一、电力现货市场运行情况 本周概述： 9月21日至27日，全国天气继续呈现明显区域分化。江南、华南“秋老虎”延续，广东等地高温负荷仍有韧性；北方冷空气活动逐渐增多，制冷需求进一步退出。尽管负荷已由盛夏高峰向秋季过渡，本周六个重点市场周均价均较前一周上升，其中广东、江苏、山西日内或实时市场表现偏强。山东实时均价升至430.49元/MWh；广东日前、实时均价分别升至509.58元/MWh和577.52元/MWh；内蒙古发电侧实时均价升至389.03元/MWh；江苏日前、日内均价分别为433.89元/MWh和451.23元/MWh；山西日前、日内均价分别为379.64元/MWh和452.72元/MWh；陕西日前、实时均价分别为328.70元/MWh和319.79元/MWh。一次能源方面，动力煤港口价格继续处于高位偏强区间，而LNG进口成本周内整体回落，广东粤东LNG均价亦由6205元/吨降至6050元/吨。 本周现货市场的定价逻辑进一步由单一高温负荷向“区域负荷差异、新能源实际出力、日前预测偏差与燃料成本”共同驱动转变。南方持续高温对广东等市场形成明显需求支撑，而北方负荷逐步转弱后，山东、内蒙古、山西及陕西的价格变化更多取决于风光出力、外送及实时供需变化。煤价维持高位继续托住煤电边际成本，而LNG价格由前期高点回落，则使广东气电成本继续上升的压力有所缓解。 山东价格维持高位震荡，周初仍出现负价，周中以后供需明显收紧。 山东实时市场发电侧均价由9月21日447.39元/MWh降至22日348.91元/MWh，随后重新回升，24日达到476.84元/MWh，25-27日主要维持在432-448元/MWh，全周均价约430.49元/MWh，较前一周上涨约3.3%。值得注意的是，21日、22日实时市场最低价均触及-100元/MWh，23日最低价仍为-32.61元/MWh，而自24日起日内最低价均回升至300元/MWh以上。这表明本周前半段仍存在局部时段供给宽松，但周中以后系统供需明显趋紧。随着北方制冷负荷逐步退出，高温已不再是山东价格的核心推动力，新能源出力、实际负荷偏差以及煤电边际成本的影响进一步上升。当前煤价仍处高位，也限制了火电报价底部继续下移。 广东高温负荷韧性延续，实时市场波动进一步放大，周末价格再度走强。 广东本周日前均价约509.58元/MWh，较前一周上涨约10.7%；实时均价约577.52元/MWh，环比上涨约13.7%。实时价格21-22日连续处于666元/MWh以上，25日一度回落至376.28元/MWh，随后再次走高，27日达到727.35元/MWh的周内高点。日前市场也维持较高水平，26日达到577.02元/MWh。广东本周高温天气仍未完全退出，制冷负荷继续形成需求支撑，是电价保持高位的重要原因。另一方面，粤东LNG价格虽由6205元/吨降至6050元/吨，气电成本边际压力较上周有所缓解，但绝对价格仍处高位。因此，本周广东现货上涨更多体现为高温负荷及实时供需偏紧，而非燃料成本继续快速抬升。 江苏日前与日内市场同步走强，日内价格继续体现实际运行阶段偏紧特征。 江苏本周日前市场出清加权均价约433.89元/MWh，较上周上涨约9.7%；日内均价约451.23元/MWh，环比上涨约6.2%。日内价格大部分时间运行于416-471元/MWh之间，27日进一步升至493.57元/MWh；日前价格相对稳定，主要运行于414-458元/MWh。23日起江苏阴雨天气增加、最高气温逐步下降，制冷负荷并不具备明显增强条件，因此本周价格上涨更多反映实际运行阶段供需收紧、工业负荷韧性及煤电成本支撑。日内均价仍高于日前均价，也表明新能源实际出力和负荷偏差继续影响短周期价格。 内蒙古先弱后强，新能源出力变化继续成为价格波动的核心变量。 内蒙古发电侧实时加权均价本周约389.03元/MWh，较前一周上涨约12.3%；用户侧全网算数均价约425.21元/MWh，环比上涨约13.7%。周初价格相对偏弱，22日发电侧均价降至314.85元/MWh，随后整体呈上行趋势，26日、27日分别升至451.10元/MWh和472.11元/MWh。用户侧价格同步在26日升至521.09元/MWh。内蒙古高比例风光装机决定了现货价格对新能源出力及外送变化高度敏感，当风光出力较强时低边际成本电源能够快速压低价格，而新能源出力下降后，火电补位增加，高位煤价对边际报价的影响随之放大。因此，本周后半段价格持续走高更体现新能源出力与火电边际成本的共同作用。 山西日前、日内价格均明显抬升，日内市场继续表现出较大的实际供需偏差。 山西本周日前市场算数均价约379.64元/MWh，较前一周上涨约18.0%；日内均价约452.72元/MWh，环比上涨约11.8%，日内均价较日前高约73元/MWh。周初日内价格即处于高位，21日、22日分别达到541.56元/MWh和609.34元/MWh；25-26日回落至330元/MWh附近后，27日又反弹至505.71元/MWh。日前价格则在24日达到450.63元/MWh后明显回落。较大的日前—日内价差说明实际运行供需仍频繁偏离日前预期。山西煤电占比较高，在煤价处于高位背景下，一旦负荷、外送或新能源实际出力不及预期，煤电机组成为边际电源时更容易放大日内价格波动。 陕西价格重心继续上移，但实时市场整体略低于日前，实际运行阶段供需相对均衡。 