I. Vận hành thị trường điện giao ngay
Từ ngày 7 đến ngày 13 tháng 9, nhiệt độ trên khắp Trung Quốc thể hiện rõ xu hướng “miền Bắc mát hơn, miền Nam ấm hơn”. Không khí lạnh di chuyển xuống phía nam qua Hoa Bắc và Đông Bắc Trung Quốc từ ngày 7 đến ngày 9 tháng 9, khiến nhiệt độ giảm rõ rệt tại Sơn Đông và các khu vực lân cận, trong khi áp thấp nhiệt đới trên Biển Đông mang đến đợt mưa mới cho Hoa Nam vào cuối tuần. Ngoài thời tiết, chi phí nhiên liệu ngày càng trở thành yếu tố hỗ trợ quan trọng cho giá điện giao ngay. Tính đến ngày 11 tháng 9, giá than nhiệt CCTD Tần Hoàng Đảo 5.500 kcal tăng lên 754 NDT/tấn, trong khi than 5.000 kcal và 4.500 kcal lần lượt tăng lên 684 NDT/tấn và 617 NDT/tấn. Giá LNG nhập khẩu SMM Trung Quốc tăng từ 26,16 USD/MMBtu vào ngày 7 tháng 9 lên mức cao nhất tuần là 28,81 USD/MMBtu vào ngày 10 tháng 9, trong khi giá LNG trung bình tại miền đông Quảng Đông tăng từ 5.860 NDT/tấn lên 6.005 NDT/tấn vào ngày 9 tháng 9. Chi phí than và khí tăng đã đẩy chi phí biên của các nhà máy nhiệt điện than và nhiệt điện khí lên cao, trong khi sản lượng năng lượng tái tạo, điều kiện phụ tải và dòng điện liên tỉnh tiếp tục định hình biến động giá ngắn hạn.
Giá tại Sơn Đông giảm trước rồi phục hồi, do thời tiết mát làm giảm phụ tải trong khi chi phí than cao hơn hạn chế đà giảm.Giá bình quân phía phát điện theo thời gian thực của Sơn Đông giảm từ 398,27 NDT/MWh vào ngày 7 tháng 9 xuống 287,52 NDT/MWh vào ngày 9 tháng 9 và duy trì ở mức tương đối thấp 298,58 NDT/MWh vào ngày 10 tháng 9. Giá sau đó phục hồi lên 412,64 NDT/MWh vào ngày 11 tháng 9 và 413,72 NDT/MWh vào ngày 13 tháng 9. Giá trung bình tuần đạt khoảng 352,08 NDT/MWh. Không khí lạnh khiến nhiệt độ giảm khoảng 4–6°C từ ngày 7 đến ngày 9 tháng 9, với nhiệt độ thấp nhất tại miền bắc Sơn Đông xuống khoảng 14–16°C, làm giảm đáng kể nhu cầu làm mát. Khi nhiệt độ phục hồi vào cuối tuần, phụ tải cũng cải thiện. Trong khi đó, than 5.500 kcal CCTD Tần Hoàng Đảo tăng tiếp từ 741 NDT/tấn lên 754 NDT/tấn. Với việc nhiệt điện than vẫn đóng vai trò quan trọng trong định giá biên tại Sơn Đông, chi phí nhiên liệu cao hơn chủ yếu đóng vai trò là mức sàn cho các chào giá, trong khi thay đổi về sản lượng năng lượng tái tạo và điều kiện phụ tải là động lực cho sự phục hồi trong tuần.
Quảng Đông chuyển từ mức cao đầu tuần sang giá thấp hơn vào cuối tuần, do nhu cầu làm mát mạnh và chi phí nhiệt điện khí hỗ trợ giá ban đầu trước khi mưa làm suy yếu phụ tải. Giá trung bình phía phát điện ngày tới của Quảng Đông tăng từ 456,52 NDT/MWh vào ngày 7 tháng 9 lên 481,47 NDT/MWh vào ngày 8 tháng 9, sau đó giảm dần xuống 353,27 NDT/MWh vào ngày 11 tháng 9 và chốt ở mức 372,13 NDT/MWh vào ngày 13 tháng 9. Giá trung bình ngày tới trong tuần khoảng 417,06 NDT/MWh. Giá thời gian thực biến động mạnh hơn, đạt lần lượt 611,49 NDT/MWh và 601,14 NDT/MWh vào ngày 7 và 8 tháng 9, trước khi giảm xuống 359,83 NDT/MWh vào ngày 10 tháng 9 và ổn định quanh mức 376–394 NDT/MWh vào cuối tuần. Giá trung bình thời gian thực trong tuần khoảng 451,57 NDT/MWh. Thời tiết nắng ấm từ ngày 7 đến 10 tháng 9 giúp nhu cầu làm mát duy trì tương đối tốt, nhưng mưa tăng cường từ ngày 11 tháng 9 khi áp thấp nhiệt đới ảnh hưởng đến phía tây Quảng Đông và các vùng ven biển, làm suy yếu nhu cầu điều hòa. Đồng thời, giá LNG phía đông Quảng Đông tăng từ 5.860 NDT/tấn lên 6.005 NDT/tấn, trong khi giá LNG nhập khẩu SMM Trung Quốc đạt mức cao tới 28,81 USD/MMBtu. Do đó, chi phí khí tăng đã hỗ trợ mạnh hơn cho chi phí biên của các tổ máy nhiệt điện khí.
