报告行业投资评级 - 维持“推荐”评级 [5] 报告的核心观点 - 6月进入用电旺季，煤价维持低位时火电业绩有望持续改善，大水电企业业绩稳定向上，绿电存量项目收益率有所保障 [20] - 看好风电资产占优、装机规模具备较大成长性标的，火电成本维持低位且局部区域电力供需偏紧，公募基金改革和低利率背景下水核股具备较优配置性价比，核电进入常态化审批阶段，长期成长性和盈利性俱佳 [20] - 继续关注行业公司重组并购方向，垃圾焚烧发电企业实现多元化布局 [21] 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：本周电力板块走势优于大盘，公用事业板块收于2379.40点，跌幅0.18%，电力子板块收于3176.11点，跌幅0.15%，优于沪深300本周走势，公用事业（电力）板块走势变化幅度在申万31个一级板块中排第19位；近1年电力板块累计跌幅1.64%，表现不及沪深300及创业板指数；从电力子板块来看，光伏发电、风力发电、热力服务、电能综合服务上涨，火力发电、水力发电下跌 [8][10][14] - 个股表现：本周公用事业板块涨幅前五的个股依次为粤电力A、江苏新能、南网能源、协鑫能科、长青集团，跌幅前五的个股依次为廊坊发展、陕天然气、西昌电力、湖南发展、乐山电力 [16] - 投资建议：6月进入用电旺季关注火电、大水电、绿电存量项目相关标的；看好风电资产占优、装机规模具备较大成长性标的；火电成本维持低位关注相关标的；公募基金改革和低利率背景下关注水核股；核电进入常态化审批阶段关注相关标的；继续关注行业公司重组并购方向；关注垃圾焚烧发电企业多元化布局 [20][21] 本周专题 - 蒙东存量机制电价0.3035元/千瓦时，增量项目暂不安排新增纳入机制电量：2025年7月1日起实施相关方案，6月1日前投产的新能源存量项目预期保障收益基本稳定，机制电量规模按不同项目类型确定，机制电价为蒙东煤电基准价0.3035元/千瓦时，执行期限为全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年；6月1日后投产的新能源增量项目暂不安排新增纳入机制的电量；蒙东电力市场2024年市场交易新能源电量占比已达91%以上，预计2025年带补贴新能源交易电量规模为120亿千瓦时，平价新能源93亿千瓦时；完善现货市场交易机制，允许现货负电价 [24][25] - 推动绿电直连，新能源自发自用比例不低于60%：两部委发文力推绿电直连，要求项目新能源年自发自用电量占总发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例由2025年不低于30%逐年提升至2030年不低于35%，余电上网比例上限一般不得超过20%；各省市推动绿电直连试点，内蒙古和林格尔数据中心集群绿色能源供给示范项目投运，有效提升清洁能源的就地消纳水平 [26][27] 行业数据跟踪 - 煤炭价格跟踪：05月28日，环渤海动力煤综合平均价格为669.00元/吨，周环比不变；05月30日，长江口动力煤价格指数（5000K）为578.00元/吨，周环比涨幅为0.17%；05月30日，煤炭沿海运费秦皇岛 - 广州的价格为42.10元/吨，周环比跌幅1.86%；沿海电煤离岸价格指数（5500K）为657.00元/吨，周环比跌幅为0.30% [29] - 石油价格跟踪：05月30日，国内柴油现货价格6,695.67元/吨，周环比上涨0.81%；国内WTI原油、Brent原油现货价格分别为60.94/63.35美元/桶，周环比分别下跌0.42%、1.69% [31] - 天然气价格跟踪：05月30日，国内LNG出厂价格指数为4,419.00元/吨，周环比跌幅1.12%；05月30日，中国LNG到岸价12.03美元/百万英热，周环比跌幅4.07% [34] - 