陕西本周日前整体加权均价约328.70元/MWh，较前一周上涨约18.8%；实时均价约319.79元/MWh，环比上涨约8.3%。日前价格24日达到382.51元/MWh的周内高点，26日降至248.11元/MWh后，27日回升至343.20元/MWh；实时价格走势基本同步，24日最高为380.77元/MWh，26日最低为252.84元/MWh。与山西不同，陕西本周实时周均价较日前低约9元/MWh，说明实际运行阶段并未持续出现明显超预期的供需收紧。价格上行更多体现周度供需条件改善以及煤电边际成本支撑，而新能源实际出力仍决定短周期价格变化方向。 总体来看，本周六个重点市场周均价均较前一周上升，但推动因素已明显区别于盛夏阶段。 广东仍受到高温负荷支撑，而山东、江苏、内蒙古、山西和陕西的价格变化更多由新能源实际出力、实时负荷、省间交易以及日前预测偏差驱动。尤其山西、江苏日内价格明显高于日前，反映实际运行阶段供需偏紧；山东前半周仍出现负价、后半周最低价迅速抬升，则显示同一省份不同日期的供需状态也出现明显切换。燃料端方面，动力煤价格维持高位继续支撑煤电边际成本，而LNG价格阶段性回落，使广东气电成本继续快速上行的压力有所减弱。 一次能源情况 9月21日—9月27日 动力煤：港口价格高位偏强，产地走势分化，市场由单边上涨转向高位博弈。 周度煤价最新观测显示，9月28日SMM秦皇岛港5500K煤价为995元/吨，较9月18日的985元/吨进一步上升；同期大同坑口5500K由883元/吨小幅升至885元/吨，鄂尔多斯坑口5500K由790元/吨升至800元/吨，而榆林坑口6000K由900元/吨回落至890元/吨。港口价格继续偏强，但主产区走势已经出现一定分化，显示市场由此前快速上涨逐步进入高位震荡阶段。 粘贴的 Markdown (1) 供给端 ：主产区安全监管仍保持较高强度，部分煤矿产量恢复速度偏慢，对短期供应形成支撑。与此同时，随着前期坑口至港口价格关系改善，北方港口调入量有所恢复。临近国庆假期，部分矿井生产节奏存在阶段性调整可能，加之后续铁路检修预期，贸易环节提前组织资源，对港口现货形成一定支撑。不过产地煤价已不再全面同步上涨，也意味着供给端最紧张阶段有所缓解。 需求端 ：北方迎峰度夏基本结束，电厂日耗总体步入季节性下降通道，但江南、华南高温仍未完全退出，沿海火电需求下降速度相对缓慢。与此同时，国庆假期前补库与北方冬储需求逐步释放，对市场形成阶段性支撑。不过电厂库存总体仍处合理水平，终端采购更多以长协兑现和刚需补充为主，对高价市场煤的接受程度有限。 库存端 ：北方港口库存此前经历连续去化，现货资源仍相对偏紧，而发电企业自身库存安全垫较为充足，形成“港口偏紧、终端不缺”的结构。短期来看，安全监管、节前补库与冬储预期继续支撑价格，但随着气温下降和电煤日耗回落，继续快速上涨的动力有所减弱，预计动力煤以高位震荡为主。 LNG：进口成本整体回落，广东粤东价格同步下调，前期高成本压力有所缓解。 本周SMM LNG中国到岸价总体呈下行走势，9月21日报26.83美元/百万英热，22日降至25.88美元/百万英热，23日进一步降至25.70美元/百万英热，24日短暂回升至26.11美元/百万英热，25日再度降至25.27美元/百万英热，较周初下降约5.8%。广东粤东LNG均价则由9月21日6205元/吨降至22日6050元/吨，随后维持该水平。 粘贴的 Markdown (1) 供给端 ：前期原料气成本快速上涨带来的压力仍未完全消退，国产LNG生产成本依然偏高，但部分供应逐渐恢复，同时进口现货价格从高位回落，使上游继续大幅提价的动力减弱。沿海进口成本下降也开始向国内市场传导，广东等地区价格出现一定修正。 需求端 ：天然气需求仍呈结构性分化。广东等南方地区持续高温，使燃气发电需求保持一定韧性；车用气及部分工业用气亦提供支撑。但供暖季尚未正式开启，中下游面对高价气源仍较谨慎，因此需求暂不足以推动LNG重新快速上涨。随着进口成本回落，市场已经由前期的成本快速抬升转向高位整理。 对于广东电力市场而言，粤东LNG由6205元/吨回落至6050元/吨，有助于缓和燃气机组边际成本继续上升的压力，但当前气价仍明显高于8月水平。因此，气电成本对高负荷及新能源低出力时段电价仍具有支撑，只是边际推动作用较前两周有所减弱。 气象回顾 过去一周（9月21日—27日），全国天气继续呈现明显区域分化。副热带高压仍控制江南及华南部分地区，“秋老虎”持续，广东、福建等地最高气温普遍超过33℃，局部地区仍出现35℃以上高温；相比之下，北方冷空气活动逐渐增多，昼夜温差扩大，制冷负荷继续退出。 降雨主要集中于华西至黄淮、江淮一带，四川东北部、重庆北部及陕西南部部分地区累计降水偏多。江苏自23日起阴雨天气增加，最高气温有所下降；山东前半周总体以晴好天气为主，后半周云量增多并逐步受到冷空气影响。广东本周仍以高温闷热为主，阶段性阵雨对制冷需求的压制相对有限。 从电力市场角度看，天气因素已经从盛夏时期的“全国性高温推升负荷”转向更明显的区域差异。广东仍受到高温负荷支撑，而北方价格对气温的敏感度有所下降，风光出力、云量、降雨以及短期负荷预测偏差的重要性进一步提高。进入10月后，随着冷空气活动增强，制冷负荷预计继续下降，新能源实际出力对现货价格的影响有望进一步上升。 