Giang Tô tiếp tục biến động, khi nhu cầu theo mùa suy yếu được bù đắp bởi chi phí phát điện than tăng cao.Giá bình quân gia quyền ngày tới của Giang Tô giảm từ 411,46 NDT/MWh đầu tuần xuống 293,28 NDT/MWh vào ngày 11 tháng 9, trước khi phục hồi lên 397,30 NDT/MWh vào ngày 12 tháng 9 và kết thúc ở mức 363,64 NDT/MWh vào ngày 13 tháng 9. Giá trung bình ngày tới trong tuần khoảng 369,84 NDT/MWh. Giá trong ngày chủ yếu dao động trong khoảng 335–393 NDT/MWh, trung bình khoảng 368,39 NDT/MWh trong tuần. Không khí lạnh đẩy nhiệt độ giảm từ khoảng 30°C xuống 25–27°C trong các ngày 8–10 tháng 9, làm giảm nhu cầu làm mát và hạn chế khả năng tăng giá kéo dài. Tuy nhiên, nhu cầu công nghiệp vẫn tương đối ổn định, trong khi giá than tăng đẩy chi phí biên của các tổ máy nhiệt điện than lên cao. Do đó, thị trường Giang Tô phản ánh sự giằng co giữa nhu cầu suy yếu và chi phí phát điện tăng, với mức trung bình ngày tới và trong ngày vẫn tương đối gần nhau.
Nội Mông tăng mạnh rõ rệt, khi biến động sản lượng năng lượng tái tạo khuếch đại tác động của chi phí biên nhiệt điện than tăng cao. Giá bình quân gia quyền theo thời gian thực phía phát điện tăng từ 327,84 NDT/MWh ngày 7/9 lên 524,74 NDT/MWh ngày 9/9, duy trì ở mức cao 476,43 NDT/MWh ngày 10/9 và tiếp tục tăng lên 502,63 NDT/MWh ngày 13/9. Bình quân tuần đạt khoảng 424,20 NDT/MWh, trong khi giá bình quân số học toàn hệ thống phía người dùng tăng lên khoảng 451,04 NDT/MWh. Với tỷ trọng điện gió và điện mặt trời cao, thị trường giao ngay miền tây Nội Mông vẫn rất nhạy cảm với sản lượng năng lượng tái tạo và điều kiện xuất khẩu. Khi sản lượng năng lượng tái tạo dồi dào, giá có thể giảm nhanh; khi sản lượng không đạt kỳ vọng và các tổ máy nhiệt điện được huy động nhiều hơn, giá than cao hơn có thể tác động trực tiếp hơn đến các chào giá biên. Do đó, mức tăng trong tuần không chỉ phản ánh chi phí than cao hơn mà còn là sự tương tác giữa biến động năng lượng tái tạo và sự phụ thuộc gia tăng vào sản lượng cân bằng từ nhiệt điện than.
