8月3日至9日，全国前半周继续受到副热带高压控制，东北、华北、黄淮及江南多地出现35-37℃以上高温，山东北部局地最高气温突破40℃；后半周随着台风“白海豚”逼近华东，浙江等沿海地区风雨明显增强，区域气温快速回落。全国35℃以上高温覆盖面积一度超过470万平方公里。天气由极端高温快速切换至台风强降雨，使负荷、新能源出力及省间交易需求同步发生变化，推动各省现货价格呈现山东冲高后跳水、广东震荡上行、江苏持续走弱、蒙西宽幅震荡、山西波动加剧、陕西明显下行的差异化格局。 从区域分布看，山东先冲高后骤降，高温负荷退潮成为后半周价格下行的核心变量。 山东本周日前市场均价由401.45元/MWh快速上行，8月5日达到522.97元/MWh的周内高点，随后持续回落，8月8日骤降至194.43元/MWh，周末小幅回升至247.50元/MWh；日内均价由508.04元/MWh运行至197.45元/MWh，同样呈现明显前高后低走势。8月3-7日山东受副高控制，鲁北及鲁中多地持续极端高温，淄博博山最高气温录得41.6℃，制冷负荷维持高位，对价格形成明显支撑；进入周末后，区域高温边际缓解，叠加周末工业负荷回落，供需紧张程度快速下降，日前、日内价格同步大幅回落。山东本周走势体现出明显的“高温负荷溢价”特征，气温变化仍是短期价格弹性的主要来源之一。 广东震荡上行，台风外围下沉气流强化高温，负荷韧性支撑价格重心抬升。 广东本周日前均价由337.92元/MWh震荡上行，8月8日升至437.72元/MWh，周末回落至372.63元/MWh；日内均价由355.18元/MWh最高升至457.69元/MWh，最终收于373.87元/MWh。受台风外围下沉气流影响，广东本周大部地区持续35-39℃高温，汕头等地最高接近39℃，虽然粤西及珠三角局部出现雷阵雨，但降温持续时间较短，雨后高温闷热迅速恢复，空调负荷保持较强韧性。随着高温持续及周内用电需求抬升，广东电价重心明显高于上周，8月8日前后达到阶段性高点；9日受天气变化及周末负荷回落影响，价格有所修正。 江苏持续走弱，前期高温支撑逐步被台风降温及周末负荷回落抵消。 江苏本周日前市场出清加权均价由388.05元/MWh持续下降至283.80元/MWh，日内均价由361.73元/MWh降至293.29元/MWh，整体呈震荡下行态势。周初华东仍处于副高控制之下，高温对用电负荷形成一定支撑，但随着台风“白海豚”逐步逼近华东沿海，区域云量、降水及风力逐渐增强，气温回落预期不断强化；叠加周末工业负荷下降，供需边际转松，价格重心连续下移。尤其8月8-9日，华东天气由晴热迅速转向风雨，江苏日前、日内市场价格同步降至全周低位。 蒙西宽幅震荡，新能源出力与外送需求变化放大现货价格弹性。 蒙西本周日内加权均价由281.07元/MWh连续下降至8月5日的237.84元/MWh，随后于8月6-7日快速升至344.83元/MWh和347.12元/MWh，周末又回落至200.46元/MWh，周内高低点价差接近147元/MWh。相比负荷相对平稳的传统火电省份，蒙西价格对风光出力、外送计划及火电边际机组变化更为敏感。本周价格短期快速抬升后再次下行，反映新能源出力与省间送电需求错配仍在持续放大实时市场波动。 山西价格波动明显加剧，日前与日内偏差凸显实时供需扰动。 山西本周日前均价由340.72元/MWh升至399.07元/MWh后快速回落，随后在247-352元/MWh区间宽幅震荡，周末收于249.87元/MWh；日内均价波动更为剧烈，8月6日一度升至496.59元/MWh，而当日日前均价仅为352.22元/MWh，日前与日内市场出现明显偏差。山西作为华北重要电力外送省份，价格不仅受到本省负荷变化影响，也对省间交易需求及实时电源出力高度敏感。8月6日日内价格显著高于日前价格，显示实际供需较日前预测明显收紧，此后随着负荷及外送需求边际回落，价格快速恢复至260-275元/MWh附近。 陕西持续下行，供需宽松推动日前价格快速跌破百元。 陕西本周日前均价由342.60元/MWh连续下行，8月6日降至97.48元/MWh，周末进一步降至79.03元/MWh；日内均价由295.72元/MWh下降至112.38元/MWh。除8月7日出现短暂反弹外，全周价格重心持续下移。陕西现货价格对新能源出力、外送能力及省内负荷变化较为敏感，本周日前价格连续走低反映供需宽松程度明显增加；同时日前与日内价格多数时段维持低位，说明价格下行并非单纯来自日前预测偏差，而更多体现阶段性电力供给充裕。 总体来看，本周全国天气由副高控制下的极端高温快速切换至台风影响，各省现货价格也由单一的高温负荷逻辑转向“负荷、新能源出力、台风降温与周末效应”共同主导。 