9月7日至13日，全国气温呈“北凉南暖”格局，7-9日冷空气自北向南影响华北、东北，山东等地明显降温；11-13日南海热带低压发展，华南降雨重新增强。天气扰动之外，一次能源成本成为本周现货市场的重要支撑变量：截至9月11日，CCTD秦皇岛5500大卡动力煤升至754元/吨，5000大卡、4500大卡分别升至684元/吨和617元/吨；SMM LNG中国到岸价由9月7日26.16美元/百万英热继续升至10日28.81美元/百万英热，广东粤东LNG均价9日由5860元/吨上调至6005元/吨。燃料成本抬升提高煤电及部分气电机组边际成本，与新能源出力、负荷及省间交易变化共同作用，本周六个重点市场价格重心均较前一周有所上移：山东实时均价升至352.08元/MWh；广东日前、实时均价分别为417.06元/MWh和451.57元/MWh；蒙西发电侧实时均价升至424.20元/MWh；江苏日前、日内均价分别为369.84元/MWh和368.39元/MWh；山西日前、日内均价分别为343.38元/MWh和351.34元/MWh；陕西日前、实时均价分别为314.60元/MWh和358.43元/MWh。 一、电力现货市场运行情况 从区域分布看，山东先降后升，冷空气压低负荷，但煤电成本抬升限制价格下探空间。 山东本周实时市场发电侧均价由9月7日398.27元/MWh逐步回落，9日降至287.52元/MWh，10日仍运行于298.58元/MWh低位；随后价格重新走高，11日升至412.64元/MWh，13日达到413.72元/MWh，全周均价约352.08元/MWh。7-9日冷空气使山东气温下降4-6℃，鲁北最低气温降至14-16℃，制冷负荷明显回落，是周中价格下探的重要原因；随后天气转晴、气温回升，负荷有所修复。与此同时，CCTD秦皇岛5500大卡动力煤由741元/吨进一步升至754元/吨，主产区供应恢复偏慢、港口资源偏紧等因素继续抬高煤炭成本。山东煤电在边际定价中仍占据重要位置，因此煤价上涨更多体现为对报价底部的支撑，并与新能源出力变化共同推动周后期实时价格修复。 广东前高后低，前半周晴热负荷与气电成本共同支撑高价，热带低压降雨后价格明显回落。 广东本周日前均价由456.52元/MWh起步，8日升至481.47元/MWh，随后逐步下降，11日降至353.27元/MWh，13日收于372.13元/MWh，全周均价约417.06元/MWh；实时价格波动更加明显，7-8日分别达到611.49元/MWh和601.14元/MWh，随后一路回落至10日359.83元/MWh，周末运行于376-394元/MWh附近，全周均价约451.57元/MWh。7-10日广东以晴到多云天气为主，最高气温约34℃，空调负荷维持韧性；11日起南海热带低压影响加强，粤西及沿海地区出现明显降雨，阶段性压低制冷需求。与此同时，广东粤东LNG均价9日由5860元/吨升至6005元/吨，SMM中国LNG到岸价最高升至28.81美元/百万英热，进口气源成本上移开始向国内沿海价格传导，气电机组边际成本随之提高。因此，本周广东高价既有负荷因素，也体现出燃气发电成本支撑增强。 江苏震荡运行，负荷季节性回落与煤电成本支撑相互制衡。 江苏本周日前市场出清加权均价由411.46元/MWh逐步回落，9月11日一度降至293.28元/MWh，随后恢复至397.30元/MWh和363.64元/MWh，全周均价约369.84元/MWh；日内均价主要运行于335-393元/MWh，全周约368.39元/MWh。8-10日冷空气南下后，江苏气温由30℃附近降至25-27℃，制冷需求边际减弱，价格缺乏持续向上的负荷基础。但工业用电仍具有一定韧性，同时动力煤成本继续走高，使省内煤电边际成本抬升，对价格下方形成支撑。因而本周江苏更多表现为需求走弱与成本抬升之间的拉锯，日前与日内均价整体较为接近。 内蒙古明显走强，新能源出力波动放大煤电边际成本的价格影响。 蒙西本周发电侧实时加权均价由327.84元/MWh起步，9日快速升至524.74元/MWh，10日仍维持476.43元/MWh高位，13日再次升至502.63元/MWh，全周均价约424.20元/MWh；用户侧全网算数均价同步升至451.04元/MWh。蒙西风光装机占比较高，现货价格对新能源实际出力及外送变化高度敏感，在风光出力较好时价格仍可能快速回落，但一旦新能源低于预期、火电补位需求增加，动力煤成本上涨便会通过边际机组报价更直接地传导至市场。