项目投运与核心意义 - 白银—天都山第三回750千伏线路工程于12月14日21时18分带电投运 [1] - 该工程使甘肃省与宁夏回族自治区之间的电力交换能力提升至800万千瓦以上 [1] - 工程增强了西北电网甘肃和宁夏断面的送电能力，对于保障宁湘直流外送、促进新能源消纳具有重要意义 [1] 项目定位与规模 - 该工程是“十四五”国家重点建设项目“宁夏—湖南±800千伏特高压工程”的配套工程 [2] - 工程是甘肃和宁夏间的重要电力联络通道，起于甘肃白银750千伏白银变电站，止于宁夏中卫750千伏天都山变电站 [2] - 工程全线总长89.5公里，共组立铁塔194基 [2] 对电网能力的提升 - 作为西北电网第22条跨省联络线，该工程的投运可助力西北电网省间交换能力突破3300万千瓦 [2]

政策数据概览 - 2025年11月共发布储能相关政策104项，其中国家层面4项 [2] - 从重要程度看，非常重要类政策有45项，河北、四川、广东等地发布数量居多 [2] - 从政策类别看，主要集中在电力市场、新能源配储（源网荷储）、虚拟电厂等领域 [2] 国家层面重要政策 - 国家发改委、能源局发布指导意见，目标到2035年基本建成适配高比例新能源的新型电力系统，并大力推进技术先进、安全高效的新型储能建设，创新应用液流电池、压缩空气储能、重力储能等多种技术路线 [4] - 国家能源局发布指导意见，推动新能源一体化聚合运营，鼓励新能源与配建储能一体化调用，探索新能源与其他电源实质性联营 [5] - 北京电力交易中心发布2026年跨省跨区输电价格，40条专项工程输电价格范围为0.81元/kWh-8.36分/kWh，华中（西南）区域电量价格最高为2.22分/kWh [4] 地方层面储能发展规划 - 黑龙江省提出到2027年新型储能装机达到600万千瓦（6GW）以上的目标，并公布了第一批11个独立新型储能项目清单，规模145万千瓦（1.45GW） [7] - 湖北省确立分阶段发展路径：2027年前全省储能总装机达800万千瓦，2030年前达1700万千瓦（17GW） [7] - 河南省实施第十四批源网荷储一体化项目61个，总规模547.78MW，配储规模81.43MW/162.86MWh [9] - 山西省公示第二批源网荷储一体化试点项目6个，一期储能规模合计171MW/684MWh，新能源装机600MW，平均配储比例达28.5%，配储时长均不低于4小时 [9] - 河南省实施第十五批源网荷储一体化项目103个，总规模765.26MW，配储规模114.18MW/228.36MWh [10] 电力市场政策 - 重庆市于2025年11月1日起启动电力现货市场连续结算试运行 [12] - 四川省2026年省内电力市场交易规模约2300亿千瓦时，并明确新型储能、虚拟电厂等可作为新型主体参与市场交易 [14] - 河北省南部电网设定零售套餐价格参数，固定价差方式上浮价差不超过4元/兆瓦时，固定费用方式不超过400元/月，并实施零售市场超额收益分享机制 [15] - 甘肃省明确发电侧及电网侧储能均以其所在节点的节点边际电价作为结算价格 [16] - 西藏自治区将储能企业、虚拟电厂等纳入新型经营主体，鼓励通过聚合方式参与市场化需求响应 [17] - 新疆对存量补贴项目机制电价定为0.25元/千瓦时，存量平价项目为0.262元/千瓦时 [18] 辅助服务政策 - 江苏调频辅助服务市场允许功率10兆瓦及以上、持续时间不低于2小时的独立新型储能及虚拟电厂参与，调频里程报价下限0.1元/MW、上限15元/MW [20] - 京津唐电力调峰辅助服务市场允许新型储能申报充电价格，上限与火电机组一致为370元/MWh [21] 补贴与资金支持 - 广州白云区对新型储能产业设立最高2000万元的扶持政策，并设立“揭榜挂帅”专项资金，单个项目最高资助1000万元 [25] - 东莞市对认定的新型储能示范项目按实际放电量给予不超过0.3元/kWh的事后资助，单个项目累计补贴不超过300万元 [26] 管理规范 - 深圳市要求储能电站投运1年后开展第三方后评价 [28] - 内蒙古对2026年度独立新型储能电站向公用电网放电量的补偿标准定为0.28元/千瓦时 [28] 虚拟电厂发展 - 甘肃省目标到2027年虚拟电厂调节能力达25万千瓦以上，2030年达70万千瓦以上 [30] - 河北省目标到2027年虚拟电厂调节能力达200万千瓦，2030年达300万千瓦以上 [30] - 苏州工业园区目标到2025年建成20兆瓦调节能力，2026年60兆瓦，2027年120兆瓦 [31] 绿电交易与低碳发展 - 云南省2025年第一批绿电直连项目4个，总规模434.92MW [33] - 宜宾市发布新型储能场景机会清单13个，其中明确规模的项目共987.5MW/2175.05MWh，总投资29.41亿元 [37] - 湖南省在零碳工厂和园区建设中鼓励配置新型储能设施，推进源网荷储一体化 [36]

公司装机与项目进展 - 截至2025年6月30日，公司已投产新能源总装机273.4万千瓦，其中风电172.05万千瓦，光伏85.35万千瓦，独立储能16万千瓦 [2] - 公司已核准在建风光电项目合计110万千瓦，独立储能项目120万千瓦 [2] - 和田地区100万千瓦独立储能项目预计2025年底并网，奎屯地区20万千瓦项目计划2026年6月30日前并网 [2][3] 储能业务详情 - 公司已并网独立储能项目试运行期间每天实现一充一放，调度频次符合预期 [3] - 公司常规独立储能项目资本金与贷款比例为2:8（20%资本金，80%银行贷款） [3] - 独立储能项目中，电芯按10年期计提折旧，其他设备按20年计提折旧 [3] - 公司采购储能电芯选用国内一线品牌，依据质量稳定性、履约能力、售后服务及价格竞争力 [3] 新疆储能行业概况 - 新疆储能总装机达1317万千瓦，其中发电侧配储1042万千瓦，独立储能275万千瓦，增速领跑全国 [3] - 新疆重点布局4小时以上长时储能，4小时储能系统可提升新能源利用率16.89个百分点（较2小时储能提升幅度高出12.01%） [3] - 预计2025年底新疆新型储能并网规模将超过2000万千瓦 [3] 外送通道与运营表现 - 公司参与疆电外送第一、二、三条通道配套电源项目，第一、二条通道累计并网新能源装机84.95万千瓦 [3][4] - 第三通道810万千瓦配套电源项目预计2025年底投产 [3] - 截至2025年11月底，外送通道配套光伏项目平均利用小时数达1462小时，风电项目达1551小时，显著高于本地消纳项目 [4]

行业核心观点 - 中国大型储能行业正经历从“政策驱动”向“市场化驱动”的关键转折，商业模式逐步清晰、应用场景趋于多元，行业进入规模化、高质量发展的新阶段 [2] 市场景气度与供需 - **招标与装机高增**：2025年1-10月国内新型储能招标规模达205.30GWh，同比增长45%，央国企集采规模同比增长61% [4] - **优质电芯供给紧缺**：供给侧头部电芯企业产能利用率接近满产，供需偏紧态势或将延续至2026年第二季度 [4] 商业模式演变 - **“136号文”前的强制配储阶段**：储能价值主要体现为帮助新能源项目“获取路条”，利用率低下。2023年新能源配储平均等效利用系数仅为6.1% [6][7] - **“136号文”后的市场化阶段**：独立储能可通过“峰谷价差套利+容量市场+辅助服务”发挥真实价值，商业模式走向主动价值创造 [4][9] - **经济性改善**：对全国七省区的独立储能经济性测算显示，蒙西、新疆、河北南网资本金内部收益率可达10%以上，山西、山东、甘肃在6.5%以上 [4] 收益来源分析 - **峰谷价差套利**：随着电力现货市场建设推进，午间谷底加深和晚高峰顶拉升明显，峰谷价差套利成为储能核心收益来源 [11] - **容量补偿机制**：多省出台容量补偿政策以替代过去的容量租赁收入，补偿标准各异，如甘肃和宁夏分别为330元/千瓦·年和165元/千瓦·年 [15] - **辅助服务市场**：辅助服务市场正由单一的调峰调频向多品种、市场化方向加速演进，独立储能目前主要参与调频服务，未来可拓展至备用、爬坡等市场 [18][20] 项目经济性测算 - **典型模型参数**：以甘肃100MW/400MWh项目为例，单位EPC成本0.9元/Wh，首年收益包括峰谷价差套利3560万元、容量补偿2200万元及调频辅助服务190.08万元 [23] - **各省收益率对比**：蒙西独立储能电站资本金内部收益率最高可达37.3%，新疆、河北南网亦超10%，山西为7.2%，甘肃、宁夏分别为6.6%和-1.6% [23][24] - **敏感性分析**：容量补偿水平和年限对项目收益率影响巨大。