奠基开局阶段（2002-2012） 开拓创新阶段（2013-2021） 快速发展阶段（2021至今） ·2002年，国发“5号文”； ·2006年， “一对多”台山直购电 试点。 ·2012年，交易电量约2.0亿千瓦 时，发电企业1家，电力用户6家。 ·“一对多”直购电合约。 ·无售电公司，无零售市场。 ·新增多月集中竞争、分时集中 竞争； ·代理购电交易。 ·2013年，直接交易扩大试点； ·2014年，价差中长期交易； ·新增双边协商、集中竞争、挂牌、 发电侧合同转让、可再生绿电 交易、市场化需求响应、现货市 场“日前+实时”。 ·售电侧改革，引入售电公司，形 成“多买多卖”格局。2021年零 售交易电量 2936 亿千瓦时，占 市场电量比例 99.8%； ·售电公司背景多元，包括发电 背景、电网背景、独立售电公 司，竞争充分。 ·建立绿电零售市场； ·批发-零售市场价格联动，2024 年，零售换手率达48.8%； 企业输电服务合同书》，交易电量 1.9 亿千瓦时，协定直购电价 0.424 元 / 千瓦时，由此广东电力市场正式开启。 直购电试点初见成效。至 2012 年底，台山直购电累计电量 11 亿千 瓦时，年均电量约 1.8 亿千瓦时，直购电价相比发电企业批复上网电价 降低 0.025 元 / 千瓦时。叠加试点输配电价调整至 0.177 元 / 千瓦时，用 户实际到户电价为 0.656 元 / 千瓦时，比江门地区大工业用电到户电价

2023年11月 发改委 能源局 建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策，容量电价按照回收煤电机组 一定比例固定成本的方式确定，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统 一标准，为每年每千瓦330元。 2024年2月 发改委 能源局 按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形 成机制，充分调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性。按照新能源项目消纳成 照“准许成本+合理收益”原则核定 输配电价 按照“准许成本+合理收益”原则 核定输配电价，从“管电价”迈向 “管准许收入” 新增 选择执行需量电价计费方式的两部制 用户，每月每千伏安用电量达到260 千瓦时及以上的，当月需量电价按核 定标准90%执行。 对负荷率较高的两部制用户的需量 电价实施打折优惠，有利于引导用 户合理报装容量，提升系统效率 2.2 输配电价新规助力新型电力系统建设 8 .3：1，我们预计2024年风光 总装机将超过火电，火电对风光的保障比下降至1.1：1，2025或进一步降至0.9：1。 资料来源：wind，海通证券研究所测算 图：火电和风光装机量变化（万千瓦） 10 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 119055 124517 129803 133647 138987 143571 147833 41473

西北地区可再生能源资源丰富，风光资源可开发量超 160 亿千瓦 [1]，其中风电占全 国三分之一，太阳能达到全国近六成 [2]。“十四五”规划的全国九个大型清洁能源基地中， 四个在西北地区。近几年，西北地区还通过大规模开发“沙戈荒”基地项目推动新能源 资源的开发利用。截至2024年底，西北电网新能源装机达3.05亿千瓦（其中风电装机1.27 亿千瓦，光伏装机 1.78 亿千瓦），占全国新能源总装机容量的 21.63%，占西北发电总装 63%，占西北发电总装 机的 56%，部分省份（如青海、甘肃）新能源装机占本省装机容量已超 60%[3]。 除陕西外，西北地区工业基础相对薄弱。2024 年西北五省（区）全社会用电量达到 1.1 万亿千瓦时 [4]，仅占全国的 11%，且负荷集中在西安、兰州等少数城市，大部分区域为“低 负荷、高新能源”的“电源基地”。上述特性导致西北地区新能源大发时（如光伏午间、 风电夜间），本地无法充分消纳， 西北地区区域电力 互济发展现状 2.1 西北地区电力发展现状 新能源已经为西北电网第一大电源。2024 年，西北五省（区）电力总装机达到 55893 万千瓦，其中风光等新能源装机达到 30777 万千瓦，占比达到 56%；火电装机为 20337 万千瓦，占比约 36%[5]。 分省来看，2024 年青海省新能源装机占本省电力装机比重达到 70%，甘肃省新能源 占本省装机达到 64%，新疆和宁夏两区新能源占比超过

引领作用，加大科技攻关力度，健全电力市场机制，充分发挥新型储 能多元价值。与此同时，持续推动试点应用、健全标准体系、完善管 理机制，引导新型储能健康有序发展。截至 2024 年底，全国已建成投 运新型储能 7376 万千瓦 /1.68 亿千瓦时，装机规模占全球总装机比例 超过 40%。新型储能技术路线“百花齐放”，涵盖全球工程应用的主 要技术路线，调度运用水平稳步提高，有力支撑新型电力系统建设。 展望 2025 年，国家能源局将加强规划前瞻引领，科学谋划新型 年底，全球已投运新型储能项目累计装机 规模约 1.8 亿千瓦，较 2023 年底增长约 98% A，新增装机规模约 0.9 亿千瓦。其中，美国新增装机约 1100 万千瓦，英国新增装机约 60 万千瓦，澳大利亚新增装机约 90 万千瓦 B。2024 年全球储能电池出 AB 引自中关村储能产业技术联盟全球储能数据库 004 2025 中国新型储能发展报告 货量达 3.7 亿千瓦时，同比增长约 65% A。全球储能系统出货量为 2.4 亿千瓦时，同比增长超 60% B。 （三）新型储能技术不断拓展应用 2024 年，各国持续开展新型储能技术创新探索。电化学储能领 域，澳大利亚推动新型锂离子电池硅负极材料应用；美国和日本布局 以铁 - 空气和锌 - 空气为代表的金属空气电池技术研究，正在推动技 术示范。长时储能领域，美国、德国、日本等多国正在推进绝热压缩 空气储能技术研究，英国建设了 350 千瓦 /2500