Sơn Tây chuyển từ mức cao đầu tuần sang xu hướng giảm rõ rệt vào cuối tuần, khi hỗ trợ chi phí than mạnh hơn bị bù đắp bởi điều kiện cung cầu lỏng hơn. Giá bình quân số học ngày tới của Sơn Tây duy trì ở mức cao 379–437 NDT/MWh trong các ngày 7–9/9, đạt 436,56 NDT/MWh ngày 9/9, trước khi giảm mạnh xuống khoảng 281 NDT/MWh ngày 12–13/9. Bình quân ngày tới trong tuần đạt khoảng 343,38 NDT/MWh. Giá trong ngày cũng giảm từ 428,47 NDT/MWh ngày 7/9 xuống khoảng 288–290 NDT/MWh vào cuối tuần, với bình quân tuần khoảng 351,34 NDT/MWh. Sơn Tây có tỷ trọng nhiệt điện than tương đối cao, do đó nguồn cung than thắt chặt và giá nhiên liệu cao hơn tiếp tục hỗ trợ chi phí phát điện biên. Tuy nhiên, khi nhiệt độ giảm và điều kiện hệ thống nới lỏng vào cuối tuần, phụ tải yếu hơn đã lấn át hỗ trợ từ phía chi phí và đẩy giá giao ngay xuống thấp hơn. Vì vậy, giá than đã củng cố sàn thị trường, trong khi các đỉnh giá ngắn hạn vẫn phụ thuộc vào phụ tải thực tế và nhu cầu xuất khẩu liên tỉnh.
Trung tâm giá của Thiểm Tây nhìn chung tăng lên, trong khi điều kiện thời gian thực thắt chặt đầu tuần đã khuếch đại tác động của chi phí nhiệt điện than. Giá bình quân gia quyền ngày tới của Thiểm Tây tăng từ 348,35 NDT/MWh ngày 7/9 lên 412,76 NDT/MWh ngày 8/9, trước khi giảm xuống 248,45 NDT/MWh ngày 11/9. Giá trung bình tuần khoảng 314,60 NDT/MWh. Giá thời gian thực đạt 550,73 NDT/MWh vào ngày 7 tháng 9, sau đó giảm dần xuống khoảng 263–274 NDT/MWh trong các ngày 10–12 tháng 9, trước khi phục hồi lên 359,74 NDT/MWh vào ngày 13 tháng 9. Giá trung bình thời gian thực tuần khoảng 358,43 NDT/MWh. Chênh lệch khoảng 44 NDT/MWh giữa giá trung bình thời gian thực và giá trung bình ngày tới cho thấy điều kiện vận hành thực tế nhìn chung thắt chặt hơn so với dự báo ngày tới. Biến động ngắn hạn của sản lượng năng lượng tái tạo làm tăng độ nhạy cảm của thị trường đối với nguồn nhiệt điện dự phòng, trong khi giá than cao hơn đẩy chi phí biên của các tổ máy nhiệt điện lên cao khi sản lượng tái tạo thiếu hụt.
Nhìn chung, giá trung bình tuần tại sáu thị trường được giám sát đều cao hơn tuần trước, nhưng diễn biến trong tuần tại một số tỉnh cho thấy mô hình tăng vọt rồi thoái lui rõ rệt. Thời tiết mát mẻ làm giảm nhu cầu điện tại Sơn Đông, Sơn Tây và các thị trường phía bắc khác, điều thường gây áp lực giảm lên giá giao ngay, trong khi giá than cao hơn hạn chế mức độ giảm. Quảng Đông chịu thêm áp lực tăng từ chi phí LNG tăng, củng cố hỗ trợ chi phí từ phát điện khí. Tại tây Nội Mông và Thiểm Tây, giá than không tự quyết định hướng giá, nhưng chi phí nhiên liệu cao hơn khuếch đại giá biên trong các giai đoạn sản lượng tái tạo thấp và huy động nhiệt điện nhiều hơn. Khi nhiệt độ tiếp tục hạ nhiệt đến giữa tháng 9, thị trường sẽ ngày càng tập trung vào tốc độ phục hồi nguồn cung than, sự dai dẳng của giá LNG cao, sản lượng tái tạo và thay đổi trong dòng điện liên tỉnh.
Năng lượng sơ cấp
Ngày 7–13 tháng 9
Than nhiệt: Nhu cầu ngành điện bước vào mùa thấp điểm, nhưng nguồn cung phục hồi chậm khiến giá CCTD duy trì xu hướng tăng.
Tính đến ngày 11 tháng 9, than nhiệt CCTD Tần Hoàng Đảo 5.500 kcal được đánh giá ở mức 754 NDT/tấn, tăng 13 NDT/tấn so với ngày 4 tháng 9. Loại 5.000 kcal tăng 11 NDT/tấn lên 684 NDT/tấn, trong khi loại 4.500 kcal tăng 11 NDT/tấn lên 617 NDT/tấn. Sau mùa nhu cầu cao điểm hè, tiêu thụ nhiệt điện đã bắt đầu giảm, nhưng giá than vẫn tiếp tục tăng, cho thấy đợt tăng giá mới nhất được thúc đẩy nhiều hơn bởi hạn chế nguồn cung và sự thắt chặt trong chuỗi lưu thông hơn là nhu cầu người dùng cuối mạnh hơn. Sản lượng than trong nước vẫn thấp hơn cùng kỳ năm trước trong tháng 8, và mặc dù mức thu hẹp đã giảm so với tháng 7, tốc độ phục hồi nguồn cung vẫn tương đối chậm.