因此，本周蒙西价格明显抬升并非单纯由煤价推动，而是新能源出力波动提高火电边际调用频次后，煤炭成本进一步放大价格弹性。 山西前高后低，煤炭成本支撑增强，但后半周供需趋松压制价格。 山西本周日前市场算数均价7-9日维持在379-437元/MWh高位，其中9日达到436.56元/MWh，随后明显回落，12-13日均降至281元/MWh附近，全周均价约343.38元/MWh；日内均价由7日428.47元/MWh逐步回落，周末运行于288-290元/MWh附近，全周均价约351.34元/MWh。山西煤电占比较高，当前主产区安全监管延续、煤炭供应释放仍偏慢，对煤电边际成本形成较强支撑，推动本周价格重心较前期上移。但随着北方气温下降及周后半段供需边际宽松，负荷端不足以持续支撑高价，因此日前与日内市场均出现明显回落。煤价更多强化价格底部，而短周期高点仍取决于实际负荷与外送需求。 陕西价格重心显著上移，周初实时供需偏紧放大火电成本支撑。 陕西本周日前整体加权均价由348.35元/MWh升至8日412.76元/MWh后逐步回落，11日降至248.45元/MWh，全周均价约314.60元/MWh；实时市场7日达到550.73元/MWh，此后逐渐回落，10-12日主要运行于263-274元/MWh附近，13日重新升至359.74元/MWh，全周均价约358.43元/MWh。其中实时均价较日前均价高约44元/MWh，显示实际运行供需较日前预测整体偏紧。陕西新能源出力的短周期变化使市场对火电补位需求较为敏感，而煤炭价格持续上行进一步抬高火电机组边际成本，在新能源低出力时段对实时价格形成更明显支撑。 总体来看，本周六个重点市场价格重心较前一周均有所上移，燃料成本重新成为不可忽视的价格支撑变量。 北方降温使山东、山西等地负荷逐渐退出迎峰度夏高位，理论上对电价形成下行压力，但动力煤价格继续上行，削弱了负荷下降带来的价格下探空间；广东则同时受到LNG价格上涨影响，气电成本支撑进一步增强。蒙西、陕西等新能源占比较高市场中，煤价本身并不直接决定电价方向，但在风光出力下降、火电调用增加时，燃料成本上行会明显放大边际价格。随着9月中旬气温进一步回落，后续需重点关注煤炭供应恢复速度、LNG高价持续性、新能源实际出力以及跨省交易变化。 一次能源情况 9月7日—9月13日 动力煤：电煤需求进入淡季，但供给恢复偏慢，CCTD价格继续抬升。 截至9月11日，CCTD秦皇岛港5500大卡动力煤报754元/吨，较9月4日上涨13元/吨；5000大卡报684元/吨，周环比上涨11元/吨；4500大卡报617元/吨，周环比上涨11元/吨。进入9月后，火电日耗已从迎峰度夏高位回落，但煤价仍延续上行，说明本轮行情更多由供给约束和流通环节偏紧驱动。8月国内原煤生产仍明显低于去年同期，虽然降幅较7月有所收窄，但整体供给恢复速度偏慢，对现货煤价格形成持续支撑。 需求端 ：北方冷空气活动增强后，制冷负荷快速下降，沿海电厂日耗进入季节性回落阶段，采购更多以长协兑现和零星刚需补库为主；同时秋季水电出力改善，对部分火电电量形成替代。沿海运输需求同步转弱，船货供需趋松，也反映电厂追涨补库意愿较弱。 因此，当前终端需求并不足以单独解释煤价上涨，需求端对价格的拉动已明显弱于盛夏阶段。 供给端 ：主产区安全生产监管仍处较高强度，部分矿井复产后产量尚未完全恢复，短期供给弹性偏弱；前期坑口价格上行也一度压缩至港发运利润，影响港口资源补充。近期产地至港口发运条件有所改善，进口煤市场亦出现部分资源价格松动，意味着供应最紧阶段可能正在缓解。 在需求转弱背景下，后续煤价能否继续上行，将更多取决于主产区产量恢复与冬储采购启动节奏。 库存端 ：截至9月11日，环渤海九港库存约2413万吨，环比减少约30万吨，而沿海八省电厂库存约3557.3万吨、环比有所增加。港口与终端库存走势出现分化：港口现货资源偏紧继续支撑报价，但电厂库存安全缓冲较为充足，限制终端追高采购意愿。整体来看，当前市场呈现“港口偏紧、终端不缺”的结构，短期煤价仍有支撑，但随着日耗下降和供给逐步修复，上行斜率预计趋缓。 LNG：中国到岸价快速上行，广东粤东价格开始跟涨。 本周SMM LNG中国到岸价进一步走强，9月7日报26.16美元/百万英热，8日升至26.88美元/百万英热，9日快速升至28.51美元/百万英热，10日达到28.81美元/百万英热的周内高点，11日仍维持28.65美元/百万英热高位。