《实施方案》提出，健全中长期市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，实现各类电源公 平参与市场，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力 特点，合理确定中长期合同的量价、曲线、结算参考点等内容，并根据实际灵活调整。中长期结算参考 点可约定在日前市场（或实时市场）中任一节点或统一结算点，初期暂定为统一结算点。省内绿电交易 开展双边协商、挂牌交易，申报和成交价格分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格，不单独组织 集中竞价和滚动撮合交易。（朱碧琳） 责任编辑：于彤彤 9月15日，黑龙江省发展改革委发布《黑龙江省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展 实施方案》（以下简称《实施方案》），提出坚持市场化改革方向，推动新能源（风电、太阳能发电） 上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格。 《实施方案》明确，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。区分 存量项目和增量项目分类施策，建立适应黑龙江省新能源发展特点的可持续发展价格结算机制。保持存 量项目政策衔接，稳定增量项目预期收益，完善电力市场体系，促进行业健康发展。 为引导行业竞争 ...

行业投资评级 - 电力及公用事业行业评级为"强于大市"（维持）[4] 核心观点 - 风电发电量同比显著增长20.2%[3] - 全国首个机制电价竞价结果出炉 光伏电价低至0.225元/度[3][6] - 多省份出台136号文承接方案 明确存量与增量项目机制电量和电价[3][6][41][43][53][56][59][66][67][70][72][74] - 行业指数上涨0.80% 但跑输主要股指[2][12] - 火电板块表现最佳 周涨幅达2.24%[2][12] 板块市场表现 行业涨跌幅及估值 - 申万公用事业指数本周上涨0.80% 跑输上证指数0.72个百分点 跑输沪深300指数0.58个百分点 在31个一级行业中排名第20[2][12] - 细分板块表现分化：火力发电+2.24% 风力发电+1.71% 电能综合服务+1.67% 燃气+2.08% 而水力发电-0.50% 热力服务-1.22% 光伏发电-1.23%[2][12] - 行业估值：PE（TTM）18.15倍 较上周18.06倍微升 较2024年同期15.75倍明显上升 PB为1.82倍 较上周1.81倍微升 较2024年同期1.69倍上升[2] - 细分板块估值：火力发电PE 12.66倍 水力发电PE 19.31倍 光伏发电PE 28.20倍 风力发电PE 24.97倍[23] 个股涨跌幅 - 涨幅前五：嘉泽新能+19.66% 东望时代+16.43% 恒盛能源+14.40% 世茂能源+10.35% 天富能源+8.06%[3][30] - 跌幅前五：晶科科技-7.83% 京运通-4.15% 华银电力-4.01% 芯能科技-3.06% 太阳能-2.86%[30] - 重点个股周表现：上海电力+6.88% 国电电力+3.82% 南网储能+3.80% 福能股份+3.46% 吉电股份+3.98% 而川投能源-2.35% 国投电力-2.18% 龙源电力-2.36%[3][31][36] 行业动态 发电量数据 - 8月规上工业发电量9363亿千瓦时 同比增长1.6% 日均发电量首次突破300亿千瓦时达302.0亿千瓦时[37] - 1-8月累计发电量64193亿千瓦时 同比增长1.5%[37] - 分品种看：风电增长20.2%（增速较7月加快14.7个百分点） 太阳能发电增长15.9%（增速放缓12.8个百分点） 火电增长1.7%（增速放缓2.6个百分点） 核电增长5.9%（增速放缓2.4个百分点） 水电下降10.1%（降幅扩大0.3个百分点）[37] 政策动态 - 国家发改委修订输配电价定价办法 明确对输送清洁能源为主的工程探索实行两部制或单一容量制电价[38][39][40] - 