AIDC电力设备板块表现 - 近两周AIDC电力设备板块普遍上涨 涨幅前三分别为不间断电源UPS(+21.0%) 高压直流HVDC(+20.7%) 电池后备电源BBU(+15.9%) [1] - 建议关注四大方向：变压器/开关柜环节 UPS/HVDC环节 有源滤波器APF环节 服务器电源环节 [1] - 建议关注金盘科技 明阳电气 禾望电气 盛弘股份 蔚蓝锂芯 [1] 电网投资数据 - 2025年7月全国电源工程投资完成额653亿元 同比-8.9% 1-7月累计投资额4288亿元 同比+3.1% [1] - 2025年7月全国电网工程投资完成额404亿元 同比-0.7% 1-7月累计投资额3315亿元 同比+12.5% [1] - 建议关注三大方向：下半年特高压订单与交付景气 虚拟电厂与电力交易 电力设备出海 [1] 风电行业数据 - 2025年7月新增风电装机2.28GW 同比-44.0% 1-7月新增装机53.67GW 同比+79.4% [1] - 截至2025年7月末累计风电装机574.87GW 占发电装机总容量15.7% [1] - 近两周风电板块普遍上涨 涨幅前三为轴承(+14.9%) 整机(+12.5%) 叶片(+11.7%) [1] 海风发展前景 - 2025年上半年江苏 广东海风重大项目陆续开工 二季度进入交付旺季 [2] - 2025年是国管海风开发元年 规划 竞配 招标 政策下半年有望落地 [2] - "十五五"期间年均海风装机有望超20GW 远超"十四五"水平 [2] 陆风行业趋势 - 2025年陆风行业装机有望达100GW创历史新高 [2] - 年初以来零部件企业量价齐增 全年业绩有望大幅增长 [2] - 主机企业国内制造盈利磨底 三季度交付端将迎来单价和毛利率双重修复 [2] 风电投资方向 - 建议关注出口布局领先的管桩 海缆龙头 [2] - 建议关注国内盈利筑底 出口加速的整机龙头 [2] - 建议关注零部件企业2025年量利齐增机会 [2] 发电量数据 - 2025年8月规上工业发电量9363亿千瓦时 同比+1.6% [2] - 2025年1-8月规上工业发电量64193亿千瓦时 同比+1.5% [2] - 8月份规上工业风电增速加快 水电降幅扩大 火电 核电 太阳能发电增速放缓 [2] 广东新能源电价政策 - 广东省发布新能源上网电价市场化改革实施方案 [3] - 存量项目机制电价按0.453元/千瓦时执行 [3] - 增量项目分为海上风电 其他风电和光伏三类 海上风电和光伏项目分别组织竞价 [3]

文章核心观点 - 广东省发布新能源上网电价市场化改革方案 推动风电 光伏等新能源电量全面参与电力市场交易 建立可持续发展价格结算机制 区分存量和增量项目分类施策 确保2025年底前实现新能源上网电价全面市场化[1][15] 新能源上网电价市场化改革 - 2025年11月1日起全省新能源项目上网电量全部进入电力市场 上网电价通过市场交易形成[1][18] - 鼓励10千伏及以下新能源聚合后报量报价参与市场交易 其余接受市场形成的价格[1][18] - 现货市场交易出清价格上限为1.8元/kWh 申报 出清价格下限为-0.05元/kWh[2][19] - 完善适应新能源出力特点的中长期交易机制 允许供需双方自主确定中长期合同的量价 曲线等内容 不对中长期签约比例进行限制[18] 存量项目政策 - 存量项目范围为2025年6月1日前已投产的新能源项目[21] - 110千伏以下电压等级项目机制电量比例上限取100% 2025年1月1日起新增并网的110千伏及以上电压等级集中式光伏项目机制电量比例上限取50% 其他项目机制电量比例上限取70%[3][21] - 存量项目机制电价参考广东省燃煤发电基准价0.453元/千瓦时执行[4][21] - 执行期限按照20年或全生命周期合理利用小时数扣减截至2025年5月31日的累计投产时间较早者确定 到期后不再执行机制电价[5][21] 增量项目政策 - 增量项目范围为2025年6月1日起投产且未纳入过机制电价的新能源项目[22] - 每年新增纳入机制的电量规模由广东省发展改革委 