行业背景与供给能力 - 2024年前三季度全国风电和太阳能总装机量达12.5亿千瓦，提前6年突破2030年12亿千瓦目标，并超越煤电装机总量 [1][24] - 同期风电与太阳能发电量合计1.35万亿千瓦时，占全国总发电量19%，同比增长26.3%，规模与第三产业用电量持平 [1][24] - 风电和太阳能新增装机占2024年1-9月总新增装机的82%，显示清洁能源主导地位强化 [24] 电力市场改革进展 - 2023年9月全国首部电力现货市场规则出台，山西、广东、山东、甘肃四省进入现货市场正式运行阶段，15分钟时段划分优化电价机制 [2][29] - 2023年新能源市场化交易电量达6845亿千瓦时，占新能源总发电量47.3%，较2022年提升近9个百分点 [2][32] - 绿电交易作为中长期交易组成部分，通过环境价值约定实现生态属性市场化定价 [2][32] 绿电采购机制与成本变化 - 绿电交易成为企业首选，2024年前10月国网区域交易均价降至417.48元/兆瓦时，较2023年下降6% [2] - 南网区域环境价值均价仅9元/兆瓦时，不足2023年的四成，成本优势显著 [2] - 绿证核发范围扩大至所有可再生能源项目后，价格从42.4元/张降至2024年上半年10元/张以下，部分交易低于1元/张 [3] 绿证交易与应用拓展 - 2024年1-7月绿证交易量达1.8亿张，同比增长6倍，广东、内蒙古、青海等高耗能地区企业成为采购主力 [3] - 绿证在节能考核、碳足迹核算中的应用场景持续丰富，巩固其作为环境属性"唯一凭证"地位 [3][21] 项目投资与区域挑战 - 集中式项目收益模型从固定电价转向现货波动，多年期绿电交易试点保障长期收益 [3][21] - 分布式光伏保持53%新增装机占比，但山东、河南等8省配电网容量不足制约接网承载力 [3] - 《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》提出"全额自发自用"要求，影响投资回报评估 [3] 政策与市场规则统一 - 《电力中长期交易基本规则——绿色电力交易专章》实现全国交易规则统一，蒙西电网试点补齐区域拼图 [2] - 上海、浙江允许分布式项目聚合入市，拓宽绿电供给来源 [2] - 广东、天津、浙江等地出台环境价值限价政策，规范绿电交易价格区间 [37] 国内应用场景深化 - 江苏要求2025年高耗能企业绿电占比不低于30%，电解铝行业要求可再生能源利用比例超25% [4] - 绿证成为抵扣能耗、调整碳排放配额关键工具，《2022年电力二氧化碳排放因子》明确绿电交易电量不计入排放计算 [4] 国际认可与贸易适配 - RE100对中国绿证"有条件认可"障碍消除，2024年9月政策禁止海上风电、光热项目同时申领绿证与CCER，解决双重计量问题 [4] - 跨国企业从采购国际绿证（I-REC）转向中国绿证，预计2025年I-REC逐步退出中国市场 [4] - 针对欧盟CBAM机制，钢铁、铝等出口企业可通过物理连接、购电协议证明绿电使用，降低碳成本 [5] 未来发展趋势 - 2024年开工5条跨省通道提升绿电跨区域调配能力，北京、江苏试点"小时级绿电消费清单"满足欧盟RED III指令溯源要求 [5] - 电网代理购电模式退出后，售电公司将承接更多中小企业绿电需求，提升市场灵活性与规范性 [5] - 市场从规模扩张转向质量升级，聚焦跨省跨区输电、小时级绿证匹配和零售市场规范化 [5]

