陕西汉中750千伏变电站带电成功，标志着国内首条跨越秦岭的750千伏输变电工程正式投运。陕西汉中750千伏输变电工程是国家电网“十四五”电网发展规划的重点项目，也是陕西电网骨干网架升级的关键工程，全长459公里，成功穿越秦岭无人区地段。工程投运后，不仅大幅增强陕西南部电网输送能力，还将实现陕西全省风电、光伏等清洁能源并网消纳与能源优化配置。 国海证券研报指出，12月特高压迎来密集核准。清洁能源仍是“十五五”能源行业发展的重点，电力基建有望保持增长，特高压外送通道与区域主网架建设有望持续推进。华安证券研报认为，特高压建设未来几年预计仍为电网建设的主要环节，建议关注特高压板块的投资机会。 据财联社主题库显示，相关上市公司中： 中国西电 下属4家子公司中标南方电网特高压直流输电工程项目 总中标金额为10.0505亿元。 许继电气 主营业务是特高压、智能电网、新能源、电动汽车充换电、轨道交通及工业智能化五大核心业务。公司的特高压常规直流输电、柔性直流输电换流阀及控制保护等产品，在国内多条特高压线路中应用。

华尔街大行高盛周四（12月18日）发布了一份2026年大宗商品报告，其中指出，在基本假设的情景下，该行预计到2026年12月黄金价格还将上涨至每盎司4900美元；受需求强劲和供应受限因素，铜仍备受青睐；此外2026年油价则可能出现下跌。 黄金继续猛冲 高盛对黄金的预测受到多种因素的支撑，包括结构性的央行需求、美联储降息带来的周期性支撑。对此，高盛建议继续长期持有黄金。 结构性的央行需求主要来自于新兴市场央行为对冲地缘政治风险而持续大幅购金的行为。高盛预计2026年各国央行购买黄金的势头仍将强劲，每月平均购买量将达70吨（比2022年之前的每月平均值17吨高出4倍）。 而美国利率下降带来的周期性支撑主要体现在更多私人投资者参与多元化投资，即2022至2024年期间一直作为黄金净卖家的交易所交易基金（ETF）投资者，开始与央行争夺有限的黄金储备。 （注：各国央行和ETF投资者开始竞相争夺有限的黄金储备） 高盛在此次报告中还重申，估计随着投资者的加量购买，美国金融投资组合中黄金份额每增加1个基点，就会使黄金价格上涨1.4%。 截止发稿，现货黄金的交易价格为每盎司4328.09美元，意味着较高盛的目标价还有13%的上涨空间。 铜价稳中求进 在有色金属领域，高盛预测，铜价将在2026年保持稳定，并在其基本假设情景下平均维持在每吨11400美元。 该行的基本假设情景是，关税的不确定性将持续到2026年中期，届时美国可能会宣布从2027年起对精炼铜征收关税。 高盛指出，“尽管近期铜价有所上涨，且我们预计2026年会出现稳定态势，但铜仍然是我们最青睐的工业金属，尤其是从长期来看。因为它面临着独特的矿产供应限制以及强劲的结构性需求增长。” 高盛在报告中再次确认了其对2035年铜价将上涨至15000美元的预测，并继续给出“长期做多铜”的建议。 伦敦金属交易所（LME）的三个月期铜价格周四（12月18日）基本保持不变，维持在每吨11721.50美元上下。上周该价格曾创下11952美元的历史新高。 油价下跌预期 对于原油市场，该行预测，布伦特原油和西德克萨斯中质原油的平均价格将在2026年降至每桶56美元和52美元，这意味着油价将在明年出现约7%的下跌空间。 截至周四（18日）收盘，布伦特原油的交易价格为每桶59.82美元，美国西德克萨斯中质原油的价格接近每桶56.15美元。 报告指出，油价下跌的预测主要基于最后一轮大规模供应高峰已从市场中撤离，导致市场中正出现200万桶/日的过剩供应，这与过去90天内全球可见石油库存的增加情况大致相符。 注：全球可见石油总库存年初至今变化 高盛预计，随着市场开始预期市场重新平衡，油价将在2026年中期达到最低点。当然，期间也存在一些变量可能影响油价的走势，包括每日约120万桶的强劲需求增长、俄罗斯供应的进一步减少、以及非欧佩克成员国产量放缓等。 报告中如是写道，“除非出现大规模供应中断或欧佩克减产等变量，2026年油价将会进一步下跌，这可能是市场在2026年之后重新平衡所必需的…而我们的2026-2027年石油价格展望存在净下行风险。” 不过该行认为，预计到明年第四季度，油价将会上涨，因为市场开始预期到2027年下半年将出现供应短缺，并将重点转向激励长期周期的生产。 该行还预计，到2028年底布伦特原油和西德克萨斯中质原油的价格将分别逐步回升至每桶80美元和每桶76美元。 电力市场紧张 由人工智能驱动的美国数据中心建设热潮将进一步加剧美国电力市场的紧张状况。 美国数据中心的建设热潮使美国年度化电力需求增长率升至近3%，超过了国内生产总值的增长率，11 月新增容量达到了历史最高水平。 高盛预计，明年美国电力备用容量将进一步下降，一是电力需求快速增长、二是煤炭发电的退役速度超过了可再生能源和天然气发电的建设速度。 报告指出，“美国电力市场面临着价格大幅上涨甚至出现停电的风险，这种风险在数据中心发展迅速的地区（这里指弗吉尼亚）尤为严重。” （注：美国数据中心电力需求容量不断增加，并达到新高） 与此同时，高盛的报告还指出，相比之下，中国已经拥有充足的备用容量，并且预计这一容量还会进一步增加。 报告写到，到2028年，我们预计中国的有效电力备用容量将相当于全球预期数据中心电力需求的三倍以上，因此电力瓶颈可能会阻碍美国在人工智能竞赛中的进展。

