湄洲岛是典型的亚热带海洋性季风气候，风能、太阳能、海洋能等可再生能源丰富，截至目前，全岛共建成红树 林"近零碳"排放建筑等23个光伏发电项目，装机容量约1300千瓦。 "当前湄洲岛终端电气化率达95%、绿色电能占比达73.58%。"国网湄洲岛供电公司副总经理蔡哲表示。 风电和光伏发电大规模接入电网后，如何有效应对其间歇性、随机性和波动性给电网带来的挑战，成为确保电力系统 稳定运行的关键。莆田供电公司在湄洲岛积极开展岛屿级新型电力系统示范建设，湄洲岛在全国率先采用了首创的多端互 联低压柔性微电网项目，提高新能源的输电效率。 同时，莆田供电公司持续加快湄洲岛新型电力系统建设，不断改造湄洲岛配电网，在全国范围内率先投用海岛级光纤 差动自愈配电网，能够满足分布式电源、微电网、柔性负荷接入的需要，同时实现故障自愈时间从秒级进一步缩短至毫秒 图为国网湄洲岛供电公司员工查看柔性互联装置运行情况。朱玉森/摄 级。2024年，湄洲岛全场景绿电示范案例在国网公司首次新型电力系统示范标杆评选中，荣获新型电力系统示范标杆。 【责任编辑：刘澄谚 】 该项目在传统公共变压器的基础上，增加了柔性互联装置，将5台交流供电的变压器改造为交直流 ...

今年以来，南方电网广西电网公司加速推动煤电由"电量主体"向"调节主力"转型。截至9月底，广西全 区84%的煤电机组已达国家灵活性调节能力要求，调峰深度低至36%，煤电利用小时数仅1836小时，为 南方五省区（广东、广西、云南、贵州、海南）最低，为清洁能源腾出消纳空间288亿千瓦时，转型成 效位居全国前列。 过去，广西电源和电量以煤电为主，主要靠煤电支撑，广西煤电在发电同时兼顾开展供热改造，"以热 定电"高负荷运行。随着广西新型能源体系与新型电力系统构建提速，广西新能源装机达5564万千瓦， 占比超50%，新能源消纳矛盾愈发突出。今年以来，南方电网广西电网公司以技术升级、市场引导、协 同联动多向发力，大力推动煤电由"电量型电源"向调节型电源转型发展，服务新能源消纳。 国能永福电厂是广西煤电升级改造的排头兵，其作为2007年投运的"老机组"，在保障工业供热同时，煤 电深度调峰能力已达到35%，成效十分显著。国能永福电厂计划部副主任高缘说："我们积极落实国家 及自治区关于火电灵活性改造要求，推进煤电向调节型电源发展，先后投入1.8亿元开展中联门改造、 机组通流改造等，提高负荷调节能力。如今，我们电厂已从最初政府核定 ...

这种算力需求激增与能源转型推进的双重压力，使得算力与电力需要深度融合。"算电协同"的本质是打 通比特（算力）和瓦特（电力）间的壁垒，让算力不再是单纯的电力负荷，而是成为电力系统的"调节 器"。通过算力负荷与电力供应的双向匹配，促进新能源消纳、降低用电成本、优化资源配置。 …… OMMUNICATIONSWOR ID L C ISSN 1009-1564 中国标准连续出版物号: CN 11-4405/TP 工业和信息化部主管 人民邮电出版社有限公司主办 中国通信企业协会会刊 通信世界网消息（CWW）近几年，我国算力和电力均保持高速发展。截至2024年底，我国算力总规模 已超过280EFlops，近5年平均增速接近30%；数据中心年度电力消耗也已突破1500亿千瓦时。与此同 时，我国电力系统新能源装机占比超过50%，但西部"弃风弃光"与东部电力短缺并存的结构性矛盾日益 凸显。 总第978期 2025年10月25日 第20期 用普十年 山乡英新 三重需求共振,加速eSIM商用落地 /P05 有效需求不足形势下 运营商重塑增长模式的思考与建议 /P09 面向大规模组网的光电协同智算网络方案 /P38 ...