江西136号文：存量项目机制电量比例集中式80%、分布式100% 机制电价0.4143元/度[41][43] - 宁夏方案：增量项目竞价区间0.18~0.2595元/kWh 执行期限12年[53][56][58] - 青海方案：存量机制电价0.2277-0.3127元/度 计划11月底前完成竞价[59][61][65] - 河北方案：河北南网存量机制电价0.3644元/kWh 冀北电网0.372元/kWh[66][70][74] - 山东竞价结果：光伏项目机制电价0.225元/度（电量比例80%） 风电0.319元/度（电量比例70%） 执行期限均为10年[78] 重点数据跟踪 煤炭价格 - 秦皇岛5500大卡动力煤平仓价678元/吨 周环比下降0.44%[6][81] - 广州港5500K动力煤库提价：印尼711.52元/吨（周+0.43%） 澳洲738.76元/吨（周-1.12%） 山西725.00元/吨（周-1.36%）[6][81] 绿证交易 - 本周风电绿证挂牌成交量19.86万张 光伏绿证32.21万张[6][82] 碳交易 - 本周全国CEA日均成交量106.5万吨 日均成交均价62.58元/吨[6][85] - 2025年1-8月全国CEA累计成交量6448.90万吨 成交均价73.29元/吨[86] 投资建议 火电 - 需求侧保供和顶峰调节需求长期存在 动力煤价格稳中有降 度电利润有望保持合理区间[7] - 火电央企在利润总额增长和市值管理考核压力下 有望持续释放利润[7] 水电 - 建议在风险偏好下降时布局估值较低的龙头标的[8] 绿电 - 新能源入市政策带来四方面利好：预期收益水平企稳、存量项目改善、新增规模提升、行业集中度提升[8] - 建议关注龙头企业和电价水平较差或下降较快区域的标的[8] - 推荐关注：龙源电力、国投电力[9]

业务版图扩大，电建新能忙发债 电建新能从事中国境内风力及太阳能发电项目的开发、投资、运营和管理。截至一季度末，中国电建合 计控制电建新能79.975%股份。 又一央企新能源子公司奔赴资本市场。 中电建新能源集团股份有限公司（"电建新能"）在上交所主板上市的申请于9月11日获得受理，公司计 划募资90亿元。 电建新能是中国电力建设股份有限公司（"中国电建"）体系境内唯一的新能源投资运营主体，近年来公 司新能源装机规模持续上升。不过，平价上网装机占比增大削弱了公司盈利能力，今年上半年出现利润 下滑，消纳问题也尚待解决。 今年初136号文落地，并成为新能源参与电力市场的分水岭。电力市场化改革对电建新能而言，同样意 味着变数。电建新能在招股书中表示，增量新能源项目的机制电价需要通过市场化竞价方式确定，各地 竞价政策将陆续出台，后续竞价结果的不确定性为公司的经营业绩引入不确定性。 近年来，营收与装机规模持续扩大，但电建新能依然面临隐忧。 股权结构来源/公司招股书 电建新能主要产品是电力，风力发电业务占据电建新能营收的约70%，太阳能发电业务占约30%。 招股书显示，目前电建新能控股发电项目装机容量为2124.61万千瓦 ...

又一央企新能源子公司奔赴资本市场。 电建新能是中国电力建设股份有限公司（"中国电建"）体系境内唯一的新能源投资运营主体，近年来公司新能源装机规模持续上升。不过，平价上网装机占 比增大削弱了公司盈利能力，今年上半年出现利润下滑，消纳问题也尚待解决。 今年初136号文落地，并成为新能源参与电力市场的分水岭。电力市场化改革对电建新能而言，同样意味着变数。电建新能在招股书中表示，增量新能源项 目的机制电价需要通过市场化竞价方式确定，各地竞价政策将陆续出台，后续竞价结果的不确定性为公司的经营业绩引入不确定性。 业务版图扩大，电建新能忙发债 电建新能从事中国境内风力及太阳能发电项目的开发、投资、运营和管理。截至一季度末，中国电建合计控制电建新能79.975%股份。 股权结构 来源/公司招股书 电建新能主要产品是电力，风力发电业务占据电建新能营收的约70%，太阳能发电业务占约30%。 招股书显示，目前电建新能控股发电项目装机容量为2124.61万千瓦，其中风力发电项目989.09万千瓦，占全国市场份额为1.85%；太阳能发电项目1135.52万 千瓦，占全国市场份额为1.20%。 中电建新能源集团股份有限公司（"电建新能" ...