国投电力2025年上半年经营与行业分析 公司概况与业绩表现 - 公司为**国投电力**，主营电力生产与销售，清洁能源装机占比达71.84%，形成以水电为主、水火风光并济的装机结构[2][4] - 总装机容量4,409万千瓦，其中水电2,130万千瓦（占比48%）、火电1,238万千瓦（占比28%）、新能源及储能1,037万千瓦（占比24%）[4] - 市值约1,180亿元，总资产3,153亿元（较去年期末增长6.31%），净资产1,164亿元（归母净资产增长11.77%）[2][4] - 上半年利润总额82亿元，归母净利润37.95亿元（同比增长1.36%），营收256.797亿元（同比下降5.18%）[2][4] - 上网电量752亿千瓦时（同比基本持平），其中水电475亿千瓦时（同比增长13%）、火电208亿千瓦时、风电36亿千瓦时、光伏33亿千瓦时[4] - 上网电价0.353元/千瓦时（同比下降）[4] 业务发展与项目进展 - 推进孟底沟、卡拉、牙根一级水电站建设，总装机372万千瓦[5] - 火电机组扩建与替代：华夏电力66万千瓦等容量替代项目于2025年7月投产，在建项目包括忻州第二发电厂3号/4号机组（2×66万千瓦）、舟山燃机（2×84.2万千瓦）、湄洲湾三期（2×66万千瓦）[5] - 雅砻江水风光一体化基地在建规模477万千瓦，新能源储备项目充足，优先开发效益好、规模化的项目[5] - 2025年计划新增新能源装机300-400万千瓦，其中雅砻江水电占比约2/3（200-300万千瓦）[3][17] - 科拉光伏一期2025年上半年发电量9.54亿千瓦时（同比增加34%），净利润超1亿元（同比增长约90%）[18] - 雅砻江公司体内风电发电量5.91亿千瓦时，光伏发电量9.76亿千瓦时，总计14.7亿千瓦时[19] 电价与市场影响 - 整体电价同比下降，分电源类型表现分化： - 大朝山水电（固定电价）同比持平[8] - 雅砻江水电因峰枯水期差异同比下降[8] - 小三峡水电（甘肃现货市场）同比提升[8] - 火电竞争加剧导致电价下降（广西降幅较大，福建相对稳定）[8] - 新能源电价降幅与全国趋势一致[8][11] - 江苏现货市场波动影响雅砻江外送电价，主因煤价下降、新能源入市及价格发现机制[6] - 风光发电市场化交易比例超70%，但因供需宽松导致价格下行[11] - 火电辅助服务收益同比增加约10%[14] 成本与采购结构 - 煤炭采购价格同比下降15%以上，长协煤占比65%，市场煤占比35%[13] - 入厂采购标煤不含税单价771元/吨（同比降幅15%）[13] 政策与风险因素 - 江苏容量电费政策调整（可能提升至50%以上）或缓解外送电价压力[6] - 四川电价降价预期强烈（2025年底现货市场试运行），但雅砻江外送比例少，销售电价仍高于均值[23] - 136号文影响新能源开发：取消绿证交易环境溢价、用户承担火电分摊费用降低绿电交易积极性[15][16] - 组件价格未达预期，行业可能面临震荡与优胜劣汰[26] - 公司对西北地区项目持谨慎态度（弃光弃风率高、电价低），重点发展云南、广西等区域[25] 电力供需与未来展望 - 全国电力供需存在时空错配（极端天气下新能源不足可能导致短缺）[28] - 公司根据国家规划调整开发节奏，十五五期间新能源装机规划尚未最终确定[9][28] - 广西钦州火电因供需宽松、竞争加剧，中长期价格下降约0.11元/千瓦时，但通过补偿机制可能提升收益[10][22] 其他关键信息 - 上半年来水情况：雅砻江偏丰30%、南塘江偏多10%、黄河减少5%[7] - 雅砻江三大水库联合调度提升水能利用效率，应对气候变化与市场供需[7] - 风电与光伏投决模型差异：风电受鼓励，光伏开发更谨慎[27] - 中长期交易新规（分时段结算等）已在多数省份实施，公司通过优化策略提升收益[20][21]