财联社早在今年8月就 曾介绍过 ，美国AI浪潮里最缺的或许不是英伟达芯片，而是变压器。而供应链人工智能公司Exiger首席执行官Brandon Daniels的眼中，大型变压器也与燃气轮机、超大型核电站锻件和组件以及钢材一同，被列为了万亿AI基建潮急缺的“四宝”之一。 那么，美国变压器行业当前的供应究竟有多么紧张？其产能瓶颈又主要面临哪些挑战呢？以下我们不妨来具体了解一番…… 变压器在电力系统中扮演着“隐形心脏”般的核心角色，其主要功能是通过电磁感应原理改变电压等级，以适应电能的高效传输和安全使用需求。‌在发电端，变压器将发电厂产生的电能电压升高，以便将电力输送到电网。在用电端，变压器则将高压电逐步降低至适用的电压等级，以供城市、社区及工厂、数据中心、油气设施等大用户使用。 每当新增发电源或大用户接入电网时，就需要安装新的变压器。而近来AI电力需求的激增正导致这种关键设备的等待周期长达数年。 变压器可以像建筑物一样大，也可以像垃圾桶一样小。例如，日立能源公司(Hitachi Energy)在美国弗吉尼亚州南波士顿工厂制造的那些重达285000磅的巨型变压器，大约相当于24头大象或65辆皮卡车的重量。 美国变压器产能最大瓶颈：缺熟练工 而缺乏熟练的工人，已成为美国变压器产业面临的最大瓶颈挑战之一。 Robin Cisco是日立能源变压器工厂里的一位“绕线工”，她日常会徒手将电线缠绕在巨型圆筒上。这些线圈最终将构成电力变压器的核心部件——这种设备需耗时四到六周制造，体积大的堪比小型车库。 美国电网的扩张依赖着像Cisco这样的工厂工人——他们需要三到五年才能掌握这门无法完全自动化的手艺。而当前，手工操作的精密要求和特殊材料需求，正是美国难以满足人工智能热潮下激增电力需求的原因之一。 日立能源北美区负责人Anthony Allard在评价绕线工时表示：“请相信我，他们堪称艺术家——这是极度依赖手工的工种，操作必须精确无误，否则设备后期必将出现故障。” 日立能源的南波士顿工厂目前已实行三班倒生产，且仍在扩建——毗邻场地新建的4.57亿美元厂房已破土动工，日立能源计划自2028年起在此生产更大规格的变压器。 然而，潜在瓶颈在于：在仅有3.4万人口的县域内，需额外招聘约800名员工（含绕线工）。 Cisco也是花了近一年才适应绕线工岗位。“我至今仍有手忙脚乱的时候，”现年65岁的Cisco表示，她在南波士顿工厂已工作近15年。“这是我对新员工的第一句话：这份工作并非人人适合。” 另一位从事类似工作的工人Derrick Petty表示，即便他有着在日立能源工作一年、另有一家变压器工厂十四年的经验，他仍在适应这份工作的特殊性。“这可不是在快餐店打工，”Petty强调，“线圈并非千篇一律。而每个操作者和每组线圈都独一无二。我见过不少人刚入职就转身离开。” 根据2023年人口普查数据，日立能源南波士顿工厂的制造业岗位时薪起薪为19.33至24美元，整体收入接近该县约49200美元的家庭年收入的中位数。 进口成为美国电力“隐形心脏”的生命线 电流在变压器中的流动，如同水流在粗细管道间的穿行。绕制完成的铜线圈经起重机吊装，缠绕在由数百片毫米级薄钢板叠成的磁芯上。正是铜线在磁芯中蜿蜒盘旋的轨迹，通过电流的感应效应实现电压的升压或降压转换。 大型变压器最终成品是庞大的灰色钢制箱体，内含9至12匝线圈——总计约9英里长的铜线，足以铺满160个足球场。 而安装在基座或电杆上、为社区和企业供电的小型配电变压器，目前在美国也面临着严重的供应短缺。 据统计，今年美国所需的大型电力变压器中有80%将依赖进口，而配电变压器的进口比例则约为50%。 美国电力行业的变压器制造商长期以来一直缺乏增产动力，也是造成眼下这一短缺局面的关键原因之一——在2020年前二十年美国电力需求基本陷于停滞。 但AI引发的基建热潮显然正在颠覆这一切。根据咨询公司ICF的预测，2023至2030年间美国电力需求将激增25%，主要得益于数据中心和工业增长。美国能源部与劳伦斯伯克利国家实验室也预计，到2028年数据中心耗电量将占全美总用电量的12%。 鉴于美国的变压器生产几乎完全无法跟上需求的脚步，其国内变压器需求目前正主要依赖于进口——尤其是韩国、墨西哥等国。 这场由AI相关数据中心增长和全方位电气化趋势推动的供应缺口，正威胁着美国电网可靠性和整个数据中心建设布局。 “美国变压器市场正处于关键时刻，供应限制可能会损害美国的能源转型和电网可靠性目标，”Boucher在今年早些时候表示，“电力需求加速增长、基础设施老化以及供应链脆弱性等因素共同造成了诸多制约，这些因素预计将持续到2030年代。”

据媒体报道，10日起，新一股强冷空气开始影响新疆北部，之后11-13日，这股强冷空气将东移南下影响全国，由于降温前气温升温幅度大，预计将带来广泛而剧烈的降温，大概率又会达到寒潮级别，预计我国大部地区气温将普遍下降6～10℃，北方地区局地降温12～14℃。这次强冷空气还将带来明显雨雪过程。 中信证券称，经济向好，气温偏低，看好用电量高增速延续。火电公司前三季度业绩基础坚实，短期的煤价上涨料不改变全年业绩高增与低估值下高股息率预期的吸引力；龙头公司加码风光装机改善业绩成长性与估值体系，配置吸引力凸显。 据财联社主题库显示，相关上市公司中： 京能热力 是我国北方供热行业的重要参与者，主要向最终用户提供供暖服务，并为部分用户提供生活热水。 杭州热电 以热电联产为核心，业务涵盖热力供应、分布式光伏发电、煤炭经营及热电管网工程建设，服务范围覆盖浙江、上海等地11个工业园区。

12月3日，永泰能源股价出现上涨，截至12月3日13:42分，永泰能源涨0.61%%，报1.65元/股。 消息面上：永泰能源12月1日晚间发布公告称，公司基于对未来发展的信心和对自身价值的高度认可，为进一步优化股本结构，增强公众投资者对公司的信心，推动公司股票价值合理回归，切实维护全体股东的合法权益，计划公司自有资金及自筹资金回购部分已发行A股普通股股票，用于注销以减少公司注册资本。根据方案，永泰能源本次拟回购资金总额不低于人民币3亿元、不超过人民币5亿元，回购价格不超过2.50元/股。回购期限为自股东大会审议通过之日起12个月内，将通过集中竞价交易方式实施。公司同时披露，其董事、监事、高级管理人员、控股股东、实际控制人及持股5%以上股东在未来6个月内均无减持计划。 