到 5 万千瓦时，产业规模达到 500 亿元。 到 2030 年，实现新型储能与新片区电力系统各环节及智慧能源系 统深度融合发展。新型储能产业链关键材料、核心技术和装备自主可控 水平大幅提升，全产业链竞争优势进一步凸显，管理体系、市场机制和 商业模式更加健全，产业创新力和综合竞争力大幅提升，打造具有全球 竞争力的储能产业创新高地和应用创新高地。力争应用规模达到 30 万 千瓦时，产业规模达到千亿级。 （四）支持新型储能高质量发展和市场化运营 13.鼓励新型储能产业高质量发展 支持战略引领和前瞻布局的新型储能产业项目建设。按照项目新增 投资的 10%比例给予支持，支持金额不超过 1 亿元。对于产业生态链带 动发挥重大作用的项目不超过 10 亿元。 支持新型储能产业关键核心技术和颠覆性技术有效突破。按照项目 新增投资的 10%-30%比例给予支持，一般项目支持金额不超过 1000 万 元，重点项目支持金额不超过 年投产，装机容量不低于 1 兆瓦时，全容量放电时长不低于 2 小 时，年充放电次数不低于 450 次），由项目建设运营企业申报，经新片 区管委会组织评审后，按照项目装机容量规模给予 200 元/千瓦时的奖 励支持，奖励分 3 年进行发放，单个项目奖励最高不超过 500 万元， 具体实施细则及申报方式等另行制定发布。鼓励新型储能项目参与电力 市场。 15.结合虚拟电厂建设探索新型储能商业应用新模式

季清洁取暖这件好事办好，保障群众温暖过冬。具体通知如下： 一、政策内容 （一）“煤改电”运行政策。2024-2025 采暖期不执行阶梯电价， 执行每日 20 时至次日 8 时 0.3 元/千瓦时的低谷电价。同时，给予 0.2 元/千瓦时的补贴，最高补贴电量 8000 千瓦时/户，由市、区财 政按 4:6 比例负担（滨海新区自行负担）。对于采用空气源热泵、电 锅炉等电力供热设备整村集中替代散烧煤取暖的，参照“煤改电”政 策 充电设施；在机场、火车站新建的专用、公用充电设施，统一按照额 定输出功率进行一次性建设补贴，直流充电设施（含交直流一体机） 600 元/千瓦；其他新建的专用、公用充电设施，按照额定输出功率 进行一次性建设补贴，直流充电设施（含交直流一体机）300 元/千 瓦。交流充电设施统一按照 50 元/千瓦进行补贴。私人充电设备不给 予补贴。 ` EESIATEL：010-58460051EMAIL：eesia@eesia 二是项目建设充电桩需为直流桩，单枪功率不低于 60 千瓦，充电枪 数量不低于 4 个。符合要求的项目按照充电设备输出功率，给予 600 元/千瓦的一次性建设补贴，单站最高补贴额度不超过设备购置价格 的 50%。 2.农村乡镇便民充电站项目。项目需满足：一是项目站址需位于 县（含县级市）及以下行政区划范围内，二是项目建设充电桩需为直 流桩，单枪功率不低于 60 千瓦，充电枪数量不低于 4 个。在县域（含

万元/年。对企业融资 租赁关键设备和产线用于研发、建设、生产，合同额不少于 1000 万元的， 给予不超过 5%租赁费用补贴，单个企业最高 100 万元/年。年度营业收 入首次达到 1 亿元、2 亿元、5 亿元、10 亿元的，经认定后分别给予最 高 10 万元、20 万元、30 万元、40 万元的一次性补贴。每上一个台阶补 贴一次，实施晋档补差。 2.申报要求： （1）申报单位为大东区内注册的具有独立法人资格企业。 报工作有关事宜通知如下： 一、申报范围 2023 年 11 月 1 日至 2024 年 6 月 30 日期间，在浦东新区范围内投 资建成并网的单个装机容量不低于 200 千瓦(公共机构装机容量不低于 50 千瓦)的光伏发电项目(临港地区及临港企业实施的项目由临港新片 区管委会根据新片区相关政策另行组织申报)。 二、支持对象(需同时满足 1、2 两项条件) 1.依法在浦东新区设立、经营状态正常、信用状况良好的法人和非 更新实施方案》（工信部联规〔2024〕53 号）要求，推动重点领域大规 模设备更新，保障产业链供应链安全可控，加速创新产品推广应用，制 定本专项行动。 到 2027 年，实现本市工业领域设备更新规模累计达 2000 亿元，设 备投资规模较 2023 年增长 25%以上，规模以上工业企业数字化研发设计 工具普及率、关键工序数控化率分别超过 95%、77%，规上工业企业数字 化改造全覆盖，重点行业能效基准水平以下产能基本退出、主要用能设

