报告导读：
　　5月，规上工业发电量7378亿千瓦时，同比增长0.5%，增速环比4月放缓0.4个百分点。电力设备新增装机达12441万千瓦，同比大幅增长364%，装机节奏显著加快。新能源出现大规模抢装，一定程度上透支了远月装机需求。全社会用电量达到8096亿千瓦时，同比增长4.4%，基本符合预期，但制造业持续承压的迹象依然明显。
　　展望后续，6月高温创同期新高，叠加以旧换新等政策发力，内需有望支撑三产用电保持较快增长。但在出口疲软背景下，二产用电增速或持续承压，整体用电增速预计与5月持平。从迎峰度夏来看，7月气温接近常年偏高水平，但不及去年极值，供需紧平衡态势有所缓解，用电增速或低于去年同期。综合判断，全年用电增速预期暂维持5.9%不变。
　　7月，各省代理购电价格多数延续下行。环比看，45%省份上涨，55%下降；同比则约七成省份价格下行。尽管一次能源价格企稳，但成本端对电价支撑有限。后续动力煤供需仍偏宽松，终端需求未见明显改善，价格驱动不足，需关注非电行业复苏及港口库存去化进度，整体走势偏弱震荡。
　　6月，广东日前现货市场发电侧成交均价296.6元/兆瓦时，同环比-4.5%/-8.9%。展望7月，广东电力现货价格或季节性走强，但同比降幅可能扩大，月均价中枢预计下移至305–325元/兆瓦时。供给方面，西电东送规模维持中性偏多的判断。澜沧江流域来水偏丰，小湾、糯扎渡等电站送电能力维持高位；尽管金沙江流域来水偏弱，溪洛渡电站蓄水充足，整体送电量预计维持高位。需求端方面，气温略偏高将带动制冷负荷，但在宏观经济发展的角度来看，制造业用电存在承压可能。此外，南方区域电力现货市场运行背景下，广东作为受端省份，省内机组面临更强市场化竞争，报价存在下调的可能。
　　6月，已转为正式运行的电力现货市场价格整体以回落为主。山西实时均价为315元/兆瓦时，同环比-4%/-3%；山东为316元/兆瓦时，同环比-10%/-4%；甘肃为175.1元/兆瓦时，同环比+17.6%/-26.5%；蒙西为377元/兆瓦时，同环比-28.6%/+98.5%。中长期方面，广东维持地板价运行，7月月度中长期价格为372.4元/兆瓦时；山东月内价格稳定在371.8元/兆瓦时。江苏因低基数原因，成交均价上涨至395.6元/兆瓦时，同比仍下降6.5%。蒙西价格环比回升至305元/兆瓦时，属典型的季节性反弹，同比下降5.6%。