光伏行业价格跟踪：05月28日，多晶硅致密料均价36元/kg，周环比跌幅2.70%；04月30日，182mm/23.1%+尺寸的单晶PERC电池片的均价为0.29元/W，周环比跌幅为1.69%；单晶PERC组件182mm均价为0.65元/W，周环比涨跌幅均为0.00%；单晶硅片182mm/150um均价为1.15元/片，周环比涨跌幅为0.00% [36] - 长江三峡水情：05月30日，长江三峡入库流量、出库流量分别为10500立方米/秒、12100立方米/秒，入库流量/出库流量的周环比分别变化为+7.14%/+6.14%；05月31日，长江三峡库水位为154.81米，周环比上涨0.17% [43] - 风电行业价格跟踪：05月30日，聚氯乙烯现货价4597元/吨，周环比跌幅2.21%；05月30日，中厚板参考价3302.00元/吨，周环比跌幅1.49%；05月30日，螺纹钢现货价3062.22元/吨，周环比跌幅2.45% [49] - 电力市场：05月27日，广东省燃煤、燃气日前现货成交电均价分别为287.38、312.26厘/千瓦时，周环比变化分别为下跌21.95%、24.92% [52] - 碳市场：05月30日，全国碳市场碳排放配额成交量为658520.00吨，周环比涨幅14.26%；05月30日，全国碳市场碳排放配额开盘价、收盘价分别为67.91、68.46元/吨，周环比分别为跌幅2.25%、1.37% [53] 行业动态跟踪 电力公用行业重点事件 - 江苏拟开展2025年江苏省电力现货市场长周期结算试运行，自6月1日开始，运行日前一个法定工作日组织运行日日前现货市场竞价，根据各类市场出清结果调电 [58] - 安徽电力交易中心征求《安徽电力现货电能量市场交易实施细则》《安徽电力现货市场结算实施细则》（结算试运行第5.2版）意见，其中《安徽电力现货电能量市场交易实施细则（结算试运行第5.2版）》修订调整必开、必停机组设置及约束条件和日前市场出清方式 [58] - 国家发展改革委、国家能源局发布关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知，提出做好源荷匹配，明确新能源自发自用和上网电量比例要求 [58] - 内蒙古自治区发展改革委、能源局发布《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》，7月1日起正式实施，提出存量机制电价0.3035元/千瓦时，增量项目暂不安排新增纳入机制电量 [58] 上市公司重要公告 - 上海电力全资子公司甘肃武威天祝县松山滩20万千瓦风电项目正式并网发电，投产后预计年平均发电量为4.36亿千瓦时 [59] - 长源电力所属子公司国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目取得电力业务许可证，实现全容量并网发电 [59] - 云南能投获得富源县南冲风电场、丽江市永胜县阿谷子风电场及丽江市华坪县华坪西风电场项目开发权 [59] - 龙源电力截至2025年5月22日已收到业绩补偿款人民币8,910.50万元 [59] - 宁波能源、云南能投发布2024年年度权益分派实施公告 [59][60]

绿电直连政策核心 - 国家发改委和能源局发布《通知》首次明确绿电直连定义和规范，支持民营企业等投资绿电直连项目[2] - 绿电直连指新能源不接入公共电网，通过专线向单一用户供电，要求自发自用电量比例不低于60%[2] - 政策出台目的包括满足新能源就近消纳、用户绿电消费需求和降低用电成本[2] 权责划分与经济性 - 明确负荷方为主责单位，专线由负荷或电源主体投资，电网企业不参与以避免责任交叉[5][6] - 用户需自行承担专线投资和安全风险，与欧盟部分国家产权要求一致[6][7] - 绿电直连项目仍需缴纳输配电费等费用，不能减免，以保障公平负担原则[8][10] 行业实践与挑战 - 国内实践多为"点对多"的零碳园区，完全离网运行罕见，需依赖公共电网备用[9] - 行业关注"就近消纳"距离定量和退出机制不明确问题，留待省级细则解决[12] - 当前绿电直连投资成本高，盈利模式未打通，可能仅适合小众市场[11][12] 欧盟政策影响 - 欧盟电池法案推动企业寻求绿电直连以满足碳足迹计算要求[13] - 法案本质是欧盟保障供应链安全的产业政策，可能持续设置新壁垒[14] - 专家建议企业从中长期视角审慎规划绿电直连投资[15]