二、国内电力市场要闻 9月21日，福建省发展和改革委员会、国家能源局福建监管办公室发布《福建省发展和改革委员会 国家能源局福建监管办公室关于福建电力现货市场转正式运行的通知》（闽发改电力〔2026〕406号）。 文件明确福建电力现货市场自2026年9月30日起转入正式运行。福建现货市场此前已连续运行超过18个月，并经历迎峰度夏、迎峰度冬、汛期、极端天气及重要节假日等多场景检验。正式运行后，福建将成为又一个由连续结算试运行转向正式运行的省级现货市场，进一步扩大我国省级现货市场正式运行范围。 9月21日，辽宁省发展改革委发布《省发展改革委关于2027年新能源增量项目竞价有关事项的通知》（辽发改价格〔2026〕521号）。 本轮竞价纳入机制的电量总规模为53.08亿千瓦时，其中风电39.56亿千瓦时、光伏13.52亿千瓦时；风电、光伏竞价上下限均为0.18—0.30元/千瓦时，申报充足率下限为140%，机制电价执行期限均为12年。集中式项目机制电量申报比例不得高于全部上网电量的60%，分布式项目不得高于80%。随着机制电价竞价进一步常态化，新能源项目收益将更加依赖市场电价与机制电价之间的组合。 9月22日，国家能源局发布《2026年1—8月全国电力市场交易电量同比增长19.2%》。 1—8月，全国各电力交易机构累计完成交易电量5.18万亿千瓦时，同比增长19.2%；其中跨省跨区交易电量1.1536万亿千瓦时，同比增长12.1%，现货交易电量5627亿千瓦时。市场交易规模继续扩大，现货及跨区域资源配置在全国统一电力市场中的作用进一步增强。 9月23日，国家能源局公开《关于2026年8月全国新增建档立卡新能源发电（不含户用光伏）项目情况的公告》。 8月全国新增建档立卡新能源发电项目共4007个，其中风电项目29个、集中式光伏项目23个、工商业分布式光伏项目3949个、生物质发电项目6个。工商业分布式光伏仍占新增项目绝大多数，其中广东新增704个、江苏566个、浙江553个，显示东部负荷中心分布式新能源开发活跃度仍然较高。 总体来看，本周政策变化仍围绕 现货市场转正式运行、新能源机制电价竞价、跨省及现货交易规模扩大以及分布式新能源持续增长 展开。随着现货市场覆盖范围扩大和新能源进一步全面参与市场，发电企业、售电公司及储能主体对价格预测、偏差控制和多市场协同交易能力的要求将继续提高。

一、电力现货市场运行情况 山东价格重心继续上移，高温负荷与煤电成本共同增强价格支撑。 山东实时市场发电侧均价由9月14日332.04元/MWh逐步抬升，16日升至397.17元/MWh，17日突破400元/MWh，18日进一步达到518.58元/MWh；周末虽有所回落，但19日、20日仍分别处于443.02元/MWh和461.59元/MWh的较高水平。全周实时均价约416.62元/MWh，较前一周352.08元/MWh上涨约18.3%。本周山东最高气温主要运行于30-33℃，中旬暖热天气延续，制冷负荷较前期降温阶段重新增强；与此同时，CCTD秦皇岛5500大卡煤价仍维持754元/吨高位，煤电边际成本缺乏明显回落空间。负荷恢复与燃料成本支撑共同作用，是山东本周价格重心上移的主要原因。 广东现货维持高位运行，持续高温叠加气电成本上升，周后期价格再次走强。 广东日前成交均价本周由443.67元/MWh起步，17日短暂降至422.18元/MWh，随后连续上涨，20日升至529.19元/MWh，全周均价约460.35元/MWh，较前一周上涨约10.4%；实时均价波动更为明显，14日为522.60元/MWh，18日升至583.15元/MWh，19日仍达到561.36元/MWh，全周均价约508.12元/MWh，环比上涨约12.5%。广东本周大部分地区仍维持35℃左右高温，空调负荷保持韧性。与此同时，粤东LNG价格已由前期6005元/吨进一步升至6205元/吨，燃气机组边际成本明显抬升。虽然进口LNG价格在周内冲高后回落，但国内气源成本传导存在滞后，因此广东气电成本支撑仍然较强，高温负荷与气价上行共同推升现货价格中枢。 江苏日前、日内价格同步走高，负荷韧性叠加煤电成本支撑，日内价格表现更强。 江苏本周日前市场出清加权均价主要运行在380-420元/MWh之间，全周均价约395.55元/MWh，较上周上涨约7.0%；日内均价由14日369.74元/MWh逐步升至17日474.48元/MWh，此后保持在420元/MWh以上，全周均价约424.70元/MWh，环比上涨约15.3%。江苏本周最高气温仍在29-31℃附近，暑热消退速度相对有限，工业及商业负荷仍具有一定韧性。同时，动力煤价格维持高位，使煤电报价成本缺乏明显下移空间。值得注意的是，本周日内均价明显高于日前均价，显示实际运行阶段供需较日前预测更趋偏紧，新能源出力和实时负荷偏差对日内价格的推动作用有所增强。 内蒙古价格大幅波动，新能源出力变化继续主导短期走势。 内蒙古发电侧实时加权均价本周在145.22-586.10元/MWh之间宽幅波动，14日高达531.59元/MWh，随后15-18日持续走低，其中18日仅145.22元/MWh，周末则快速反弹，20日达到586.10元/MWh。全周均价约346.36元/MWh，较前一周下降约18.4%；用户侧全网算数均价约374.09元/MWh，同样明显回落。内蒙古高比例风光装机决定了价格对新能源实际出力变化高度敏感，当风光资源较好时，低边际成本电源集中出力能够快速压低市场价格；而在新能源出力回落、火电补位需求增强时，煤炭成本又会通过边际机组报价放大价格上行弹性。