永泰能源11月28日晚发布公告称，公司所属陕西亿华矿业开发有限公司海则滩煤矿项目位于陕西省榆横矿区南区，目前核定产能600万吨/年，充分达产后产能规模1,000万吨/年，煤种主要为优质化工用煤及动力煤，井田面积约200平方公里，资源储量11.45亿吨，平均发热量6,500大卡以上。 海则滩煤矿项目自2022年12月底正式开工建设以来，各项工程顺利推进。矿建工程已于2024年6月进入井下二期工程施工，截至目前，四条井筒已全部贯通，井下供电、排水、通风临时系统已形成，主运、辅运、回风三条大巷及井底车场、水仓、变电所等主要硐室已掘进达19,000余米，二期工程已临近尾声，较工程建设计划进度提前。同时，地面土建主体工程已基本结束，安装工程根据矿建工程需要正常推进。 2025年9月10日，海则滩煤矿项目两台智能掘锚一体机顺利投运；9月28日，成功起立重达1,925吨的“亚洲最重”主立井井架，确保了永久提升系统形成；10月2日，配套选煤厂主厂房提前30天完成主体封顶，各重大阶段性成果均为实现按期出煤目标打下坚实基础。 海则滩煤矿项目计划2026年6月底首采工作面完成安装、7月初开始试采出煤、年底形成第二个工作面，2027年一季度进行联合试运转，实现当年投产即达产。 谈及对上市公司的影响，永泰能源在公告关于所属重点项目海则滩煤矿建设进展情况时表示：1．符合国家能源安全战略，核心竞争优势明显。海则滩煤矿项目具有资源储量大、煤种煤质优、建矿条件好、预期效益高、开采寿命长等诸多优势，是国家发改委按照先进产能核准的新建特大型煤矿项目，是陕西省重点项目并列入国家重大建设项目库。2．拓展化工煤和动力煤市场，进一步提升公司市场地位。海则滩煤矿项目地处陕北国家重要能源化工基地和西部大型火电生产基地，项目所产6,500大卡以上的高热值优质煤炭产品既可作为优质化工用煤就地销售，直接满足当地煤化工企业用煤需求，还可作为优质动力煤供应当地燃煤电厂及国内其他地区；同时，距离海则滩煤矿选煤厂仅400米的国家“北煤南运”重要通道浩吉铁路海则滩发运站，确保了项目所产原煤外运便捷，进而提升公司煤炭产品市场占有率、品牌竞争力和整体经济效益。3．实现公司煤电一体化和产业协同效应最大化。海则滩煤矿项目所产优质煤炭产品除对外销售外，也可直接通过浩吉铁路运往公司所属河南和江苏地区燃煤电厂，满足公司燃煤电厂大部分用煤需求，从而彻底解决公司燃煤电厂全部依赖外购的现状，实现公司煤电一体化协同发展，公司经营业绩和核心竞争力将得到显著提升。4．项目达产后成本优势明显，公司经营效益将大幅增长。海则滩煤矿项目按充分达产后产能测算，开采成本低、产品性价比高、市场竞争力强、开发效益好。项目在明年下半年将试采出煤，当年即可产生良好经济效益和现金流，将进一步增强公司整体盈利能力和抗风险能力，提升公司长期投资价值，并为公司增加现金分红提供充分保障，实现对公司全体股东的更好回报。 永泰能源10月30日披露2025年第三季度报告显示：前三季度公司实现营业总收入177.28亿元，同比下降20.77%；归母净利润1.98亿元，同比下降86.48%；扣非净利润1.55亿元，同比下降88.92%。 永泰能源三季报显示： （一）生产经营工作 2025 年 1-9 月，公司电力业务实现发电量 314.29 亿千瓦时、售电量298.12亿千瓦时，营业收入 130.52 亿元；煤炭业务实现原煤产量1,133.10 万吨、销量1,139.05万吨（其中：对外销售 749.02 万吨、内部销售 390.03 万吨），洗精煤产量182.52万吨、销量 177.26 万吨，营业收入 42.13 亿元。 2025 年 1-9 月，公司实现营业收入 177.28 亿元，利润总额7.15 亿元，归属于上市公司股东的净利润 1.98 亿元，经营活动产生的现金流量净额44.50 亿元。因煤炭业务焦煤市场价格较去年同期整体下降，致使公司业绩较上年同期下降。 1．电力业务 一是迎峰度夏再发力，单季电量创新高。公司所属电力企业紧抓夏季用电高峰，全面落实“迎峰度夏”措施与“稳发多发”策略。三季度，公司发电量达135.35亿千瓦时，同比增长 11.65%，创单季度发电新高。其中：张家港沙洲电力有限公司（以下简称“张家港沙洲电力”）8 月份单月发电量首次突破20 亿千瓦时，三季度完成发电量 58.94 亿千瓦时，月度和季度发电量双双创历史最高纪录，一、二期机组发电利用小时数在省内对标电厂中均排名第一；郑州裕中能源有限责任公司（以下简称“裕中能源”）三季度各月发电量均创历史同期最高纪录，其中：7 月份完成发电量15.62亿千瓦时，创单月历史最高纪录，百万千瓦机组发电利用小时数省内对标排名第二；周口隆达发电有限公司（以下简称“周口隆达”）7 月份完成发电量7.25 亿千瓦时，8 月 4 日单日发电量突破 3,000 万千瓦时大关，三季度完成发电量20.27 亿千瓦时，日月季均创历史最高纪录，机组发电利用小时数和负荷率在河南省22 家60 万千瓦统调机组中排名第一。 二是加大设备治理与技改，机组性能显著提升。报告期内，张家港沙洲电力通过专项治理使设备缺陷数大幅下降 65.53%，消缺率与及时率创历史最优；裕中能源积极探索百万千瓦机组改造，预计深度调峰期间单机供汽能力可实现翻倍，并通过优化一期机组 AGC 逻辑，提升机组调频性能；周口隆达成功完成机组10 次最大容量测试，同时完成密封油抽真空系统改造。 三是夯实保供基础，彰显责任担当。今年夏季高温天气持续时间长，电力负荷猛增、天气复杂多变，公司所属电力企业严格落实“迎峰度夏”和雨季“三防”各项措施，强化隐患排查和设备治理，保障燃料充分供应，确保所属电力机组“发得出、顶得上、稳得住”，三家燃煤发电企业同期发电量均创新高，在实现良好经济效益的同时，为地方保供做出了突出贡献。 2．煤炭业务 一是扎实推进智能化矿井建设，采掘工效持续提升。根据市场形势变化，公司所属煤炭企业以提升效益为目标持续优化采掘接续计划，系统推进集约、高效矿井建设。