广东粤东LNG均价则于9月9日由5860元/吨上调至6005元/吨，此后维持该水平，意味着前期国际现货成本上涨开始逐步向国内沿海气价传导。 国内市场 ：上游原料气成本上涨叠加部分液厂检修，使国产LNG供应阶段性收紧，价格支撑增强；但当前仍处传统消费淡季，工业用户对高价气源接受程度有限，因此国内涨幅仍慢于进口现货成本。与此同时，中长期进口合同和管道气仍构成国内供应主体，对高价现货LNG的依赖相对有限，这也使国际现货价格的快速上涨未完全同步传导至国内市场。9月7-13日进口LNG现货到岸量仍处相对有限水平，国内整体气源保障较为充足。 国际市场 ：亚洲现货价格近期继续抬升，除地缘风险溢价外，秋冬采购预期升温、部分供应设施维护及区域间船货竞争也强化了价格支撑。中国近月进口现货LNG价格在9月7-11日明显上行，反映国际市场供应风险已开始提高短期采购成本。 对广东电力市场而言，粤东LNG价格升至6005元/吨后，燃气机组边际发电成本随之提高，高负荷及新能源低出力时段的气电成本支撑较前几周进一步增强。 气象回顾 过去一周（9月7日—9月13日），全国天气呈现“北凉南暖、北方降温与华南降雨并存”的格局。9月7-9日，中等强度冷空气自北向南影响华北、东北，多地降温4-6℃，山东半岛沿海出现5-6级偏北风、阵风7-8级，北方昼夜温差进一步扩大。与此同时，中东部大部天气整体较为平稳，黄淮至江南部分地区随后逐步回暖。 华南天气的主要扰动来自南海热带低压。9月11-13日，广东南部、海南及广西南部降雨增强，其中广东部分地区出现大到暴雨，局地累计雨量超过100毫米。广东前半周最高气温仍可达到34℃，高温及高湿支撑制冷负荷；后半周强降雨出现后，空调负荷阶段性回落。山东本周最高气温主要运行于29-33℃，前半周明显降温，随后逐步回升；江苏8-10日受到冷空气影响，气温下降至25-27℃，12日起再次缓慢回升。 后续气象关注重点逐渐由高温转向秋季冷空气及热带系统。随着北方制冷负荷继续下降，天气对现货市场的影响将更多通过风光出力、降雨及短周期负荷预测偏差体现，而非持续性的高温需求推动。 二、国内电力市场要闻 9月9日，华东能源监管局发布《安徽电力现货市场转入正式运行》。 安徽电力现货市场于当日转入正式运行，成为全国第九个、长三角地区第二个正式运行的省级电力现货市场。市场自2024年12月31日启动连续结算试运行，已连续运行超过18个月；省调公用燃煤机组全部“报量报价”参与，新能源场站全面入市，全体工商业用户“报量不报价”参与，并在国网区域率先推动独立储能“报量报价”进入现货市场。正式运行后，长三角现货市场覆盖进一步扩大，储能、虚拟电厂等新型主体的价格发现和收益渠道也更加完善。 9月9日，国家能源局江苏监管办公室发布《江苏能源监管办关于公开征求〈江苏电力爬坡辅助服务市场实施细则（征求意见稿）〉意见的公告》。 文件针对高比例新能源接入后系统净负荷快速变化问题，引入市场化爬坡辅助服务机制，进一步拓展火电、储能及其他灵活调节资源的收益渠道。随着调频、现货和爬坡市场逐步衔接，江苏储能收益结构将由单纯峰谷套利进一步向多市场组合转变。 9月9日，天津市发展改革委发布《关于推动35千伏及以上电力用户全部直接参与电力市场的通知》。 天津区域内35千伏及以上代理购电工商业用户需在2026年底前完成注册入市，可自主选择批发用户或零售用户身份；自2027年起，未完成入市的相关用户将不再执行原有电网代理购电结算方式。用户侧直接入市范围扩大，将进一步压缩代理购电规模，同时提升工商业用户对中长期交易、零售套餐及现货风险管理的需求。 9月11日，贵州省发展改革委公开征求《贵州省增量新能源项目可持续发展机制竞价实施细则（征求意见稿）》和《贵州省新能源可持续发展价格结算机制实施细则（征求意见稿）》意见。 文件进一步明确贵州新能源机制电价竞价与差价结算安排，其中增量项目通过竞价形成机制电价和机制电量，机制电量比例原则上不超过当期全部上网电量的90%，并对存量与增量项目执行周期及结算方式作出细化。机制电价与市场交易进一步衔接后，新能源项目收益结构将更加依赖市场电价与机制电价之间的差额结算。 9月11日，第16次亚太经合组织能源部长会议在北京举行。 会议围绕高质量能源普惠、人工智能与能源双向赋能以及亚太能源协同共治等方向展开讨论，其中跨境电力互济、能源安全保障和新能源系统协同成为重点议题。随着区域电力互联及新能源渗透率提升，跨区域资源优化配置和灵活调节能力的重要性进一步提高。