因此，本周内蒙古周均价虽明显下降，但日度价格波动进一步扩大。 山西日前偏弱、日内后半周快速上行，实际供需偏差明显扩大。 山西本周日前市场出清算数均价前半周主要运行于260-310元/MWh，19日升至341.27元/MWh，20日大幅上涨至497.68元/MWh，全周均价约321.70元/MWh，较上周下降约6.3%。相比之下，日内价格表现明显更强，14-17日仍运行于276-309元/MWh附近，18日升至416.01元/MWh，19日进一步达到585.20元/MWh，20日升至655.58元/MWh，全周均价约405.06元/MWh，较前一周上涨约15.3%。周后期日前与日内价差迅速拉大，表明实际运行阶段出现了明显超出日前预期的供需收紧。山西煤电占比较高，在煤价维持高位的背景下，一旦实际负荷或外送需求增强、其他电源出力不及预期，煤电边际成本更容易放大日内价格波动。 陕西价格整体偏弱，周末有所修复，但尚未改变周度下行格局。 陕西日前整体加权均价本周大部分时间处于232-316元/MWh区间，仅20日升至384.54元/MWh，全周均价约276.70元/MWh，较前一周下降约12.0%；实时市场均价约295.37元/MWh，较上周回落约17.6%，其中15日最低为237.57元/MWh，随后逐步修复至20日376.50元/MWh。陕西新能源占比较高，周内风光出力及省间交易变化仍是影响市场价格的核心变量。虽然煤炭成本维持高位，但在新能源出力较好、系统供需相对宽松时，燃料成本难以单独推动现货价格上行；直至周后期供需边际收紧后，价格才出现较为明显的修复。 总体来看，本周现货市场呈现明显的区域分化。 山东、广东和江苏受高温负荷韧性及燃料成本支撑影响，价格重心较前一周继续上移；内蒙古、陕西受新能源出力及供需宽松影响，周均价明显回落；山西则出现日前偏弱、日内大幅走强的结构性分化。随着盛夏负荷逐步退出，单纯由高温推动的需求逻辑正在减弱，新能源实际出力、日前预测偏差、跨省交易及煤气燃料成本在短期定价中的重要性进一步上升。 一次能源情况 9月14日—9月20日 动力煤：CCTD价格高位持稳，需求端季节性转弱与节前补库预期相互拉锯。 截至9月18日，CCTD秦皇岛5500大卡动力煤报754元/吨，与上周持平；5000大卡报684元/吨，同样保持稳定；4500大卡报616元/吨，较上周小幅下降1元/吨。经历前期连续上涨后，本周CCTD港口煤价进入高位震荡阶段，市场由此前单边走强逐步转向供需双方博弈。 供给端 ：主产区安全监管仍处常态化偏严状态，部分煤矿复产和达产速度仍较慢，对供应形成一定约束；但随着产地发运条件逐渐改善，港口调入量较前期有所恢复。同时，临近国庆、中秋假期，部分煤矿完成月度生产任务后可能出现阶段性减产，叠加后续大秦线检修预期，使贸易环节提前增加资源组织，短期供给仍难明显宽松。 需求端 ：迎峰度夏进入尾声，北方电力负荷已逐步回落，但华东、华南部分地区高温持续，使沿海电厂日耗下降速度相对有限。临近双节，部分电厂存在补库需求，北方冬储也开始逐渐进入市场，但终端库存总体仍处合理水平，当前采购仍以长协兑现和刚需补充为主，对高价市场煤接受程度有限。非电行业虽有阶段性补库需求，但整体难以形成持续增量。 库存端 ：港口库存仍延续前期去化后的偏低水平，而发电企业煤炭库存安全垫相对充足，市场继续呈现“港口资源偏紧、终端库存尚可”的结构。短期看，安监、节前补库和冬储预期对煤价形成支撑，但需求季节性走弱限制继续上涨空间，动力煤价格预计以高位震荡为主，后续重点关注主产区复产进度、港口调入及冬储采购启动节奏。 LNG：国内价格继续上移，进口成本冲高后回落，气源成本仍对广东气电形成支撑。 截至9月18日，广东粤东LNG均价维持6205元/吨，较前一周6005元/吨进一步上涨200元/吨。SMM LNG中国到岸价则呈现冲高回落走势，9月14日升至29.74美元/百万英热，此后连续回落，15-18日分别为28.94、27.81、27.38和27.19美元/百万英热。进口价格虽然从周初高点回调，但整体仍处较高水平。 供给端 ：国内原料气成本前期明显上调，使西北等主产区液厂生产成本整体抬升；部分装置检修进一步限制短期供应弹性，液厂降价意愿较弱。进口端在经历前期快速上涨后有所降温，但高进口成本向国内沿海市场的传导仍在持续，使广东等沿海地区LNG价格保持强势。 需求端 ：当前LNG需求并未出现全面回暖，工业用户对高价资源仍存在一定谨慎情绪，但车用气经济性改善带来的需求增量，以及秋冬补库预期，对市场形成一定支撑。广东方面，高温天气延续使燃气发电需求保持一定韧性，粤东LNG价格升至6205元/吨后，燃机边际发电成本进一步抬升，对广东现货市场高价时段形成更明显的成本支撑。预计短期国内LNG仍将保持高位震荡，后续重点关注气温下降速度、液厂供应恢复及秋冬补库进度。 气象回顾 过去一周（9月14日—20日），全国气温总体偏高，“秋老虎”特征仍然较明显。北方冷空气势力相对偏弱，中东部多数地区以晴热天气为主，华南持续高温，广东中北部部分地区最高气温达到35-36℃；山东部分地区最高气温升至33℃左右，江苏最高气温主要运行于29-31℃。 9月19日起，一股弱冷空气开始自西北向东移动，西北、华北北部及东北部分地区降温4-6℃，北方负荷边际回落。