广东省能源局按照相关规定确定 并在竞价前予以公布[6][22] - 集中式光伏和陆上风电项目不参与机制电量竞价 110千伏以下电压等级项目的竞价电量申报比例上限取80% 其他项目的竞价电量申报比例上限原则上与存量项目机制电量比例上限保持一致[6][22] - 海上风电项目竞价上限0.453元/千瓦时 竞价下限0.35元/千瓦时 光伏项目竞价上限0.40元/千瓦时 竞价下限0.20元/千瓦时[7][22][30] - 竞价时按报价从低到高确定入选项目 机制电价原则上按入选项目最高报价确定 但不得高于竞价上限[7][22] - 海上风电项目执行期限14年 光伏项目12年 到期后不再执行机制电价[8][22] 储能配置政策 - 鼓励新能源企业自愿按一定比例配建或租赁储能设施 提高新能源利用率[2][24] - 配置储能不再作为新建新能源项目核准 并网 上网等的前置条件[2][24] - 对2025年6月1日前已并网的新能源存量项目 继续执行配置储能政策[2][24] 政策协同机制 - 完善绿电交易规则 申报和成交价格分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格[24] - 纳入可持续发展价格结算机制的电量 不重复获得绿证收益[24] - 研究探索多年期绿电交易机制 引导新能源企业与用户签订多年期绿电交易合同[24] 实施时间表 - 方案自2025年11月1日起执行[27] - 2025年暂按现有参数执行 后续视情况调整[30]

新能源上网电价市场化改革 - 山东于9月11日公示2025年新能源机制电价竞价结果 成为全国首个落实136号文的省份 标志着新能源上网电价市场化改革正式落地[1] - 改革方案明确存量新能源项目按国家政策上限执行 增量项目引入市场化竞价规则[1] - 改革使新能源发电从固定上网电价模式转向市场化 不再是稳赚不赔的生意[1] 负电价现象与影响 - 山东是国内首个出现负电价的省份 2024年“五一”假期负电价时长超过40小时 而2023年同期为19小时[3] - 负电价出现的原因是电力供大于求 尤其在用电负荷低、风光出力高的时段 新能源装机快速增长是主因 山东光伏发电累计并网容量达9118万千瓦 位居全国第一[3] - 负电价是成熟电力市场的常见现象 可作为市场灵活调节的手段 激励用户从“按需用电”转向“按价用电”以促进新能源消纳[4] 车网互动（V2G）的发展与潜力 - 车网互动（V2G）被视为下一代重要的柔性资源 具备分布广、响应快、易调度等特点 能使电动汽车成为“移动储能”单元 实现与电网的能量双向流动[5] - 全国新能源汽车保有量已达3140万辆 较“十三五”末增长超过五倍 充电终端达1610万个 山东省2024年新能源汽车销量达88.93万辆 同比增长67.8% 占家用汽车总销量近一半[6] - 政策支持力度加大 2024年文件提出力争2025年底前建成5个以上示范城市及50个以上双向充放电示范项目 山东有4个项目入选首批试点[6] 车网互动面临的挑战 - 车网互动规模化面临多重障碍 包括技术标准不统一、商业模式不成熟、多方利益协调复杂及用户参与意愿不足[8] - 核心问题在于利益协调机制不明确 私家车主向电网放电的收益机制（上网电价）不清晰 峰谷价差有限 收益模式单一 难以形成足够经济激励[9] - 电力系统整体规划尚未充分纳入车网互动 跨部门协同不足 居民端缺乏差异化分时电价 限制了用户参与积极性[11] 山东在车网互动领域的实践 - 山东推出多项改革措施推动车网互动与电力现货市场衔接 2024年1月6日发布通知 允许充电设施运营单位自愿参与价格机制改革试点[10] - 山东电力组织了国内首个面向电力现货市场的大规模车网互动充放电验证活动 涉及多城市、多品牌新能源汽车车主[10] - 在验证活动中 山东电力采用“现货电价+阶梯容量补偿电价”模式 放电电价最高时段（18-19点）达每千瓦时3.71元 最低时段（10-13点）为每千瓦时1.42元 以提供充分激励[11]

