报告行业投资评级 - 看好 [1] 报告的核心观点 - 展望2026年，储能行业短期景气度有望延续，长期成长空间依然广阔，建议重点关注五大变化 [1] - 当前影响行业发展的积极因素多于潜在风险，有理由对2026年全球储能行业的增长保持乐观 [5] - 预计2026年全球储能新增装机388GWh，同比增长45%；全球储能电池出货量825GWh，同比增长39% [5] - 从终局思维出发，预计全球储能年新增装机峰值有望超过1.5TWh，距离装机天花板还有8.6倍成长空间，2024-2035年全球储能新增装机CAGR约21.3% [53][54] 2025年回顾总结 - **全球市场**：2025年全球储能新增装机预计268GWh，同比增长48%，超市场预期（预期值32%）[12] - **中国市场**：2025年新增装机预计151GWh，同比增长53%，超预期，增长驱动力从强制配储转为经济性驱动 [12] - **美国市场**：2025年新增装机预计42GWh，同比增长23%，低于预期，主要受关税影响（2025年4-11月关税比例达40.90%）[12] - **欧洲市场**：2025年新增装机预计48GWh，同比增长92%，超预期，风光高渗透率（2024年欧盟整体风光发电量占比达28.5%）带动大储投资热潮 [13] - **行业前提**：储能爆发基于两大前提，一是消纳需求迫切（核心跟踪指标为光伏现货电价），二是储能迈过经济性拐点（核心跟踪指标为储能度电成本VS度电收益）[14][15] - **中国招标**：2025年1-11月国内储能招标合计364GWh，同比增长261% [20] - **关税变化**：2025年10月中美元首釜山会晤后，芬太尼关税从20%下调为10%，额外关税推迟1年，预计2026年美国储能关税从82.4%下调至48.4% [24][25] 2026年五大变化总结 - **变化一：各省电力现货峰谷价差走势** - 电力现货市场峰谷价差是比招标数据更为前瞻的景气度跟踪指标，2026年应重点关注 [1][28] - 根据394号文要求，截至2025年底，全国绝大部分省份电力现货市场已进入长周期/连续结算试运行 [1][26] - 电力现货市场的启动使中国储能行业发展模式从强制配储驱动转为经济性驱动 [27] - **变化二：各省储能容量补偿机制推进情况** - 容量补偿有望成为独立储能电站仅次于现货市场收入之外的第二大收入来源，其落地进度将对国内储能建设节奏产生重要影响 [2] - 目前全国性储能容量补偿政策尚未出台，但蒙西、山东、甘肃等省份已开展先行探索 [2] - 截至2025年12月，仅8个省份出台了储能容量补偿机制，预计未来两年有望在全国范围内逐步推广 [33][37] - **变化三：美国AIDC配储项目落地进展** - 在关税变化落地后，AIDC有望成为关键变量，带动美国市场超预期增长 [3] - 美国AI数据中心建设对储能需求的拉动分为两方面：一是AIDC新一代供电架构标配储能，未来5年潜在需求增量约70GWh；二是通过光储满足AIDC供电缺口，未来5年潜在需求增量约74GWh [3][39] - 美国能源部预计到2030年美国将出现23GW供电缺口 [39] - **变化四：欧洲大储机制创新和项目落地** - 欧洲储能政策工具与市场机制创新，有望推动欧洲超越美国成为海外储能第一大增量市场 [4] - 例如，意大利通过MACSE容量采购机制为独立储能电站引入长期容量合同保障，英国通过保底收益机制给予长时储能投资激励 [4] - 预计EMEA地区2025-2030年年均装机有望达到95.8GWh [42] - **变化五：上游价格与储能需求的反身性影响** - 碳酸锂价格和储能经济性互相影响，两者在何处达到平衡，2026年应重点关注 [5] - 碳酸锂价格是影响储能度电成本的核心变量，在理想利用率下，锂电储能度电成本有望达到0.4元/kWh水平 [46] - 需要认识到国内储能才刚迈过经济性拐点的客观现状，大部分省份独立储能电站的收益模型还比较“脆弱” [5][46] - 各省独立储能项目资本金IRR对碳酸锂价格敏感，例如当碳酸锂价格为10万元/吨时，山东项目IRR为9.8%，河北南网项目IRR为5.7% [48] 2026年及长期展望总结 - **短期景气**：预计2026年全球储能新增装机388GWh，同比增长45%；全球储能电池出货量825GWh，同比增长39% [49] - **长期空间**：预计全球风光储年新增装机峰值将出现在2035年左右，储能年新增装机峰值有望超过1.5TWh，距离2025年预计装机水平有8.6倍成长空间，出货量峰值则有望超过2.0TWh [53]