西南及华西地区降水仍较频繁，但累计雨量整体有限。第25号台风“杜鹃”于16日在西北太平洋生成，位置偏远，对我国近海和重点省份电力供需影响有限。 整体来看，本周气象影响呈现明显区域差异：华东、华南持续偏热，使山东、广东、江苏制冷负荷保持韧性；北方后半周逐步受到冷空气影响，用电需求边际走弱。随着9月下旬冷空气活动增加，气温对电价的直接推动作用预计逐步下降，而风光出力变化及短期负荷预测偏差的重要性将进一步提升。 二、国内电力市场要闻 9月15日，国家能源局华东监管局、安徽省发展改革委、安徽省能源局联合印发《安徽电力调频辅助服务市场实施细则（试行）》（华东监能市场〔2026〕87号）。 新规进一步放宽新型调节资源参与条件，独立储能、虚拟电厂等调节资源准入规模降至1MW，并将调频里程申报价格区间调整为1—6元/MW；同时建立调频费用向工商业用户及相关上网电量传导机制，其中现阶段工商业用户承担比例暂定90%。安徽现货正式运行后，调频市场进一步完善，有利于储能及其他灵活性资源形成“现货+辅助服务”的多元收益结构。 9月16日，辽宁省工业和信息化厅发布《关于征求〈辽宁省电力市场运行规则（5.0版征求意见稿）〉意见的通知》。 此次修订是在连续结算试运行基础上对原4.0版规则进一步完善，市场经营主体明确包括发电企业、售电企业、电力用户以及储能、虚拟电厂等新型经营主体，并进一步规范现货报价、市场注册和市场秩序管理。规则迭代意味着辽宁现货市场正从试运行规则持续向更加完整的市场体系过渡，新型经营主体的市场参与路径进一步清晰。 9月17日，上海电力交易中心转发华东能源监管局关于征求《上海电力调频辅助服务市场细则（试行）（征求意见稿）》意见的函。 征求意见稿提出上海调频市场采用基于调频里程的单一价格机制，交易组织采取“日前报价、日内出清、实时调用”模式，调频里程申报价格区间为3—15元/MW；新型储能、虚拟电厂等新型经营主体将被纳入市场。上海作为典型受端负荷中心，调频市场建设有望进一步释放储能和可调负荷的系统调节价值。 9月17日，国家能源局山西监管办公室发布《山西能源监管办数字化赋能监管 切实维护电力市场公平交易秩序》。 山西依托数字化监管平台发现8起串通报价问题线索，涉及1家批发用户、6家售电企业和22家发电企业，共29家市场主体；对相关企业下达整改通知，并对2家再次发生同类违规行为的发电企业依法立案。随着现货市场连续运行时间延长，交易行为监管正在从事后检查向高频数据监测和异常报价识别转变。 9月18日，国家发展改革委、国家能源局、国家矿山安全监察局联合部署煤炭安全稳产保供工作。 有关部门要求产煤省区和煤炭企业在确保安全基础上加快复产达产、优化生产组织，并强化电煤中长期合同履约、进口煤补充及接续产能建设。短期来看，该安排有利于改善煤炭供给预期，但实际产量释放仍需要时间，煤价对火电边际成本的支撑预计不会快速消失。

8.31-9.6，全国天气呈现明显阶段性切换，北方气温逐步回落，华东、华南则持续受到台风及强降雨扰动。第18号台风“沙德尔”8月30日减弱停编后，残余涡旋进入南海，并于9月1日重新加强为台风，3日在福建漳浦古雷沿海完成第三次登陆，形成罕见的“两次起编、三次登陆”过程。 天气变化、新能源出力以及一次能源成本共同影响下，多省现货价格呈现宽幅波动：山东实时均价由192元/MWh低位逐步回升至周末376元/MWh；广东实时价格由206元/MWh低点快速升至578元/MWh；江苏日前、日内价格周后期同步走强；蒙西发电侧实时均价在220-432元/MWh之间宽幅震荡；山西日前价格5日升至427元/MWh后快速回落；陕西日前价格维持低位，而实时价格周末升至407元/MWh。成本端同步增强，截至9月4日，CCTD秦皇岛5500大卡动力煤升至741元/吨，主产区供应约束、发运成本抬升及港口库存下降共同推高煤炭成本中枢，对煤电边际报价形成支撑；SMM LNG中国到岸价可得数据运行于24.61-25.91美元/百万英热，广东粤东LNG均价仍维持5860元/吨。进入9月后，高温负荷影响逐步减弱，新能源出力、一次能源成本及日前与实时供需偏差对电价的影响权重明显提升。 从区域分布看，山东先抑后扬，新能源大发压低周初价格，煤电成本抬升限制后续下行空间。 山东本周实时市场发电侧均价由8月31日191.87元/MWh低位起步，9月1-3日逐步回升至295.10-301.31元/MWh，随后明显走强，9月5日升至412.94元/MWh，6日收于376.43元/MWh，全周平均约321.24元/MWh。随着气温下降，山东制冷负荷较8月高温阶段明显减弱，晴好天气下光伏出力增加，午间电力供应相对宽松，是周初价格偏低的重要原因。另一方面，动力煤价格继续走高，秦皇岛5500大卡煤价已升至741元/吨，反映煤炭成本中枢持续抬升，煤电机组变动成本及报价底部同步获得支撑。因此，尽管高温负荷退坡明显，山东价格并未持续下探，周后期随着新能源出力和负荷关系变化，实时价格快速修复。 广东深“V”反转，“沙德尔”强降雨先压低负荷，天气好转后实时市场快速走强。 广东本周日前成交均价由394.81元/MWh下降至9月2日299.82元/MWh，随后连续反弹至6日415.08元/MWh；实时成交均价波动更为明显，由306.81元/MWh降至2日205.59元/MWh后迅速走高，5日达到578.06元/MWh，6日仍维持443.57元/MWh。