通过聚焦“队伍、系统、装备”三大关键领域，开展生产系统评估，实施系统优化、支护参数修订、专业联动、效率提升及视频督查等多项措施，整体采掘工效继续提高。二是强化全系统煤质管控，助力效益提升。结合公司《煤炭企业煤质管理办法》《煤质管理考核办法》要求，强化从采掘设计、预测预报、煤系配采、分装分运、采高控制、采制化管理、洗选配售等全流程管控。通过系统施策，公司所属煤炭企业三季度精煤回收率环比二季度提升了 1.05%。 三是持续推进降本增效，增强经营韧性。持续深入开展降本节支工作，通过压减年度投资计划、优化采掘布局、降低劳务费用、深化回收复用及修旧利废等方式，有力压降成本费用。 3．储能业务 一是核心技术不断突破。公司所属新加坡 Vnergy 公司研发的第1 代正极固体增容材料，可将正极电解液成本降至传统方案的 40%～60%，结合短流程工艺后更有望再下降 40%，还可将原有系统工作温度区间从 10℃～40℃扩大至5℃～70℃，从而提高热稳定性，且完全兼容现有钒电池电堆系统，可实现“零改造升级”，为行业带来突破性解决方案。 二是电堆产品持续迭代。公司研发的 1.2 代 32kW 电堆产品于2024 年4 月取得中国电力科学研究院国家级检测认证，并于 2025 年 9 月完成升级迭代。通过创新设计“叉指型”流道结构，在电极反应区引入流道模式，有效改善电解液分布均匀性、降低电堆液阻，电流密度提升至 180mA/cm²、电堆能量效率达到80%以上，处于国内先进水平。 三是创新突破获有效积累。在 2025 年 9 月召开的CFE2025 第五届中国液流电池储能大会上，公司所属张家港德泰储能装备有限公司荣获“2024–2025 年度中国液流电池储能创新突破奖”，首席科学家贾传坤教授荣获“2024–2025 年度中国液流电池储能科研/教育先锋人物”，这标志着公司钒液流电池储能技术和影响力获得行业高度认可。截至 2025 年 9 月末，公司已经累计拥有储能专利技术达26 项。 4．石化业务 一是提前启动换证准备工作，确保持续稳定运营。公司所属华瀛石油化工有限公司（以下简称“华瀛石化”）于 2025 年提前启动港口经营许可证换证准备工作，顺利完成安全评价、重大危险源评估及应急预案修订等关键事项，并于9 月顺利通过专家评审，为 2026 年 6 月按期换证奠定基础。 二是强化现场管理，确保安全生产与运行。面对三季度多次台风影响，华瀛石化严格落实防台措施，强化值班值守和现场施工监管，有效保障了人员及设施安全。（二）海则滩煤矿建设进展 海则滩煤矿作为陕西省和公司重点建设项目，正在全面加快工程建设，目前各项工程顺利推进。矿建工程于 2024 年 6 月进入井下二期工程施工，截至2025 年9月底工程成巷 12,300 余米，完成井下二期总工程量的 70%，土建工程及安装工程根据矿建工程需要正常推进。为实现顺利按期出煤目标，项目投运两台智能掘锚一体机，为首采面顺槽施工提供了强力装备保障；9 月 28 日成功起立“亚洲最重”主立井井架，10 月 2 日选煤厂主厂房提前 30 天完成主体封顶，标志着矿井建设取得重大阶段性成果。项目计划于明年 6 月底首采工作面完成安装、7 月初开始试采出煤、年底形成第二个工作面；2027 年一季度进行联合试运转，实现当年投产即达产。 中泰证券发布2026年煤炭行业投资策略表示，迎接煤炭新周期，长短结合，进退皆宜。交易面与基本面共振，看好2026年煤炭板块投资机会。投资建议方面，把握三条主线：基于中长期资金持续入市，煤炭“高股息、低估值”投资价值进一步凸显，积极配置红利属性较强的标的；基于企业自身产能增长逻辑，叠加盈利弹性较大，重点关注α与β共振的有望受益；基于煤价见底、盈利改善，重点关注困境反转的炼焦煤有望受益。

截至11月28日收盘，盘江股份股价收平于4.79元/股。 盘江股份11月24日晚间公告，为满足项目建设需要，按照不低于20%的项目资本金要求，公司拟向盘江（普定）发电有限公司增加投资13.34亿元。该公告显示：普定发电公司投资建设贵州能源普定电厂项目，项目总投资 666,994 万元，建设 2×660MW 高效二次再热超超临界燃煤发电机组，同步建设烟气除尘、脱硫、脱硝装置等配套项目，计划工期 25 个月，该项目已取得贵州省能源局《关于普定电厂项目核准的批复》和《省国资委关于同意能源集团自主实施贵州能源普定电厂项目的批复》（详见公司公告：临 2025-008）。 对于增资用途和对公司的影响，盘江股份的公告显示：本次增资主要用于投资建设贵州能源普定电厂项目，包括但不限于项目三大主机采购款、EPC 工程款、征地搬迁款及其他费用等。当增资资金有结余时，可将结余资金用于主业其他投资项目。此外，本次增加投资的资金来源为公司的自有资金，根据项目建设进度分阶段出资到位。本次投资金额占公司最近一期经审计净资产的 12.80%，无需提交公司股东会审议。增资完成后，公司仍持有普定发电公司 100%股权。本次增加投资用于贵州能源普定电厂项目建设，符合公司结构调整、绿色转型和高质量发展要求，助力地区经济发展和能源保供；符合行业发展趋势及公司发展战略，有利于加快推动清洁高效煤电建设，延伸煤炭产业链条，深入推进公司“煤电一体化”发展，提高核心竞争力和抗风险能力。 盘江股份10月28日披露2025年第三季度报告。前三季度公司实现营业总收入72.3亿元，同比增长12.11%；归母净利润亏损1738.31万元，上年同期盈利3518.59万元；扣非净利润亏损5711.31万元，上年同期亏损4406.74万元。对于净利润下降的原因，主要系商品煤价格较上年同期大幅下跌，导致商品煤收入减少。 盘江股份此前发布的第三季度主要生产经营数据公告，公司前三季度商品煤产量为751.86万吨，同比增长8.74%；商品煤销量751.67万吨，同比增长8%。 开源证券点评盘江股份三季报的研报显示：Q3业绩承压，煤价上行和电力放量助力改善，维持“买入”评级。