核心观点 - 吉林省遭遇极寒天气导致用电需求激增 电力与电量负荷均创历史新高 电网公司通过市场化机制与技术手段成功保障了电力稳定供应 [1][2] 天气与用电需求 - 吉林省平均气温降至零下18.1摄氏度 较去年同期大幅下降 [1] - 寒冷天气带动电网用电负荷快速攀升 12月2日发受电量达33652.1万千瓦时 同比增长12.94% [1] - 12月3日最大发受电电力达到1521.1万千瓦 同比增长11.94% 电力与电量双双突破历史最高纪录 [1] 电网公司的应对措施 - 公司提前谋划与科学部署 依托市场化机制与技术手段化解保供压力 [1] - 密切跟踪气象变化 精准进行负荷及新能源预测 每日开展用电负荷深度复盘 [1] - 结合气温变化、采暖负荷特性及工商业生产调整 研判次日电力电量平衡情况 [1] 市场机制与电力交易 - 发挥市场机制作用 依托省内电力现货市场连续试运行 以价格信号激励发电侧潜能 [1] - 积极参与省间现货交易与东北省间互济交易 灵活调配跨区域电力 [1] - 12月2至3日 省间现货最大交易电力达115万千瓦 成交电量达1595万千瓦时 [1] 技术保障与电网运行 - 科学安排电网运行方式 加强重要断面及重载设备实时监控 及时调整运行策略 [2] - 滚动校核与优化运行方式 完成220千伏金富线、富程线及富民储能电站投产 确保过渡期电网稳定 [2] - 密切监控直调电厂机组运行状态与电煤库存 确保供电与供热双安全 [2] 储能应用与效能 - 新型储能设施在期间充放电量达111万千瓦时 晚间峰时最大放电电力13万千瓦 [1] - 储能设施的“削峰填谷”效能得到强化 [1] 后续计划与展望 - 公司已进入迎峰度冬保供关键阶段 将持续关注天气变化与负荷走势 [2] - 总结本轮极寒天气保供经验 优化负荷预测模型与电力平衡策略 [2] - 深化电力现货市场与省间互济协同 全力保障今冬明春电力安全稳定供应 [2]

电力体制改革 - 电力体制改革没有完美模板，其核心是形成一种新质生产关系，以消纳绿色电力为主线，以安全为底线[1] - 系统稀缺性是最佳投资方向，必须面对“能源不可能三角”问题[1] - 水、风、光等能源都来源于太阳，均需要大范围互济消纳，因此需要建立全国统一电力大市场[1] 电力现货市场 - 电力现货市场是新能源与特高压高质量发展的关键环节[2] - 市场机制推动电价由多轨制转变为单轨制，并由标量向向量（多维）转变[2] - 风光发电量占比达到15%是系统成本快速上升的临界点，也是电网景气度提升的时点，占比达到20%则灵活性资源需求显著提升[2] 新能源成长驱动力 - 新能源的成长性首要驱动力来源于国家自主贡献（NDC），技术进步居于次要地位[3] 投资方向建议 - 从电网安全角度，投资重点在二次设备[3] - 从灵活性资源角度，核电、煤电改造、燃机、光热、水电改造、抽水蓄能、新型储能及用户侧调节（虚拟电厂、V2G、需求响应等）属于同一生态位竞争[3] - 从电力现货市场建设角度，需完善计量基础设施，涵盖电计量与碳计量[3]

发电量表现 - 前三季度控股口径发电量接近460亿千瓦时，同比增长0.71% [2] 燃料成本 - 三季度省内入炉标煤单价同比下降超14% [2] 政策与市场 - 2026年安徽省容量电价标准调整为165元/千瓦·年 [2] - 安徽省电力现货市场自2025年1月1日起启动连续结算试运行 [2] 项目与资产 - 合肥调峰电站已实现盈利 [3] - 公司在建项目包括安徽省内30万千瓦风电项目、新疆80万千瓦光伏大基地项目和50万千瓦风电项目 [3]

