核心观点 - 陕西省年度外送电量首次突破千亿千瓦时大关，达到1100亿千瓦时，提前完成2025年攻坚任务，外送规模较“十三五”末翻一番，成为国家电网经营区第四个外送超千亿省份 [1] 外送规模与成就 - 截至12月27日，陕西年度外送电量达1100亿千瓦时，提前四天完成2025年任务 [1] - 外送规模较“十三五”末的504亿千瓦时翻一番，首次突破千亿千瓦时大关 [1] - 成为国家电网经营区第四个外送规模超千亿的省份 [1] - 全年累计争取电力外送合同电量达1140亿千瓦时 [1] 工作机制与保障措施 - 建立政企高效协同工作机制，组织网源企业实施“挂图作战” [1] - 政企凝聚合力、闭环调度，实时破解电煤供应、通道占用等关键堵点 [1] - 紧盯度夏、度冬关键时期，召开协调会议，压实主体职责，运用市场机制发挥大电网资源配置优势 [2] - 在7月16日本省用电负荷创4491万千瓦历史极值时，仍保持350万千瓦的净外送电力 [2] - 确保迎峰度夏期间245亿千瓦时的外送电量足额履约，实现省内供应安全与外送合同执行“双达标” [2] 市场拓展与交易策略 - 深化“四个走出去”活动，前往华中、西南等传统市场巩固合作，争取增送电量222亿千瓦时 [2] - 紧抓新投运的庆阳-山东特高压直流通道机遇，首次实现通过“网对网”向山东、河北等地送电30亿千瓦时 [2] - 通过按日跟踪通道利用率，“填缝式”组织短期交易，额外挖掘短期外送70亿千瓦时 [2] - 电力外送范围已覆盖华北、华中、华东、西南、西北各方向25省（区、市） [2] 绿色电力发展 - 瞄准京津唐、江浙沪等高需求地区，成功组织陕西绿电跨省外送4.5亿千瓦时 [3] - 推动陕西绿电首次进京，以绿色环境价值带动市场需求增长 [3] - 提升外送电力的“含金量”与“含绿量”，为后续大规模拓展绿电市场积累经验 [3] 未来规划与展望 - 下一步将统筹做好“网对网”集中式外送与“点对网”专用配套电源的协同管理 [3] - 充分挖掘陕武直流、陕皖直流等特高压通道的输送潜力 [3] - 科学谋划“十五五”电力外送规划，将能源资源优势转化为经济发展动能 [3]

陇电外送工程2025年核心运营数据 - 2025年陇电入湘、陇电入鲁工程外送电量突破500亿千瓦时，达到501.6亿千瓦时，可满足约1500万户家庭一年的用电需求 [1] - 其中，陇电入湘工程外送电量335.1亿千瓦时，陇电入鲁工程外送电量166.5亿千瓦时 [1] - 陇电入湘工程自投运以来累计外送电量已达2223.91亿千瓦时 [2] 新能源外送占比与近期输送强度 - 陇电入湘工程外送电量中，新能源占比已超过40% [2] - 迎峰度冬以来，陇电入湘工程已连续27天单日外送电量超过1亿千瓦时 [2] 未来交易安排与运营保障措施 - 甘肃电力交易中心已顺利完成2026年度交易，成交电量为610.5亿千瓦时 [1] - 公司构建立体化、全天候设备监控体系以保障工程安全稳定运行 [1] - 公司通过提前研判供需、优化交易策略、加大中短期增量交易力度等方式，保障外送能力提质提速提效 [1]

核心观点 - 截至2025年12月27日，陕西省年度外送电量达到1100亿千瓦时，相比“十三五”末的504亿千瓦时实现翻倍增长，标志着该省作为国家重要能源基地的外送能力取得跨越式发展 [1][2] 外送电量规模与增长 - 2025年度外送电量达1100亿千瓦时，较“十三五”末的504亿千瓦时翻一番 [1] - 于2025年11月28日首次突破年度外送电量千亿千瓦时大关，成为西北地区第二个外送量超千亿的省份 [2] - “十四五”期间，陕西省发电量近三分之一外送至全国25个省份 [2] 外送策略与具体举措 - 将扩大电力外送规模作为稳定能源经济、助推高质量发展的重要抓手 [2] - 成功组织绿电外送4.5亿千瓦时，并首次实现“绿电”进京 [2] - 首次实现通过“网对网”方式向山东、河北等地送电30亿千瓦时 [2] - 通过“填缝式”组织短期交易，额外挖掘短期外送电量70亿千瓦时 [2] - 统筹“网对网”集中式外送与“点对网”专用配套电源的协同管理，并科学谋划“十五五”电力外送规划 [3] 行业背景与公司角色 - “十四五”时期全国电力需求稳步增长，陕西作为国家重要的综合能源保障基地，强化统筹调度、优化电力产业结构、提升电力“含绿量” [2] - 在保障省内用电负荷创下4491万千瓦历史极值的挑战下，仍保持了较高的电力外送水平 [2] - 省发展改革委协同国网西北分部、国网陕西电力、陕西电力交易中心及在陕发电企业，共同拓展通道、扩大外送“版图” [2] - 行业发展目标包括保障国家能源安全，为经济社会发展作出更大贡献 [3]

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]