Q3煤价低点拖累吨煤盈利，电力业务高增对冲部分影响。煤炭产能释放进入收获期，煤电新能源发电项目稳步推进 ：（1）煤炭产能释放：公司半年报显示马依西一井240万吨/年项目一采区（120万吨/年）已于2023年2月取得安全生产许可证并进入正式生产，二采区建设同步推进；恒普发耳二矿90万吨/年项目于2023年12月取得安全生产许可证并进入正式生产。上述矿井全面达产后，可贡献年产能330万吨，为公司“富矿精开”战略提供坚实增量。（2）煤电新能源一体化：截至2025年6月底，公司已建成投产火力发电264万千瓦，共同投资建设新能源装机393.96万千瓦，其中并网容量303.14万千瓦，已形成“风光火储”多能互补的供应格局，盈利结构由单一煤炭驱动转为“双轮驱动”。随着后续安顺、盘州两大综合能源基地全面建成，公司可持续巩固区域清洁能源龙头地位。（3）政策红利：公司子公司主营业务符合《西部地区鼓励类产业目录》，2025年起继续享受15%企业所得税优惠，同时上半年获得顶峰发电奖补、增值税退税等其他收益合计4856.3万元，直接增厚当期利润，为公司新能源扩张提供长期政策支撑。风险提示：经济增长不及预期；煤价下跌超预期；新增产能进度不及预期。 民生证券点评盘江股份的研报指出：2025年前三季度产量大增，价格下跌影响利润。25Q3产销同、环比下降，成本抬升明显。2025年前三季度公司发电量大增。考虑到公司电力业务逐步扩张，煤电一体化盈利模式逐步形成，抗风险能力逐步增强，维持“谨慎推荐”评级。风险提示：1）煤炭价格波动的风险。2）项目进度不及预期的风险。3）成本超预期上升风险。

美国得州数据中心的迅速扩张正推高冬季用电需求，进而加重电力供应短缺的风险，在严寒天气下可能导致停电。 凭借丰富的可再生能源、天然气资源及商业友好环境，得州正吸引大量数据中心项目落户。例如，人工智能（AI）研究公司OpenAI正在阿比林市建设一个数据中心园区。作为星际之门项目的一部分，该园区用电需求可能高达1.2吉瓦，相相当于一座大型核电站的发电量。 北美电力可靠性公司（NERC）本周警告称，数据中心全天候的高耗能特点将使在极端寒冷气候下维持充足电力供应变得更加困难，尤其是在面临类似于得州2021年2月寒潮的极端天气时。 NERC在周二发布的分析中表示：“来自新数据中心和其他大型工业用户带来的强劲负荷增长，正推高冬季用电需求预期，并导致供应短缺风险持续存在。” 不过，该机构同时强调，虽然得州在极端冬季天气期间面临较高风险，但在正常峰值需求情况下电网仍然可靠。 数据中心接入申请激增 近年来，得州收到了大量来自数据中心、加密货币矿场及工业客户的电网接入申请。 据得州电力可靠性委员会周三公布的数据，截至本月，申请接入的项目总装机容量超过220吉瓦，比今年1月的申请项目总装机容量（83吉瓦）暴增170%。 ERCOT表示，约73%的接入申请来自数据中心。 据相关分析，如果所有这些项目最终都建成，它们的总耗电量将相当于约1.54亿户得州家庭的年均用电量，而得州目前人口仅约3000万。 ERCOT前监察部门负责人Beth Garza表示，她非常怀疑这些项目是否可能全部落地，因为其规模“巨大到不可思议”。Garza曾在2014至2019年担任 ERCOT 独立市场监察主管。 ERCOT数据显示，超过一半的项目尚未提交规划研究。 “无论在设备供给端还是消费端，现有设施都不可能支撑如此庞大的负荷，”Garza说。“世界上根本没有那么多资源来让这些数字变得现实。” NERC可靠性评估主管John Moura对此解释称，所谓“幽灵数据中心”正在全美各地的电网接入申请中出现，因为开发商会将同一项目同时向多个地区申报，这令公用事业公司难以准确预测未来的需求状况。 得州电网可靠性面临风险 ERCOT实际批准接入电网的项目容量要小得多，仅为7.5吉瓦，但这依然代表着相当可观的新增长需求。作为对比，包括费城在内的宾夕法尼亚州东南部六县地区（人口170万）在2024年的峰值需求约为8.6吉瓦。 得州冬季用电的供需平衡可能会变得紧张，甚至出现缺口。NERC的数据显示，得州现有可用电力为92.6吉瓦，而在类似2021年2月寒潮的极端情景下，用电峰值需求可能高达约85.3吉瓦。 然而，在极端冬季天气下，得州可用电力可能会降至约69.7吉瓦，留下超过15吉瓦的供应缺口。这是由于常规电厂检修、强制停机，以及冬季条件导致的发电能力下降所造成的。 Moura称，数据中心的激增“对电力行业来说是颠覆性的巨大变化”。 电力咨询公司Grid Strategies总裁Rob Gramlich表示，未来几年，美国部分地区可能会出现“供电短缺和轮流停电”，因为数据中心等设施的需求增长超过了供应。 Garza则乐观地表示，她相信数据中心带来的稳定需求将吸引新的供给入场。 “发电厂喜欢这种机会，”Garza说。“我预计这将吸引更多私人资本投资来满足供应需求。”

高盛在一份最新报告中表示，美国在人工智能（AI）领域面临的最大障碍并非芯片、稀土或人才，而是电力。 随着AI的快速发展以及数据中心激增，美国电网已不堪重负，这些大型设施如今占美国总用电量的约6%。 高盛分析师预计，数据中心占用电量的比例到2030年可能几乎翻倍至11%，将使美国部分电网超过关键负荷极限。 分析师写道：“随着AI对电力需求的激增，可靠且充足的电力供应可能成为决定这场竞争的关键因素，尤其考虑到电力基础设施的瓶颈往往难以快速解决。” 这一问题能会放缓美国在AI技术竞赛中的领先速度。美国目前在全球AI基础设施方面处于领先地位，拥有44%的全球数据中心容量，大致相当于中国、欧盟、日本、韩国和印度的总和。 然而，美国电力市场正日趋紧张。由于数据中心需求增加，美国夏季用电高峰的备用发电能力在过去五年间从26%降至19%。 高盛表示，如果AI以当前节奏持续发展，到2030年，上诉备用发电能力可能跌破“严重紧张”的15%警戒线。 与此同时，高盛指出，当美国电网承压之际，中国正在悄然储备能源。 高盛预计，到2030年，中国的有效备用发电容量将达到约400吉瓦——相当于全球数据中心预期总用电量的三倍以上。 分析师写道：“我们预计中国的备用电力将足以应对数据中心电力需求的增长，同时也能满足其他行业的用电需求。” “可靠且充足的电力供应可能成为决定这场竞争的关键，尤其考虑到电力基础设施瓶颈难以快速解决，”高盛称。 值得一提的是，本月早些时候，英伟达CEO黄仁勋也提到能源问题可能阻碍美国AI的发展。