绿电直连定义与分类 - 绿电直连指电源不接入公共电网，通过专用线路向单一用户供电，电量可物理溯源[2] - 电源类型包括风能、太阳能、生物质能等新能源，涵盖新建和存量项目[2] - 分为并网型（接入用户侧后整体联入公共电网）和离网型（完全独立运行）两类[2] 政策出台背景 - 解决新能源消纳压力，探索就近消纳模式，提高资源利用效率[3] - 应对国际绿色贸易壁垒，满足高载能行业绿色转型需求[3] - 为用户提供降低用电成本的新选择，鼓励自主申报并网容量[3] 政策核心内容框架 - 第一部分明确项目定义、分类及安全优先等建设原则[4] - 第二部分要求加强规划引导，强调源荷匹配与模式创新[4] - 第三部分规定运行管理细则，涉及安全责任界面和系统友好性[4] - 第四部分建立交易与价格机制，推动项目整体参与电力市场[4] - 第五部分部署组织保障，明确各部门职责分工[4] 投资建设规定 - 支持民营企业等非电网主体投资，省级能源主管部门需配合[5] - 允许用户、新能源企业或合资公司投资电源，专线由用户或电源主体投资[6] - 不同投资主体间需签订长期购电协议，明确产权划分与违约责任[6] 新能源消纳与转型要求 - 要求新能源年自发自用电量占比不低于60%，2030年用电量占比提升至35%[7] - 通过配置储能、挖掘用户调节潜力提升自发自用比例[7] 电网安全与运行管理 - 并网型项目需与公共电网明确安全责任界面，自主承担供电中断责任[8] - 项目需纳入地方能源规划，经第三方评审并符合涉网技术标准[9] - 运行阶段由用户主责，接入调度系统接受统一管理[9] 经济性与公平性机制 - 项目需缴纳输配电费等费用，禁止地方违规减免[10] - 允许通过优化发用电曲线参与电力市场交易获取收益[11] 政策落地实施 - 国家层面将加强指导评估，派出机构负责监测执行[12] - 地方需细化要求，组织第三方评审并听取电网意见[12] - 电网企业和市场运营机构需提升技术支持与服务能力[12]

政策核心要求 - 国家能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，对新能源项目的自发自用比例提出明确量化要求 [1] - 要求项目新能源年自发自用电量占总发电量的比例不低于60% [1] - 要求项目新能源年自发自用电量占总用电量的比例设定阶段性目标：2025年不低于30%，并逐年提升至2030年不低于35% [1] 政策导向与影响 - 政策旨在引导新能源项目尽可能就近就地消纳利用，优化电力资源配置 [1] - 该政策将直接影响新建及存量新能源项目的运营模式和电力消纳结构 [1] - 对新能源发电行业，特别是分布式光伏、分散式风电等靠近负荷中心的项目构成直接利好 [1]

政策发布与目标 - 国家发展改革委等两部门发布关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知 [1] - 发展目标为绿电直连项目以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为目标 [1] 建设与运行原则 - 绿电直连项目按照安全优先、绿色友好、权责对等、源荷匹配原则建设运行 [1] - 项目需公平合理承担安全责任、经济责任与社会责任 [1]

