报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 蒙西价差持续为负，日前价格长期低于实时价格，用户侧可在日前低价阶段提高锁量，减少实时补电敞口，售电公司则应把风电预测偏差纳入报价 [3] - 陕西明确绿电直连平均负荷率按 42.73%执行后，并网型项目需同时核算发电成本和容量费用，负荷越稳定、利用小时越高，单位电量分摊成本越低；负荷波动较大的项目，绿电直连价差收益可能被容量费用压缩 [3] 根据相关目录分别进行总结 政策新闻 - 河南迎峰度夏外购电力已签约 1270 万千瓦，6 月 15 日起进入三个月迎峰度夏期，预计今夏有 3 - 5 轮持续高温，签约省外电力力争达 1700 万千瓦，全省发电装机 1.7 亿千瓦，统调电厂存煤超过 1100 万吨 [5] - 云南新能源上网电价全面市场化，已投产集中式光伏、风电、分布式光伏、分散式风电全部进入电力市场，现货全月连续运行月份，市场均价按同类型机组分小时上网电量和实时节点电价加权计算 [5] - 首个省级多用户绿电直连政策文件落地，陕西支持新增负荷、出口外向型企业、零碳园区、增量配电网等开展单用户或多用户绿电直连，并网型项目年上网电量原则上不超过总可用发电量的 20%，2026 年陕西省新能源就近消纳项目平均负荷率按 42.73%执行 [5] - 黑龙江风电竞价区间 0.16 - 0.30 元/千瓦时，上半年批次仅组织风电项目竞价，机制电量总规模 68.3 亿千瓦时，竞价申报充足率不低于 125%，机制电价执行期限 12 年 [5] - 宁夏区内中长期市场自然日连续开市，自 6 月 15 日起，区内日融合交易、合同转让交易由按工作日连续开市调整为按自然日连续开市，日融合交易按 15 分钟集中出清，月内合同转让交易连续开市 [6] 重点区域日前市场电价跟踪 - 山西、蒙西日前均价大幅回升，山西、蒙西分别上涨 34.5%、70.0%，江苏上涨 1.8%，广东、山东分别下降 0.3%、3.6% [1][7] 重点区域实时市场数据跟踪 - 江苏实时均价上涨 19.4%至 348.66 元/兆瓦时；广东、山东、山西、蒙西分别下降 12.8%、17.3%、10.6%、4.0%至 406.65、236.22、227.99、286.78 元/兆瓦时 [2][9] - 山西风电出力回升 265.2%，实时均价下降 10.6%；蒙西实时均价虽小幅回落，但日前 - 实时价差由 -110.09 元/兆瓦时扩大至 -140.64 元/兆瓦时，实时补电成本压力仍未缓解 [2][9]