Nhu cầu: Khi không khí lạnh tăng cường trên khắp miền bắc Trung Quốc, nhu cầu làm mát giảm nhanh và tiêu thụ than của các nhà máy điện ven biển bước vào xu hướng giảm theo mùa. Hoạt động mua sắm ngày càng tập trung vào giao hàng theo hợp đồng dài hạn và bổ sung giao ngay hạn chế. Đồng thời, sản lượng thủy điện mạnh hơn vào đầu thu đã thay thế một phần nhu cầu phát nhiệt điện. Nhu cầu vận chuyển ven biển cũng suy yếu, phản ánh mức độ sẵn sàng theo đuổi giá giao ngay cao hơn của các nhà máy điện giảm. Nhìn chung, hỗ trợ từ phía cầu đối với giá than đã suy yếu đáng kể so với giai đoạn cao điểm hè.
Nguồn cung: Công tác thanh tra an toàn tại các khu vực sản xuất chính vẫn tương đối nghiêm ngặt, trong khi một số mỏ chưa khôi phục hoàn toàn sản lượng sau các gián đoạn trước đó. Điều này khiến độ co giãn nguồn cung ngắn hạn bị hạn chế. Các đợt tăng giá tại cửa mỏ trước đó cũng đã nén biên lợi nhuận cho các lô hàng vận chuyển đến cảng phía bắc, hạn chế việc bổ sung tồn kho tại cảng. Gần đây, kinh tế vận tải đã bắt đầu cải thiện và một số chào hàng than nhập khẩu đã hạ nhiệt, cho thấy giai đoạn thắt chặt nhất của nguồn cung có thể dần nới lỏng. Việc giá than có thể tiếp tục tăng hay không sẽ ngày càng phụ thuộc vào tốc độ phục hồi sản xuất trong nước và thời điểm tích trữ mùa đông.
Tồn kho: Đến ngày 11 tháng 9, tồn kho tại chín cảng quanh vịnh Bột Hải ở mức khoảng 24,13 triệu tấn, giảm khoảng 0,30 triệu tấn so với tuần trước, trong khi tồn kho tại các nhà máy điện ở tám tỉnh ven biển tăng lên khoảng 35,57 triệu tấn. Sự phân kỳ này vẫn quan trọng: tồn kho cảng tương đối thắt chặt tiếp tục hỗ trợ chào giá giao ngay, trong khi tồn kho dồi dào tại người dùng cuối làm giảm mức độ khẩn cấp phải mua ở mức giá cao hơn. Do đó, thị trường vẫn mang đặc điểm “cảng thắt chặt nhưng nhà máy điện đủ tồn kho”. Giá than có khả năng duy trì hỗ trợ trong ngắn hạn, mặc dù nhu cầu theo mùa yếu và nguồn cung phục hồi dần có thể hạn chế tốc độ tăng thêm.
LNG: Giá LNG giao tại Trung Quốc tăng nhanh, trong khi giá tại đông Quảng Đông bắt đầu theo đà tăng.
Giá LNG cập cảng Trung Quốc của SMM tiếp tục tăng trong tuần, từ 26,16 USD/MMBtu ngày 7 tháng 9 lên 26,88 USD/MMBtu ngày 8 tháng 9, 28,51 USD/MMBtu ngày 9 tháng 9 và mức cao nhất tuần 28,81 USD/MMBtu ngày 10 tháng 9. Giá duy trì ở mức cao 28,65 USD/MMBtu ngày 11 tháng 9. Giá LNG đông Quảng Đông tăng từ 5.860 NDT/tấn lên 6.005 NDT/tấn ngày 9 tháng 9 và duy trì ở mức đó sau đó, cho thấy mức tăng chi phí giao ngay quốc tế trước đó đã bắt đầu lan truyền vào giá LNG ven biển trong nước.