政策核心内容 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布通知 旨在有序推动绿电直连发展 [1] - 政策要求加强规划统筹 确保绿电直连模式有序发展 [1] 项目规划与审批 - 省级能源主管部门负责统筹规划绿电直连项目 项目规模需计入新能源发电开发建设方案 [1] - 用电负荷规模需有依据和支撑 直连线路及接入系统需纳入省级或城市相关规划 [1] - 项目需按《企业投资项目核准和备案管理办法》等规定进行备案 [1] 技术与安全要求 - 直连线路应尽量减少线路交叉跨越 确需跨越的须做好安全措施 [1] - 项目须编制包含电源、负荷、直连线路和接入系统的整体化方案 [1] - 方案需以专门章节评估系统风险、用电安全、电能质量等并提出具体技术措施 [1] - 项目接入电压等级原则上不超过220（330）千伏 [1] - 确需接入220（330）千伏的 须由省级能源主管部门会同派出机构组织专项安全风险评估 [1] 项目建设与运营 - 项目应按照整体化方案统一建设 并要求同步投产 [1]

交通运输与能源融合发展政策 - 交通运输部将推进公路沿线服务区、收费站等周边土地的清洁能源开发利用，加快建设近零碳枢纽和港口，加强充换电等补能设施建设，打造智能化双向充放电项目 [1] - 全国交通基础设施已建清洁能源装机容量超过89万千瓦，累计建成充电桩3.5万个，充电停车位5.1万个，新能源城市公交车占比达77.6%，清洁能源船舶超430艘，铁路电气化率75.3% [1] - 交通运输部等十部门提出目标，到2027年交通运输行业电能占终端用能比例达到10%，形成多部门协同融合发展机制 [1] 交通行业碳排放现状与挑战 - 交通行业已成为全国第三大碳排放源，公路货运占交通能源消耗的95%且主要为化石能源 [2] - 石油消费占比高是交通行业碳排放量高的主因，当前汽车仍以燃油车为主，新能源车完全替代需长期过程 [2] 未来交能融合重点方向 - 推动交通基础设施清洁能源项目参与电力市场交易，研究绿电直连政策 [3] - 持续推进新能源车辆在公交、出租、邮政快递、港口等场景应用，规模化推广新能源重型货车 [3] - 发展新能源船舶，推进铁路机车低碳化改造，在京津冀等机场常态化使用可持续航空燃料 [3]

文章核心观点 - 电池企业的ESG报告正从选择性披露转向核心信息窗口，其“绿色成色”的关键在于如何接入和认定绿电，尤其是满足欧盟《新电池法》等国际标准[3][4][5] - 电池行业碳排放主要由范围二（外购电力）和范围三（供应链）主导，范围一排放占比最小，电力消耗对动力电池碳足迹贡献占比超过60%[6][7][8][9] - 全球绿电认定标准存在差异，中国认可“证电分离”的绿证交易，而欧盟更倾向于“绿电直连”模式，强调可追溯性和额外性[13][16][17] - 电池企业绿电直连的实际进展成为观察其应对国内“碳排放双控”政策和欧盟市场准入能力的关键窗口，自建可再生能源项目是主要突破方向[21][24][33] 电池企业碳排放结构 - 行业碳排放结构清晰：范围三（供应链间接排放）和范围二（外购电力等二次能源间接排放）占据主导地位，范围一（企业直接控制设施排放）量最小[7][8] - 电力消耗是电池制造碳排放核心，宁德时代表示电力对动力电池碳足迹贡献占比超过60%[9] - 欧盟《新电池法》要求核算全过程电力、热力消耗产生的间接碳排放，凸显绿电追溯重要性[9] - 范围三供应链碳排放核算面临系统性挑战，因国内缺乏统一权威的碳足迹计算标准和数据库[8] 绿电认定标准差异 - 中国绿电认定以绿色电力证书（绿证）为核心，绿证是可再生能源电力消费唯一证明，支持“证电分离”交易[14][15] - 欧盟《新电池法》倾向认可“绿电直连”模式，包括企业自发自用可再生能源或通过专用线路直连发电站，不认可单纯购买绿证[16][19] - 欧盟严格标准基于可追溯性（物理路径清晰）和额外性（推动新增可再生能源项目），警惕“漂绿”行为[16][17] - 欧盟对水电直连持谨慎态度，因环境影​​响和额外性不足，更鼓励风能、太阳能[20] 企业绿电使用进展 - 宁德时代电池基地零碳电力占比从65.6%提升至75.6%，目标2025年核心运营达100%，2024年新增分布式光伏装机92.4MW，发电量3.5亿kwh，同比增长44.9%[22][23] - 宁德时代通过子公司时代绿能获取可再生能源开发指标4775.8MW，在建容量466.66MW，已并网容量633.8MW，系统性投入大型项目[24][25] - 