例如，甘肃容量补偿年限从2年延至4年，资本金内部收益率可从6.63%提升至10.62% [24][27] 应用场景拓展 - **发电侧主动配储**：新能源全面入市导致其度电收益下降，配置储能可通过能量时移提高项目收益。测算显示，配置100%、1小时储能可使光伏项目资本金内部收益率从2.5%提升至8.9% [30][34] - **用户侧多元化发展**： - **工商业储能**：2025年1-8月新增备案项目规模24.53GW/56.82GWh，容量同比增长165.36%，项目呈现大型化趋势 [35] - **零碳园区**：储能是解决风光间歇性、支撑零碳目标落地的核心，相关试点快速推进 [36] - **绿电直连**：数据中心等用户采用“绿电直连+储能”方案，既能满足绿电占比要求，又能优化用能成本 [38] - **虚拟电厂**：政策设定2027年、2030年分别实现2000万千瓦、5000万千瓦调节能力的目标，储能作为灵活性资源应用将增长 [40] 投资主体变化 - **早期格局**：投资主体以新能源企业与央国企为主，社会资本因融资成本高（民企年化利率6%-7.5%）参与度低 [41] - **当前多元化**：商业模式成熟、融资环境改善以及央国企审慎态度为社会资本创造了进入机遇 [42] - **专业化基金趋势**：参考海外，以专业化基金的形式投资和运营储能电站有望成为大势所趋，国内已出现多只储能产业基金 [42] 市场空间展望 - **短期抢装空间**：在容量电价政策预期下，初步测算由发电侧电费下降可支持的2026-2027年独立储能理论装机空间约为158GW/634GWh [5][43] - **长期需求驱动**：“十五五”期间，随着风光发电量占比提升，储能的商业化配置需求总量预计在1.5-1.7TWh（含抽水蓄能），复合增速20%以上 [5][49] - **电源侧增量空间**：若集中式光伏大省配储比例由当前水平提升至50%、100%，可额外增加216GW/453GWh、461GW/989GWh的配储市场空间 [50]

行业核心观点 - 国家政策聚焦“十五五”新能源消纳，明确两大主线：推广绿电直连模式以促进就近消纳并应对国际贸易壁垒；将可再生能源非电利用首次纳入国家考核，为工业脱碳和交通领域绿色燃料发展提供制度支撑 [1] 新能源装机与消纳现状 - 截至2025年第三季度，全国并网风电和太阳能发电合计装机达到17.1亿千瓦，同比增长36.4%，占总装机容量比重为46.0%，同比提升6.4个百分点，已超过火电33.1%的装机占比 [2] - 2025年1-9月，并网风电利用小时数为1475小时，同比降低93小时；并网太阳能发电利用小时数为875小时，同比降低84小时 [2] - 2020-2023年，光伏/风电平均利用率分别为98%和97%，而2025年1-8月，光伏利用率下降至95%，风能利用率下降至94%，新能源大比例接入对电力系统稳定性和电网消纳压力提出更高要求 [2] “十五五”新能源消纳政策目标 - 国家能源局发改委于2025年11月10日印发指导意见，目标到2030年基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足 [3] - 目标到2035年，基本建成适配高比例新能源的新型电力系统，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用，实现新能源在全国范围内优化配置和高效消纳 [3] - “十五五”期间构建适合国情的新能源供给消纳体系是建设新型电力系统和新型能源体系的关键环节 [3] 绿电消纳主线一：绿电直连模式 - 2025年5月21日，国家发改委与能源局发布通知，允许符合要求的市场主体自主选择绿电直连模式，即新能源通过直连线路向单一电力用户供给绿电，实现电量清晰物理溯源 [4] - 