接近1000GW 而目前仅在820GW上下 需求大幅上调可能导致美国出现缺电问题 [3] - 燃气轮机是中国企业出海的重要方向 因气电是美国解决缺电的主要手段 建议关注东方电气、哈尔滨电气、上海电气 [3] - 电网设备出口前景广阔 2025年前9个月中国变压器对美及对非美国国家和地区出口均大幅增长 建议关注思源电气、三星医疗、华明装备等 [3] - 固态变压器(SST)是长期解决方案 800 VDC是演化趋势 建议关注四方股份、金盘科技等 [3]

核心观点 - 报告认为，2026年是中国电力全面市场化元年，国内电力体制改革有望推动特高压和配电网建设加速，同时，海外算力投资激增带来的电力需求与国内风电行业高质量发展形成共振，为电力设备行业带来重要投资机遇 [3] 国内电力市场化改革 - 2026年被视为中国电力全面市场化元年，“十四五”期间多项关键政策为“十五五”市场全面展开铺路，电力行业有望迎来高质量发展 [3][7] - 电改核心思想是让电源的电能量、容量、调节和清洁价值均通过市场定价，过去以煤电为主的体系下电能量价值暗含了其他价值，但在新能源占比提升的背景下，各种价值开始分离，导致了一系列问题 [8] - 2026年电力市场将全面铺开，关键政策包括：全面加快电力现货市场建设、新能源全面进入电力市场、提升火电容量电价并探索储能容量电价、以及理顺输配电价机制（如绿电直连项目可实行容量电价）[11][12][13] 国内电网投资 特高压建设 - 特高压建设节奏与电力供需变化相关，“十四五”后期供需缓和导致建设放缓，但“十五五”电改全面铺开和绿电需求上升有望推动特高压建设重新提速 [3][24] - 新版输配电价定价机制允许特高压直流工程采用容量电价，有助于稳定项目收益预期，提高建设积极性，而绿色电力消纳考核加强也使得特高压输送新能源成为刚需 [3][26] 配电网建设 - “十四五”期间配电网投资占比持续下降，从2019年高位回落，到2024年已低于电网总投资的50%，但同期最高用电负荷增长较快，导致配网容载比持续下降，供电可靠性面临挑战 [3][28][34] - 2025年初开始的配网集中采购短期内对相关公司业绩造成压力，但部分区域集采价格已出现反弹，例如华东区域柱上断路器和成套环网箱的中标单价环比分别上涨19.7%和23.6% [39] - 2025年9月的新政策明确绿电就近消纳项目可探索实行容量电价，且自用电部分无需缴纳输配电价，此举既能降低高负荷率用户的成本，也能保障电网收益，有望大力推动配电网投资 [41] 电力设备出海机遇 美国电力需求激增 - OpenAI计划到2033年部署超过250GW的算力中心，大幅拉动美国电力需求，预计到2030年美国最高用电负荷可能接近1000GW（目前约820GW）[3][49] - 根据EIA规划电源列表测算，若维持2024年17.2%的系统备用率，到2030年美国电源侧缺口可能达到182GW；即使现有机组不退役，缺口也可能达到89GW [52] - 为解决电力缺口，燃气轮机和核电是主要选项，但核电建设周期长，因此2030年前预计将以建设周期较短（1-2年）的燃气轮机为主 [55] 出海投资方向 - **燃气轮机**：美国气电需求旺盛，GEV等国际厂商订单大幅增长，2024年GEV新增燃气轮机订单达20.2GW，同比翻倍以上，中国企业有望出海 [3][61] - **电网设备出口**：美国电网投资持续增加，2024年首次突破300亿美元，同时中国变压器对美出口金额从2021年的15.5亿元快速增长至2025年前三季度的39.9亿元（同比增长33%），对非美国国家和地区的出口也大幅增长 [3][68][73] - **固态变压器（SST）与800VDC架构**：为应对GPU功耗提升和机柜功率密度增加的问题，英伟达提出800VDC供电架构，其传输功率相比415VAC提升约157%，长期解决方案是采用SST直接将中压交流电转换为800VDC，英伟达牵头推动行业标准化有望加速SST降本和应用 [3][83][87][92] 风电设备行业 行业基本面改善 - 国内风电招标量维持高位，2024年达到164.1GW，同比增长90%，2025年前三季度为102GW，招标价格自2024年9月以来震荡回升，2025年9月风机投标均价达1610元/kW，较2024年9月上涨超9% [3][102] - 报告判断2026年整机成本端仍有改善趋势，风机盈利能力有望恢复，主要因风机大型化速度放缓，减少了“首单不赚钱”的新产品推出压力，同时零部件产能扩张后折旧摊薄，成本压力有望减小 [3][104][123] 竞争格局与技术壁垒 - 风电整机环节集中度持续提升，CR4从2016年的44%升至2024年的64%，实际供货厂家数量从2016年的25家减少至2024年的13家，且近十年无新厂家成功进入市场，表明该环节存在较高技术壁垒 [112][113] - 在电力现货市场，风电均价普遍高于光伏，主要因风电出力曲线更平滑，调峰成本更低，在全社会综合成本上具有优势 [95][97] 海上风电与出海 - 国内海上风电2022-2024年新增装机（5.1GW、6.3GW、4.0GW）较2021年抢装潮（16.9GW）大幅回落，但江苏、广东、上海等地储备项目丰富，有望进入密集开工期 [130] - 中国风电整机企业加速出海，在海外陆上风电市场的占比从2023年起快速爬升，2024年出货5.2GW，占比已达17%，凭借成本优势，海外市场有望成为重要利润来源 [3][136]

行业背景与趋势 - 国内电力市场化改革持续深化，地方电网企业的定价机制优化与业绩释放空间成为焦点 [1] - 电力供需格局重塑，水电作为清洁稳定能源，其价格传导机制逐步理顺 [1] - 地方电网企业中水电占比超20%的企业，在电价调整后毛利率平均提升3-5个百分点，盈利稳定性显著增强 [1] - 地方电网企业在电力体制改革中持续受益 [2] - 行业存在“保供+转型”的双重需求，“传统+新兴”能源组合模式符合趋势 [2] 公司核心优势与业务结构 - 公司是湖南省最大的地方区域电网公司，在郴州两区四县及城区70%区域拥有特许供电权，具备区域垄断优势和稳定的终端用户基础 [1] - 公司电源结构中，约30%的供电量来自当地水电，是其电力供应的核心组成部分 [1] - 公司拥有“发电-输电-售电”闭环收益能力 [1] - 公司是湖南省农网改造承贷主体之一，可依托政策支持推进电网升级，优化水电输送效率 [2] - 公司水电业务与新能源业务形成协同，水电的稳定性可弥补光伏等新能源的间歇性，提升整体供电可靠性 [2] 公司业绩与财务表现 - 2025年公司经营业绩实现重大突破，成功扭亏为盈，预计2025年年度实现归属于母公司所有者的扣除非经常性损益后的净利润3600万元到5400万元 [2] - 2025年三季报显示，公司销售毛利率提升至9.29%，较2023年的6.13%显著改善 [2] - 业绩改善与新能源业务发力及成本控制成效相关 [2] 核心投资逻辑与价值重估机遇 - 公司凭借水电业务基础与区域垄断优势，在水电价潜在调整预期下，正迎来显著的投资价值重估机遇 [1] - 此前受来水偏少影响，公司外购省网电量成本增加，供电主业盈利能力承压 [1] - 若水电价迎来向上调整，将直接缓解成本压力，并依托自有电网闭环增厚利润 [1] - 叠加潜在水价调整预期，公司供电主业盈利弹性可观 [2] - 在电力市场化改革与成本传导机制优化的行业趋势下，公司水电价调整预期叠加稳定的区域市场地位，将推动业绩持续增长 [2] - 西南证券首次覆盖即给予公司“买入”评级，目标价16.2元 [2]