山东前半周高温推动价格冲高，周末随着负荷快速回落出现跳水；广东受台风外围下沉气流影响，高温闷热持续，价格重心明显抬升；江苏随着华东台风影响增强及气温下降持续走弱；蒙西受新能源出力与外送需求变化影响宽幅震荡；山西日前与日内偏差扩大，体现实时供需不确定性上升；陕西供需持续宽松，价格快速下探。后续台风过境后的负荷修复、高温范围变化以及风光出力水平仍将决定各区域现货价格的方向和波动幅度。 一次能源情况 8月3日—8月9日 动力煤：煤价小幅偏强，高温日耗与港口去库继续形成支撑。 本周动力煤市场延续偏强运行态势。截至8月7日，秦皇岛港5500大卡动力煤价格报726元/吨，较7月31日上涨1元/吨；5000大卡报657元/吨，上涨1元/吨；4500大卡报589元/吨，上涨2元/吨。整体来看，低热值煤价格涨幅略高于中高卡煤，反映下游电厂刚需补库对全品类煤源均形成一定支撑。但当前电厂库存仍处于相对充裕水平，市场尚未出现集中抢货，煤价整体仍以震荡偏强为主。 需求端 ：全国高温天气持续，用电负荷维持历史高位。国家能源局数据显示，全国最高用电负荷达到15.53亿千瓦；沿海六大电厂日耗维持在94万吨附近，沿海八省电厂日耗升至232万吨/天，均处于夏季旺季高位。8月上旬仍处三伏高温周期，火电机组承担较强的保供及调峰任务，电厂可用天数持续下降，对动力煤形成刚性需求。不过当前长协煤供应总体充足，电厂市场煤采购仍以按需补库为主，价格上涨并未明显刺激集中采购。 供给端 ：主产区安全生产检查维持高压，局部煤矿停产检修压缩短期供应弹性。山西部分区域严查超产，晋陕蒙部分煤矿因安全检查、设备检修等因素阶段性减产，产地增量释放有限。与此同时，部分大型煤企连续上调外购煤价格，产地报价仍有支撑。进口煤方面，海外供应及海运成本仍存在波动，进口煤到岸成本优势有限，对国内旺季市场的补充作用相对受限。 库存端 ：高温日耗推动港口库存延续去化。截至8月初，环渤海港口库存已由接近3000万吨下降至2668.6万吨附近，周内去库约165.5万吨，主要受下游日耗高位及调出量增加推动。电厂库存虽然同步回落，但绝对水平仍相对充足，贸易商发运积极性也受到产地与港口价差影响。短期来看，高温仍将继续支撑日耗和去库，但随着台风降雨及后续出伏临近，煤价进一步上行空间仍将受到终端库存及需求持续性的约束。 LNG：中国到岸价宽幅震荡，广东粤东价格继续下调。 SMM LNG中国到岸价本周运行于19.62-21.82美元/百万英热区间，8月3日报21.24美元/百万英热，4日升至21.82美元/百万英热，随后快速回落，6日降至19.62美元/百万英热，7日重新反弹至21.14美元/百万英热，全周呈现先升、后降、再修复走势。广东粤东LNG均价则由6000元/吨进一步下调至5860元/吨，下降140元/吨，降幅约2.3%。虽然广东持续高温带动空调用电需求维持高位，但进口LNG供应相对充裕，国内气源价格重心继续下移，燃气机组发电边际成本进一步下降。对广东电力市场而言，气电成本下行一定程度缓解高温负荷带来的边际电源成本压力，后续仍需关注国际气价波动及进口到岸成本变化。 气象回顾 过去一周（8月3日—8月9日），全国天气总体呈现“前热后雨”格局。8月3-7日受副热带高压持续控制，东北、华北、黄淮和江南大范围出现35-37℃高温，山东北部及浙江中部局地突破40℃，全国35℃以上高温覆盖面积一度超过470万平方公里。8月8日起，第13号台风“白海豚”外围环流逐渐影响华东，浙江、福建沿海风力迅速增强，9日晚浙江沿海风雨进一步加强。本周全国最高气温均值约38.3℃，平均气温27.4℃，平均辐照度16.3MJ/㎡，平均风速6.8m/s。 从重点省份看，山东最高气温达到41.6℃，前半周极端高温显著推升电力负荷，但鲁西南局部雷雨及后期气温下降使负荷快速回落；广东最高气温38.9℃，受台风外围下沉气流影响，高温闷热持续，累计降雨84.7mm，但降水主要集中在局部地区，对全省负荷压制相对有限；浙江最高气温40.2℃，8月8日起受台风影响转为大范围强风暴雨，累计降雨超过120mm，前期高温负荷快速回落。河南则呈现西雨东热特征，最高气温39.2℃。后续需继续关注台风过境后华东气温回升速度、华北高温是否重新发展及后续台风活动对新能源出力和负荷的扰动。 二、国内电力市场要闻 《中国核电发展报告（2026）》提出推动核电逐步进入电力市场。 报告提出探索建立体现核电低碳价值的制度，并推动核电纳入绿电绿证认证体系。随着核电逐步参与市场交易，其高利用小时、低边际成本特征可能对部分区域中长期及现货价格形成新的影响，同时进一步丰富绿电市场供应结构。 浙江完善分布式光伏市场化交易及爬坡辅助服务机制。 《浙江省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》明确，工商业自用比例不作要求，上网电量原则上全部参与电力市场；同时，浙江就爬坡辅助服务试运行相关工作征求意见，明确参与范围、需求确定、调用方式及补偿结算机制，并计划自10月1日起开展结算试运行。