智通财经见习记者 ｜ 张雨薇 中国电建(601669.SH)旗下新能源业务正式启动上市进程。 日前，中电建新能源集团股份有限公司(下称电建新能源）在上交所主板IPO申请获得受理，并首次公开 招股书。 其此次IPO拟募资金额90亿元，主要用于风力发电、太阳能发电项目建设等，并计划带动484.81亿元的 风光电项目总投资，预计新增装机规模846万千瓦。 在目前A股排队等待IPO审核的电力企业中，电建新能源的募资金额排名第二。排名第一是华润新能 源，其正在深交所主板上市征程中，拟募资金额245亿元。 根据招股书，电建新能源的控股股东为中国电建，直接和间接合计持股79.975%；实控人为中国电力建 设集团有限公司(下称中电建集团)，其通过中国电建及水规总院合计控制电建能源80%的股份。 2011年9月，中国电建集团在原中国水利水电建设集团公司、中国水电工程顾问集团公司和国家电网公 司、中国南方电网有限责任公司所属14个省（区、市）勘测设计、施工、装备修造企业基础上重组而 成。 中国电建是中电建集团控股的上市公司，主要业务板块为工程承包与勘测设计、电力投资与运营等。 电建新能源则是中电建集团旗下唯一从事国内新能源投资与 ...

文章核心观点 - 黑龙江省深化新能源上网电价市场化改革 推动风电和太阳能发电上网电量全面进入电力市场 通过市场交易形成价格 区分存量项目和增量项目分类施策 建立可持续发展价格结算机制 促进新能源高质量发展 [9][10] 推动新能源上网电价全面由市场形成 - 集中式风电、集中式光伏、分布式光伏、分散式风电等所有风电和太阳能发电项目上网电量原则上全部进入电力市场 上网电价通过市场交易形成 [11] - 新能源项目可报量报价参与市场交易 也可以接受市场形成的价格 支持分布式光伏项目直接或通过聚合方式参与市场交易 [11] - 根据电力市场建设情况 逐步放开生物质等各类电源进入市场参与交易 [11] - 参与跨省跨区交易的新能源电量 上网电价和交易机制按照国家跨省跨区送电相关政策执行 [11] - 不断完善中长期市场交易规则 实现各类电源公平参与市场 缩短交易周期 提高交易频次 实现周、多日、逐日开市 [12] - 允许供需双方结合新能源出力特点 合理确定中长期合同的量价、曲线、结算参考点等内容 并根据实际灵活调整 [12] - 省内绿电交易开展双边协商、挂牌交易 申报和成交价格分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格 不单独组织集中竞价和滚动撮合交易 [12] - 鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议 提前管理市场风险 形成稳定供求关系 [12] - 新能源项目全部上网电量参与日前可靠性机组组合和实时市场 加快实现自愿参与日前市场 [12] - 适当优化现货市场限价 现货市场申报价格上限考虑工商业用户尖峰电价水平及电力市场供需等因素确定 下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益确定 [12] - 科学确定电力辅助服务市场需求 合理设置有偿辅助服务品种 在调频辅助服务市场基础上 根据市场备用需求紧张程度 适时建立备用辅助服务市场 [13] - 调频、备用等辅助服务费用 原则上由省内工商业用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量按比例共同分担 参与省内电能量市场交易的新能源上网电量不再分摊 [13] 建立健全支持新能源高质量发展的制度机制 - 新能源项目参与电力市场交易后 在市场外同步建立差价结算机制 对纳入机制的电量 市场交易均价低于或高于纳入机制的新能源电价水平部分 由电网企业按规定开展差价结算 结算费用纳入系统运行费用 [13] - 初期 机制电量不再开展其他形式的差价结算 [13] - 存量项目是指2025年6月1日以前全部核准（备案）容量并网且在2025年黑龙江电网优先购电优先发电计划中享受优先上网电量的新能源项目 [14] - 存量项目电量规模妥善衔接现行具有保障性质的相关电量政策 规模上限不高于现行保障性收购电量 新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例 但不得高于上一年 [14] - 存量项目机制电价与现行保障性价格政策保持一致 黑龙江省燃煤基准价为0.374元/千瓦时 [14] - 存量项目执行期限按剩余全生命周期合理利用小时数对应时间与投产满20年对应时间较早者确定 [14] - 增量项目是指2025年6月1日（含）起投产的新能源项目 不含外送配套电源 [15] - 