核心观点 - 四大发电央企2025年上半年净利润总额超214亿元 业绩表现分化 华能国际 大唐发电 华电国际净利润实现正增长 国电电力净利润同比下滑45.11% [1] - 煤炭价格回落 电价政策支持及新能源装机增长推动行业盈利环境改善 但企业个体表现受多种因素影响较大 [1][4] - 行业面临能源结构调整 电力市场改革 新能源项目开发难度增加等挑战 企业通过成本管控 火电转型 清洁能源扩张等措施应对 [8][9] 业绩表现 - 华能国际净利润92.62亿元 同比增长24.26% 营业收入1120亿元 同比下降5.70% 营业成本900.75亿元 同比下降10.20% [1][3] - 大唐发电净利润45.79亿元 同比增长47.35% 营业收入571.93亿元 同比下降1.93% 经营业绩创历史同期最好水平 [1][2] - 华电国际净利润39.04亿元 同比增长13.15% 营业收入599.53亿元 同比减少8.98% 连续3年上涨 [1][3] - 国电电力净利润36.87亿元 同比下降45.11% 营业收入776.55亿元 同比下降9.52% 但扣非净利润同比增长56.12% [1][5] 盈利驱动因素 - 煤炭价格回落显著降低燃料成本 环渤海5500大卡动力煤现货均价同比下降22.94% 燃料成本占火电企业成本结构60%-70% [4][8] - 市场化交易电价上涨及部分省份电价上浮带来额外盈利空间 [4] - 新能源补贴落地助推清洁能源业务盈利增长 [4] - 企业加速向清洁能源转型 风电 光伏等新能源装机占比提升 [4][8] 公司具体举措 - 大唐发电推进新能源战略性新兴产业发展 上半年新增清洁能源装机1117.45兆瓦 清洁能源装机占比提升至40.87% [8] - 华能国际把握燃料价格下行窗口 降低燃料成本 火电板块利润同比增长 新能源规模有序扩增 光伏板块利润稳中有增 [3] - 国电电力加强燃料成本管控 推进火电转型 通过"三改联动"提升机组调峰能力 获取较高电量和容量电价收入 [9] 行业挑战 - 新能源装机规模快速提升 优质项目资源日益稀缺 电网消纳能力不足 用地需求增长 生态保护要求提高等因素增加开发难度 [9] - 新能源项目上网电量全部进入电力市场 上网电价不确定性带来项目收益风险 [9] - 煤炭价格反弹 电力需求波动以及政策调整带来潜在风险 [9] 分红情况 - 大唐发电拟每股派发现金红利0.055元 预计分红金额约10.18亿元 [2] - 国电电力拟每股派发现金红利0.10元 预计分红金额17.84亿元 占上半年净利润48.38% 并发布未来三年现金分红规划 承诺每年现金分红不低于净利润60% [6]

新型储能行业发展现状 - 新型储能成为构建新型电力系统的关键支撑，具备灵活调节能力以平衡风光发电波动、保障电网稳定和提升能源效率 [2] - "十四五"期间储能装机爆发式增长，连续三年新增及累计装机增速超100%，2024年底累计装机达78.3吉瓦/184.2吉瓦时 [2][3] - 电力市场改革是推动储能迅猛发展的核心动力，2024年《电力市场运行基本规则》确立储能作为新型经营主体的法律地位 [2][3] "1+6"规则体系突破性意义 - 规则体系解决储能身份界定模糊问题，系统性赋予其参与电力市场交易的权利，包括辅助服务/现货/中长期市场 [3] - 《电力市场注册基本规则》明确储能市场准入/退出机制，允许配建储能选择整体或独立参与市场，提升灵活性 [4] - 《电力辅助服务市场基本规则》定义调峰/调频/备用/爬坡四大服务品种，确立费用传导机制实现成本精准核算 [4] 储能市场化参与进展 - 辅助服务市场仍是核心收益来源，费用按"谁受益谁承担"原则由用户用电量和未交易电量分担，超越发电侧零和博弈 [5] - 现货市场连续运行区域已允许独立储能进入，但非现货区域储能仍难以通过中长期市场获取电能量收益 [6] - 容量交易机制尚未完善，2025年夏季新型储能顶峰能力达44.53吉瓦（同比+55.7%），相当于3座三峡电站容量 [7] 现存挑战与发展方向 - 区域发展不均衡导致市场化程度差异，仅甘肃/广东等少数地区实现独立储能实质性参与调频市场 [6] - 需建立容量补偿或交易机制以回收储能容量价值，并构建多类型市场衔接机制释放"一体多用"潜能 [7] - 2025年底电力现货市场全覆盖将优化价格信号，储能通过响应价格平抑负荷曲线，形成可持续商业模式 [8]