市场启动与初期运行 - 四川省电力现货市场于11月1日启动连续结算试运行，较国家要求提前两个月完成 [1] - 试运行首日组织421家经营主体参与申报，包括水电229家、火电24家、新能源158家及独立储能10家，市场出清电量达6.95亿千瓦时 [1] - 市场出清价格区间为49.31元/兆瓦时至436.75元/兆瓦时，分时价格信号客观反映供需变化 [1] 规则体系建设 - 公司自去年11月提出建设“多电源参与、全电量优化、全水期运行”的电力现货市场新模式，并加速关键机制研究 [2] - 今年1月出台煤电授权合约价格机制，破解“水火同台”难题，为市场建设奠定基础 [2] - 规则体系历经两次修订完善，V3.0版本于10月16日正式印发，实现市场运行制度保障的持续完善 [2] 技术支持系统 - 针对省内复杂网源结构及高比例水电特殊性，公司创新构建涵盖多流域水电耦合、水库优化调度等关键技术的支持系统 [3] - 系统需处理省内500千伏交流线路长度超2万千米、安控装置超700台、控制断面超200个、电站规模超400座等复杂运行约束 [3] - 技术支持系统实现了大规模、多约束问题的快速建模求解，并通过第三方校验 [3] 市场运营与服务 - 公司在结算试运行前组织4轮次、超5000人次的市场规则和技术系统培训，并发布多种解读手册 [4] - 累计完成3轮次共17天模拟调电试运行、17天短期结算试运行及10月整月结算试运行，成功应对多种复杂运行场景考验 [4] - 通过交易平台及时发布市场信息并设置服务热线，市场价格细化至每15分钟，助力经营主体决策 [4] 市场影响与未来规划 - 连续结算试运行将增强电力市场价格信号引导作用，提高资源配置效率，促进能源绿色低碳转型 [5] - 公司计划在规则、技术、运营三大体系上持续发力，积极做好市场建设及运营工作，服务全国统一电力市场建设 [5]

市场启动与初期运行 - 四川省于11月1日启动电力现货市场连续结算试运行，比国家要求提前两个月完成 [1] - 试运行首日组织421家经营主体参与申报，包括水电229家、火电24家、新能源158家及独立储能10家，市场出清电量达6.95亿千瓦时 [1] - 市场出清价格区间为最低49.31元/兆瓦时至最高436.75元/兆瓦时，分时价格信号客观反映供需变化 [1] 市场规则与机制建设 - 四川建设“多电源参与、全电量优化、全水期运行”的电力现货市场新模式，并于今年1月出台煤电授权合约价格机制以破解“水火同台”难题 [2] - 市场规则体系通过两次修订完善，V3.0版本于10月16日正式印发，实现了规则体系从0到1的突破 [2] - 工作专班由政府部门、专家团队、电网公司、运营机构及发用电市场主体等多方构成，共同研究关键机制 [2] 技术支持系统构建 - 四川电网复杂性居全国前列，500千伏交流线路长度超2万千米，安控装置超700台，控制断面超200个，电站规模超400座 [3] - 技术支持系统创新构建了多流域水电耦合、水库优化调度、智能断面交互等关键技术，实现大规模、多约束问题的快速建模求解 [3] - 系统建设需纳入大量安控、断面及系统运行约束，并兼顾流域梯级水电匹配与水库蓄能长周期优化利用 [3] 市场运营与服务保障 - 四川电力在试运行前组织4轮次、超5000人次的市场规则和技术系统培训，并发布规则解读、操作手册及风险提示手册 [5] - 公司高频次开展市场试运行，累计完成3轮次共17天模拟调电、17天短期结算试运行及10月整月结算试运行，成功应对多种复杂场景考验 [5] - 通过交易平台发布市场信息并设置服务热线，某水电厂人员反馈市场价格细化至每15分钟，平台信息服务使决策更有依据 [5] 市场影响与未来展望 - 连续结算试运行预计将增强四川省电力市场价格信号引导作用，提高资源配置效率，促进能源绿色低碳转型 [5] - 四川电力将继续在规则、技术、运营三大体系上持续发力，配合政府做好市场建设及运营工作，服务全国统一电力市场建设 [5]