Thị trường trong nước: Chi phí khí đầu nguồn cao hơn, cùng với bảo trì tại một số cơ sở hóa lỏng, đã thắt chặt tạm thời nguồn cung LNG trong nước và củng cố quyền định giá của người bán. Tuy nhiên, Trung Quốc vẫn đang trong giai đoạn nhu cầu khí tương đối khiêm tốn theo mùa, và người dùng công nghiệp thể hiện mức độ sẵn sàng chấp nhận giá tăng mạnh hạn chế. Do đó, giá LNG trong nước tăng chậm hơn chi phí giao ngay nhập khẩu. Đồng thời, hợp đồng LNG dài hạn và khí đường ống tiếp tục chiếm tỷ trọng lớn trong nguồn cung trong nước, giảm sự phụ thuộc vào các lô hàng giao ngay đắt đỏ và làm chậm quá trình lan truyền của các đợt tăng giá quốc tế.
Thị trường quốc tế: Giá LNG giao ngay châu Á tiếp tục tăng trong bối cảnh phí bù rủi ro nguồn cung tăng cao, kỳ vọng mua sắm mùa đông và cạnh tranh giành các lô hàng linh hoạt. Bảo trì tại một số cơ sở cung cấp và nguồn cung hàng giao ngay thắt chặt hơn làm tăng thêm áp lực tăng. Đối với thị trường điện Quảng Đông, việc giá LNG đông Quảng Đông tăng lên 6.005 NDT/tấn trực tiếp nâng chi phí phát điện biên của các tổ máy khí, củng cố hỗ trợ chi phí cho giá điện giao ngay trong các giai đoạn phụ tải cao hoặc khi sản lượng tái tạo yếu.
Tổng quan thời tiết
Trong các ngày 7–13 tháng 9, Trung Quốc trải qua mô hình “bắc mát, nam ấm” trên diện rộng, với việc miền bắc lạnh đi cùng với mưa lớn hơn tại một số khu vực Hoa Nam. Từ ngày 7 đến 9 tháng 9, một hệ thống không khí lạnh vừa phải di chuyển xuống phía nam qua Hoa Bắc và Đông Bắc, mang đến mức giảm nhiệt độ khoảng 4–6°C. Các khu vực ven biển Sơn Đông cũng trải qua gió bắc mạnh hơn, trong khi biên độ nhiệt ngày đêm mở rộng đáng kể trên khắp các khu vực phía bắc.
Tại Hoa Nam, nhiễu động thời tiết chính đến từ áp thấp nhiệt đới trên Biển Đông. Từ ngày 11 đến 13 tháng 9, mưa tăng tại nam Quảng Đông, Hải Nam và nam Quảng Tây, với một số khu vực Quảng Đông ghi nhận mưa to đến rất to. Quảng Đông vẫn nóng ẩm trong nửa đầu tuần, với nhiệt độ tối đa khoảng 34°C hỗ trợ nhu cầu làm mát. Khi mưa tăng cường vào cuối tuần, phụ tải điều hòa suy yếu. Tại Sơn Đông, nhiệt độ tối đa chủ yếu khoảng 29–33°C, giảm mạnh đầu tuần trước khi phục hồi. Giang Tô cũng hạ nhiệt xuống khoảng 25–27°C trong các ngày 8–10 tháng 9 trước khi nhiệt độ dần phục hồi từ ngày 12 tháng 9 trở đi.
Trong thời gian tới, trọng tâm thời tiết chính sẽ tiếp tục dịch chuyển khỏi nắng nóng dai dẳng mùa hè sang hoạt động không khí lạnh mùa thu và các hệ thống thời tiết nhiệt đới. Khi nhu cầu làm mát tiếp tục suy giảm trên khắp miền bắc Trung Quốc, tác động thời tiết lên giá điện giao ngay có khả năng được truyền tải nhiều hơn qua sản lượng gió và mặt trời, lượng mưa và sai lệch dự báo phụ tải ngắn hạn hơn là qua nhu cầu nhiệt độ cao kéo dài.
II. Các diễn biến chính tại thị trường điện Trung Quốc
Ngày 9 tháng 9, Cục Quản lý Năng lượng Hoa Đông công bố thị trường điện giao ngay An Huy đã đi vào vận hành chính thức. An Huy trở thành thị trường điện giao ngay cấp tỉnh thứ chín tại Trung Quốc, và là thị trường thứ hai tại Đồng bằng sông Dương Tử, chuyển sang vận hành chính thức. Thị trường đã vận hành thử nghiệm quyết toán liên tục từ ngày 31 tháng 12 năm 2024, kéo dài hơn 18 tháng. Tất cả các tổ máy nhiệt điện than công cộng do tỉnh điều độ đều tham gia bằng cách nộp cả sản lượng và giá, các nhà máy điện tái tạo tham gia đầy đủ vào thị trường, tất cả người dùng thương mại và công nghiệp tham gia trên cơ sở chỉ nộp sản lượng, và lưu trữ năng lượng độc lập được phép nộp cả sản lượng và giá.