该模式构建了“生产—认证—贸易”全链条低碳认证链，成为应对欧盟碳边境调节机制（CBAM）、美国清洁能源法案等国际贸易规则的有效工具，为我国高耗能出口产业提供制度性工具 [4] - 数据中心作为未来重要负荷增量，绿电直连政策为其提供了低成本、高效的绿色能源供给途径，解决算力需求与能源资源时空分布不均的问题 [5] - 绿电直连政策将催生储能和虚拟电厂产业更高效发展：负荷侧用户为平抑新能源间歇性将具备主动配储需求；多个直连项目可通过虚拟电厂平台协调互济，优化资源利用，内部可调负荷和储能也可作为节点提供辅助服务获取收益 [5] 绿电消纳主线二：可再生能源非电利用 - 2025年10月，国家发改委发布征求意见稿，首次在国家层面将可再生能源消费最低比重目标分为电力消费和非电消费两类，后者包括供热（制冷）、制氢氨醇、生物燃料等 [6] - 对于钢铁、建材、石化、化工等依赖热能的工业企业，非电消费纳入考核为“绿热”提供了官方价值认定和核算通道，使其清洁消费能被量化认可，有助于应对CBAM等国际规则 [7] - 熔盐储能提供长时大规模储热路径，使太阳能热发电实现连续、稳定、可调度的电力输出。据国际能源署预测，中国光热发电装机到2030年将达到29GW，到2040年达88GW，到2050年达118GW，熔盐储能前景广阔 [7] - 全球运输业脱碳进程加速，以绿色甲醇、可持续航空燃料（SAF）为代表的氢基和生物质能源被视为终极解决方案。欧盟航空业2025年进入强制添加SAF周期，国际海事组织（IMO）推出海运业净零法案，下游需求高涨为生物燃料提供广阔增量空间 [8] - 可再生能源制氢氨醇是绿色燃料大规模产业化的核心路径，随着技术发展和成本下降，其经济性有望进一步提升 [8]

绿电交易规模与增长 - 截至12月3日，广西绿电交易电量达162.44亿千瓦时，同比增长81.5%，较去年全年交易电量91.64亿千瓦时增长70.8亿千瓦时 [1] - “十四五”期间，新能源已成为广西第一大电源和发电量增量主体 [1] - 截至10月底，广西新能源发电装机容量达5634.7万千瓦，占全区电力总装机的49.5% [1] 新能源装机结构与发展 - 光伏装机容量达2365万千瓦，较2020年增长2.6倍 [1] - 风电装机容量达2985万千瓦，较2020年增长13.6倍 [1] - 广西成为全国首个实现燃煤、核电、集中式风电光伏和储能多品类全量入市的省份 [1] 市场机制与交易创新 - 广西在全国率先实现跨经营区绿电交易 [1] - 今年以来，广西开展绿电交易66批次，平均交易价格同比下降29.9% [2] - 绿电市场正从“政策驱动”逐步走向“需求驱动” [1] 需求驱动因素与企业参与 - 企业实现减排降碳目标任务及布局海外市场的需求增长，加速了绿电交易电量的增长 [2] - 用户能够以更低成本购买绿电并获得相应的绿电消费认证，有力释放了绿电消费需求 [2] - 电网公司通过组织客户经理传导政策红利、为企业测算成本并协助参与交易，以市场手段支撑高比例新能源接入 [2]

河南省源网荷储项目建设进展与成效 - 河南省已累计实施源网荷储项目781个，总投资约619亿元人民币 [1] - 项目建成后预计每年可促进绿色电力消纳168亿度 [1] - 项目在推动能源结构调整、保障能源供应安全、促进新能源消纳、扩大有效投资、降低企业用能成本等方面取得积极成效 [1]

报告行业投资评级 - 增持（维持） [3] 报告核心观点 - 江浙2026年电力交易方案出台，深化电力市场改革，通过稳定长期合约、精细化管理和提升市场响应速度，鼓励新能源消纳 [1][5][13] - “算电协同”从行业共识上升为国家战略，旨在推动算力基础设施与新能源基地协同布局，以清洁电力满足高速增长的算力用电需求 [6][13] - 市场化改革预计加剧竞争，投资机会关注火电等灵活性调节资源以及储能、虚拟电厂，同时推荐布局低估值的绿电、水电及核电板块 [7] 根据相关目录分别总结 1.1 江浙2026电力交易方案出台，“算电协同”鼓励新能源消纳 - **浙江省2026年方案核心改革**： - 首次引入年度交易电量占比不低于70%的硬性要求，以增强价格年度可预测性 [5][13] - 中长期交易比例维持不低于90% [5][13] - 