9月1-3日，“沙德尔”及其外围环流持续影响广东东部，粤东多地出现暴雨至大暴雨、局地特大暴雨，阶段性压低空调负荷。 5日起降雨明显减弱，气温和用电需求恢复，推动实时供需迅速收紧。成本方面，动力煤走强对省内煤电机组形成一定成本支撑，但广东粤东LNG价格仍稳定在5860元/吨，国际LNG上涨尚未同步传导至国内气源，因此本周广东电价大幅波动更多仍由天气、实时负荷及电源出力变化主导，而非燃料成本单边推动。 江苏震荡走强，高温负荷退坡但煤电成本支撑增强，后半周供需重新收紧。 江苏本周日前市场出清加权均价由319.71元/MWh震荡抬升，9月6日达到396.10元/MWh，全周平均约349.91元/MWh；日内均价由330.54元/MWh逐步走高，5日升至391.22元/MWh，6日维持374.84元/MWh，全周平均约353.11元/MWh。周初江苏受到台风外围环流及冷空气影响，降雨和降温削弱制冷需求，负荷较盛夏阶段明显回落；随着降雨减弱，工业用电韧性以及新能源实际出力变化推动供需边际趋紧。与此同时，动力煤价格持续上行使煤电边际成本底部抬升，对江苏现货价格形成成本支撑。天气降温压制需求与煤电成本上移相互作用，使本周江苏价格未随气温下降同步走弱，反而在后半周逐渐上行。 内蒙古宽幅震荡，风光出力仍是第一驱动，煤价走强放大新能源低出力时段的价格弹性。 蒙西本周发电侧实时加权均价由385.83元/MWh持续回落，9月3日降至220.04元/MWh的周内低点，随后快速反弹，5日升至432.29元/MWh，6日回落至358.12元/MWh；用户侧全网算数均价同步由424.26元/MWh最低降至253.17元/MWh，随后反弹至455.99元/MWh。全周发电侧和用户侧均价分别约321.48元/MWh和349.31元/MWh。蒙西风光装机规模较大，实时价格首先取决于新能源实际出力与外送需求，但在风电、光伏出力下降并需要更多火电机组补位时，煤炭成本中枢上移会进一步抬升边际机组报价。因此本周蒙西价格由220元/MWh低位快速反弹至430元/MWh以上，也体现出“新能源出力波动+火电成本支撑”共同作用下的高弹性。 山西冲高后回落，煤价走强强化成本底部，但日前供需预期未完全在实时市场兑现。 山西本周日前市场算数均价由266.17元/MWh逐步抬升，9月4日升至374.80元/MWh，5日进一步达到426.54元/MWh，随后6日回落至305.91元/MWh，全周平均约319.65元/MWh；日内均价主要运行于276-343元/MWh区间，全周平均约314.99元/MWh。山西煤电占比较高，港口动力煤价格持续走强反映全国煤炭成本重心上移，产地供应偏紧亦强化火电成本支撑，使现货价格下方空间受到一定约束。但9月5日日前均价较日内高出超过130元/MWh，说明市场此前对次日新能源出力、负荷或跨省外送趋紧的预期并未完全兑现。煤电成本决定价格底部，而短期价格上沿仍主要取决于实时供需变化。 陕西日前维持低位，实时市场后半周快速走高，燃料成本支撑与新能源预测偏差共同放大价差。 陕西本周日前整体加权均价主要运行于208-246元/MWh，全周平均约226.61元/MWh；实时价格则由8月31日199.42元/MWh逐步走强，9月4日升至346.76元/MWh，6日进一步达到407.46元/MWh，全周平均约276.90元/MWh。周初新能源供应相对充裕，使日前价格持续处于低位，而后半周实际供需较日前预测明显收紧，推动实时价格快速抬升。与此同时，动力煤价格上行使火电机组边际成本增加，在新能源出力不足、火电调用增加的时段，成本支撑更加明显。因此，本周陕西价格并非单纯受煤价推动，而是新能源预测偏差触发火电边际机组更多出清后，燃料成本上涨进一步放大实时价格弹性。 总体来看，本周多省现货市场呈现明显宽幅波动，高温负荷已由主要矛盾逐步退居次要位置，而“新能源出力+一次能源成本+实时供需偏差”的影响明显增强。 山东在光伏大发与负荷下降作用下周初运行低位，但煤电成本走高限制价格持续下探；广东受“沙德尔”强降雨影响形成深“V”反转，粤东LNG价格暂稳使价格变化仍以负荷和实时供需驱动为主；江苏在降温背景下价格反而后半周走强，煤电成本支撑的重要性有所提升；蒙西、山西、陕西则体现出新能源出力与火电成本相互叠加的特征。进入9月后，气温对价格的单边驱动力预计继续下降，而煤炭成本、风光出力、省间交易及日前—实时偏差将成为现货价格的核心观察变量。 一次能源情况 8月31日—9月6日 动力煤：供应收缩与港口去库共振，煤价延续偏强运行。 本周动力煤价格继续抬升。截至9月4日，CCTD秦皇岛港5500大卡动力煤报741元/吨，较8月28日上涨10元/吨；5000大卡报673元/吨，周环比上涨11元/吨；4500大卡报606元/吨，上涨10元/吨。进入9月后，高温电煤需求已经逐渐从旺季高点回落，但煤价反而加速走强，显示当前市场主要矛盾已由此前的需求拉动逐渐向供应端收紧转移。主产区安全监管、煤矿阶段性检修、发运成本上升及北方港口库存下降共同增强价格支撑。 需求端 ：出伏后北方气温明显下降，沿海电厂日耗逐渐退出迎峰度夏高点，但南方部分地区仍存在阶段性高温，火电刚需下降速度相对缓慢。同时，冶金、化工等非电行业保持一定采购需求，使煤炭消费并未出现断崖式回落。不过，终端电厂库存可用天数已有恢复，长协煤仍是采购主体，现货补库以刚需为主，对快速上涨的市场煤接受度有限，需求端并不是本轮煤价走强的唯一推动因素。 