宁德时代正负极材料和铝制品供应商零碳电力使用比例分别达57%和45%，向上游传导要求[26] - 弗迪电池2024年零碳电力使用规模超12亿kwh，国轩高科采购绿电约3.8亿kwh，光伏发电量5074万kwh，同比增2.2%[26] - 远景科技绿电使用达99%，目标2025财年实现100%，其中直连电力贡献总用电量14.8%，场外可再生能源72%来自自建项目[27] - 欣旺达绿色电力使用占比29.71%，2024年光伏装机94.1MW，发电量9480万kwh，外购绿电及绿证总量约3.3亿kwh[28] - 亿纬锂能绿电占比接近16%，同比增速150%，累计光伏装机92.3MW，年发电量超1亿kwh[29] - 瑞浦兰钧零碳电力使用比例1.64%，光伏发电量约430万kwh[30] - 多数企业依赖场内分布式可再生能源（如屋顶光伏）对满足生产用电需求贡献比例不高[31] 未来路径与政策信号 - 未来突破方向包括大规模投资自建可再生能源项目（如宁德时代模式）或通过政策支持实现电池工厂与大型可再生能源基地物理直连[33] - 2025年2月底江苏省启动绿电直连试点，宁德时代常州（存量产能）和盐城（新增产能）基地参与，探索存量产能绿电供应解决方案[35] - 江苏省2024年新能源装机规模超煤电，年净增新能源装机量位居国网第二，分布式光伏是主力，为试点提供资源基础[36] - 远景科技赤峰绿色氢氨项目探索“孤网”或“微网”模式，自建风光电源自我消纳，与大电网弱连接（购电不超总负荷10%），经验可迁移至电池生产[37][38] - 评估企业绿色转型需审视绿电来源构成是否符合国际标准，以及在可追溯、具额外性的绿电直连项目上的实质性投入[39]

绿电直连试点背景 - 江苏省率先启动绿电直连试点，聚焦新能源电池产业链，宁德时代、阿特斯、科森科技、凯金新能源等企业首批项目纳入试点范围[2] - 试点吸引宁德时代在盐城新增规划产能，战略意义凸显[2] - 除江苏外，山西、山东、内蒙古、吉林等省份也表示将探索新能源发电直供模式[5] 欧盟碳足迹新规影响 - 欧盟新电池法对进口电池产品碳足迹划定严格红线，要求强制披露、分级并设最大阈值，逐年收紧标准[3] - 动力电池碳足迹中电力消耗碳排放占比高达六成以上，是关键要素[3] - 欧盟仅认可电力直接连接和国家平均电力消费组合两种碳足迹计算模式，不认可绿电购买、绿证交易等间接减碳方式[3] - 中国煤电占比近六成，采用国家电网平均碳排放因子计算难以达到欧盟标准，绿电直连成为关键突破口[3] 绿电直连模式特点 - 由省级电力公司投资建设专用线路，将用电企业与新能源电站直接相连，提供绿色电力溯源认证[3] - 直供电力专项用于生产出口欧盟的电池产品，风电、光伏电站由电池企业或第三方投资建设[3] - 企业其他生产用电仍由国家电网保障，以应对新能源发电和电池生产的波动性[3] - 宁德时代现有分布式光伏发电规模远不能满足电力需求，绿电直连试点提供破局机会[4] 绿电直连面临的挑战 - 经济性挑战：新建项目涉及线路改造、电站投资和用户侧改造等额外成本，投资回收期长，绿电溢价需覆盖投资成本[6] - 波动性挑战：新能源发电固有波动性对长时储能技术和商业模式提出更高要求，电池企业可参与储能电池供应环节[6] - 公平性挑战：可能导致绿电用户承担不合理固定容量费用，传统电网用户分摊投资成本造成用电不公平[7] - 试点仅惠及少数企业，直连电量不纳入区域碳排放核算，可能影响其他用户公平分享绿电资源[7] 行业发展趋势 - 数据中心等高耗能产业对绿电直连需求迫切，政策支持到2025年底国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超80%[7] - 中国需加速建立与国际接轨的碳计量体系，从顶层设计解决供应链碳壁垒问题[7] - 江苏试点成效将影响绿电直连模式全国推广，决定中国电池产业在全球绿色贸易格局中的地位[8]