行业核心观点 - 新型储能是构建新型电力系统的关键支撑 具备灵活调节能力 可平衡风光发电波动 保障电网安全稳定 提升能源利用效率 [1] - 电力市场改革是推动储能产业爆发式增长的关键因素 "1+6"基础规则体系解决了身份界定模糊 市场准入无据等制度瓶颈 [1][2] - 储能产业仍面临区域发展不均衡 市场化收益来源单一等挑战 需建立容量补偿机制并完善市场衔接机制 [5][6][7] 行业发展规模 - 截至2024年底全国新型储能累计装机规模达78.3吉瓦/184.2吉瓦时 连续三年新增及累计装机增速均超100% [2] - 2025年夏季国家电网经营区内新型储能可调最大电力达64.23吉瓦 实时最大放电电力达44.53吉瓦 较去年同期峰值增长55.7% [6] - 新型储能在夏季晚高峰时段平均顶峰时长约2.4小时 顶峰能力相当于近3座三峡水电站容量 [6] 市场规则突破 - 《电力市场运行基本规则》将储能确立为新型经营主体 赋予公平参与电力市场交易的权利 [2] - 《电力市场注册基本规则》明确新型储能企业市场注册条件 变更流程及退出要求 允许配建储能选择整体或独立参与市场 [3] - 《电力辅助服务市场基本规则》确立调峰 调频 备用 爬坡四大服务品种 明确辅助服务费用传导机制 [3] 收益模式演进 - 辅助服务市场是储能核心收益来源 采用"谁受益 谁承担"原则 费用由用户用电量和未参与交易的上网电量共同分担 [3][4] - 容量交易被纳入电力市场交易类型 储能可提供可靠出力能力支撑最大负荷 [6] - 储能通过现货市场响应价格信号平抑负荷曲线 实现"一体多用 分时复用"价值 [7] 区域发展差异 - 现货市场连续运行区域已普遍接纳独立储能 非现货市场区域储能难以通过中长期市场获取电能量收益 [5] - 仅甘肃 广东等少数地区实现独立储能对调频市场的实质性参与 [5] - 2025年底将基本实现电力现货市场全覆盖 新能源和电力用户全面入市 [7]

电力市场计量结算基本规则的核心观点 - 《电力市场计量结算基本规则》旨在构建与现代电力市场相匹配的"精准价值兑现体系"，强调效率与公平的统筹 [3][9] - 该规则通过标准化数据管理、清晰流程节点、精细化时序要求和公平性举措，提升电力市场整体运营质效 [4][5][6][8] - 规则首次从国家层面统一了电力市场计量结算的度量单位，规范了全流程的量、价、费数据格式 [4] 数据管理 - 计量数据是电力市场效率基石，决定电力商品交割的物理精确性 [4] - 规则专门设置结算准备小节，分类提出档案、合同、调度执行等结算所需数据，奠定统一规范的数据基础 [4] - 现货市场地区的计量结算数据具有体量大、来源广、结构复杂的特点，准确性是市场各方关注重点 [4] 流程优化 - 规则明确计算结算依据、电费账单发行、电费收付三个核心环节，界定市场经营主体、电网企业等责任边界 [5] - 流程设计既体现时序要求，又明确各节点责任主体及完成时限，提升市场运营透明度和效率 [5] 时序管理 - 规则提出"日清月结"基本要求，月度结算工作时序精确到"日" [6] - 电力交易机构需在每月第8个工作日前出具上月结算依据，电网企业需在第10个工作日前发行电费账单 [6] - 发电企业开具发票后5个工作日内，电网企业需足额支付电费，缩短资金流转周期 [6] 公平性保障 - 规则禁止设置不平衡资金池，要求每项结算项目独立记录、分类明确疏导 [8] - 电网企业需与市场经营主体协商计量装置安装位置，体现公平原则 [8] - 规则建立追退补和清算机制，确保计量数据错误时可消缺或补采，结算争议时通过平台补推 [8] 制度创新意义 - 规则是电力市场改革的重要制度创新，支撑资源高效配置和主体公平竞争 [9] - 精准计量与可信结算将成为电力市场实现低碳目标和现代化经济引擎的基石 [9]