增量项目第一年纳入机制电量与现有新能源非市场化比例衔接 第二年及以后根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况及用户承受能力等因素确定 [15] - 单个项目申请纳入机制的电量应适当低于其全部上网电量 为引导行业竞争 竞价时设置申报充足率下限 [15] - 增量项目机制电价通过每年10月组织已投产和未来12个月内投产且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成 [15] - 分为风电、太阳能发电两类组织竞价 如单一类别竞价主体较集中或整体规模较小缺乏有效竞争时 不再分类组织 统一合并竞价 [15] - 竞价时按报价从低到高确定入选项目 机制电价按入选项目最高报价确定 但不得高于竞价上限 [15] - 竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定 不得高于煤电基准价 竞价下限初期可按照先进电站造价水平折算度电成本确定 [15] - 增量项目执行期限考虑回收初始投资暂定为12年 [15] - 未竞价成功的项目可在以后年度继续参加机制电价竞价 [15] - 机制电量由电网企业每月按机制电价开展差价结算 将市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费用 [16] - 用于机制电量差价电费结算的市场交易均价分为风电、太阳能发电两类 市场交易均价按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定 [16] - 机制电量按比例分解至月度 机制电量比例=（机制电量÷该项目预计年上网电量）×100% 每月机制电量=机制电量比例×每月实际上网电量 [16] - 已结算的机制电量累计达到当年机制电量规模时 超过部分及后续月不再执行机制电价 若年底仍未达到年度机制电量规模 则缺额部分电量不再执行机制电价 不进行跨年滚动 [16] - 发电侧机制电费=实际上网电量×机制电量比例×（机制电价-市场交易均价） [16] - 机制电量暂不参与中长期交易 相关电量计入中长期用户侧签约比例 [17] - 现阶段仅开展日前预出清 预出清结果不用于结算 [17] - 机制电量不参与绿电交易、不重复获得绿证收益 绿电交易电量的绿证收益按照当月绿电合同电量、扣除机制电量的剩余上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定 [17] - 机制电量对应绿证统一划转至专用绿证账户 由省内分摊系统运行费用的用户共有 [17] - 已纳入机制的新能源项目 执行期限内可自愿申请退出 新能源项目执行到期 或者在期限内自愿退出的 均不再纳入机制执行范围 [17] 保障措施 - 省发展改革委负责建立新能源上网电价市场化改革工作机制 统筹协调解决推进过程中的问题 [17] - 电力市场监管机构要加强市场监管 保障新能源公平参与交易 促进市场平稳运行 [17] - 省电力公司负责搭建竞价平台 做好竞价、结算等细则制定和差价协议签订等工作 并对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集 [17] - 电力交易机构要完善电力市场信息披露机制 定期披露新能源市场运行总体情况 [17] - 完善电力市场相关规则 做好新能源上网电价市场化改革与新能源发展规划目标、能源电力规划的衔接 [18] - 优化代理购电电量采购机制 新能源全面入市后 执行保量保价的优先发电电量可继续按现行价格机制由电网企业收购 不足部分电量由电网企业通过市场化采购 [18] - 做好与新能源消纳的衔接 新能源参与市场后因报价等因素未上网电量 不纳入新能源利用率统计与考核 [18] - 坚决纠正不当干预电力市场行为 不得向新能源不合理分摊费用 不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件 鼓励配建储能转为独立储能 [18] - 享有财政补贴的新能源项目 全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行 [18] - 密切跟踪监测新能源市场价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等 认真评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响 及时总结改革成效 优化政策措施 [18] - 按照国家改革部署适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化 条件成熟时择机退出 [18] - 加强政策宣传解读 及时回应社会关切 [19] - 电网企业和电力交易机构要组织开展市场培训 帮助新能源企业熟悉政策要求、交易规则和结算流程 提升市场参与能力 [19] - 强化沟通与协调 及时了解经营主体的意见和诉求 积极回应并解决问题 [19] 实施时间 - 本方案自2025年12月31日起实施 现行政策相关规定与本方案不符的 以本方案为准 [19]