好的，作为拥有10年经验的分析师，我已仔细研读这份公用环保行业周报，以下是我的总结： 行业投资评级 - 报告对电力、绿电、核电、火电、电源装备、天然气及环保等多个细分领域均给出积极展望，并列出具体推荐和关注公司名单 [4][10][30][44][45] 核心观点 - 电力现货市场建设取得关键进展，国家电网经营区已基本实现全覆盖，市场机制正引导电源结构转变 [4][7][9] - 全球天然气市场呈现区域分化格局，欧美气价因季节性需求上涨，亚洲市场因供给充足而价格平稳 [4][11][12][17] - 基于各细分行业的积极变化（如降息周期、燃料成本下降、政策支持等），报告明确列出了多条投资主线及对应的重点公司 [4][10][30] 电力市场分析 - **市场覆盖进展**：截至2025年11月1日，国家电网经营区内，省间现货市场及5个省级现货市场正式运行，18个省级市场处于连续结算试运行阶段，标志着基本实现电力现货市场全覆盖 [4][7] - **山西案例深度**：作为首个正式运行的现货省份，2025年上半年山西现货市场出清电量达1562.3亿千瓦时，日前和实时现货度电均价分别为0.283元和0.281元，呈现“两峰一谷、晚高早低”特征，峰谷价差扩大 [4][9] - **新能源影响**：山西省新能源装机容量截至2025年9月底达7684万千瓦，占全省装机近50%，“十四五”以来增长128.75% [4][9] - **市场机制优化**：山西现货市场出清周期于2025年9月至10月成功由15分钟调整为5分钟运行，以更好适应新能源出力波动，强化价格引导作用 [4][9] - **跨区域交易**：2024年省间现货市场数据显示，火电、水电、风电、光伏成交量占比约为4:2:2:1，平均价格分别为0.45元/度、0.21元/度、0.24元/度，迎峰度夏期间最高成交价达2.18元/千瓦时 [8] 天然气市场分析 - **欧美气价上涨**：截至2025年11月7日，美国Henry Hub现货价格周环比上涨5.52%至$3.76/mmBtu，荷兰TTF现货价格周环比上涨2.31%至€31.05/MWh，英国NBP现货价格周环比上涨4.24%至76.25 pence/therm [4][11][12] - **亚洲气价平稳**：同期东北亚LNG现货价格为$11.10/mmBtu，周环比持平；中国LNG全国出厂价为4382元/吨，周环比下跌0.57% [4][11][28] - **美国市场动因**：美国天然气供需两旺，LNG原料气需求创历史新高（达174亿立方英尺/日），叠加季节性消费需求提升，推动气价持续回升，NYMEX Henry Hub主力合约价格周涨4.63%至$4.32/mmBtu [12] - **欧洲市场动因**：进入11月供暖季后库存开始下降，截至11月6日库存水平为945.93太瓦时（占库存容量的82.83%），约为五年均值的91.1%，气温下降及风电出力下降推升燃气需求 [17] - **中国市场情况**：LNG综合进口价格当周为3405元/吨，环比下跌7.77%，同比下跌20.80% [28] 投资分析意见与公司推荐 - **水电**：秋汛偏丰利于蓄水，降息周期利好财务费用下降和股息价值，推荐国投电力、川投能源、长江电力、华能水电 [4][10] - **绿电**：新能源入市规则增强存量项目收益稳定性，风电利用小时数高且与负荷匹配度好，建议关注新天绿色能源、福能股份、龙源电力、华润电力、三峡能源 [4][10] - **核电**：增值税调整不影响长期盈利，增量明确，建议关注中国核电、中国广核（A+H） [4][10] - **火电**：燃料成本下降与容量电价提升增强盈利稳定性，推荐国电电力、内蒙华电、广州发展、大唐发电、华能国际（A+H）、华电国际 [4][10] - **电源装备**：雅下工程开工推动需求长期释放，推荐东方电气及哈尔滨电气 [4][10] - **天然气**：降本与居民气价改革利好城燃公司，推荐昆仑能源、新奥能源等港股城燃企业及产业链一体化贸易商如新奥股份、新天绿色能源、深圳燃气 [4][30] - **环保**：受益于化债推进，关注高股息稳健标的，如光大环境、洪城环境等；SAF（可持续航空燃料）量价齐升，建议关注嘉澳环保、海新能科等 [4] 行业动态与数据 - **新型储能**：截至2025年9月底，中国新型储能装机规模超1亿千瓦，较“十三五”末增长超30倍，华北地区装机3118万千瓦占全国30.4% [39] - **电力交易**：截至2025年9月底，全国电力市场交易电量达4.92万亿千瓦时，同比增长7.2%，占全社会用电量比重63.4%；经营主体数量达102万家，同比增长26.3% [39] - **跨区电力调配**：2025年10月13日，国家电网与南方电网首次以现货交易形式实现跨区电力调配，南方电网180万千瓦清洁电力通过闽粤联网支援长三角 [39]