电力市场化改革进展 - 2024年全国市场化交易电量达6.2万亿千瓦时，占全社会用电量63%，较2016年17%实现跨越式增长 [1] - 电力现货市场全面铺开，新能源发电全面入市在即，催生千亿至万亿级电力交易新业态 [3] - 2025年底前省级电力现货市场基本实现全覆盖，2026年风电光伏等新能源将全面进入市场 [4] 电力市场结构变化 - 电力市场改变传统计划电、固定价逻辑，形成多周期（年度/月度/现货）、多品种（电能量/辅助服务）的复杂交易体系 [5] - 现货市场每15分钟价格波动，中长期市场包含双边协商/集中竞价/挂牌等多种形式，技术门槛显著提高 [5] - 电网代理购电量持续缩减，角色转向保障系统安全稳定，不再主导用户市场价值挖掘 [5] 技术型售电公司发展 - 朗新科技2024年交易电量同比增五倍，连续三年履约率100%，依托数字化/AI等四大核心能力转型认知密集型服务 [5][6] - 技术型售电公司通过AI预测（气象/电价/负荷）和优化算法，在批发侧交易与零售侧用户管理中创造价值 [9] - 分布式新能源代理服务成为新增长点，朗新已接入80万座光伏电站（50GW），探索聚合代理模式参与绿电交易 [8] 新能源市场化影响 - 2025年新政明确风电光伏上网电量全部入市，2024年新能源市场化交易占比已达50% [7] - 市场化加剧收益不确定性，光伏需通过中长期锁价、储能调节、绿电溢价等策略优化盈利 [7] - 中小新能源项目面临认知与技术门槛，催生发电侧代理需求爆发 [7][8] AI技术应用前景 - AI通过时序预测大模型、多Agents协作框架等技术，在电价预测与交易决策中成效显著 [9] - 虚拟电厂/微电网等新型主体涌现，AI将在现货市场、辅助服务市场及配电网调度中发挥更大作用 [10] - 数智化技术助力中小发用电企业应对市场挑战，共享万亿级电力交易价值红利 [10]

储能电池行业现状 - 2025年1-5月全球储能电池出货量达196.5GWh 同比增长118% [5] - 头部五家电池厂产能基本打满 需外协满足客户需求 [5] - 预计上半年出货接近250GWh 全年有望达到500GWh [6] 主要需求来源 - 增量需求集中在特斯拉 阳光电源 比亚迪 中车株洲所 海博思创 中电装储能 晶科能源等企业 [8] - 主要需求区域为中国 美国 英国 沙特 智利 澳洲等国家 [8] 中国市场政策影响 - 136号文要求新能源项目上网电量原则上全部入市 终结"保障性收购+固定电价"模式 [11] - 394号文推动多地电力现货市场建设 2025年底前多个省份将启动连续结算试运行 [11] - 政策转变从强制配储转向通过电力市场改革倒逼企业装储能 [11] 美国市场动态 - 关税政策变动导致储能抢出口现象 老订单提前交付 [13] - IRA政策退坡时间提前至2026年开始 2028年结束 刺激储能项目提前开工和抢装 [13] 欧洲市场情况 - 德国 西班牙 英国 波兰推出储能补贴政策 [15] - 西班牙4月28日大停电进一步刺激欧洲储能需求 [15] 其他区域发展 - 特斯拉上海工厂投运后 亚太区域项目开始从上海工厂发货 [17] - 比亚迪与沙特电力签订12.5GWh大项目 4月开始大批量出货 [17] - 宁德时代 比亚迪与智利Grenergy合作项目5月开始大批量出货 [17] - 晶科能源智利1.6GWh项目5月大批量出货 [17] 行业驱动因素 - 新能源快速增长 火电 气电灵活性改造和退役 电网不稳定性问题凸显 [17] - 电力市场改革是催化剂 储能可优化电力市场出力结构 [17]