核心观点 - 国网甘肃省电力公司上线"新能源竞价服务"专区 推动新能源上网电价市场化改革 促进新能源从政策驱动向市场驱动转型 [1] - 该专区集成5大核心功能模块 为分布式光伏项目提供全流程一站式竞价服务 涵盖政策公示 业务受理 协议签署等环节 [1] - 此举是落实国家"双碳"目标和甘肃省新能源上网电价市场化改革方案的重要举措 标志着甘肃新能源客户侧交易进入数字化时代 [1] 政策背景 - 响应甘肃省发改委与能源局联合印发的《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》 [1] - 旨在推动新能源上网电量全面融入电力市场 通过市场化交易形成价格 完善市场交易与价格机制 [1] - 保障新能源在市场交易中实现公平竞争 为绿色低碳发展注入动力 [1] 平台功能 - 集成5大核心功能模块：填报竞价项目信息 报量报价 签署差价结算协议 竞价代理商 查询机制信息 [1] - 支持企业在线提交项目申请 签署差价结算协议 随时查阅竞价公示公告 [1] - 提供全流程一站式竞价服务 涵盖竞价政策公示公告 业务受理 协议签署等核心环节 [1] 战略意义 - 推动新能源从"政策驱动"向"市场驱动"升级 通过市场化手段激活新能源潜力 [1] - 助力构建新型电力系统 加速能源清洁低碳转型 [1][2] - 公司将持续迭代升级平台功能 提升专区响应速度与服务精准度 [2]

行业投资评级 - 风电行业投资评级为"强于大市"（维持评级）[4] 核心观点 - 国内风电开工建设加速，2025年上半年海上风电并网同比高增，招投标制度改革有望带动风机价格持续回暖[4][7] - 大型化趋势和新技术应用打开整机发展空间，产业链零部件企业受益于海风建设提速和海外市场拓展需求提振[4][7] - 大兆瓦新产品推出持续助力主机环节降本，盈利能力有望边际向好[7] 行业动态 - 浙江省发布新能源上网电价市场化改革实施方案，存量项目机制电价为0.4153元/千瓦时，增量项目通过全省集中竞价确定[2][12] - 北京市发布新能源上网电价改革方案，存量项目机制电价按煤电基准价0.3598元/千瓦时执行[12] - 全球最大单作用液压打桩锤YC-280完成首次沉桩，打击能量达5000千焦，为深远海风电项目提供支撑[12] 市场表现 - 本周电力设备板块上涨7.39%，在申万一级行业中排名第1[15][17] - 风电设备板块上涨3.28%，在申万二级行业中排名第10，跑赢沪深300指数4.09个百分点[15][18] - 风电设备指数TTM市盈率为35.86倍，MRQ市净率为1.98倍，市盈率区间32.86-35.86倍，市净率区间1.85-1.98倍[3][15] - 个股表现：金风科技（+18.46%）、运达股份（+18.22%）、大金重工（+14.47%）领涨；电气风电（-11.38%）、中材科技（-9.71%）领跌[2][21][22] 装机数据 - 2025年1-7月全国风电新增装机53.67GW，同比增长79.50%[2][27] - 截至2025年7月底全国风电累计装机574.87GW，同比增长22.10%[27][28] - 2025年上半年陆上风电新增装机48.90GW（+95.52%），海上风电新增装机2.49GW（+200.00%）[3][27] - 陆上风电累计装机528GW（+22.89%），海上风电累计装机44.20GW（+15.80%）[3][27] - 2025年1-7月风电发电量6291亿千瓦时，占全社会用电量10.73%[2][27] 原材料价格 - 本周现货铜价80100元/吨（+0.78%），现货环氧树脂14066.67元/吨（+2.93%）[2][36] - 本周中厚板3446元/吨（-0.72%），螺纹钢3138元/吨（-1.91%），铸造生铁3030元/吨（-0.66%），现货铝20630元/吨（-0.53%）[36] 招投标情况 - 本周风电机组招标697.25MW（8个陆上项目+1个海上项目）[3][47] - 本周风电采购开标380MW（5个陆上项目），陆上项目中标均价2106.46元/kW[3][47][52] - 2023年以来海上风机中标价格呈下降趋势，均价为3266.17元/kW[3][47] 