供给端 ：供应收缩成为当前煤价走强的核心变量。晋陕蒙主产区安全生产监管持续偏严，部分矿井检修及天气因素影响短期生产和外运，增量释放有限。产地煤价走高后，坑口至港口发运成本同步增加，部分线路贸易利润受到压缩，贸易商主动集港意愿下降。进口煤方面，海外煤源供应和运输成本变化使进口资源的价格优势有所收窄，难以形成明显的低价补充，进一步强化国内煤价底部支撑。 库存端 ：北方港口库存延续去化，港口现货可流通资源趋紧。随着产地发运偏弱，调入量不足，而下游仍保持一定拉运需求，环渤海主要港口库存继续下降。终端电厂整体库存仍具有安全缓冲，但港口库存持续去化提升贸易商挺价意愿。展望后市，随着9月电力需求季节性转弱，煤价进一步快速上行空间或受到限制，但若产地供应恢复偏慢、港口调入持续偏低，动力煤仍将维持较强成本支撑。 LNG：中国到岸价维持高位，广东粤东价格仍未明显跟涨。 SMM LNG中国到岸价本周继续处于高位。8月31日报24.61美元/百万英热，9月1日升至25.06美元/百万英热，2日进一步达到25.91美元/百万英热，3日小幅回落至25.54美元/百万英热，价格重心较8月下旬继续上移。广东粤东LNG均价则持续稳定在5860元/吨，海外现货价格上涨尚未明显向国内终端传导。国际天然气市场受到供应风险及冬季补库预期支撑，而国内仍处传统消费淡季，中长期进口合同及管道气对现货需求形成缓冲。当前广东燃气机组燃料成本总体保持稳定，但若海外现货LNG长期维持高位，进口成本向国内传导及气电边际成本重新抬升仍需持续关注。 气象回顾 过去一周（8月31日—9月6日），全国天气由盛夏高温逐渐切换为“北方降温、南方台风风雨”。第18号台风“沙德尔”8月30日在广西境内减弱并停止编号，但残余涡旋随后进入南海西北部，于9月1日凌晨重新加强为编号台风；9月3日6时30分，其在福建漳州市漳浦古雷沿海第三次登陆，之后向西进入广东并于当日再次停编。“沙德尔”整个生命史经历三次登陆、两次起编和两次停编，路径具有明显特殊性。 受“沙德尔”及季风水汽影响，华东、华南多地出现持续强降雨。9月2-4日，福建、广东、浙江及江苏南部等地雨势明显，其中福建东山24小时累计雨量达到460.9毫米，广东东部亦出现局地特大暴雨。 山东本周整体最高气温降至30-33℃附近，高温负荷明显退坡；广东在台风影响减弱后周后期气温逐步回升；江苏周初降水较多，中后期天气好转。后续随着冷空气活动进一步增强，气温对全国电力负荷的拉动预计继续下降，但秋季台风和强对流天气仍可能通过同时影响负荷和新能源出力，放大短周期现货价格波动。 二、国内电力市场要闻 8月31日，国家能源局综合司发布《关于公开征求〈供电企业信息公开实施办法〉（修订稿）意见的通知》。 本次修订针对现行《供电企业信息公开实施办法》（国能发监管规〔2021〕56号）进一步完善，公开征求意见期为发布之日起30日，重点提高供电企业信息公开规范性和透明度。随着市场化用户、售电公司及新型经营主体持续增加，信息公开机制完善有助于降低市场主体之间的信息不对称，并强化用户对供电服务及相关费用的知情权。 8月31日，国家能源局华中监管局发布《华中区域（东四省）电力互济交易首月运行成效显著》。 河南、湖北、湖南、江西四省电力互济交易自7月1日启动连续结算试运行，7月累计653家主体完成交易，交易电量超过5亿千瓦时，跨省最大互济电力达到353.3万千瓦；29家储能电站和1家虚拟电厂实现出清，并帮助327家新能源企业通过外送交易减弃增发近1亿千瓦时。跨省短周期市场正由传统电源互济向新能源、储能和虚拟电厂共同参与延伸，对区域供需平衡及新能源消纳形成更强支撑。 9月4日，国家发展改革委发布《国家发展改革委关于向社会公开征求〈售电公司管理办法（公开征求意见稿）〉意见的公告》。 此次修订针对现行售电公司管理制度进一步完善，征求意见自9月4日起开展。征求意见稿重点强化注册管理、履约保障及经营风险控制等要求。随着现货市场价格波动加剧，售电公司未来的核心竞争力将更多转向中长期合同管理、负荷预测以及现货风险敞口控制，而非单纯依靠购售电价差。 9月4日，国务院发布修订后的《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（中华人民共和国国务院令第845号）。 《条例》于2026年8月30日修订公布，自2027年1月1日起施行，进一步规范电力安全事故应急处置和调查处理，并明确相关主体安全责任。随着新能源、新型储能及其他并网主体数量快速增加，安全监管体系完善将进一步强化市场运行与电网安全之间的约束关系。 9月4日，国家能源局发布《关于2026年7月全国新增建档立卡新能源发电（不含户用光伏）项目情况的公告》。 2026年7月，全国新增建档立卡新能源项目共4276个，其中风电38个、光伏4236个、生物质发电2个；工商业分布式光伏项目达到4207个。分布式新能源项目数量持续扩张，将进一步增加配电网午间新能源消纳和短周期出力波动压力，也将提升储能、需求响应以及零售侧负荷管理的重要性。