政策动态 - 河南、湖北、陕西等省份陆续发布通知，提出对固定分时电价制度进行调整 [1] - 国家发展改革委和国家能源局明确，自2026年3月1日起，对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段 [1] - 分时电价制度正加快进入以市场供需为主导、更加灵活高效的发展阶段 [1] 制度背景与挑战 - 固定分时电价制度是根据电网负荷变化，将一天划分为高峰、平段、低谷等固定时段，并设定相应固定价格浮动比例的机制 [1] - 该制度在过去有效缩小了负荷峰谷差距，缓解了用电高峰时段的电力供应紧张 [1] - 随着“双碳”目标推进，我国电力供需格局发生巨大变化，电源结构绿色转型加快，风电、太阳能等可再生能源装机容量快速增长 [2] - 2025年，我国风光累计装机首次超过18亿千瓦，占比达47.3% [2] - 风光等新能源发电的波动特性对固定分时电价制度提出了较大挑战，固定的时段划分体系难以灵活适配可再生能源高占比的新型电力系统 [2] - 例如，在光伏占比较高的地区，午间光伏大发时可能出现电力供过于求，此时较高的固定电价不利于电力消纳 [2] 改革方向与机制 - 取消固定分时电价是适配新能源高占比的新型电力系统的必然选择 [2] - 取消后，电价形成和时段划分将主要由市场供需主导 [2] - 发电企业与电力用户通过中长期合同协商确定核心条款，最终电价还将挂钩电力现货市场，精准匹配实时供需动态 [2] - 随着电力现货市场实现全国覆盖，现货价格提供了能够反映实时供需情况的分时价格信号 [3] - 此举旨在畅通电力批发市场与零售市场之间的价格传导，让用户感知负荷变化，引导其调整用电行为，促进削峰填谷，提高资源优化配置水平 [3] 对市场参与者的影响 - 改革对相关电力企业和用电企业的经营能力提出了更高要求 [3] - 发电侧需要更加注重提高发电机组的稳定支撑和灵活调节能力 [3] - 用电侧，特别是工商业用户，需要能够根据实时的市场价格信号优化用电行为 [3] - 售电公司需从“赚取固定差价”的经营模式向提供专业化风险管理与定制化服务的方向转变 [3] - 相关政策主要针对直接参与电力市场的工商业用户，居民和农业用电基本不受影响，仍将执行原有分时电价政策 [3]

政策调整核心 - 河南、湖北、陕西等省份正调整固定分时电价制度，政策落实推动该制度进入以市场供需为主导、更灵活高效的发展阶段 [1] - 国家发改委和能源局明确，自2026年3月1日起，对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段 [1] - 固定分时电价制度的核心是根据电网负荷变化，将一天划分为高峰、平段、低谷等固定时段，并设定长期不变的固定价格浮动比例 [1] 调整背景与驱动因素 - “双碳”目标下，中国电力供需格局发生巨大变化，电源结构绿色转型加快，风电、太阳能等可再生能源装机容量快速增长 [2] - 2025年，中国风光累计装机首次超过18亿千瓦，占总装机容量的47.3% [2] - 新能源发电“看天吃饭”的波动特性对固定分时电价制度提出较大挑战，固定的时段划分体系难以灵活适配可再生能源高占比的新型电力系统 [2] - 以光伏为例，午间传统上是用电高峰期和电价较高时段，但也可能是光伏大发导致电力供过于求的时刻，此时较高的固定电价不利于电力消纳 [2] 新机制运作方式 - 取消固定分时电价后，电价形成和时段划分将主要由市场供需主导 [2] - 发电企业与电力用户（或售电公司）通过中长期合同协商确定核心条款 [2] - 最终电价还将挂钩电力现货市场，以精准匹配实时供需动态 [2] - 随着电力现货市场实现全国覆盖，现货价格提供了能够反映实时供需情况的分时价格信号 [3] 政策影响与目标 - 取消固定分时电价旨在畅通电力批发市场与零售市场之间的价格传导，让用户真切感知电力系统负荷变化 [3] - 政策目标是引导用户根据分时价格信号调整用电行为，促进削峰填谷，更好地实现新型电力系统供需互动，提高资源优化配置水平 [3] - 相关政策主要针对直接参与电力市场的工商业用户，居民和农业用电基本不受影响，仍将执行原有分时电价政策 [3] 对行业参与者的新要求 - 对发电侧提出更高要求，需要更加注重提高发电机组的稳定支撑和灵活调节能力 [3] - 对用电侧，特别是工商业用户，要求能够根据实时的市场价格信号优化用电行为 [3] - 对售电公司，要求其经营模式从“赚取固定差价”向提供专业化风险管理与定制化服务的方向转变 [3]