西部证券指出，电力设备与电网设备行业呈现多重积极信号。多省密集进入电力市场连续结算试运行阶 段，江西、河南等地引入创新机制如负电价和超额收益返还，推动电力现货市场从局部试点迈向系统化 运行，有助于优化资源配置并促进新能源消纳。9月全社会用电量同比增长4.5%，其中充换电服务业用 电量同比大增49.6%，反映电动汽车高速发展对电力需求的强劲拉动。 （文章来源：每日经济新闻） 电网ETF（561380）跟踪的是恒生A股电网设备指数（HSCAUPG），该指数从中国内地市场中选取涉 及电力传输、配电系统及相关服务等业务的上市公司证券作为指数样本，以反映电网设备相关上市公司 证券的整体表现。该指数侧重于电网设备制造和技术服务行业，体现了这些细分市场的特征和发展趋 势。成分股需符合特定收入来源比例要求。 ...

行业与公司 * 行业涉及新能源（风电、光伏）、储能、绿色氢氨醇等可再生能源领域 [1] * 公司类型涉及新能源发电企业、储能技术及系统集成商、高耗能企业等 [2][4][5] 核心观点与论据 新能源政策与市场转向 * 核心痛点在于消纳和电价 三北地区如新疆、甘肃、蒙西光伏限电量已超过40% 部分甚至高达50% [2] * 136号文取消全额保障性收购 电网不再承担未能上网电量的责任 促使市场需扩大非电应用（如绿色氢氨醇）以确保消纳 [1][2] * 文件首次提出可再生能源消费最低比重 考核重点用能企业 推动高耗能企业承担可再生能源消费责任 [1][2] * 预计“十五”期间风光装机规模将保持在250GW/年左右 国家支持可再生能源发展 强调质量与数量并重 [1][2][3] 绿色氢氨醇发展前景与经济性 * 绿色氢氨醇是能源转型中不可替代领域的重要解决方案 终端能源消费中电力占比约28%-29% 计划2025年提升至65%-70% 但冶金、船舶燃料等领域无法完全依赖绿电 [4] * 煤制氢成本约10元/吨 风光制氢成本原为18-20元/吨 但蒙西地区利用高效风光资源 绿电制氢成本已降至12-13元/吨 接近煤制氢成本 [4] * 随着技术进步和政策支持 “十五”期间绿色氢安全经济性将进一步凸显 [4] 储能产业现状与政策驱动 * 储能产业处于关键转折点 2025年容量补偿/电价政策成为焦点 原有商业模式（融资租赁、峰谷套利）难以为继 [5][6] * 2025年储能市场爆发性增长主要得益于蒙西地区出台的发电量补贴政策 每度电补贴0.35元 [7] * 蒙西政策使储能项目年收入可达55%-60%以上 一个10万千瓦、2小时储能项目年总收益可达3,300万元以上 收益率约25% [7][15] * 蒙西采取激进政策原因包括推动新能源产业发展以及当地抽水蓄能等调节能力缺乏 [8] * 蒙西政策引发其他省份效仿 甘肃执行每千瓦330元的两年期限电价政策 宁夏从2025年100元提高至2026年165元 [9][10][12] 储能市场未来预期与区域差异 * 2025年中国储能市场预计新增装机45-50GW 时长接近2.5小时 [2][11] * 2027年全国新型储能装机规模预计达2亿千瓦以上 每年至少新增45GW左右 2030年预计可达350GW 总存量超6亿千瓦 [2][11] * 各地区收益差异大 蒙西收益最好（收益率25%） 其次是甘肃（总年收入近3,000万元 收益率12-13%） 新疆基本盈亏平衡 山东、宁夏、安徽、辽宁等地收益未达标 [15][16] * 未来收益率受边界条件变化影响 如农网补偿标准提高、补偿年限延长、现货市场调用频次增加 2025年1-8月新金属掉电品质比去年同期提升至少10% [16] 储能技术路线与竞争格局 * 抽水蓄能发展空间有限 预计2030年装机达1.5亿千瓦左右 [19] * 锂电池（特别是磷酸铁锂）成本较低、技术成熟 目前集成成本约每瓦时0.7-0.8元 占比超95% 预计2027年仍占85%以上市场份额 [19][23] * 压缩空气储能是重要发展方向 液流储能灵活性强但成本高 经济性未达标 飞轮、超级电容等满足局部调频需求 [19][20] * 未来三至五年内 以大规模长时储能为主的发展趋势明确 [20] 工商业储能与其他风险 * 工商业储能预计平稳有序增长 主要依赖峰谷价差套利 但随供需缓和 价差缩小及调用频次减少 盈利能力受限 [21] * 全国80%以上工商业用户集中在浙江 通过峰谷价差超过0.6元/千瓦时实现盈利 江苏也有条件但发展速度不如浙江 [22] * 政府一般不承担储能调节成本 由发电企业或工商用户分摊 风险点包括安全性问题、竞争关系导致的容量电价下降、以及现货市场价格被压缩 [24] 光伏行业与储能需求关联 * 新能源订单入市后各省限价措施产生反内卷效果 上游硅料涨价压力由市场需求决定 [25] * 未来可能通过非光伏组件部分实现反内卷 确保真实成本（组件、建设、逆变器等综合成本约0.25-0.26元/千瓦时）得到合理考虑 [25][26] * 风光装机速度放缓（年增200-250GW）使储能需求减弱 若提升至300-400GW则迫切性增加 [27] * 中国与国外储能需求差异显著 中国拥有强大特高压电网可实现省间网间互济 欧洲和美国电网老化、互联较少对储能依赖度更高 [28] * 新型储能只是中国众多调节方式之一 并非唯一选择 但局部地区如甘肃、新疆因网间互联小且煤电占比大 需求迫切 [28][29] 其他重要内容 * 存量储能项目在容量租赁合同到期后 不再享受新容量租赁政策 若签订新租赁合同则须放弃原有容量电价补贴 不能重复享受 [17] * 136号文发布前已备案核准但未建成项目 若已签合同可继续履约 否则需新协议 发布后新建项目只有独立储能侧才能享受谷峰电价 [18] * 系统集成商及其他厂商未来三年发展前景良好 2026年预计有产能跟进 需关注安全性问题（如液冷、空冷等新型冷却方式）及潜在产能过剩风险 [23][24]