报告行业投资评级 - 行业投资评级为“看好” [1] 报告核心观点 - 国家电网经营区基本实现电力现货市场全覆盖，市场建设加速推进，价格机制引导电源结构优化 [4][8][10] - 全球天然气市场呈现区域分化，欧美气价因季节性需求上涨，亚洲地区供给充足价格平稳 [4][13] - 电力行业各细分板块均存在投资机会，水电、绿电、核电、火电、电源装备等领域被重点推荐 [4][11] - 天然气行业受益于成本回落和顺价机制，城燃企业和贸易商盈利能力有望回升 [4][31] - 环保板块关注高股息标的及生物航煤(SAF)等新兴领域 [4] 按目录章节总结 1. 电力：国网经营区基本实现电力现货市场全覆盖 - 国家电网经营区内电力现货市场建设取得关键进展，省间现货市场及5个省级市场正式运行，18个省级市场进入连续结算试运行，基本实现全覆盖 [4][8] - 以山西为例，作为首个正式运行的现货市场，2025年上半年累计出清电量达1562.3亿千瓦时，日前和实时现货度电均价分别为0.283元和0.281元，呈现“两峰一谷、晚高早低”特征 [4][10] - 山西省新能源装机容量快速增长，截至2025年9月底达7684万千瓦，占全省装机容量近50%，“十四五”以来增长128.75% [4][10] - 市场出清周期缩短，山西现货市场于2025年9月至10月完成15分钟与5分钟模式并轨测试，正式调整为5分钟运行，以更好适应新能源出力波动 [4][10] - 省间现货市场于2024年10月转入正式运行，2024年火电、水电、风电和光伏成交量占比约为4:2:2:1，平均价格分别为0.45元/度、0.21元/度、0.24元/度和0.2元/度 [9] 2. 燃气：全球气价走势分化 欧美气价上涨 - 截至2025年11月7日，美国Henry Hub现货价格为$3.76/mmBtu，周涨幅5.52%；荷兰TTF现货价格为€31.05/MWh，周涨幅2.31%；英国NBP现货价格为76.25 pence/therm，周涨幅4.24% [4][13][14] - 亚洲市场表现平稳，东北亚LNG现货价格为$11.10/mmBtu，周环比持平；中国LNG全国出厂价为4382元/吨，周跌幅0.57% [4][13][29] - 美国天然气供需两旺，LNG原料气需求创历史新高（达174亿立方英尺/日），叠加季节性消费提升，推动气价持续回升，NYMEX Henry Hub主力合约价格周涨4.63%至$4.32/mmBtu [14] - 欧洲进入供暖季，库存开始下降，截至11月6日库存量为945.93太瓦时，库存水平为82.83%，约为五年均值的91.1%，需求回升带动气价窄幅上涨 [19] - 中国LNG综合进口价格截至11月2日当周为3405元/吨，环比下跌7.77%，同比下跌20.80% [29] 4. 公司及行业动态 - 国家能源局数据显示，截至2025年9月底，中国新型储能装机规模超过1亿千瓦，较“十三五”末增长超30倍，占全球总装机比例超过40%，跃居世界第一 [40] - 全国电力市场交易规模持续增长，截至9月底累计交易电量4.92万亿千瓦时，同比增长7.2%，占全社会用电量比重63.4%；经营主体数量达102万家，同比增长26.3% [40] - 跨区域电力调配作用凸显，国家电网与南方电网首次以现货交易形式实现跨区调配，南方电网180万千瓦清洁电力通过闽粤联网支援长三角；迎峰度夏期间省间现货市场支援川渝等省份最大电力超800万千瓦 [40] - 多家上市公司发布重要公告，涉及融资、并购、回购及业务进展等 [42][43] 5. 重点公司估值表 - 报告列出了公用事业、环保及电力设备板块重点公司的估值数据，包括收盘价、预测每股收益(EPS)、市盈率(PE)和市净率(PB)等关键指标 [45][46][47][48]

