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。广深售电，以光伏储能为翼，助力企业绿色发展。佛山售电服务
售电与储能的协同是广深售电的特色服务，通过分布式储能项目为用户打造 “购电 + 储能” 的复合型用电方案。在广东惠州、深圳等地的工业园储能项目中，120kw/220kwh、240kw/440kwh 等不同规格的储能系统与售电服务深度结合：用电低谷时，系统以低价从电网购电储存；高峰时段则释放储能电力，减少用户对高价电网电的依赖。这种模式不仅通过峰谷价差为企业降低电费支出，还能在用电负荷波动时保障供电稳定，避免生产中断。广深售电凭借电力工程经验，精确匹配储能容量与企业用电需求，让售电服务从 “单一供电” 升级为 “智能调电”，实现经济性与可靠性的双重提升。东莞大用户售电服务广深售电打造 “一站式” 直购电服务，快速审核资质，定制多套方案，让交易便捷无忧。
售电业务与储能技术的深度协同，是广深售电的核心竞争力之一。公司以电力市场化交易为基础，将 120kw/220kwh、240kw/440kwh 等分布式储能项目与售电服务绑定，为用户构建 “低价购电 + 峰谷套利” 的双重降本体系。在广东惠州、深圳等地的工业园项目中，储能系统在电价低谷时段（如凌晨）以售电公司锁定的低价购电储能，在用电高峰时段（如午后）释放电能，替代高价电网电。以广东 XXX 有限公司的 240kw/440kwh 储能项目为例，当地峰谷电价差达 0.6 元 / 度，该系统每日充放电 1 次，年可套利 440kwh×0.6 元 / 度 ×365 天≈9.6 万元，投资回报周期只 3-4 年。广深售电的专业团队还会根据用户用电负荷特性，动态调整储能充放电策略，确保售电与储能高效联动，让用户从 “用上电” 升级为 “会用电、省电费”。
售电服务的稳定高效，离不开广深售电背后 30 多年的技术积淀与团队实力。其团队深耕电力勘察设计、科研领域，熟悉电网运行规律与电力设备特性，能精确评估用户用电风险：例如为化工企业测算用电负荷峰值，避免变压器过载；为精密制造企业设计稳压方案，减少电压波动对设备的影响。在技术创新上，公司引入智能计量与监控系统，实时追踪用户用电数据，提前预警异常能耗；结合虚拟电厂技术，聚合分布式资源参与电力调度，让售电服务不仅 “供得稳”，更 “调得活”，为用户提供从技术咨询到实际供电的全链条保障。响应 “30/60 双碳” 目标，广深售电积极供应绿色电力，助您降低碳排放，实现环保与经济双赢。
售电是广深售电服务工业企业的关键抓手，针对高耗能、用电负荷稳定的工业用户，公司推出 “中长期直购电 + 负荷优化” 定制方案。以广东某汽车零部件厂为例，其每日用电负荷超 500kW，广深售电通过分析生产班次，签订年度直购电合同锁定 70% 基础电量（电价较电网低 0.06 元 / 度），剩余 30% 电量通过月度现货市场灵活补充。同时，配套 120kw/220kwh 储能系统，在用电高峰的午后时段释放储能电力，避免高价购电。该方案落地后，企业单月电费减少 8 万元，年降本超 96 万元，既规避了市场电价波动风险，又通过负荷优化实现精细化用电管理，成为工业企业售电服务的榜样案例。电力现货市场中有一个重要概念叫“节点电价”，可以理解为“不同地点的电有不同的价格”。东莞大用户售电服务
日报的“市场管理情况”可以理解为“当天有哪些人参与了交易”。佛山售电服务
售电业务的跨区域布局，让广深售电能够整合不同省份的能源资源，为用户提供购电方案。其服务覆盖的广东、贵州、江西三省，能源禀赋差异明显：贵州水电丰沛，丰水期（5-10 月）电价低至 0.28 元 / 度；江西光伏资源丰富，午间绿电供应充足；广东现货市场灵活，可调节短期负荷。某跨省经营的电子企业通过其平台，将贵州工厂的基础电量锁定为水电，江西工厂侧重采购光伏电力，广东工厂则用现货市场补充波动负荷，综合电价较单一区域采购降低 0.07 元 / 度。售电公司通过统一的能源管理平台实现跨省数据互通与结算，让区域能源互补从 “可能性” 变为 “可操作性”。佛山售电服务