重点推荐公司 - 主机环节：金风科技（002202.SZ）、运达股份（300772.SZ）[1][7] - 塔筒管桩：大金重工（002487.SZ）、泰胜风能（300129.SZ）[1][7] - 铸锻件：金雷股份（300443.SZ）、日月股份（603218.SH）[1][7] - 海缆：东方电缆（603606.SH）[1][7] - 其他零部件：金盘科技（688676.SH）、中际联合（605305.SH）、麦加芯彩（603062.SH）[1][7] 宏观经济背景 - 2025年上半年GDP66.05万亿元，同比增长5.3%[23][26] - 2025年1-7月全社会用电量58633亿千瓦时，同比增长4.5%[23]

核心观点 - 山东率先完成全国首次新能源机制电价竞价工作 实现竞争充分和价格合理的目标 为全国电力市场化改革提供可复制的实践经验 [1][3][4][10] 竞价机制设计 - 分类设置风电和光伏两个项目组竞价 总机制电量规模94.67亿千瓦时（风电81.73亿千瓦时 光伏12.94亿千瓦时） [3] - 设置差异化竞价价格上限：风电0.094-0.35元/千瓦时 光伏0.123-0.35元/千瓦时 [3] - 执行期限按项目特性区分：深远海风电15年 其他项目10年 [3] - 设置125%申报充足率指标保障竞争强度 低于该阈值时自动缩减机制电量规模 [4] - 采用边际出清定价机制 对边际机组设置保护措施（入选电量小于机制电量50%时取消结果并采用前序价格） [4] 竞价执行与结果 - 通过每日更新问题答复清单为市场主体扫除实操障碍 [3] - 设置监督电话和邮箱保障全周期公平公正 [4] - 风电入选电量59.67亿千瓦时（占竞价规模73%） 出清价格0.319元/千瓦时 [4] - 光伏入选电量12.48亿千瓦时（占竞价规模96.4%） 出清价格0.225元/千瓦时 [4] 能源结构优化导向 - 风电机制电量占比高达86% 明确向风电倾斜的政策导向 [6] - 光伏装机9130万千瓦（全国第一）但面临严重消纳压力 发电时段出现长时间负电价 [6] - 通过差异化电量配置引导光伏有序发展 吸引风电领域投资 推动风光储多元协同 [6] 产业影响与技术进步 - 出清价格形成清晰投资信号：风电0.319元/千瓦时 光伏0.225元/千瓦时 [8] - 风电企业可依托大规模机制电量布局深远海项目 光伏企业需审慎评估竞争态势 [8] - 市场化竞价机制倒逼企业提升发电效率 控制成本 形成优胜劣汰的良性循环 [8] 全国示范效应 - 竞价未出现极端低价或价格虚高 证明科学方案可实现合理竞争目标 [10] - 山东立足本省实际（风光装机1.19亿千瓦占总量47.84%）的设计思路具有可复制性 [6][10] - 为面临资源禀赋不均或转型压力的省份提供可调整的竞价规模与价格区间设计范式 [10]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 工业硅方面近期因供给端潜在扰动盘面再度走强 预计短期硅价或维持高位整理 但警惕后续硅价冲高回落 多晶硅方面供给端扰动仍有反复 价格高位整理 现货继续抬涨压力较大 或将对盘面形成一定压制 [1] 相关目录总结 工业硅&多晶硅价格变动 - 上一交易日工业硅不通氧553（华东）平均价格涨0.56%至9000元/吨 421（华东）工业硅平均价格涨1.06%至9500元/吨 期货主力合约收盘价涨0.87%至8740元/吨 [1] - N型致密料价格持平至50.05元/千克 N型复投料价格持平至51.44元/千克 N型混包料价格持平至49.05元/千克 N型颗粒硅价格持平至48.5元/千克 期货主力合约收盘价涨1.56%至53710元/吨 [1] 行业资讯 - 8月汽车总体产销环比同比双增 产量281.5万辆 环比增8.7% 同比增13% 1 - 8月累计产量2105.1万辆 同比增12.7% 销量285.7万辆 环比增10.1% 同比增16.4% 1 - 8月累计销量2112.8万辆 同比增12.6% [1] - 2026年1月起 上海新能源项目上网电量全部进入电力市场 2025年底前暂按现行政策、规则执行 [1] 基本面分析 - 工业硅供给端稳中有增 需求端多晶硅企业维持减产态势 部分有复产安排 有机硅某大厂事故停车整改后供应压力回升 硅铝合金企业按需采买 下游囤货意愿不足 [1] - 多晶硅供给端预计产量小幅提升 需求端市场交易量增加 库存下降 但终端需求压力大 组件涨价阻力大 [1] 投资策略 - 工业硅区间操作 以回调轻仓试多为主 套利策略可参与2511、2512反套 [1] - 多晶硅前期多单择时止盈 供给端改革政策落地前可逢回调轻仓试多 [1]