随着分布式新能源进一步进入市场，短时爬坡及灵活调节资源的价值将更加凸显。 多地加快绿电直连及新能源项目建设。 上海将9个陆上风电项目、合计34.53万千瓦，以及18个光伏项目、合计145.385万千瓦纳入2026年开发建设方案；辽宁绿电直连实施方案征求意见稿提出，项目年自发自用电量占总可用发电量比例原则上不低于60%，占总用电量比例不低于30%，2030年前不低于35%；河北公布2026年绿电直连第二批项目清单，共4个项目、36.25万千瓦。随着绿电直连持续扩围，新能源消纳模式正由单纯并网销售逐步向源荷直接匹配延伸，对园区、工商业负荷及新能源项目的交易模式产生新的影响。

7月27日至8月2日，今年第12号台风“红霞”残余环流持续影响华南、黄淮南部，副热带高压同步西伸北抬。华南前期多暴雨后期降雨减弱转闷热，黄淮、江南晴热高温持续发展，豫鲁多地逼近40℃。台风降雨压制负荷、高温推升制冷需求、新能源出力波动共同作用下，各省电价走势持续分化：广东震荡走弱，山东冲高回落，江苏稳步上行，蒙西先稳后骤升，山西窄幅震荡偏强。 从区域分布看，广东震荡走弱，台风残涡降雨持续压制负荷。  广东本周日前均价由351.91元/MWh波动下行至295.89元/MWh，日内均价由349.07元/MWh震荡下行至295.55元/MWh。周初广东受台风“红霞”残涡影响，持续强降雨压制制冷负荷，价格低位运行；7月30日后台风影响减弱，副高回归致气温回升，价格一度反弹至355.94元/MWh；但8月1日起广东转为局地午后雷雨天气，闷热反复但负荷增量有限，价格再度走弱，周末收于295.89元/MWh。广东作为沿海负荷大省，本周受台风残涡降雨持续压制，价格整体弱于上周同期。 山东冲高回落，高温与强降雨交替主导价格走势。  山东本周日前均价由422.67元/MWh震荡上行至周中最高点后回落至350.77元/MWh，日内均价由395.64元/MWh波动后收于379.46元/MWh。周初山东受副高控制，持续大范围高温，7月27日日前均价达422.67元/MWh高位；但7月30日起，受台风“红霞”残涡北上影响，鲁西南出现分散雷阵雨及短时强降水，市场提前计入负荷回落预期，价格自高位快速下行，周末日前均价跌至350.77元/MWh。山东作为新能源装机大省，高温与降雨天气快速切换导致负荷波动加剧，日前与日内价差持续走阔。 江苏稳步上行，副高控制下晴热高温持续推升负荷。  江苏本周日前均价由338.74元/MWh稳步上行至372.69元/MWh，日内均价由347.28元/MWh稳步上行至349.38元/MWh，全周呈上行态势。7月27日后，浙江全域及江苏转入持续副高控制晴热模式，全省晴热少雨，空调负荷刚需持续攀升，叠加工业用电韧性，推动现货价格稳步走高。江苏作为华东负荷中心，本周高温天气与工业用电形成“双击”，价格自周初持续上行至周末372.69元/MWh。 蒙西先稳后骤升，新能源出力波动致周末价格暴涨。  蒙西本周发电侧实时加权均价由241.41元/MWh先稳后骤升至410.49元/MWh。前半周蒙西价格运行平稳，维持在240-250元/MWh区间；但7月31日起，区域内风电出力大幅回落，火电边际成本快速抬升，实时均价暴涨至401.35元/MWh，8月2日进一步升至410.49元/MWh。蒙西作为典型“风火打捆”外送基地，价格对风电出力波动高度敏感，本周后半段价格飙升充分体现了新能源出力骤降对现货价格的冲击效应。 山西窄幅震荡偏强，日前与日内价差持续走阔。  山西本周日前均价由283.3元/MWh震荡上行至353.52元/MWh后回落至336.04元/MWh，日内均价由329.21元/MWh波动运行，周末收于344.28元/MWh。周初山西受华北高温及外送需求支撑，价格稳步上行；7月29日至31日，受周边省份高温负荷拉动，日前价格冲高至339-354元/MWh区间；8月1日后随着华北部分地区气温回落，价格小幅回调。山西作为华北外送枢纽，本周日前与日内价差持续走阔，反映出省间现货需求波动对价格的持续扰动。 总体来看，在台风“红霞”残涡北上、副高西伸北抬的大背景下，各省区日前及日内均价呈现广东震荡走弱、山东冲高回落、江苏稳步上行、蒙西先稳后骤升、山西窄幅震荡偏强的差异化走势。  本周价格走势核心逻辑在于：台风残涡降雨持续压制广东负荷，价格弱于上周；山东受高温与降雨交替主导，价格冲高后快速回落；江苏受副高控制晴热高温持续，价格稳步上行；蒙西风电出力骤降导致周末价格暴涨；山西受省间外送需求波动影响震荡偏强。后续华东高温持续时长、蒙西新能源出力变化、台风残涡北上路径及华北降水情况仍是左右各省电价走势的关键变量。 一次能源情况 7月27日—8月2日 动力煤：价格连续三周持平，供需僵局延续。 