调整零售套餐参考价权重，年度交易权重从70%下调至60%，月度交易权重从20%提升至30% [5][13] - 工商业用户直接参与市场的频率由“按季度”调整为“按月度” [5][13] - 新增年度集中竞价与旬度集中竞价 [5][13] - 核电明确50%电量通过中长期市场交易 [5][13] - 风电与光伏：机制电量外的电量自愿参与绿电，其余进入现货市场（2025年为90%作为政府授权合约） [5][13] - **江苏省2026年方案核心要点**： - 一类用户和售电公司的年度交易电量，原则上不低于上一年用电量的60%（2025年为80%） [5][13] - 中长期交易电量不低于市场交易总电量的90%（与2025年持平） [5][13] - 鼓励售电公司与二类用户约定“电量与现货价格联动”机制，其中与现货实时市场价格联动的电量比例约10% [5][13] - 全省光伏、风电上网电量全部进入市场 [5][13] - **“算电协同”国家战略**： - 国家能源局明确推动算力基础设施就近消纳新能源 [6][13] - 中国算力总规模年增速达30%左右，今年1-10月全国互联网数据服务用电量同比增长43% [6][13] - 国家枢纽节点新建的数据中心绿电消费比例要达到80% [6][13] 1.2 火电 - 煤价下行至800元/吨 [11][17] 1.3 水电 - 12月5日三峡入库流量上升3.08%，出库流量同比上升12.23% [11][33] 1.4 绿电 - 截至12月3日硅料价格为52元/KG，价格持平；主流硅片价格为1.3元/PC，较前值略有下降 [47] 1.5 碳市场 - 本周（12.1-12.5）全国碳市场交易价格较上周上升0.69%，收盘价为60.06元/吨 [57] - 周成交量681.84万吨，周成交额3.99亿元 [57] - 截至2025年12月5日，全国碳市场碳排放配额累计成交量8.25亿吨，累计成交额549.74亿元 [57] 2. 本周行情回顾 - 本周（12.1-12.5）上证指数报收3902.81点，上升0.37%；沪深300指数报收4584.54点，上升1.28% [1][62] - 中信电力及公用事业指数报收3114.45点，上升0.01%，跑输沪深300指数1.26个百分点，位列30个中信一级板块第17名 [1][62] - 个股涨幅前五：闽东电力（16.86%）、郴电国际（5.4%）、内蒙华电（5.07%）、天富能源（4.08%）、皖能电力（3.75%） [65] - 个股跌幅前五：上海电力（-13.53%）、电投产融（-6.27%）、川能动力（-6.15%）、申能股份（-2.62%）、兆新股份（-2.59%） [65] 3.1 行业要闻 - 国家发改委发布REITs项目行业范围清单，明确包含各类清洁能源、储能、燃煤发电及电网项目 [68] - 国家能源局公告，2025年10月全国新增建档立卡新能源发电项目共5358个，其中光伏发电项目5336个 [68] - 中国铀业股份有限公司于12月3日登陆A股主板 [69] - 国务院批复《长三角国土空间规划（2023—2035年）》，强调加强能源等基础设施空间保障 [70] - 我国首个千万吨级煤矸石示范工程陶粒中试线投运 [70] - 国家能源集团雄安基地项目主体结构已封顶，总投资约25.6亿元 [71] 3.2 重点公司公告 - **节能风电**：拟发行规模不超过人民币20亿元的公司债券 [73] - **湖北能源**：2025年11月完成发电量26.17亿千瓦时，同比减少17.94%；本年累计发电量391.04亿千瓦时，同比减少2.15% [73] - **豫能控股**：公告多个风电项目信息，合计获配新能源规模65万千瓦 [73] - **浙江新能**：2026年度拟进行额度不超过300亿元的债务融资 [73] 投资建议与重点标的 - **投资建议**： - 推荐关注火电等灵活性调节资源以及储能、虚拟电厂 [7] - 建议关注火电板块：华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电、内蒙华电 [7] - 关注火电灵活性改造龙头：青达环保、华光环能 [7] - 