100%独立新型电力系统能否真正落地？远景赤峰绿色氢氨项目已成功验证。11月12日，远景在2025赤峰零碳产业大会上发布全球最大、由能源大模型驱动的AI电力系统，为推动新工业绿色转型提供系统级源网荷储/绿电直连解决方案。 AI 电力系统助力赤峰“绿电直连”项目成功落地 远景赤峰绿色氢氨项目作为全球最大的绿色氢氨项目，真正实现100%绿电直连。实现的关键就在于依托全球最大、首个2GW级100%电力电子设备的独立AI电力系统，并首次在规模化工业场景中实现“风光储氢氨”全链条动态耦合，首期32万吨工程已于2025年7月建成投产，正在生产全球成本最低的绿色氢氨。 远景AI电力系统以“远景天机”气象大模型与“远景天枢”能源大模型两大核心模型为引擎，覆盖规划、预测、调度、运营四大阶段，具备全局感知、实时调度与自学习能力。其中最关键的突破在于，使用AI技术将电力物理逻辑与数字规律深度融合，能有效规避传统依赖人脑进行高维度多变量场景的不可控因素，在经济性和稳定性方面具备显著优势，从而更好地助力全球清洁能源转型。 “这里不仅诞生了全球最大新石油基地、全球最大可再生能源独立系统，”远景科技集团董事长张雷表示，更重要的是，远景赤峰零碳氢能产业园提供了前所未有的大模型训练场景，是AI电力系统模型训练的最强基座，“这里将孕育全球最领先的物理人工智能和AI电力系统。” 在现实场景中，绿电直连往往面临风光功率骤降、负荷匹配困难等实时波动挑战，传统人工方案难以实现分钟级响应，而远景凭借“远景天枢”能源大模型，将AI超短期预测与实时调控深度融合，真正以AI智能体形态实现源网荷储的动态平衡，让绿电直连从理论可行迈向商业最优。 在远景赤峰绿色氢氨项目中， 远景AI电力系统通过高精度功率预测与智能调度，真正实现“源随荷动、荷随源动、源荷互动”，有效应对可再生能源波动性挑战，提升系统稳定性和能源利用效率，基于“远景天机”气象大模型，功率预测精度提升约10%；调度阶段产能显著提升，并且有效降低用电成本约20%。 截至目前，远景赤峰绿色氢氨项目已连续稳定运行超过22个月，多次成功应对连续16小时无风无光的极端挑战，验证了绿电直连在高载能工业场景中的技术可行性与安全性。 远景赤峰绿色氢氨项目获得国际可持续发展和碳认证（ISCC）Plus认证及可再生氨认证，成为全球首个荣获带温室气体（GHG）指标绿氨Plus证书及再生氨证书的产品。 一套更经济、更绿色、更智能、更安全的AI电力系统和绿电直连一站式解决方案已经在赤峰从试验场走向市场化，将新能源转化为新工业发展的绿色驱动力、地方政府产业升级的绿色推动力、企业打破国际碳壁垒的绿色竞争力。 绿电直连“远景方案”赋能绿色新工业 远景赤峰绿色氢氨项目的成功实践，也在源网荷储/绿电直连在负荷侧高载能行业的复制、推广，验证了一套“远景方案”。 大会吸引了超150家来自钢铁、化工、新材料、有色金属等行业高载能企业积极参加，其中不乏万华化学、旭阳集团、牧原集团等行业龙头企业，围绕远景赤峰在绿电直连上的成功实践，共商绿色新能源赋能绿色新工业解决方案。 随着全球碳关税机制逐步落地、中国能源转型加速建设，源网荷储/绿电直连已成为产业零碳转型的必由之路。依托自研的“远景天枢”“远景天机”大模型，远景AI电力系统通过混合电站、离网系统、绿电直连、零碳产业园四大场景，为化工、钢铁、有色、新畜牧业、新材料、新农业等提供更经济、更稳定、更绿色的电力，将新能源转化为新工业发展的绿色驱动力。 在内蒙古乌兰察布，远景与旭阳集团旗下翔福科技携手打造的源网荷储一体化项目，已成为绿电直连建设的标杆实践。该项目为20万吨负极材料产能配备了58万千瓦绿电供应，绿电使用比例超过60%，不仅成功构建“绿电-负极材料-电池制造”的绿色产业链闭环，更显著降本增效并提升产品出口的绿色竞争力。 项目通过部署“远景天枢”AI一体化调度系统，构建了覆盖“源网荷储”的智慧大脑，实现了新能源发电可预测性、协同控制与闭环管理三大突破，通过持续迭代的AI调度模型，在安全边界内实现更高效的发电与更经济的运行，实现弃风弃光率下降、设备利用率提升及调度收益显著增长，并成功取得开普检测认证的国内首个220千伏系统级一体调控平台的CNNS的认证。 旭阳集团副总裁杨路在大会现场表示，绿电直连是化工行业零碳转型的重要路径。除了提升绿色能源比例、降低用能成本，对于出口型企业，绿电直连提供的清晰物理溯源，相当于为企业产品拿到了通往国际市场的“绿色护照”，构筑绿色竞争力。 作为源网荷储的典型项目，远景参与建设的内蒙古包头达茂巴润工业园区，70%以上电力由可再生能源提供，不仅实现绿电高比例就地消纳，更从能源成本与碳足迹两端赋能用电企业，显著降低生产用能成本。项目建成后每年可节约标准煤约15.27万吨，减少二氧化碳排放量约44.3万吨,有效应对国际碳关税机制，为新材料、高端装备制造等关键行业打造零碳转型路径，形成可复制、可推广的“新能源+新工业”协同发展样板。