Ngày 9 tháng 9, Văn phòng Quản lý Năng lượng Giang Tô thuộc Cục Năng lượng Quốc gia công bố “Thông báo về việc lấy ý kiến công khai đối với Quy tắc thực hiện thị trường dịch vụ phụ trợ tăng giảm công suất điện Giang Tô (Dự thảo lấy ý kiến)”. Cơ chế đề xuất được thiết kế nhằm giải quyết các thay đổi nhanh chóng của phụ tải ròng hệ thống khi tỷ lệ thâm nhập năng lượng tái tạo tăng, đồng thời mở rộng kênh doanh thu dựa trên thị trường cho nhiệt điện, lưu trữ năng lượng và các nguồn linh hoạt khác. Việc giới thiệu dịch vụ tăng giảm công suất chuyên dụng sẽ tiếp tục mở rộng cơ cấu doanh thu lưu trữ của Giang Tô vượt ra ngoài chênh lệch giá đỉnh-đáy đơn thuần và cải thiện tính linh hoạt hệ thống trong thời gian ngắn.
Đầu tháng 9, Thiên Tân mở lấy ý kiến công khai về “Thông báo về việc thúc đẩy người dùng điện từ 35 kV trở lên tham gia trực tiếp đầy đủ vào thị trường điện (Dự thảo lấy ý kiến)”. Dự thảo đề xuất yêu cầu người dùng thương mại và công nghiệp từ 35 kV trở lên vẫn đang thuộc diện mua điện qua đại diện lưới điện phải hoàn tất đăng ký thị trường trước cuối năm 2026, với tư cách là người dùng bán buôn hoặc bán lẻ. Động thái này sẽ tiếp tục mở rộng sự tham gia thị trường trực tiếp của người dùng lớn và tăng nhu cầu đối với giao dịch trung và dài hạn, gói bán lẻ và quản lý rủi ro thị trường.
Ngày 11 tháng 9, Ủy ban Cải cách và Phát triển tỉnh Quý Châu mở lấy ý kiến về “Quy tắc thực hiện đấu giá cơ chế giá phát triển bền vững cho các dự án năng lượng tái tạo tăng thêm” và “Quy tắc thực hiện cơ chế quyết toán giá phát triển bền vững cho năng lượng tái tạo”. Các quy tắc dự thảo tiếp tục làm rõ khuôn khổ đấu giá và quyết toán cho giá cơ chế năng lượng tái tạo. Đối với các dự án tăng thêm, sản lượng và giá cơ chế sẽ được xác định thông qua đấu thầu cạnh tranh, với sản lượng cơ chế được giới hạn ở mức 90% tổng sản lượng phát lên lưới của dự án trong giai đoạn áp dụng. Điều này sẽ tiếp tục gắn doanh thu của các dự án năng lượng tái tạo với cả giá thị trường và quyết toán giá cơ chế.
Hội nghị Bộ trưởng Năng lượng APEC lần thứ 16 được tổ chức tại Bắc Kinh trong các ngày 10–11 tháng 9. Hội nghị tập trung vào ba ưu tiên: tiếp cận năng lượng chất lượng cao, trao quyền hai chiều giữa trí tuệ nhân tạo và hệ thống năng lượng, và hợp tác năng lượng châu Á - Thái Bình Dương sâu rộng hơn. Các cuộc thảo luận cũng bao gồm hỗ trợ điện xuyên biên giới, an ninh năng lượng và phối hợp các hệ thống điện ngày càng phụ thuộc nhiều vào năng lượng tái tạo. Các chủ đề này nhấn mạnh tầm quan trọng ngày càng tăng của tối ưu hóa nguồn lực khu vực và năng lực hệ thống điện linh hoạt khi tỷ lệ thâm nhập năng lượng tái tạo tiếp tục tăng.
![[SMM Phân tích] Giá quyết toán điện mặt trời tại Trung Quốc phân hóa trong nửa đầu năm 2026 khi thời điểm và yếu tố mùa vụ định hình lại doanh thu](https://imgqn.smm.cn/usercenter/kuMAH20251217171739.jpg)