9月16日，宁夏发展改革委、西北能源监管局联合印发《自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方 案》的通知（以下简称《实施方案》），推动新能源上网电价全面由市场形成，并建立健全支持新能源 高质量发展的制度机制。 据悉，《实施方案》印发后，宁夏随后将印发竞价相关细则，对机制电价竞价组织、规则、流程等事项 进一步明确，确保相关工作顺利开展。首次竞价工作初步确定于10月份开展。（杜敏） 《实施方案》提到，建立可持续发展价格结算机制。在市场外建立差价结算机制。对市场交易均价低于 或高于纳入机制的新能源电价水平（以下简称"机制电价"）的部分，纳入系统运行费用，由全体工商业 用户分摊或分享。2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，分布式（分散式）项目上网电量全部纳入 机制电量，集中式补贴项目机制电量比例为10%；2024年6月1日前投产的集中式平价项目机制电量比例 为30%；2024年6月1日起投产的集中式平价项目机制电量比例为10%。机制电价为宁夏燃煤发电基准价 （0.2595元/千瓦时）。 责任编辑：于彤彤 《实施方案》明确，增量新能源项目机制电价通过统一竞价形成。综合考虑合理成本收益、绿色价值、 市场供需、用户承 ...

《实施方案》提出，健全中长期市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，实现各类电源公 平参与市场，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力 特点，合理确定中长期合同的量价、曲线、结算参考点等内容，并根据实际灵活调整。中长期结算参考 点可约定在日前市场（或实时市场）中任一节点或统一结算点，初期暂定为统一结算点。省内绿电交易 开展双边协商、挂牌交易，申报和成交价格分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格，不单独组织 集中竞价和滚动撮合交易。（朱碧琳） 责任编辑：于彤彤 9月15日，黑龙江省发展改革委发布《黑龙江省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展 实施方案》（以下简称《实施方案》），提出坚持市场化改革方向，推动新能源（风电、太阳能发电） 上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格。 《实施方案》明确，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。区分 存量项目和增量项目分类施策，建立适应黑龙江省新能源发展特点的可持续发展价格结算机制。保持存 量项目政策衔接，稳定增量项目预期收益，完善电力市场体系，促进行业健康发展。 为引导行业竞争 ...

业务版图扩大，电建新能忙发债 电建新能从事中国境内风力及太阳能发电项目的开发、投资、运营和管理。截至一季度末，中国电建合 计控制电建新能79.975%股份。 又一央企新能源子公司奔赴资本市场。 中电建新能源集团股份有限公司（"电建新能"）在上交所主板上市的申请于9月11日获得受理，公司计 划募资90亿元。 电建新能是中国电力建设股份有限公司（"中国电建"）体系境内唯一的新能源投资运营主体，近年来公 司新能源装机规模持续上升。不过，平价上网装机占比增大削弱了公司盈利能力，今年上半年出现利润 下滑，消纳问题也尚待解决。 今年初136号文落地，并成为新能源参与电力市场的分水岭。电力市场化改革对电建新能而言，同样意 味着变数。电建新能在招股书中表示，增量新能源项目的机制电价需要通过市场化竞价方式确定，各地 竞价政策将陆续出台，后续竞价结果的不确定性为公司的经营业绩引入不确定性。 近年来，营收与装机规模持续扩大，但电建新能依然面临隐忧。 股权结构来源/公司招股书 电建新能主要产品是电力，风力发电业务占据电建新能营收的约70%，太阳能发电业务占约30%。 招股书显示，目前电建新能控股发电项目装机容量为2124.61万千瓦 ...