市场建设进展 - 随着四川、重庆、青海三地电力现货市场转入连续结算试运行，省级电力现货市场已实现基本全覆盖[1] - 山西、广东等7个省级现货市场已转入正式运行，福建、陕西等省级现货市场进入连续结算试运行阶段，提前2个月完成目标任务[1] - 6月南方区域电力市场转入连续结算运行，10月国家电网首次与南方电网跨经营区开展电力现货交易，实现网间市场联通[1] 市场机制与功能 - 电力现货市场通过实时竞价形成准确反映电力供需情况的真实电价，引导电力资源在全国范围内高效配置[1] - 价格信号有效激励电源侧机组稳发满发，山东、湖北在负荷创新高时机组非停率、受阻率显著下降，山西通过优化发电降低供应成本超2.8亿元[2] - 省间现货交易发挥关键互济作用，最大互济电力达1432万千瓦，精准支援川渝等20余省份，四川购电超29.2亿千瓦时[2] 用户侧影响与效益 - 价格信号引导用户灵活调整用电行为，山东446万工商业用户通过分时电价，午间为新能源腾出583万千瓦消纳空间，晚高峰转移用电负荷225万千瓦[2] - 需求侧潜力得到挖掘，单个企业最高节省电费1354万元[2] - 电力现货市场在提升系统调节能力、保障电网可靠运行、促进新能源消纳等方面将持续释放价值[2]

报告行业投资评级 - 增持（维持）[4] 报告核心观点 - 火电行业第三季度业绩持续向好，煤炭价格反弹有助于稳定未来电价预期 [3] - 水电行业秋汛来水情况改善，叠加市场风格切换，具备配置价值 [3] - 储能相关政策密集出台，容量补偿机制尚有完善空间，需重视调节性电源的价值 [3] - 煤炭价格跳涨至809元/吨，创年内新高，为2026年电价长协谈判提供成本支撑 [6][12] - 全国电力现货市场建设加速，28个省份已进入连续运行阶段，全国统一电力市场初步建成 [6][12] 本周行情回顾 - 报告期内（11月3日至11月7日），上证指数上涨1.08%，报收3,997.56点；沪深300指数上涨0.82%，报收4,678.79点 [1][58] - 中信电力及公用事业指数上涨2.30%，报收3,244.08点，跑赢沪深300指数1.48个百分点，在30个中信一级行业中排名第7 [1][58] - 板块内超半数上市公司股价上涨 [1][58] 细分行业动态与数据 火电 - 本周北港5500K动力煤价格报收809元/吨，突破年初高点 [6][12] - 7月至9月，国内煤炭产量连续三个月同比下降，市场呈现供需偏紧格局 [6][12] - 2026年煤电容量电价将全面上调，有望进一步提振明年电价预期 [6][12] 水电 - 11月7日，三峡水库入库流量同比大幅上升67.21%，出库流量同比上升46.13%，显示秋汛来水显著改善 [7][28] 绿电 - 截至11月5日，硅料价格持平于52元/公斤；主流硅片价格略有下降至1.52元/片 [38] - 长期来看，光伏项目收益率有望进一步提升 [38] 碳市场 - 报告期内（11月3日至11月7日），全国碳市场碳排放配额（CEA）挂牌协议交易周成交量达398.12万吨，周成交额为2.1亿元 [51] - 本周收盘价为57.79元/吨，较上周上涨11.22% [51] - 截至2025年11月7日，全国碳市场累计成交量为7.79亿吨，累计成交额为522.82亿元 [51] 行业要闻摘要 - 国家能源集团北仑电厂9号机组投产，使其成为我国装机规模最大的火力发电厂 [64] - 中国与东盟已建成16条跨国互联输电线路，累计实现跨境电力互济超过750亿千瓦时，其中绿电占比超过90% [64] - 截至2025年9月底，我国新型储能装机规模超过1亿千瓦，较“十三五”末增长超30倍，装机规模位居世界第一 [65] - 国家能源局发布《关于推进煤炭与新能源融合发展的指导意见》，目标在“十五五”末期取得显著成效 [66] - 世界首台650摄氏度高效超超临界燃煤发电机组在华能玉环电厂开工建设，设计供电煤耗可降低约10% [66]