事件概述 - 浙江在国庆中秋假期期间通过开展新型主体市场化负调节响应交易来助力新能源消纳并保障电力安全稳定供应 [1] - 该交易于10月2日组织 共有29家虚拟电厂运营商参与 [1] 交易背景与动因 - 双节期间受工厂企业停工减产影响 浙江全社会用电负荷较节前明显下降 同时新能源大发导致电力系统消纳压力剧增 [1] - 负调节是电力市场重要调节品种 指在电网负荷低谷时段通过市场化手段激励虚拟电厂等新型主体增加用户电量需求 以促进清洁能源消纳和保障电力平衡 [1] - 负调节与针对尖峰负荷时段的正调节共同构成电力平衡机制 [1] 交易具体细节 - 交易以每半小时为一个交易时段 共8个交易时段 [2] - 29家虚拟电厂运营商参与申报并出清 申报容量平均383.4兆瓦每时段 [2] - 最大申报容量480.25兆瓦 最小申报容量310.55兆瓦 出清价格均为300元/兆瓦 [2] 虚拟电厂发展现状 - 浙江交易平台已累计注册虚拟电厂36家 聚合负荷侧资源4806个 [2] - 虚拟电厂最大可调能力达148万千瓦 [2] - 虚拟电厂已参与市场化响应12次 累计调节电量超1000万千瓦时 [2]