政策核心与方向 - 2024年1月以来，全国11省市密集出台新政，核心是取消对直接参与电力市场交易的工商业用户的政府核定固定分时电价，推动电价完全由市场供需自主形成[1] - 此轮调整是国家发展改革委、国家能源局联合印发的《电力中长期市场基本规则》（“1656号文”）的具体落地[1] - 政策最直接影响是颠覆了长期依托固定峰谷价差套利的工商业储能企业，以及固守传统批零差盈利模式的售电公司的传统经营逻辑[1] 电价机制变革内容 - 取消固定分时电价并非实行全天“一口价”，主要变化有两方面：一是取消政府统一设定的用电高峰、低谷固定时段和固定价差；二是保留分时电价机制作为市场化工具，但具体价格完全由发电企业和电力用户通过市场确定[3] - 新政标志着电价形成机制从以行政划分为特征的“计划式”定价，转向以实时供需关系为核心的市场化定价机制[4] - 政策实施后，电力价格由市场自发调节，绿电充沛时会形成价格洼地，电力供需紧张时电价会同步抬升[4] 政策实施的差异化模式 - 11省市的政策细则体现两类差异化模式：湖北、重庆等地对批发、零售市场化用户实行“完全市场化”，由市场根据实时供需自主形成分时价格；河南、贵州、云南三地则聚焦参与市场交易的工商业用户，对不参与市场交易的电网代理购电用户仍保留原有电价政策，即“有所保留”[5] - 差异化模式是基于用户参与能力、风险承受水平以及市场成熟度等方面的综合考量[5] 对售电行业的影响与转型 - 固定分时电价退出直接打破了售电公司的传统盈利逻辑，过去依靠批零价差盈利的模式利润空间被大幅压缩，例如山东等地售电利润上限仅0.006元/千瓦时，实际盈利困难[5] - 传统售电模式亟待重构，需从赚差价的中间商转型为用户的能源管家，摒弃与用户的对立思维[6] - 市场化要求售电公司凭借电力交易能力与用户负荷分析能力，通过虚拟电厂聚合、生产线柔性改造、园区物联网管控等方式，帮助用户降低用电成本，共享节能收益，形成订阅式、管家式的新型服务模式[6] - 已有售电公司推出“全托管式”电力交易服务，为工业用户提供负荷监测、电价预测、交易执行全流程服务，服务费与节能收益挂钩[8] 对储能行业的影响与转型 - 工商业储能行业首当其冲，依赖固定峰谷套利的模式被彻底颠覆，存量项目面临运营升级压力，增量项目投资决策面临挑战[6] - 行业共识是“单一套利时代已经落幕，多元盈利才是破局关键”[7] - 储能企业正加快存量项目智能化升级，依托高精度电价与负荷预测、AI实时策略优化捕捉市场化价差收益，同时拓展需量管理、动态扩容、光储融合等多元渠道[7] - 增量项目则紧跟市场趋势，适配“一充一放”主流运行模式，结合长时储能场景优化技术方案[7] - 为适配市场化下“一充一放、单次长时”的运行需求，储能企业推出兼容2小时、4小时场景的柔性产品，以降低长时储能场景的交流侧投入成本与运行损耗，提升项目整体收益[8] - 在政策激励下，第三方新能源资产运营商应运而生，为存量储能项目提供专业化运营服务，凭借对市场规则的深度理解、精准的价格预测模型和高效的充放电策略，提升资产收益[9] 行业整体转型与系统影响 - 政策推动电力系统从“发电侧被动调节”转向“发用两侧双向互动”，以市场手段破解新能源消纳与系统安全的核心矛盾[8] - 这场变革淘汰了粗放式、躺赢式经营模式，赋能有技术、有创新的市场主体，推动行业从“以钱赚钱”转向“以智换钱”[8] - 随着更多地区加入取消固定分时电价的行列，从发电侧到用户侧、从储能企业到售电公司的全产业链融合节奏将逐步加快[8]