推荐布局低估绿电板块，关注新天绿色能源、龙源电力、中闽能源等 [7] - 把握水核防御，关注长江电力、国投电力、川投能源、华能水电 [7] - 核电板块关注中国核电和中国广核 [7] - **重点标的盈利预测（部分）**： - 浙能电力：2025E EPS 0.54元，PE 9.61倍 [8] - 皖能电力：2025E EPS 1.02元，PE 8.09倍 [8] - 国电电力：2025E EPS 0.42元，PE 13.48倍 [8] - 华能国际：2025E EPS 0.96元，PE 8.25倍 [8] - 青达环保：2025E EPS 1.71元，PE 15.63倍 [8] - 新天绿能：2025E EPS 0.47元，PE 16.12倍 [8]

配电网的战略定位与核心功能转变 - 配电网的发展与国家的双碳战略以及能源发展格局紧密相关，是能源转型和新能源消纳的主战场，未来“得配网者，得新型电力系统之未来” [1][3] - 配电网功能需实现四大转变：从电能单向输送通道变为能源资源配置平台，从无源网络向有源网络转变，从被动响应向主动自治运行转变，从技术封闭向数字底座数据集成中心转变 [1][4] 配电网作为能源转型主战场的具体原因 - 配电网是新能源消纳的“最先一公里”，是分布式风光就地消纳、避免远距离输送损耗的关键环节 [2][4] - 电动汽车、数据中心、智能家居、电采暖等新的高弹性负荷，90%以上通过配电网接入 [2][4] - 配电网承载80%的停电事故，并且是微电网、虚拟电厂和V2G等新业态的物理载体和调控边界 [2][4] 当前配电网发展面临的挑战与问题 - 传统模式难以为继，面临高比例新能源接入的技术冲击，以及可靠性与经济性的矛盾 [2][4] - 增量配电网的市场主体地位在现实中落实不够，在结算上常被作为一般工商业用户对待 [2][5] - 配电服务及前期投资在价格机制上未得到有效反映，影响了增量配电网的扩容及工商业用户的扩大 [2][5] - 绿电接入和互联互通存在问题，许多绿电不能应接尽接、应用尽用，增量配电网之间的连接也遇到困难 [2][5] 深化体制机制改革的建议方向 - 需承认配电网作为市场主体，明确其与大电网是网对网的关系，而非网对一般用户的关系 [3][5] - 对增量配电网应实现网间结算，并继续优化两部制电价，按照负荷率来实行 [3][5] - 应优化输配电价改革机制，对配电网提供的配电服务给予有效价值补偿 [3][5] - 建议借助即将进行的第四轮输配电价监审，反映问题与诉求，为完善输配电价提供建议 [3][5]

配电网角色转变 - 配电网正从单向输电的末端网络升级为源、网、荷、储多元融合的智慧能源枢纽 [3] - 到2025年配电网需具备5亿千瓦分布式新能源及1200万台充电桩接入能力 [3] - 供需两侧结构性变化是驱动因素：消费侧第三产业和居民用电占比从2010年约23%提升至目前超过1/3且未来预计超2/3，供应侧新能源装机占比截至今年9月底已超过45% [5] 配电网新功能定位 - 未来配电网将承担三大关键角色：新能源消纳与调节资源聚合的能量枢纽、AI与数字化技术应用的创新载体、电力市场机制探索的前沿试验田 [6] - 分布式光伏与集中式光伏比重截至去年底约为4：6，预计"十五五"时期分布式光伏规模有望超过集中式光伏 [6] - 配电网需整合虚拟电厂、储能单元、电动汽车V2G等调节资源，成为能量双向流动枢纽 [6] 多元主体发展现状 - 2024年新增储能项目中分布式储能占比近70%，呈现规模小、数量多、覆盖广特征 [8] - 分布式储能应用场景从工业园区峰谷套利扩展至源网荷储一体化、充电站、数据中心等领域，数据中心与零碳园区成为两大热门场景 [8] - 虚拟电厂在山西等试点地区已展现作用：促进新能源消纳（解决午间弃光问题）和缓解供需紧张（调节晚高峰供电缺口） [9] 市场机制与挑战 - 虚拟电厂收益中70%至80%来源于政策性支持，市场化收益仅占20%到30%，利润空间有限 [11] - 输配电价机制转变为按接网容量缴费，若用户月均负载率低于全省工商业平均水平则用电成本将高于传统模式 [11] - 需通过底层精准建模提取各行业用能设备关键指标，并构建数字化平台将可调负荷从成本中心转变为可创收资产 [12]