内蒙古新能源发展现状 - 内蒙古新能源总装机、新增装机、新型储能装机均位居全国首位，预计年底新能源装机规模将突破1.75亿千瓦 [1] - 新能源装机快速扩张导致消纳能力不足问题凸显，成为制约产业发展的关键瓶颈 [1] 零碳园区建设与消纳模式 - 自2022年起探索产业园区零碳低碳建设，采用“80%园区自用、20%上网交易”的绿电供应模式 [1] - 零碳园区成为新能源就近消纳、吸引负荷投资、破解碳排放约束的关键举措和重要载体 [1] - 建设零碳园区需建立利益协调机制、发挥价格调节机制，强化源网荷储协同，以稳定成本预期并塑造绿色低电价优势 [1] 1192号文政策核心内容 - 1192号文明确了绿电直连、源网荷储等新能源就近消纳项目的接网费用，为零碳园区提供关键价格支撑 [2] - 政策推动电力基础设施投资成本从用户平均分摊向“谁受益、谁负担”的精细化管理转变 [2] - 政策推动传统源网荷储项目由电网兜底保障向发电友好型电站、用电自平衡项目转变 [2] 1192号文对零碳园区的影响 - 为零碳园区建设提供清晰的市场化操作指南，要求绿电消纳比例达到80%甚至90%以上，绿电直供比例原则上不低于50% [2] - 强调“谁受益、谁负担”原则，要求绿电直连项目公平承担输配电费、系统运行费等费用，使市场主体形成良性价格成本预期 [2] 1192号文对储能经济性的影响 - 政策提出对可调节自平衡项目可进一步降低成本，引导从强制配储转化为市场化灵活配置储能 [3] - 通过市场化灵活配储，企业可减少甚至不配储，实现荷随源动，根据新能源发电量评估产量以降低用能成本，例如铁合金项目 [3] 政策落地面临的挑战与优化方向 - 绿电直连需通过专用线路与单一用户连接，专线建设可能面临重复投资和资源占用问题，建议推广广义绿电直连通过大电网送电至园区 [3] - 需做好新老项目衔接，若新规利于降成本则支持在建或已运行项目调整，若导致成本上涨则建议选择性执行新规要求 [3]

1192号文政策核心 - 1192号文是新能源上网价格改革和零碳园区建设的重要配套政策，明确了绿电直连和源网荷储项目的接网费用，为零碳园区提供了关键价格支撑[2] - 该文件为零碳园区建设提供了清晰的市场化操作指南，强调“谁受益、谁负担”的原则，推动成本分摊精细化和项目自平衡能力提升[4] 内蒙古新能源发展现状 - 内蒙古新能源总装机、新增装机及新型储能装机均位居全国首位，预计至今年底新能源装机规模将突破1.75亿千瓦[1] - 新能源装机快速扩张导致消纳能力不足问题凸显，成为制约产业发展的关键瓶颈[1] 零碳园区模式与目标 - 内蒙古为零碳园区拟定“80%园区自用、20%上网交易”的绿电供应模式，零碳园区成为新能源就近消纳和吸引负荷投资的关键载体[1] - 国家要求零碳园区绿电消纳比例需达到80%甚至90%以上，原则上绿电直供比例不低于50%[4] 价格与成本机制 - 建立利益协调与价格调节机制，强化源网荷储协同，以稳定成本预期并塑造零碳园区的绿色低电价优势[1] - 1192号文推动电力基础设施成本从用户平均分摊转向“谁受益、谁负担”的精细化模式，绿电直连项目需公平承担输配电费和系统运行费[2][4] - 新规引导从强制配储转向市场化灵活配置储能，鼓励企业根据自身负荷调节能力降低用能成本，例如铁合金项目可通过“荷随源动”减少配储需求[4] 政策实施挑战与优化 - 绿电直连专线建设可能面临重复投资和资源占用问题，建议推广广义绿电直连模式，通过大电网送电至园区再分配负荷[5] - 需做好新老项目衔接，支持有利于降成本的已建或在建项目按新规调整，若成本上涨则建议选择性执行新规要求[5]