国家发展改革委、国家能源局发布关于促进新能源消纳和调控的指导意见。其中提出，到2030年，协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立，持续保障新能源顺利接网、多元利用、高效运行，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足。满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求，助力实现碳达峰目标。到2035年，适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，新能源消纳调控体系进一步完善。 国家发展改革委、国家能源局关于促进新能源消纳和调控的指导意见 为全面贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，落实《中华人民共和国能源法》，完善新能源消纳和调控政策措施，有力支撑新型能源体系和新型电力系统建设，现提出以下意见。 一、总体要求 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，坚持系统观念、分类施策、多元消纳、市场引导、安全为基、创新驱动，完善新能源消纳举措，优化系统调控，促进新能源在大规模开发的同时实现高质量消纳。到2030年，协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立，持续保障新能源顺利接网、多元利用、高效运行，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足。新型电力系统适配能力显著增强，系统调节能力大幅提升，电力市场促进新能源消纳的机制更加健全，跨省跨区新能源交易更加顺畅，满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求，助力实现碳达峰目标。到2035年，适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，新能源消纳调控体系进一步完善，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用，新能源在全国范围内优化配置、高效消纳，支撑实现国家自主贡献目标。 二、分类引导新能源开发与消纳 （一）统筹“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳。全面落实党中央防沙治沙工作决策部署和“沙戈荒”新能源基地开发布局规划，推动“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳并举。重点在沙漠、戈壁、荒漠、沙化、盐碱化等地区，合理布局外送基地，提高基地经济性。建立送受端落实国家战略责任体系，强化受端新能源消纳责任。通过新能源集成发展、东部地区产业梯度转移、西部地区挖掘消纳潜力等方式，促进“沙戈荒”新能源基地实现规模化就地消纳。 （二）优化水风光基地一体化开发与消纳。依托西南大型水电基地，充分考虑水电调节特性，优化配置新能源。对具备条件的存量水电外送通道，合理增配新能源，提升通道利用水平。结合雅下水电基地开发，优化论证新能源配置及送出消纳方案。 （三）推动海上风电规范有序开发与消纳。落实海洋经济高质量发展要求，科学布局海上风电，继续推动近海风电开发，有序推动深远海风电基地建设。统筹优化海上输电网络，集约化布局海缆廊道和登陆点，实现海上风电基地集中送出，主要在沿海地区就近消纳。 （四）科学高效推动省内集中式新能源开发与消纳。综合考虑资源条件、用电增长，结合可再生能源电力消纳责任权重落实要求，科学布局省内集中式新能源，优化开发结构、合理把握建设节奏，加强调节能力建设，提升电网承载力，确保新能源高效消纳。做好新能源资源普查试点。 （五）积极拓展分布式新能源开发与消纳空间。充分挖掘分布式新能源资源潜力，拓展分布式新能源开发场景。增强分布式新能源自调节能力，提高自发自用比例。修订分布式新能源接网承载力评估标准，释放公共电网接纳分布式新能源的可开放容量。 三、大力推动新能源消纳新模式新业态创新发展 （六）创新新能源集成发展模式。研究制定促进新能源集成发展的政策举措，支持“沙戈荒”等新能源资源富集地区加强新能源上下游产业链协同，建立集成发展产业体系。提升新能源装备制造绿电应用水平，实现“以绿造绿”。统筹布局绿氢、氨、醇等绿色燃料制储输用一体化产业，打造“灵活负荷”。推进零碳园区建设。 （七）推动新能源与产业融合发展。积极推进东部地区产业梯度转移和新能源基地就地消纳协同对接，稳妥有序推动高载能产业向西部清洁能源优势地区转移。鼓励传统产业创新工艺流程，提升负荷灵活性，在热力、供暖、制冷、动力等环节更多使用新能源。支持新能源资源富集地区实现信息技术、高端装备制造、新材料等战略性新兴产业与新能源融合发展。加强新能源与算力设施协同规划布局及优化运行，推动算力设施绿色发展。 （八）支持新能源就近消纳新业态发展。推动源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网、新能源接入增量配电网等新能源就近消纳新业态健康可持续发展，支持新能源就近接入，提升工业园区、建筑楼宇、外向型企业、高载能企业绿电消费及偏远地区供电保障水平。分类制定完善支持政策、管理制度和技术标准，加强与电网规划的统筹协调，明晰与公共电网的安全、经济和社会责任界面，提升自平衡、自调节能力，新能源弃电不纳入统计。 四、增强新型电力系统对新能源适配能力 （九）加快提升系统调节能力。积极推进流域龙头水库电站建设和水电扩机增容改造。加快抽水蓄能电站建设，充分发挥削峰填谷等多重作用。大力推进技术先进、安全高效的新型储能建设，挖掘新能源配建储能调节潜力，提升利用水平。适度布局调峰气电。因地制宜建设光热电站。推进新一代煤电转型升级，推动新能源替代燃煤自备电厂发电。充分发挥虚拟电厂聚合负荷侧调节资源作用，拓展车网互动规模化应用。 （十）提高电网对新能源的接纳能力。加快构建主配微协同的新型电网平台，提升电网承载力。优化全国电力流向，进一步扩大新能源资源配置范围，稳步提升跨省跨区输电通道规模。