CCTD秦皇岛动力煤价格连续三周保持平稳。5500K连续三周报725元/吨，5000K连续三周报656元/吨，4500K连续三周报587元/吨，环比上周均持平，7月全月累计涨幅仅1-3元/吨。秦皇岛港5500大卡动力煤平仓价报825元/吨，周环比持平。高温带动电厂日耗维持旺季水平，但高库存压制下煤价上行空间有限，整体延续区间震荡格局。 需求端 ：南方大部高温天气突出，沿海电厂日耗稳步攀升，本周六大电厂日耗周环比增加2.3万吨至94.4万吨。8月上中旬仍处三伏高温周期，江南、华南等地高温高湿天气延续，用电负荷有望维持高位，火电刚需对市场形成托底。但电厂优先消耗长协煤，市场煤仅刚需补库，采购态度偏谨慎。展望后市，随着8月下旬出伏节点到来，制冷用电需求或将边际回落，需求端或呈现前强后稳走势。 供给端 ：主产区安全生产检查持续高压，煤矿增产空间有限。本周三西地区样本煤矿产能利用率周环比下降2.04个百分点，供应明显收紧，主要受晋北区域多数煤矿仍停产、榆林少数煤矿因安全隐患临时停产影响。进口煤方面，印尼受干旱天气影响，内河运输面临挑战，可供出口煤源偏紧；国内外煤价价差周环比扩大6元/吨至30元/吨，进口煤补充国内市场力度有限。整体供给弹性偏弱，对煤价形成底部支撑。 库存端 ：旺季需求带动下，港口去库效果较为明显。截至7月31日，环渤海港口煤炭库存降至2813.60万吨，周环比减少约165.50万吨，主要系电厂日耗抬升带动刚需释放，港口调出量增加所致。电厂库存方面，本周六大电厂库存周环比减少6.6万吨至1439.8万吨，但总量仍处同期高位，压制煤价上行空间。产地与港口价差倒挂持续，贸易商发运意愿不强，短期港口库存或延续波动格局。 LNG：中国到岸价高位震荡，广东粤东价进一步下调。 SMM LNG中国到岸价本周运行于20.50-21.56美元/百万英热区间，7月27日报21.28美元/百万英热，28日降至20.50美元/百万英热，29日起回升至21.21-21.56美元/百万英热区间波动。广东粤东LNG到岸均价由6080元/吨进一步下调至6000元/吨，周内降幅约1.3%。受台风“红霞”残余环流影响，华南前期持续阴雨，气电调峰需求阶段性走弱；后期降雨减弱转闷热，但气电需求回升有限，叠加进口LNG供应充足，价格重心继续下移。燃气机组发电边际成本持续走低，对广东现货电价形成一定下行压力。地缘方面，美伊冲突反复，霍尔木兹海峡通行风险持续存在，国际气价高位波动，后续需关注进口LNG供应稳定性。 气象回顾 过去一周（7月27日—8月2日），全国天气核心事件为台风“红霞”残余环流北上及副热带高压西伸北抬。7月27日至30日，广东受台风残涡持续影响，出现大范围暴雨；进入8月，雨带缓慢北移，河南西部、鲁西南出现分散雷阵雨，鲁西南需警惕短时强降水诱发城市内涝。浙江全域转入持续副高控制晴热模式，晴热少雨。全国35℃以上高温覆盖面积超470万平方公里，鲁北、浙中盆地连续触及40℃。全国瞬时极大风速29.2米/秒（11级），出现在粤东沿海暴雨强对流时段。 华东地区受副高控制持续晴热，江苏、浙江负荷维持高位；山东受高温与降雨交替主导，负荷波动加剧；华南前期暴雨后期转闷热，广东负荷先抑后扬但整体偏弱。从气候背景看，当前厄尔尼诺事件持续发展，副热带高压偏强格局未改，后续副高东退节奏、华北降水变化及台风活动仍是影响各省电力供需的关键变量。 二、国内电力市场要闻 上半年全国电力市场交易电量同比增长24.2%。  1—6月全国累计完成市场交易电量36848亿千瓦时，同比增长24.2%。其中省内交易电量29135亿千瓦时（+27.9%），跨省跨区交易7713亿千瓦时（+12.1%），现货交易电量4280亿千瓦时。市场化交易电量占比加速扩大，现货市场弹性显著提升，交易员应加大对现货价格波动的对冲力度。 浙江调频市场明确70%费用由工商业用户分摊。  浙江电力市场管委会明确调频市场采用基于调频里程的单一制价格，上限10元/兆瓦；工商业用户承担70%调频辅助服务费用并纳入系统运行费。工商业售电公司须在零售合同中严密落实“系统运行费顺导条款”，防止费用超预期分摊侵蚀利润。 上半年全国电动汽车充电设施同比增长43.2%。  截至6月底，充电基础设施达2305.7万个，公共充电枪额定总功率达2.47亿千瓦。充电负荷已成为不可忽视的调节资源，为虚拟电厂和负荷聚合商在午间光伏大发及晚高峰时段提供了现货套利空间。 山西发布新型储能项目管理优化通知。  7月24日，山西省能源局发布通知要求项目入库后6个月内实质性开工、12个月内并网，严防“圈而不建”；允许变更储能单元类型及容量，但不得变更总功率。总功率限定意味着收益将高度依赖充放电深度与现货价差套利。 四川发布算力设施优化布局与算电融合实施方案。  到2026年底智算规模达60EFLOPS，绿电使用比例达80%以上。算力中心已成为西部绿电消纳的核心增量负荷，售电公司可针对算力数据中心设计“高比例绿电+时段响应折扣”的定制化套餐。