行业背景与核心痛点 - 全国风光发电量占比已达28.3%，但单日弃风弃光规模仍突破2000万千瓦时，凸显智能化转型的迫切性[2] - 行业面临三大核心痛点：新能源功率预测不准导致2023年弃风弃光量超150亿千瓦时；超60%电力设备依赖人工巡检，故障预测准确率不足70%；源网荷储数据分散，78%省级电网存在数据孤岛困境[5][6][7] 华为电力业务战略定位 - 公司定位为“赋能者”而非颠覆者，核心哲学是“技术底座+生态协同+长期主义”，不做全能选手，只做行业专家的最佳搭档[2][3] - 战略聚焦于用技术长板弥补行业数字化短板，不定义电力行业未来，只做未来路上的铺路石[3] - 强调技术价值需可衡量，从新能源消纳、设备运维等具体场景切入，用预测精度提升、故障停机减少等量化指标证明商业价值[3] 针对行业痛点的技术解决方案 - 针对预测不准：使用盘古气象大模型融合多源数据，将新能源功率预测精度从85%提升至93%，单日弃风率下降40%[5] - 针对运维滞后：通过数字孪生技术采集100多个维度状态数据，构建设备虚拟镜像，实现提前7天故障预警，使某变电站非计划停机率下降65%[6] - 针对数据孤岛：提供昇腾算力底座和电力数字平台支持本地化部署，确保数据不出厂，同时联合产业伙伴制定标准打通接口[7] 全链条智能化赋能成果 - 源侧：功率预测精度≥95%，弃风弃光率再降30%，预计2025年减少弃电损失超200亿元，设备故障率降低20%[8] - 网侧：故障定位时间从2小时缩至5分钟，供电可靠性提升至99.99%，线损率降低12个百分点，相当于每年多送100亿度电[9] - 荷侧：负荷预测大模型引导需求响应，使电网压力减10%，用户年省电费50万元，用户参与度从15%提升至40%[10] - 储侧：智能储能EMS将储能利用率从70%提升至88%，投资回收期从8年缩短至5.5年，某电站年增收超300万元[11] 长期生态价值创造 - 通过平台+生态模式培育行业能力，帮助电力企业建数据中台、培养AI人才，实现从用AI到懂AI的自主进化[4] - 支持风光储氢多能互补，某西北基地综合利用率提升至92%，虚拟电厂试点实现10万千瓦分布式电源秒级响应[8][9] - 最终目标是让电力系统从被动响应变为主动进化，实现智能不是替代，而是让行业更强大、更高效、更有温度[12]

充电设施假期运营表现 - 国庆中秋假期期间高速公路新能源汽车充电次数达516.90万次充电量达1.23亿千瓦时 [1] - 国庆假期日均充电量1535.91万千瓦时为今年平日的2.59倍较今年"五一"假期增长23.61%较去年国庆假期增长45.73%创历史新高 [1] - 江苏省内国网充电站在假期全部使用绿电国网江苏电力从外省购入2640千瓦时绿电供充电设施使用 [1] 充电基础设施建设现状 - 截至2025年8月底中国电动汽车充电基础设施总数达到1734.8万个同比增长53.5% [2] - 公共充电设施达431.6万个同比增长37.8%额定总功率1.96亿千瓦平均功率45.48千瓦 [2] - 私人充电设施达1303.2万个同比增长59.6%报装用电容量达1.15亿千伏安 [2] 行业政策与趋势 - "十四五"期间中国建成全球最大电动汽车充电网络车桩比达到每5辆车有2个充电桩 [1] - 国家能源局鼓励"开绿车用绿电"通过绿证绿电交易为新能源车主提供绿电服务 [2] - 全球超半数新能源汽车行驶在中国绿色低碳出行理念和能源消费方式深入人心 [2]