为什么燃煤发电仍是主力？日报中燃煤发电量占比64%（9.96亿度/15.49亿度），原因有三：1.稳定性：煤电可控性强，能24小时稳定供电，而新能源“看天吃饭”。2.成本惯性：虽然煤电环保成本高，但现有电厂已建成，边际成本（多发一度电的成本）低于新建燃气机组。3.调节能力：煤电机组可通过增减出力快速响应需求变化（如图4中燃煤价格随负荷波动）。但长期看，煤电占比会下降（政策要求减碳），新能源和储能将逐步替代。日报中燃气均价393.3厘/度（比煤电高13.5%），说明“减煤增气”正在推进，但成本仍是挑战。售电具有许多优势。售电引入了竞争机制，有效降低了电力价格。江门工业售电项目
随着广东虚拟电厂参与电能量市场交易机制的落地，广深售电将售电业务与虚拟电厂深度联动，让用户从单纯的电力消费者转变为市场参与者。公司整合用户侧的储能、光伏、可控负荷等资源，通过虚拟电厂平台参与电网调峰、现货交易。例如，在用电高峰时段，虚拟电厂调度深圳工业园的 120kw 储能项目放电，平抑电价波动，用户可获得调峰补贴；在电价低谷时段，平台引导用户增加购电量储能，待电价上涨时出售，获取套利收益。广东某工业园通过该模式，单月参与调峰获得补贴超 3 万元，同时通过现货交易套利 2 万元，年增收超 60 万元。广深售电作为聚合商，全程负责虚拟电厂的接入、调度与交易对接，让用户无需额外投入即可享受 “售电 + 调峰” 的双重收益。佛山企业售电代理借助广深售电，轻松应对复杂用电需求，成本可控。
广深售电积极探索 “售电 + 虚拟电厂” 的创新模式，将分散的用户侧资源转化为可调度的电力资产。随着广东虚拟电厂参与电能量市场交易机制的落地，公司整合旗下储能项目、用户可控负荷等资源，通过虚拟电厂平台参与电网调峰：当电网负荷过高时，调度储能系统放电、引导用户错峰用电，既获得调峰收益，又稳定电网运行。这种模式让售电服务突破 “买卖电力” 的边界，赋予用户 “用电者” 与 “电力提供者” 的双重身份 —— 企业在购电的同时，可通过参与调峰获得额外收益，实现 “用电省钱” 与 “调电赚钱” 的双向价值。
准入条件与资质要求年用电量门槛：不同省份要求差异较大。例如，海南省为≥50万千瓦时，宁夏要求电压等级≥110千伏（高新企业可放宽至10千伏）。电压等级：多数地区要求企业接入电压等级为110千伏及以上，部分省份对高新企业或战略性新兴产业放宽至35千伏或10千伏，企业需符合国家产业政策，未被列入淘汰类行业，且满足环保、能耗等标准。例如，电解铝、化工等高耗能行业需通过行业准入审核，优先支持能效标志性企业、绿色低碳项目及重点产业园区。需具备法人资格，财务单独核算，无重大违约记录。部分省份要求企业提供履约保函或保险依托广深售电，轻松解锁稳定、科学、经济的用电体验。
售电的特点和要点：电力商品的买卖：售电的本质是电力作为一种商品的交易活动。连接发电侧和用电侧：售电公司是连接发电厂（或电力批发市场）和终端用户的中间环节。电价构成：用户支付的电费通常包含三个主要部分：电能量费：支付给售电公司的电费（即购电成本+售电公司的利润）。输配电费：支付给电网公司的“过路费”，用于使用输电和配电网络。性基金及附加：国家规定的代征费用（如可再生能源附加、重大水利工程建设基金等）。选择广深售电，享受一站式能源服务。从售电到光伏、充电桩，满足多元用电需求。广州售电优点
如何在确保经济效益的同时，实现环保目标，已成为电力行业亟需解决的问题。江门工业售电项目
售电业务为用户打开了参与电力辅助服务市场的大门，让用电负荷成为 “可盈利的资产”。辅助服务市场涵盖调频、备用、黑启动等，用户通过售电公司聚合资源，响应电网调峰指令即可获得补贴。广深售电整合的广东某工业园负荷资源，在电网频率波动时，15 分钟内削减非关键生产负荷 500kW，单次获得调频收益 2.3 万元；而深圳某数据中心通过其平台参与 “备用电源” 服务，在电网故障时提供 2 小时应急供电，年增收超 15 万元。售电公司在此过程中负责协调调度、对接电网与用户，并提供技术支持（如负荷监测系统），让用户在保障电网稳定的同时，实现 “用电省钱 + 调峰赚钱” 的双重收益。江门工业售电项目