报告行业投资评级 报告未提及行业投资评级相关内容 报告的核心观点 - 政策催化叠加基本面共振，电力行业步入高景气，政策助力高质量发展，行业需求改善、盈利修复 [2][53] - 中证全指电力指数聚焦发电企业，估值适宜、盈利能力强、分红意愿高、业绩表现优异，具备投资价值 [3][39] - 广发中证全指电力公用事业 ETF 规模和流动性良好，跟踪误差小，基金经理经验丰富，广发基金 ETF 布局有优势 [5][51] 根据相关目录分别进行总结 政策催化叠加基本面共振，电力行业步入高景气 - 电力市场改革加速落地，盈利模式优化，容量电价实施重构煤电收入结构，辅助服务和现货市场机制助力发展 [11][12] - 行业需求改善、盈利修复，全社会用电回暖，2025 年一季度水电发电量攀升，火电燃料成本缓解、库存充裕 [13][15][17] 中证全指电力指数投资价值分析 - 指数由电力公用事业行业股票组成，每半年调整一次，前十大权重股占比 56.36%，成分股权重主要在沪深 300 但中证 500 和中证 1000 成分股数量多 [22][23][24] - 聚焦发电企业，按中信二级行业 98.92%成分股属发电及电网行业，按中信三级行业火电、其他发电、水电权重占比最高 [29] - 截至 2025 年 4 月 30 日，市盈率 TTM 和市净率 LF 分别为 16.65 倍、1.69 倍，处于历史 35.62%、49.16%分位数，估值适宜、配置风险不高 [31] - 盈利能力强，分红意愿高，疫情后盈利能力反弹，2024 年 EPS 和归母净利润同比增速分别为 15.20%、16.16%，2025 - 2027 年盈利持续增长，过去 12 个月股息率 2.80% [35][36] - 2018 年 1 月 1 日至 2025 年 4 月 30 日，年化收益 1.71%、年化夏普比 0.19 高于其他宽基指数，区间最大回撤 27.10%小于其他宽基指数，每年 5 月平均收益 2.81%优于宽基指数 [39][42] 广发中证全指电力公用事业 ETF - 产品成立于 2021 年 12 月 29 日，以中证全指电力公用事业指数为跟踪基准，截至 2025 年 5 月 14 日规模 34.89 亿元，过去一月日均成交额 1.93 亿元，过去一年日均跟踪偏离度绝对值 0.02%，年化跟踪误差 0.60% [5] - 基金经理陆志明从业超 25 年，投资经理任职近 14 年，截至 2025 年 3 月 31 日在管基金 16 只，规模 141 亿元 [46] - 广发基金产品线多元，在被动投资领域形成多层次 ETF 产品矩阵，截至 2025 年 5 月 14 日管理 ETF 规模 1740 亿元、产品超 60 只，各领域布局有优势 [51] 总结 - 政策催化叠加基本面共振，电力行业步入高景气，政策助力发展，行业需求改善、盈利修复 [53] - 中证全指电力指数聚焦发电企业，估值适宜、盈利能力强、分红意愿高、业绩优异 [54][55] - 广发中证全指电力公用事业 ETF 规模和流动性良好，跟踪误差小，基金经理经验丰富 [56]

报告行业投资评级 - 维持“推荐”评级 [4] 报告的核心观点 - 本周电力板块走势优于大盘，公用事业和电力子板块均上涨，涨幅高于沪深 300，在申万 31 个一级板块中排第 12 位，各电力子板块有不同程度涨幅 [1][7] - 山东明确机制电价与燃煤标杆一致，保障新能源项目投资收益，存量和增量项目有不同政策安排，机制电量和电价有相应特点 [2][24] - 4 月 29 日印发《电力辅助服务市场基本规则》，推动电力市场改革，规范统一市场，促进资源优化配置 [27] - 受益煤价下跌，火电一季度业绩增长，二三季度用电旺季业绩有望持续改善，大水电企业业绩稳定，股息率有溢价优势 [3][20] 根据相关目录分别进行总结 每周观点 本周行情回顾 - 行业指数表现：截至 2025 年 05 月 09 