煤炭与石油消费达峰路径 - 中国煤炭消费占能源消费比重从2000年的68.5%下降至2024年的53.2%，石油从22%下降至18.2%，二者合计仍占能源消费的71.4% [2] - 煤炭消费将先于煤电达峰，因煤电需发挥兜底保障作用且达峰时间相对较晚，而钢铁、水泥等其他耗煤大户用煤量持续减少将推动煤炭整体更早达峰 [6] - 依据"煤电转型三步走"思路，到2030年煤电装机将基本不再新增，煤电用煤停止增长将直接影响煤炭消费达峰 [5] 新能源消纳与外送挑战 - 解决西北地区新能源大规模消纳的主要路径是外送，因本地消纳容量有限且电网调峰能力不足 [7] - 外送通道面临建设成本高、审批程序复杂、利用率个别不足50%以及受电地区接纳意愿等多重问题 [8][9] - 外送电价机制以受端电价接受能力决定，受电地区议价空间增大，需建立科学合理的送受电价格机制以体现绿电环境价值 [10] 新能源投资与电力市场 - 为实现2035年风电和太阳能发电总装机容量36亿千瓦目标，未来10年需每年新增1.9-2亿千瓦风光装机 [13] - 新能源全面入市交易后电价下行明显，发电集团对投资持观望态度，等待各省实施细则落地后综合研判盈利空间 [16][17] - 负电价是电力供需瞬时失衡体现，降低中长期交易占比并非解决之道，推动向分时、带曲线的精细化合约转变更为有效 [18][19] 新型储能产业发展 - 新型储能产业面临低价竞争、企业普遍经营困难的悖论，根源在于政策驱动下的扭曲激励和市场机制不完善 [22][24] - 强制配储政策取消，新型储能被纳入容量电价机制，只要对系统调节作出实际贡献就应享受同等容量电价收益 [22][23] - 推动"新能源+储能"作为联合报价主体参与市场交易，并通过技术创新和完善市场机制推动产业高质量发展 [23][24] 居民电价与市场红利传导 - 居民用电执行目录销售电价政策，不直接参与市场波动，是负电价红利未能传导至消费者的主要原因 [20] - 可通过发展虚拟电厂整合居民可中断负荷，在负电价时段鼓励用电并以返利形式将部分收益返还用户 [20] - 未来可设计受保护的峰谷电价模式，基础电量价格稳定，超量部分与现货市场适度联动并设置价格上限 [21]

电力输送工程进展 - "宁电入湘"工程累计向湖南输送电量突破20亿千瓦时 [1] - 工程自6月29日正式向湖南送电以来持续保持高负荷运行 [1] - 7月16日首次达到400万千瓦满功率负荷运行 [1] - 7月17日持续满功率发电，日送电量达0.76亿千瓦时 [1] - 7月18日累计输送电量突破10亿千瓦时 [1] 工程规划与预期 - "宁电入湘"工程是宁夏建设的第三条电力外送"大动脉" [1] - 目前双极低端系统已源源不断送电至湖南 [1] - 工程预计今年9月整体竣工投产 [1] - 竣工后将具备800万千瓦送电能力 [1] 区域电力需求 - 全国多地持续高温导致电网负荷屡创新高 [1] - 工程有效缓解湖南及华中地区电力保供压力 [1]