又一央企新能源子公司奔赴资本市场。 电建新能是中国电力建设股份有限公司（"中国电建"）体系境内唯一的新能源投资运营主体，近年来公司新能源装机规模持续上升。不过，平价上网装机占 比增大削弱了公司盈利能力，今年上半年出现利润下滑，消纳问题也尚待解决。 今年初136号文落地，并成为新能源参与电力市场的分水岭。电力市场化改革对电建新能而言，同样意味着变数。电建新能在招股书中表示，增量新能源项 目的机制电价需要通过市场化竞价方式确定，各地竞价政策将陆续出台，后续竞价结果的不确定性为公司的经营业绩引入不确定性。 业务版图扩大，电建新能忙发债 电建新能从事中国境内风力及太阳能发电项目的开发、投资、运营和管理。截至一季度末，中国电建合计控制电建新能79.975%股份。 股权结构 来源/公司招股书 电建新能主要产品是电力，风力发电业务占据电建新能营收的约70%，太阳能发电业务占约30%。 招股书显示，目前电建新能控股发电项目装机容量为2124.61万千瓦，其中风力发电项目989.09万千瓦，占全国市场份额为1.85%；太阳能发电项目1135.52万 千瓦，占全国市场份额为1.20%。 中电建新能源集团股份有限公司（"电建新能" ...

IPO基本信息 - 中电建新能源集团股份有限公司在上交所主板IPO申请获得受理，拟募资金额90亿元，主要用于风力发电和太阳能发电项目建设，计划带动484.81亿元的风光电项目总投资，预计新增装机规模846万千瓦 [1] - 在A股排队等待IPO审核的电力企业中，电建新能源的募资金额排名第二，排名第一的是拟募资245亿元的华润新能源 [1] - 电建新能源的控股股东为中国电建，直接和间接合计持股79.975%，实控人为中国电力建设集团有限公司，合计控制公司80%的股份 [1] 公司业务与财务表现 - 电建新能源是中国电建集团旗下唯一从事国内新能源投资与运营的发电企业，主营业务收入中风电占比70.37%，太阳能发电占比28.38% [2] - 公司2022-2024年及2025年一季度营收分别为83.82亿元、87.28亿元、98.10亿元和26.61亿元，归母净利分别为17.68亿元、23.29亿元、25.89亿元和5.11亿元 [2] - 截至2025年3月末，公司总资产为1324.35亿元，与同行业可比公司相比，收入和资产规模都较低 [2][3] 行业竞争格局与市场地位 - 中国新能源发电行业市场集中度较低，主要大型国有能源企业共计拥有50%左右的市场份额 [3] - 截至2025年3月末，电建新能源风电和太阳能发电控股装机容量合计2124.61万千瓦，占全国市场份额为1.43% [3] - 作为对比，截至2024年末，华电新能风光发电装机6861.71万千瓦，龙源电力4110.71万千瓦，三峡能源4669.77万千瓦，华润新能源控股风光装机3310.42万千瓦 [3] 电价市场化改革影响 - 2025年国家发改委、能源局推动新能源上网电量全面进入电力市场，未来上网电价波动性将增加 [4] - 2022-2025年一季度，电建新能源风电平均上网电价由0.46元/千瓦时下降至0.39元/千瓦时，太阳能发电平均上网电价由0.65元/千瓦时减少至0.29元/千瓦时 [5] 太阳能发电业务分析 - 2025年一季度公司太阳能发电业务毛利率为30%，远低于2024年度该业务51%的毛利率，主要受季节性光照不足影响，利用小时数下降导致单位发电成本上升 [5] - 2022-2025年一季度，公司太阳能发电上网电量从19.01亿千瓦时增长至25.84亿千瓦时（2025年一季度），单位发电成本从0.341元/千瓦时下降至0.203元/千瓦时（2025年一季度） [6] 运营挑战与财务风险 - 公司弃风弃光率持续上升，2022-2025年一季度弃风率从3.49%升至5.02%，弃光率从2.03%升至6.57% [7] - 应收可再生能源补贴款规模较大且回款周期较长，2022-2025年一季度应收款净额从49.56亿元增至108.17亿元 [8] - 受上述因素影响，公司应收账款周转率呈逐年下降趋势，报告期内分别为1.47、1.32、1.08、0.96 [9]