7月20日至7月26日，今年第12号台风“红霞”登陆粤东沿海，给华南带来强风暴雨。台风降雨压制负荷、高温支撑效应消退、新能源出力区域分化共同作用下，各省电价走势分化明显：广东一路走低，山东冲高回落，江苏高位下行，蒙西先扬后抑，山西震荡偏弱。 从区域分布看，广东价格连日下行，台风“红霞”冲击最为直接。  广东本周日前均价由344.6元/MWh逐日走低至259.94元/MWh，日内均价由369.54元/MWh持续下行至233.04元/MWh，全周呈单边下跌走势，周内跌幅约100元/MWh。周初广东尚受台风“红霞”外围下沉气流影响，维持晴热高温；但自7月24日台风增强后形势逆转，26日台风以14级风力在惠州惠东县登陆，粤东沿海普降暴雨到大暴雨。强降雨叠加气温骤降，制冷负荷全面收缩，用电需求明显走弱。广东作为沿海负荷大省，受台风风雨影响最为直接，本周价格“一路走低”的走势与上周相比形成鲜明对比。 山东冲高回落，强降雨预期打压后半周价格。  山东本周日前均价由309.83元/MWh震荡上行至周中415.89元/MWh，随后回落至430.13元/MWh；日内均价由375.96元/MWh先升后降，周末收于322.67元/MWh。周初山东受气温回升带动负荷走高，22-23日价格持续上行；但周中起受强降雨预期影响，市场提前计入负荷回落预期，24日日前均价虽仍处397.53元/MWh高位，但日内均价已大幅回落至300.5元/MWh，市场分歧显著。山东作为新能源装机大省，风电光伏出力的不稳定性叠加天气切换带来的负荷波动，导致日前与日内价差频繁扩大，市场波动风险持续处于高位。 江苏高位下行，冷空气与台风外围形成双重压制。  江苏本周日前均价由361.83元/MWh冲高至374.87元/MWh后震荡回落至285.3元/MWh；日内均价由357.33元/MWh冲高至371.64元/MWh后回落至298.9元/MWh。7月16日江苏电网最高用电负荷已达1.5759亿千瓦，刷新历史纪录；但周中起，北方冷空气南下与台风“红霞”外围环流共同作用，全省气温回落、降水增多，负荷明显收缩，价格自高点快速下行，周末日前均价跌至285.3元/MWh。 蒙西先扬后抑，风电出力修复压制价格。  蒙西本周发电侧实时加权均价由277元/MWh冲高至286.44元/MWh后回落至244.36元/MWh。前半周蒙西高温少雨，22日价格冲高；但24日起风电出力阶段性修复，价格自高位回落，周末收于244.36元/MWh。蒙西作为典型“风火打捆”外送基地，价格对风电出力波动高度敏感。 山西震荡偏弱，日前与日内价差频繁走阔。  山西本周日前均价由262.49元/MWh震荡上行至周中356.66元/MWh后回落至275.69元/MWh；日内均价由279.63元/MWh波动运行，周末收于288.04元/MWh。周初山西受华北高温影响，负荷走高支撑日前价格上行，23日触及356.66元/MWh高位；但随后受周边省份需求走弱及区域内风电出力增加影响，价格震荡回落。山西作为华北外送枢纽，其日前与日内价差频繁走阔，反映出省间现货需求波动对价格的持续扰动。 总体来看，在台风“红霞”携强降雨登陆广东、华南高温全面消退的大背景下，各省区日前及日内均价呈现广东一路走低、山东冲高回落、江苏高位下行、蒙西先扬后抑、山西震荡偏弱的差异化走势。  本周价格走势核心逻辑在于：台风携强降雨直接打压广东制冷负荷，价格连日走低；华东地区受台风外围及冷空气双重扰动，后半周价格普遍承压；蒙西风电出力阶段性修复致价格自高位回落；山西受省间外送需求波动及本地风电出力增加影响震荡偏弱。后续台风“红霞”残涡北上路径、副高重新西伸回补节奏、各省新能源出力变化仍是左右电价走势的关键变量。 一次能源情况 动力煤：煤价温和上涨，供需僵局未破。 环渤海动力煤价格指数报收于715元/吨，环比持平。从CCTD秦皇岛动力煤价格看，5500K由7月17日的722元/吨小幅上调至7月24日的725元/吨，5000K由653元/吨上调至656元/吨，4500K由585元/吨上调至587元/吨，周涨幅1-3元/吨。 支撑煤价的因素集中在供给端：主产区安全监管持续严格，晋北地区煤矿产量增加缓慢，临近月底部分煤矿完成产销任务后停产检修，有效货源减少，坑口库存持续处于低位，矿方挺价意愿较强。截至7月20日样本矿山产能利用率降至86.5%，周环比减少2个百分点。 但压制煤价上行的核心矛盾仍是高库存。本轮反弹以来，虽然卖方挺价情绪较高，但下游在高库存及长协保供资源保障下，对现货的采购意愿持续偏弱，呈现“情绪面驱动强、交易面支撑弱”的特征。环渤海主要港口煤炭库存攀升至3065万吨，创年内新高，同比偏高347万吨（增幅12.9%）。