日，公用事业板块收于 2377.21 点，涨幅 2.22%；电力子板块收于 3171.91 点，涨幅 2.21%，高于沪深 300 本周涨幅，近 1 年电力板块表现不及沪深 300 及创业板指数，各电力子板块本周有不同涨幅 [7][11][12] - 个股表现：本周电力板块涨幅前五为华电辽能、京运通等，跌幅前五为三峡水利、广安爱众等，各子板块也有相应涨跌幅榜 [15][19] - 投资建议：关注火电企业如福能股份等，大水电企业如长江电力等，还给出风电、核电等不同类型企业的推荐和关注建议，关注行业公司重组并购方向及垃圾焚烧发电企业 [20][21][22] 本周专题 - 山东机制电价与燃煤标杆一致，平稳过渡稳定投资预期：存量项目机制电价 0.3949 元/千瓦时，与燃煤基准价相同，保障入市收益；增量项目通过竞价确定电价，2025 年 6 月组织竞价，纳入机制电量不参与绿电交易，机制电量比例可能下调，增量项目首次竞价上限或在 0.35 元/千瓦时 [24][25][26] - 《电力辅助服务市场基本规则》出台，全国统一电力市场增添“稳定器”：规则明确原则，优化价格和费用传导机制，设立多元化市场品种，加强顶层设计，推动市场规范统一和资源优化配置 [27] 行业数据跟踪 - 煤炭价格跟踪：05 月 07 日，环渤海动力煤综合平均价格 673.00 元/吨，周环比跌幅 0.59%；05 月 09 日，长江口动力煤价格指数（5000K）608.00 元/吨，周环比跌幅 2.72%，煤炭沿海运费及沿海电煤离岸价格指数均有不同程度跌幅 [31] - 石油价格跟踪：05 月 09 日，国内柴油现货价格 6440.67 元/吨，周环比下跌 1.23%；国内 WTI 原油、Brent 原油现货价格分别为 59.91/62.84 美元/桶，周环比分别下跌 0.84%、0.70% [33] - 天然气价格跟踪：05 月 08 日，国内 LNG 出厂价格指数 4515.00 元/吨，周环比涨幅 0.04%；05 月 09 日，中国 LNG 到岸价 11.12 美元/百万英热，周环比涨幅 7.33% [35] - 光伏行业价格跟踪：05 月 07 日，多晶硅致密料均价 39 元/kg，周环比跌幅 2.50%；04 月 30 日，182mm/23.1%+尺寸的单晶 PERC 电池片均价 0.29 元/W，周环比跌幅 1.69%，部分组件和硅片均价周环比无变化 [37] - 长江三峡水情：05 月 09 日，长江三峡入库流量、出库流量分别为 9500.00 立方米/秒、8950.00 立方米/秒，出库流量周环比变化 8.09%，库水位 157.57 米，周环比下跌 0.30% [47] - 风电行业价格跟踪：05 月 07 日，聚氯乙烯现货价 13666.67 元/吨，周环比跌幅 0.49%；05 月 09 日，中厚板参考价 3442.00 元/吨，周环比涨跌幅 0.00%；04 月 30 日，螺纹钢现货价 3141.44 元/吨 [51] - 电力市场：05 月 06 日，广东省燃煤、燃气日前现货成交电均价分别为 414.11、481.12 厘/千瓦时，周环比变化分别为上涨 19.52%、22.34% [55] - 碳市场：05 月 09 日，全国碳市场碳排放配额成交量 256011.00 吨，周环比跌幅 45.01%，开盘价、收盘价分别为 71.16、69.86 元/吨，周环比跌幅分别为 2.56%、4.29% [56] 行业动态跟踪 电力公用行业重点事件 - 多地发布多项政策，涉及氢能产业发展补贴、算电融合发展、新型储能推广应用、电力市场秩序监管、碳排放标准化试点、分布式光伏发电项目备案等方面 [60] 上市公司重要公告 - 龙源电力、云南能投、新天绿能发布发电量相关公告，湖南发展发布重大资产重组进展公告，上海电力发布超短期融资券发行结果公告 [61][62]