行业投资评级 - 报告对煤炭开采行业维持“优于大市”评级 [1] 核心观点 - 报告认为煤炭板块基本面底部再度确认，市场对EPS的担忧有望逐步打消，在国有企业市值管理、高质量分红政策引导下，煤炭股红利价值有望进一步凸显，DDM模型的分子和分母端有望迎来双击 [5] - 报告重点看好三个投资方向：1）双焦弹性；2）优质分红；3）长期增量 [5] 行业数据跟踪总结 价格梳理 - **动力煤价格下跌**：截至2025年2月28日，秦皇岛Q5500平仓价为690元/吨，较上周下跌29元/吨（-4.03%）；秦皇岛港Q5000平仓价为594元/吨，较上周下跌31元/吨（-5.0%）[11] - **炼焦煤价格下跌**：截至2025年2月28日，京唐港主焦煤库提价（山西产）为1390元/吨，较上周下跌40元/吨（-2.80%）；山西古交肥煤车板价为1150元/吨，较上周下跌约20元/吨（-1.71%）[17] - **焦炭价格下跌**：截至2025年2月28日，国内主要港口冶金焦平仓价为1405元/吨，较上周下跌50元/吨（-3.44%）[26] - **下游产品价格分化**：螺纹钢HRB400-20mm全国价下跌47元/吨（-1.35%），卷螺差上涨5元/吨（+9.09%）；尿素价格上涨20元/吨（+1.09%），甲醇价格上涨40元/吨（+1.67%）；水泥和聚乙烯价格持平 [28][31][32] 供需与运价分析 - **铁路调入与港口吞吐增加**：截至2025年2月28日，秦皇岛港铁路调入量为46.5万吨，环比上升0.50万吨（+1.09%）；港口吞吐量为60.5万吨，环比增加7.5万吨（+14.15%）[37] - **国内运价分化**：国内OCFI运价中，秦皇岛-广州运价为35.4元/吨，上涨2.7元/吨（+8.26%）；秦皇岛-上海运价为17.7元/吨，下跌1.1元/吨（-5.85%）[39] 库存分析 - **港口库存分化**：截至2025年2月24日，CCTD南方主流港口库存为3684.9万吨，较上周减少100.6万吨（-2.66%）；CCTD北方主流港口库存为3814.1万吨，较上周增加39.1万吨（+1.04%）[44] - **动力煤库存减少**：截至2025年2月28日，秦皇岛库存为678万吨，较上周减少25万吨（-3.56%）；截至2025年2月22日，煤炭重点电厂库存为10561万吨，较上周减少315万吨（-2.90%）[46] - **下游双焦库存增加**：截至2025年2月28日，247家钢铁企业炼焦煤库存为768.78万吨，较上周增加10.64万吨（+1.40%）；焦炭库存为680.95万吨，较上周增加1.5万吨（+0.22%）[47][49] 国际煤炭市场 - **海外煤价下跌**：纽卡斯尔港FOB动力煤价下跌1.75美元/吨（-2.25%）；IPE鹿特丹煤炭价下跌4.35美元/吨（-4.09%）；澳大利亚峰景焦煤到岸价下跌1.5美元/吨（-0.75%）[53] - **内外价差分化**：动力煤内外价差为35.45元/吨，较之前收窄10.86元/吨；主焦煤内外价差为-216.62元/吨，较之前价差扩大31.40元/吨 [56] 行情回顾 - 截至2025年2月28日当周，上证综指下跌1.72%，煤炭板块下跌1.11%，跑赢大盘 [58] - 细分板块中，动力煤下跌1.04%，炼焦煤下跌0.95%，焦炭下跌2.50% [62] 本周重要事件回顾 行业新闻 - 国家能源局发布《2025年能源工作指导意见》，提出统筹推进新型电力系统建设，深入研究谋划煤电降碳思路举措，分阶段实施新一代煤电升级专项行动 [61] - 山西省人民政府发布关于做好2025年安全生产工作的通知，要求持续推进煤矿智能化建设，年底前再建成130座智能化煤矿，并在2025年6月底前完成煤矿区域性隐蔽致灾因素普查 [63] 公司公告 - 兖矿能源董事会审议批准回购注销部分激励对象限制性股票237.986万股，同时批准对1171名激励对象所获授的3673.870万股限制性股票解除限售 [64] - 中国神华完成对杭锦能源100%股权的收购，已完成工商变更登记 [64]