文章核心观点 - 黑龙江省深化新能源上网电价市场化改革 推动风电和太阳能发电上网电量全面进入电力市场 通过市场交易形成价格 区分存量项目和增量项目分类施策 建立可持续发展价格结算机制 促进新能源高质量发展 [9][10] 推动新能源上网电价全面由市场形成 - 集中式风电、集中式光伏、分布式光伏、分散式风电等所有风电和太阳能发电项目上网电量原则上全部进入电力市场 上网电价通过市场交易形成 [11] - 新能源项目可报量报价参与市场交易 也可以接受市场形成的价格 支持分布式光伏项目直接或通过聚合方式参与市场交易 [11] - 根据电力市场建设情况 逐步放开生物质等各类电源进入市场参与交易 [11] - 参与跨省跨区交易的新能源电量 上网电价和交易机制按照国家跨省跨区送电相关政策执行 [11] - 不断完善中长期市场交易规则 实现各类电源公平参与市场 缩短交易周期 提高交易频次 实现周、多日、逐日开市 [12] - 允许供需双方结合新能源出力特点 合理确定中长期合同的量价、曲线、结算参考点等内容 并根据实际灵活调整 [12] - 省内绿电交易开展双边协商、挂牌交易 申报和成交价格分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格 不单独组织集中竞价和滚动撮合交易 [12] - 鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议 提前管理市场风险 形成稳定供求关系 [12] - 新能源项目全部上网电量参与日前可靠性机组组合和实时市场 加快实现自愿参与日前市场 [12] - 适当优化现货市场限价 现货市场申报价格上限考虑工商业用户尖峰电价水平及电力市场供需等因素确定 下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益确定 [12] - 科学确定电力辅助服务市场需求 合理设置有偿辅助服务品种 在调频辅助服务市场基础上 根据市场备用需求紧张程度 适时建立备用辅助服务市场 [13] - 调频、备用等辅助服务费用 原则上由省内工商业用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量按比例共同分担 参与省内电能量市场交易的新能源上网电量不再分摊 [13] 建立健全支持新能源高质量发展的制度机制 - 新能源项目参与电力市场交易后 在市场外同步建立差价结算机制 对纳入机制的电量 市场交易均价低于或高于纳入机制的新能源电价水平部分 由电网企业按规定开展差价结算 结算费用纳入系统运行费用 [13] - 初期 机制电量不再开展其他形式的差价结算 [13] - 存量项目是指2025年6月1日以前全部核准（备案）容量并网且在2025年黑龙江电网优先购电优先发电计划中享受优先上网电量的新能源项目 [14] - 存量项目电量规模妥善衔接现行具有保障性质的相关电量政策 规模上限不高于现行保障性收购电量 新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例 但不得高于上一年 [14] - 存量项目机制电价与现行保障性价格政策保持一致 黑龙江省燃煤基准价为0.374元/千瓦时 [14] - 存量项目执行期限按剩余全生命周期合理利用小时数对应时间与投产满20年对应时间较早者确定 [14] - 增量项目是指2025年6月1日（含）起投产的新能源项目 不含外送配套电源 [15] - 增量项目第一年纳入机制电量与现有新能源非市场化比例衔接 第二年及以后根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况及用户承受能力等因素确定 [15] - 单个项目申请纳入机制的电量应适当低于其全部上网电量 为引导行业竞争 竞价时设置申报充足率下限 [15] - 增量项目机制电价通过每年10月组织已投产和未来12个月内投产且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成 [15] - 分为风电、太阳能发电两类组织竞价 如单一类别竞价主体较集中或整体规模较小缺乏有效竞争时 不再分类组织 统一合并竞价 [15] - 竞价时按报价从低到高确定入选项目 机制电价按入选项目最高报价确定 但不得高于竞价上限 [15] - 竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定 不得高于煤电基准价 竞价下限初期可按照先进电站造价水平折算度电成本确定 [15] - 增量项目执行期限考虑回收初始投资暂定为12年 [15] - 未竞价成功的项目可在以后年度继续参加机制电价竞价 [15] - 机制电量由电网企业每月按机制电价开展差价结算 将市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费用 [16] - 用于机制电量差价电费结算的市场交易均价分为风电、太阳能发电两类 市场交易均价按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定 [16] - 机制电量按比例分解至月度 机制电量比例=（机制电量÷该项目预计年上网电量）×100% 每月机制电量=机制电量比例×每月实际上网电量 [16] - 已结算的机制电量累计达到当年机制电量规模时 