充分利用区域间、省间调节资源和新能源出力互补特性，合理布局灵活互济电网工程，提升互济能力。加强电网主网架建设，提升新能源的并网接纳能力。大力推动配电网建设改造和智能化升级，加快打造适应大规模分布式新能源接入的新型配电系统。因地制宜推动智能微电网与大电网协同发展。 （十一）优化新能源调控模式。构建新型电力调度体系，进一步厘清调度机构、各级电网、集中式新能源、分布式新能源等的调控关系和职责范围，加强市级、县级调度机构力量，全面提升可观、可测、可调、可控能力和智能化调控水平。探索“沙戈荒”新能源基地、水风光基地、海上风电基地集群协同调控模式，加快推动新能源与站内配建储能一体化出力曲线调用。修订电力调度管理制度，加强电力调度监管。 （十二）强化新型电力系统安全治理。加强新能源基地规划阶段电网安全稳定分析和运行阶段电网安全稳定管理。深化有源配电网运行风险管控，建立健全风险识别、监视控制体系。完善新能源及新型并网主体涉网安全管理制度，加强涉网安全性能和参数全周期管控，严格执行涉网性能评估程序，规范并网接入与运行管理，强化网络安全管控。 五、完善促进新能源消纳的全国统一电力市场体系 （十三）拓展多层次新能源消纳市场化体系。适应新能源出力波动特点，缩短中长期交易周期，实现灵活连续交易，推广多年期购电协议机制，稳定长期消纳空间。充分发挥现货市场功能，加强与需求侧响应机制等的衔接，引导系统调节资源主动参与调节，完善用户侧参与现货市场交易机制，激发用户侧灵活调节潜力。合理设置电力辅助服务交易品种，完善费用向用户侧疏导机制，促进新能源大规模发展过程中的系统平稳运行。以省间中长期交易压实新能源跨省消纳“基本盘”，以省间现货交易、区域内省间互济交易等灵活响应新能源短时消纳需求，推进跨电网经营区常态化新能源电力交易。 （十四）完善适应新能源参与电力市场的规则体系。推动建立“沙戈荒”、水风光新能源基地一体化模式参与市场的交易规则；支持分布式新能源、储能、虚拟电厂等新型主体通过聚合、直接交易等模式参与电力市场；研究推动新能源、用户等主体参与跨省跨区电力市场直接交易；推动构建符合新能源发电特性、分布格局的市场报价方式。完善电力市场限价等机制，充分发挥价格信号引导新能源消纳的作用。积极推动绿证市场高质量发展，推进“电—证—碳”市场协同，科学反映新能源环境价值。 （十五）创新促进新能源消纳的价格机制。建立完善跨省跨区新能源送电价格形成和调整机制，鼓励新能源外送基地各类电源整体形成送电价格。提升跨省跨区通道输电价格机制灵活性，研究海上风电送出工程相关价格机制。落实完善促进新能源就近消纳的电价机制。健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制。加快推动市场价格信号有效传导至终端用户，完善体现分时价值差异的零售市场价格机制，研究建立健全居民分时电价机制。 六、强化新能源消纳技术创新支撑 （十六）突破新能源高效发电利用技术。加强高效低成本光伏、风电技术研发，试点建设超大功率深远海风电机组。加快提升新能源超短期、短期、中长期等不同时间尺度功率预测精度。 （十七）攻关系统灵活调节技术。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，加快突破大容量长时储能技术。推动新建抽水蓄能电站具备变速调节能力。深化虚拟电厂协调运行控制技术、多元交易技术应用，扩大新型负荷灵活调节技术应用。加快新一代煤电试点应用及推广。 （十八）强化电网运行技术。加强高比例可再生能源、高比例电力电子设备电力系统高效仿真和稳定运行控制技术研究。试点试验高比例新能源特高压柔性直流输电、大容量高电压海上柔性直流海缆输电技术以及多端直流孤岛运行技术。提升新能源基地电源汇集及弱送端系统稳定运行技术水平。推广构网型控制技术，提高新能源涉网性能和主动支撑能力。加快修订新能源并网技术标准。 （十九）升级智能化调控技术。加快人工智能、大数据、云计算等先进技术在主配微网协同中的应用。推广应用状态感知技术，提升电网对分散资源的动态感知能力。加快应用海量源网荷储资源聚合控制技术，完善新能源基地协同调控技术。 七、保障措施 （二十）优化新能源消纳管理机制。强化规划指导作用，在五年电力发展规划中分档设置不同地区新能源利用率目标，科学统筹新能源发展与消纳，协同推进新能源规划布局及配套电网、调节能力建设。完善新能源消纳评估方法，推动新能源消纳评估逐步由单一新能源利用率指标向综合评价指标体系转变。各省级能源主管部门科学开展本地区年度新能源利用率目标制定及未来3年展望工作，明确年度新能源开发与消纳方案。根据新能源利用率目标和可再生能源电力消纳责任权重目标，统筹确定年度并网新能源（含分布式新能源）新增开发规模。落实可再生能源消费最低比重目标要求，加快建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费机制，进一步压实可再生能源电力消纳责任。 （二十一）明确责任分工。国家发展改革委、国家能源局统筹推进新能源消纳和调控工作，指导各省份优化新能源利用率目标和开发规模。各省级能源主管部门是统筹保障本地区新能源消纳的责任主体，全面组织落实各项消纳举措，实现消纳目标。电网企业是保障新能源接网与调控运行的主要责任单位，持续加强电网建设，优化系统运行。发电企业提升新能源可靠替代能力，加强调节资源建设。各类经营主体积极参与电力系统互动。 （二十二）强化监测监管与目标执行。优化新能源利用率统计发布工作，根据需要完善新能源利用率监测统计管理办法。各省级能源主管部门要建立新能源“规划—建设—并网—消纳”全周期监测预警机制，及时分析本地区新能源消纳情况，新能源利用率显著下滑或未完成利用率目标的地区要科学论证新能源新增并网规模，避免新能源利用率大幅下滑。国家能源局派出机构针对新能源消纳和调控政策措施落实情况进行常态化监管，重大事项及时报告。