措施 为全面贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，认真落实党 中央、国务院决策部署，根据《推动大规模设备更新和消费品以旧换新 行动方案》（国发〔2024〕7 号），现就统筹安排 3000 亿元左右超长期 特别国债资金，加力支持大规模设备更新和消费品以旧换新，提出如下 措施。 一、加大设备更新支持力度 （一）优化设备更新项目支持方式。安排超长期特别国债大规模设 备更新专项资金加大 的基础上，将支持范围扩大到能源电力、老旧电梯等领域设备更新以及 重点行业节能降碳和安全改造，并结合实际动态调整。统筹考虑不同领 域特点，降低超长期特别国债资金申报门槛，不再设置“项目总投资不 低于 1 亿元”要求，支持中小企业设备更新。相关项目由国家发展改革 委采取投资补助等方式予以支持，简化申报审批流程，切实提高办事效 率。 （二）支持老旧营运船舶报废更新。加快高能耗高排放老旧船舶报 废更新 关于实施设备更新贷 款财政贴息政策的通知》（财金〔2024〕54 号）条件经营主体的银行贷 款本金，中央财政贴息从 1 个百分点提高到 1.5 个百分点，贴息期限 2 年，贴息总规模 200 亿元。 二、加力支持消费品以旧换新 （七）支持地方提升消费品以旧换新能力。直接安排超长期特别国 债资金，用于支持地方自主提升消费品以旧换新能力。国家发展改革委 商财政部综合各地区常住人口、地区生产总值、汽车和家电保有量等因

面向未来的中国数据中心：绿色低碳与高可靠性 4 中国数据中心规模与现状 截至 2024 年底，全国在用算力中心机架总数已突破 880 万 标准机架 1，算力总规模达到 280 EFLOPS（每秒百亿亿次浮 点运算），其中智能算力占比显著提升至 32%。 以大模型训练与推理为代表的人工智能技术革命，正在推动 数据中心形态和基础设施需求发生结构性变革。与传统互联 网服务相比，人工智能算力任务在计算密度、持续运行时间 该战略将东部地区的实时性算力需求与西部地区的非实时性 算力保障有机结合，同时充分利用西部地区丰富的可再生能 源优势。 据市场研究预测，到 2030 年中国互联网数据中心（IDC）基 础设施年投资规模预计将达到 2800 亿元人民币，2024 至 2030 年期间的复合增长率约为 7%。 用电量跃升 2024 年中国数据中心用电量已占全球数据中心用电总量的 25%，仅次于美国。 与快速增长的算力需求相对应，中国数据中心电力消费正以 显示，2024 年中国数据中心用电量约为 102TWh，同比大 幅增长 21%，显著高于全国全社会用电量 6.8% 的年度增速。 综合多家机构的预测，到 2030 年，中国数据中心用电负荷 将提升至 1 亿千瓦左右，年耗电量将达到 400-600 TWh，其 占全国总用电量的比例将从当前的不足 2% 升至 6%。 值得注意的是，这一用电激增趋势在部分算力枢纽节点城市 表现得更为突出。预计 2025 年数据中心用电占比将达

进了资源的大范围优化配置和能源清洁低碳转型。 电力市场运营服务基础逐步完备。目前，全国电网已经实 现了互联互通（除台湾地区外），电网网架结构、配置能力全面 跨越提升，西电东送输电能力超过 3 亿千瓦，为能源资源大范 围配置提供了有力支撑。全国已建立 2 个区域性交易机构和 33 一、发展现状与问题挑战 3 图 1-3 电力交易中心交易大厅 图 1-2 闽粤电力联网工程 全国统一电力市场发展规划蓝皮书 力市场交易规模不断扩大。2023 年，全国各电力交易中心累计 组织完成市场交易电量 5.67 万亿千瓦时，同比增长 7.9%，占 全社会用电量比重为 61.4%，占售电量比重超过 75%。市场规 模自 2016 年起，8 年增长了近 5 倍，全社会用电量市场化率 提高 40 个百分点。全国跨省跨区市场化交易电量接近 1.2 万 亿千瓦时，市场促进电力资源更大范围优化配置的作用不断 增强。 经营主体数量快速增长，市场开放度、活跃度大幅提升。 �� ������ 图 1-9 电力辅助服务品种 电力市场绿色消纳机制逐步建立。为适应新能源大规模发展 需要，新能源入市节奏进一步加快。2023 年，全国新能源市场化 交易电量达 6845 亿千瓦时，占全部新能源发电的 47.3%。部分大 型发电企业新能源参与市场比例已超过 50%。积极构建绿电、绿 证市场体系，印发《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专 章》（发改能源〔2024〕1123