终端电厂库存充裕，市场煤仅按需少量拿货，采购意愿低迷。此外，6月煤炭进口量达4278万吨，同比大增29.5%，进口煤持续分流内贸需求。短期来看，旺季刚需与产量偏紧筑牢煤价底部，但高库存和进口冲击明显限制上行空间，预计7月末至8月初煤价仍以窄幅震荡僵持为主。 LNG：广东粤东LNG到岸均价下调，气电成本走低。 广东粤东LNG到岸均价由6605元/吨下调至6080元/吨，周跌幅约8%。受台风“红霞”带来的降雨降温影响，华南气电调峰需求走弱，燃气机组发电边际成本降低，对广东现货电价形成一定下行压力。地缘方面，美伊冲突反复，霍尔木兹海峡通行风险持续存在，国际气价高位波动，后续需关注进口LNG供应稳定性。 气象回顾 过去一周（7月20日—7月26日），全国天气核心事件为今年第12号台风“红霞”的生成与登陆。7月24日凌晨，“红霞”在菲律宾以东洋面生成，随后快速增强，26日凌晨以14级风力（45米/秒）在广东惠州惠东县沿海登陆，成为近十年来登陆珠江口以东的强台风之一。受其影响，广东中东部、福建南部等地出现暴雨到大暴雨，导致上述地区高温全面消退，制冷负荷大幅回落。台风登陆造成广东惠州、汕尾等地50余万户用户用电短暂受影响，至28日已全部恢复供电。 华东地区受台风外围及冷空气共同影响，气温也出现阶段性回落，江苏、山东负荷后半周承压。7月14日全国用电负荷达15.51亿千瓦创历史新高后，本周负荷整体高位运行但受天气扰动有所反复。从气候背景看，当前厄尔尼诺事件持续发展，副热带高压偏强格局未改，后续“红霞”残涡北上路径及后续台风活动仍是影响各省电力供需的关键变量。 近期新闻热点 截至6月底 ，华东电网新能源装机容量突破3亿千瓦，达3.023亿千瓦，占全网总装机比重超40%，其中光伏装机2.5亿千瓦、风电装机5231万千瓦，新能源最大发电电力突破1.7亿千瓦。新能源占比突破40%后，华东现货市场午间光伏大发时段低电价风险将进一步凸显。 7月16日 ，浙江电力交易中心发布《浙江电力中长期市场实施细则（3.2版）》，明确中长期交易可设置价格限制，年度及月度集中竞价按燃煤基准价浮动范围限价；绿电环境价值限定在0.01—50元/个之间，绿电整体价格不设限制。 7月20日 ，国家能源局华中监管局就湖北、江西、重庆电力辅助服务市场实施细则（备用及爬坡）征求意见，要求新型储能备用资源须满足15分钟内可调用、持续放电大于2小时，爬坡价格上限对标本省现货最高价，下限为0元。规则落地后将拓宽独立储能的收益模式。 7月20日 ，安徽省发改委就《新能源增量项目机制电价竞价实施细则（修订稿）》征求意见，明确源网荷储、绿电直连等就近消纳项目以及2027年1月1日及以后投产的一般工商业分布式光伏、大型工商业分布式光伏项目不纳入机制电价执行范围。 7月23日 ，国家发改委、国家能源局发布《可再生能源发展“十五五”规划》，明确到2030年风电和太阳能发电总装机达28亿千瓦以上，年发电量超4万亿千瓦时；首次提出风电光伏平均置信出力达到8%的硬性要求。规划提出“三北”风电光伏基地新增装机3.7亿千瓦以上、海上风电新增开工1亿千瓦左右等目标。

2026年7月1日起，浙江正式执行优化后的工商业分时电价政策。这一轮调整的重点，并不在于简单的峰谷价差扩大或缩小，而是对一天24小时电价结构进行了系统性重排，使其与电力系统实际运行状态重新对齐。 从背景来看，浙江在2026年已经进入典型的高负荷+高新能源渗透阶段。一方面，全社会最大用电负荷已在6月初突破1.1亿千瓦，并继续向1.4亿千瓦高位冲击，负荷提前进入夏季峰值区间。另一方面，光伏装机持续增长，使午间电力供给显著增强，电力系统的压力不再集中在白天，而是明显转向傍晚至夜间。在这种结构下，传统分时电价中“上午高峰+下午高峰+夜间低谷”的模型逐渐失真，价格信号与系统真实供需关系出现偏离。因此，本次调整的本质，是让电价曲线重新贴合“净负荷曲线”，即在光伏出力扣除后的真实系统压力曲线。 一、时间重构：高峰后移与午间低谷强化的逻辑 此次调整最直观的变化，是高峰时段整体后移至晚间，上午高峰被明显弱化甚至取消，电价压力集中在16点之后，尤其是18点至22点形成全天最核心的价格高地。 这一变化的底层逻辑，是电力系统净负荷结构已经发生改变。白天随着光伏出力上升，系统对传统电源的依赖下降，而傍晚光伏快速退出，居民用电与工商业负荷同步上升，形成陡峭的负荷爬坡。这种变化使得系统真正的紧张时段集中在晚高峰，而不是全天平均分布。与此同时，午间低谷时段被进一步延长，与光伏出力高峰高度重叠。午间11点至14点成为系统净供给最充裕的时间窗口，这一阶段电力边际成本下降明显，电价被主动压低，用于引导负荷转移与新能源消纳。输配电价与政府性基金不再参与峰谷浮动，也使得价格变化更直接反映电能量本身的边际变化，削弱了历史性政策成本对价格曲线的干扰，使市场信号更加纯粹。 