核心标志性数据
电源结构里程碑
9 月底光伏装机：13.1 亿千瓦；风光合计装机突破 20.1 亿千瓦
煤电发电量占比降至 49.1%（上半年首次跌破 50% 后继续下行）
清洁能源贡献了 80% 以上的新增发电量，电力增量基本由新能源承接国家能源局
风光发电与消纳
前三季度风光发电量合计 1.92 万亿 kWh，占全社会用电量 23.8%
光伏利用率 93.1%、风电利用率 92.1%，消纳水平持续修复
储能配套提速（新型储能是风光消纳的核心抓手）
9 月底新型储能投运：1.67 亿千瓦 / 4.35 亿千瓦时，同比 + 63%
平均储能时长 2.61 小时（同比提升 0.27h），等效利用小时 915h
可再生能源大盘
前三季度可再生能源发电量 3.13 万亿 kWh，占全部发电量 41.8%国家能源局
可再生能源新增装机占全部新增装机七成以上
配套：能源投资结构
能源投资明显向绿倾斜：风光基地、储能、特高压、抽蓄、灵活性改造是投资主线；楚雄这类山地风光竞配项目，正是这一轮增量落地的载体。
“装机第一≠电量第一”光伏装机超过煤电，但发电量占比仍远低于煤电，根源是风光间歇性、利用小时偏低。装机规模很容易做上去，电量占比提升是慢变量，也就是前面说的：风光电量占比长期向上，但增速受调节资源约束。
煤电角色转变：从主力供电转向兜底 + 调峰煤电发电量占比跌破 50%，定位逐步变成可靠调节电源，为风光消纳托底；这也是各省竞配文件强制要求储能、消纳方案的底层逻辑。
储能时长正在抬升平均 2.61 小时，趋势是往长时储能推进；云南水风光一体化，水电是天然长时调节资源，理论上比三北地区更容易承接大规模风光，这也是楚雄 2.6GW 指标释放的基础，但汛期水风光叠加依然是消纳风险点。
趋势主线：增量用电优先清洁能源新增电量 80% 以上来自清洁能源，意味着风光电量占比抬升的大方向确定，目标锚定 2030 年风光电量占比 30%。
发布会隐含的压力点
风光装机放量速度 > 储能、抽蓄、送出通道建设速度；
区域分化强：全国利用率好看，但西南、西北基地局部时段弃电压力仍存在；
系统成本边际上行，大规模风光接入之后，调峰、网架改造的成本会持续增加。