超过部分及后续月不再执行机制电价 若年底仍未达到年度机制电量规模 则缺额部分电量不再执行机制电价 不进行跨年滚动 [16] - 发电侧机制电费=实际上网电量×机制电量比例×（机制电价-市场交易均价） [16] - 机制电量暂不参与中长期交易 相关电量计入中长期用户侧签约比例 [17] - 现阶段仅开展日前预出清 预出清结果不用于结算 [17] - 机制电量不参与绿电交易、不重复获得绿证收益 绿电交易电量的绿证收益按照当月绿电合同电量、扣除机制电量的剩余上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定 [17] - 机制电量对应绿证统一划转至专用绿证账户 由省内分摊系统运行费用的用户共有 [17] - 已纳入机制的新能源项目 执行期限内可自愿申请退出 新能源项目执行到期 或者在期限内自愿退出的 均不再纳入机制执行范围 [17] 保障措施 - 省发展改革委负责建立新能源上网电价市场化改革工作机制 统筹协调解决推进过程中的问题 [17] - 电力市场监管机构要加强市场监管 保障新能源公平参与交易 促进市场平稳运行 [17] - 省电力公司负责搭建竞价平台 做好竞价、结算等细则制定和差价协议签订等工作 并对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集 [17] - 电力交易机构要完善电力市场信息披露机制 定期披露新能源市场运行总体情况 [17] - 完善电力市场相关规则 做好新能源上网电价市场化改革与新能源发展规划目标、能源电力规划的衔接 [18] - 优化代理购电电量采购机制 新能源全面入市后 执行保量保价的优先发电电量可继续按现行价格机制由电网企业收购 不足部分电量由电网企业通过市场化采购 [18] - 做好与新能源消纳的衔接 新能源参与市场后因报价等因素未上网电量 不纳入新能源利用率统计与考核 [18] - 坚决纠正不当干预电力市场行为 不得向新能源不合理分摊费用 不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件 鼓励配建储能转为独立储能 [18] - 享有财政补贴的新能源项目 全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行 [18] - 密切跟踪监测新能源市场价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等 认真评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响 及时总结改革成效 优化政策措施 [18] - 按照国家改革部署适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化 条件成熟时择机退出 [18] - 加强政策宣传解读 及时回应社会关切 [19] - 电网企业和电力交易机构要组织开展市场培训 帮助新能源企业熟悉政策要求、交易规则和结算流程 提升市场参与能力 [19] - 强化沟通与协调 及时了解经营主体的意见和诉求 积极回应并解决问题 [19] 实施时间 - 本方案自2025年12月31日起实施 现行政策相关规定与本方案不符的 以本方案为准 [19]

核心观点 - 国网甘肃省电力公司上线"新能源竞价服务"专区 推动新能源上网电价市场化改革 促进新能源从政策驱动向市场驱动转型 [1] - 该专区集成5大核心功能模块 为分布式光伏项目提供全流程一站式竞价服务 涵盖政策公示 业务受理 协议签署等环节 [1] - 此举是落实国家"双碳"目标和甘肃省新能源上网电价市场化改革方案的重要举措 标志着甘肃新能源客户侧交易进入数字化时代 [1] 政策背景 - 响应甘肃省发改委与能源局联合印发的《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》 [1] - 旨在推动新能源上网电量全面融入电力市场 通过市场化交易形成价格 完善市场交易与价格机制 [1] - 保障新能源在市场交易中实现公平竞争 为绿色低碳发展注入动力 [1] 平台功能 - 集成5大核心功能模块：填报竞价项目信息 报量报价 签署差价结算协议 竞价代理商 查询机制信息 [1] - 支持企业在线提交项目申请 签署差价结算协议 随时查阅竞价公示公告 [1] - 提供全流程一站式竞价服务 涵盖竞价政策公示公告 业务受理 协议签署等核心环节 [1] 战略意义 - 推动新能源从"政策驱动"向"市场驱动"升级 通过市场化手段激活新能源潜力 [1] - 助力构建新型电力系统 加速能源清洁低碳转型 [1][2] - 公司将持续迭代升级平台功能 提升专区响应速度与服务精准度 [2]