二、对光伏的影响：从“发电收益”转向“时间收益” 对于光伏产业而言，这一轮调整带来的变化是双向的。一方面，午间低谷的强化显著提升了工商业侧的用电吸纳能力。在制造业负荷可以调节的场景中，部分生产环节向午间迁移，对于集中式项目午间大发但需求不足，进而产生弃光的现象带来一定的改善。但另一方面，午间电价进一步下移，使光伏发电的边际市场价值被压缩。在光伏出力最强的时间段，电力价格持续处于低位甚至接近零值运行的可能性增加，这意味着光伏收益对价格的敏感性上升，而不再仅仅依赖发电小时数。 从行业结构来看，光伏正在从单一发电资产逐步转向需要结合负荷管理、储能配置与交易策略的综合能源资产，其核心竞争力开始从“装机能力”转向“时间匹配能力”。 三、对储能的影响：套利模型弱化，系统价值增强 储能是本轮调整中变化最为明显的环节。在旧有结构下，储能主要依赖峰谷价差进行套利，通过低谷充电、高峰放电实现收益。典型工商业储能系统往往具备多时段放电能力，从而实现更高利用率。但在新政策下，上午高峰的消失使储能放电窗口明显收缩，运行结构逐步向单一晚高峰集中。这直接减少了可套利的时间段，使储能从多循环套利模型向单循环集中放电模型收敛。 春秋季对比 夏冬季对比 在仅考虑价差收益的情况下，储能项目内部收益率可能出现明显回落，回收周期被拉长。这一变化本质上是套利空间的收缩，而不是储能需求的下降。更关键的变化在于，午间低谷延长与晚高峰集中，使储能的运行变得更具系统意义。午间充电对应新能源消纳，晚间放电对应系统保供，这使储能从“价格套利工具”逐渐转向“系统调节资源”。与此同时，结合国家层面容量电价机制的推进，储能的价值结构正在发生重构。在容量机制中，系统更关注资源在高峰时段的持续供给能力，而不是单次放电能力，这种导向使得具备更长持续能力的储能资源在未来更具优势。 四、系统信号变化：电价正在变成“调度语言” 本轮政策调整更深层的意义，在于电价正在从成本反映工具，逐步演变为系统调度语言。 过去分时电价的核心作用是引导用户错峰用电，本质是“减少峰值”。但在新能源占比快速提升之后，系统的关键问题已经变为“如何消纳午间富余电量”以及“如何应对晚间快速爬坡”。因此，电价信号开始承担更复杂的功能。一方面，通过压低午间价格引导负荷吸收光伏出力；另一方面，通过抬高晚间价格释放供需紧张信号；同时通过结构性调整减少历史制度性扭曲，使价格更贴近实时系统状态。这种变化意味着电力市场正在从静态分时定价，逐步走向动态系统定价。价格不再只是结果，而开始成为调度的一部分。 五、结论：从价格机制到能源系统再平衡                                                       浙江本轮分时电价调整，本质上是能源结构变化倒逼价格机制重构的结果。当新能源成为主力电源之一，电力系统的核心矛盾不再是总量不足，而是时段错配。午间电多、晚间电紧成为结构性特征之后，价格机制必须同步调整，以重新建立供需之间的时间匹配关系。 对于光伏而言，这是收益结构从电量驱动转向时间驱动的过程。对于储能而言，这是从套利工具转向系统资源的过程。对于工商业用户而言，则意味着用电成本将越来越依赖时间选择能力。电价机制正在完成一次从“削峰填谷”到“新能源消纳”的逻辑切换，而这种切换的最终结果，是电力市场逐步进入以时间为核心变量的定价阶段。  

2026年4月，中国电力市场经历了一轮剧烈的价格重构。以广东为代表的现货市场，在短短数日内完成从稳定运行到快速上行的切换。日前加权均价从约310元/兆瓦时快速攀升至678元/兆瓦时，部分时段实时电价逼近1000元/兆瓦时，较2025年全年均值实现翻倍增长。 根据最新公布的5月中长期价格可见，风险已从现货端扩展至月度中长期合同端，月度集中竞价相较4月上涨34.4%，月度双边协商上涨28.5%，月度中长期综合价则上涨29.8%。与之形成强烈对比的是售电公司在年度交易中锁定的2026年零售价格，普遍集中在372元/兆瓦时左右。这种“固定零售价格+浮动购电成本”的结构，在价格上行周期中迅速演变为系统性亏损来源。 定价锚 4月 5月 上涨幅度 年度长协均价（零售侧） 372.14 元/兆瓦时 372.14 元/兆瓦时 0% 月度集中竞价（批发侧） 377.46 元/兆瓦时 507.23 元/兆瓦时 34.4% 月度双边协商（批发侧） 372.42 元/兆瓦时 478.54 元/兆瓦时 28.5% 月度中长期综合价（批发侧） 372.45 元/兆瓦时 483.43 元/兆瓦时 29.8% 在区域层面，广西与安徽同样出现类似情况。广西售电行业一季度累计亏损接近8亿元，部分企业资金链承压；安徽单月亏损超过1亿元，行业风险敞口集中暴露。 一、批零倒挂的本质：固定零售 +浮动购电成本的结构性错配 本轮危机的核心，并非简单的价格上涨，而是电力市场中“收入固定化、成本市场化”的结构性错配。 在当前机制下，售电公司通常通过年度长协锁定零售价格，例如372元/兆瓦时左右的固定价，而实际购电侧则高度依赖月度交易与现货市场。当现货价格因燃料成本（LNG、煤价）上涨、极端天气导致供需紧张时，边际机组（气电、煤电）成本迅速抬升，直接推高市场出清价格。 2026年4月广东市场中，气电机组占比超过20%，在边际定价机制下成为价格“锚点”，叠加煤价持续高位，使现货价格出现快速上移。而售电公司在缺乏充分中长期覆盖的情况下，被动承接高价现货采购，形成系统性亏损。 更关键的是，这种风险并非短期现象，而是在市场化改革深化后逐渐固化的结构性问题。 二、现有零售套餐结构的失效：固定价模式成为风险放大器 过去数年，售电行业普遍采用“固定价长协+现货补充”的零售模式，其逻辑建立在一个前提之上：现货价格长期低于长协锁定价。 但这一假设在2026年被彻底打破。随着燃料成本上行与极端天气频发，现货价格不再是“补充价格”，而是阶段性主导价格。当现货价格突破年度长协价、乃至中长期综合价时，固定零售价格反而成为“亏损上限”，而非“利润保护”。以月售量5亿度电的售电公司为例，批零价差为483.43（月度中长期综合价）-372.14（年度长协价）=0.111元/千瓦时： 中长期覆盖率 月度敞口电量（亿千瓦时） 批零倒挂单价（元/千瓦时） 5月单月亏损（万元） 30% 3.5 0.111 3895 50% 2.5 0.111 2782.5 70% 1.5 0.111 1669.5 90% 0.5 0.111 556.5 三、套餐结构转型：从“固定价”转向市场联动定价 从零售套餐结构演进来看，一个非常明显的变化是：传统以“固定价长协”为核心的定价模式正在弱化，取而代之的是与中长期及现货市场价格联动的结构化定价体系。 从各省实践进展来看，这一转型已经呈现出清晰梯度。 在联动程度最高的一类地区，零售价格已基本与批发市场及现货价格深度绑定，联动电量比例超过50%。例如陕西省已实现与批发均价100%联动，峰谷价差更多由市场供需决定，而非政策性分时机制主导。 在中等联动地区，市场价格已成为重要参考，但仍保留部分固定价格或政策性结构。如江苏省整体联动比例约50%，其中直接与现货市场挂钩的电量比例约5%–15%。 整体来看，无论地区差异如何，一个共同趋势已经非常清晰：零售电价正在从“全量固定锁价”，逐步转向“中长期均价+现货价格”的联动定价体系，价格形成机制正从政策主导，转向市场信号主导。   特征 省份 第一档 取消政策性分时,零售套餐直接与现货/月度市场价格深度联动,联动电量比例>50%,峰谷价差由市场形成 陕西省(100%批发均价联动)、辽宁省(100%联动市场)湖南省(60%灵活价格)、山东省(60%灵活价格)、吉林省(60%灵活价格) 第二档 部分联动市场价格(联动比例<50%),具备月度交易均价计算、浮动价格套餐等市场化分时要素,但仍保留一定政策性成分 江苏省(50%联动,其中5-15%现货)、河北省南网(现货实时8%)、广东省(现货联动8-15%,总联动10-30%)湖北省、重庆市、宁夏、青海省、河南省、云南省、贵州省、福建省、浙江省、山西省、四川省(联动比例仅5-10%) 第三档 仍执行传统政策性分时电价,或仅发布征求意见稿,尚未正式实施市场化分时电价机制 其他省市,陆续出台中 四、SMM报价体系的价值：从参考价格到市场定价基准 在当前电力市场价格波动加剧的背景下，一个更突出的问题正在显现：市场缺乏稳定、透明且跨区域可比的价格参考体系。 由于各省电力市场机制存在差异，不同交易中心之间在中长期、现货及零售结算规则上均不完全一致，导致价格信号呈现一定程度割裂。零售套餐设计因此更多依赖经验判断，而非统一的市场化基准。 在此背景下，SMM报价机制的价值逐步显现。 首先，其为分时、非分时及浮动型等不同零售套餐提供相对统一的价格参考，有助于售电公司在设计套餐结构时建立基础定价锚点。 其次，通过持续跟踪多省市场价格变化，可形成跨区域的价格对比框架，从而提升对不同省份市场波动与价差结构的判断效率。 再次，在零售套餐设计与服务费定价过程中，该参考机制可作为“浮动基准价”使用，使不同套餐之间的价格结构更具可解释性，也降低终端用户对复杂计价方式的理解成本。 从发展趋势来看，随着电力市场从政策主导定价向市场化定价逐步过渡，这类标准化参考工具的重要性将进一步提升，并有望从当前以江苏等市场为基础的分时/非分时浮动套餐分析，逐步扩展至更多省份，形成更具覆盖性的价格参考框架。 目前，SMM已在官网（https://hq.smm.cn/electricity-power）上线电力零售市场专区，后续将持续完善各省零售套餐相关报价体系，并结合市场变化与政策调整，发布更具深度的分析内容，以更好服务行业用户与市场参与者。