8.17-8.23，全国天气呈现“西热东雨、台风活跃”的区域分化格局。西北太平洋进入台风集中活跃期， 台风“沙德尔”“紫檀”“简拉维”同期活动 ，叠加季风槽水汽输送，华南、华东沿海降雨和强对流明显增多；与此同时，副热带高压仍控制山东中西部、四川盆地及黄淮部分地区，局地最高气温维持37-38℃。高温负荷韧性、台风外围环流、新能源出力及省间交易共同作用下，各省现货价格波动明显加剧：山东日内均价由403元/MWh震荡升至465元/MWh，周内最高价多次触及1500元/MWh，同时多日最低价降至-100元/MWh；广东价格高位回落，日前均价由461元/MWh降至390元/MWh；江苏整体维持330元/MWh附近震荡；蒙西先降后急升，发电侧日内均价由周中258元/MWh升至周末603元/MWh；山西震荡偏强，日前均价周末升至387元/MWh；陕西呈明显“V形”走势，日前均价由周中73元/MWh低点反弹至412元/MWh。一次能源方面，截至8月21日，CCTD秦皇岛5500大卡动力煤报730元/吨，周环比持平，旺季需求边际走弱与供应约束形成拉锯；SMM LNG中国到岸价由21.76美元/百万英热连续升至23.66美元/百万英热，广东粤东LNG均价维持5860元/吨。后续需重点关注“沙德尔”路径变化、副高重新增强后的高温范围，以及蒙西、西北新能源出力波动。 从区域分布看，山东高位震荡上行，持续高温支撑负荷，日内峰谷价格波动显著。 山东本周日内发电侧均价由402.89元/MWh震荡上升至464.53元/MWh，全周平均约429.93元/MWh。周内除8月19日外，日内最高价格均达到或接近1500元/MWh，同时17日、18日及20-23日最低价均触及-100元/MWh，单日价格振幅明显扩大。山东中西部本周仍处副高控制下，聊城、德州、济南等地持续出现35-38℃高温，空调负荷韧性较强；但半岛及局部地区阶段性降雨，加之午间新能源集中出力，使部分低负荷时段供应显著宽松。高峰负荷偏紧与新能源大发时段供给过剩并存，是本周山东高价与负电价频繁交替的核心原因，也进一步凸显新能源高渗透背景下实时市场价格弹性。 广东高位回落，台风外围环流带来的持续降雨逐步削弱高温负荷支撑。 广东本周日前成交均价由460.65元/MWh下降至389.76元/MWh，全周平均约412.92元/MWh；日内成交均价由509.44元/MWh回落至383.24元/MWh，全周平均约421.54元/MWh。周初广东高温高湿天气仍较明显，17日日内均价维持509.44元/MWh高位；此后随着“紫檀”“简拉维”等热带系统外围环流及季风水汽影响增强，广东雷雨天气增多，部分地区累计降水达到80-180mm，气温有所回落。虽然雨后高湿闷热使制冷需求仍具一定韧性，但负荷较前期高温阶段明显降温，推动日前及日内价格重心逐步回落。 江苏窄幅震荡，台风外围降水使负荷缺乏持续上行动力，日前与日内周末明显分化。 江苏本周日前市场出清加权均价主要运行于302-358元/MWh之间，全周平均约338.49元/MWh；日内市场出清均价主要运行于294-350元/MWh，全周平均约334.96元/MWh。周内江苏处于副高边缘，高温与阶段性雷雨交替，累计降雨约20-50mm，负荷整体维持高位但缺乏持续抬升动力。值得注意的是8月23日，日前均价仍达到357.72元/MWh，而实际日内均价降至293.83元/MWh，两者价差明显拉大，显示实际运行阶段供应较日前预测更为宽松。随着台风活动增强，天气及新能源预测偏差对短周期价格的扰动有所放大。 蒙西先抑后扬，周末供需快速收紧推动发电侧与用户侧价格同步冲高。 蒙西本周发电侧日内加权均价由313.87元/MWh升至18日的457.06元/MWh，随后20日降至257.78元/MWh，22日起再次快速上升，23日进一步达到602.99元/MWh；用户侧全网算数均价同步由周中最低295.30元/MWh升至650.98元/MWh。全周发电侧日内平均价格约407.12元/MWh，用户侧均价约444.89元/MWh。蒙西风光装机占比较高，系统价格对实际新能源出力、外送需求及火电调节能力高度敏感。周末发电侧和用户侧电价同步连续走高，显示系统供需由前期相对宽松快速转为偏紧，新能源出力变化仍是决定区域现货价格弹性的关键变量。 山西震荡偏强，实时供需波动推动周末价格重新上行。 山西本周日前市场算数均价由281.16元/MWh震荡运行，8月23日升至387.05元/MWh，全周平均约322.66元/MWh；日内均价由17日390.01元/MWh逐步回落至周中294-299元/MWh附近，周末再次回升至366.21元/MWh，全周平均约332.31元/MWh。周初日内价格明显高于日前，显示实际运行阶段供需较预测偏紧；周中供需趋于平衡后价差收窄，周末则随着区域供需重新收紧，日前与日内同步上行。山西作为华北重要外送电源基地，本省负荷与跨省交易需求共同放大现货价格波动，后续仍需关注华北跨省市场交易变化。 陕西呈明显“V形”走势，周中供应宽松后周末价格快速反弹。 陕西本周日前整体加权均价由308.16元/MWh升至18日的379.56元/MWh，随后快速回落，8月20日降至73.46元/MWh，之后连续反弹至23日的412.41元/MWh；日内均价走势基本一致，由周中最低99.22元/MWh快速升至周末489.70元/MWh。全周日前、日内平均价格分别约254.64元/MWh和278.89元/MWh。周中低价说明新能源大发等因素使系统供给阶段性宽松，而进入周末后日前与日内价格同步快速抬升，则反映实际新能源出力、外送及负荷关系明显变化。随着新能源装机提升，陕西现货市场的短周期价格反转特征进一步增强。 总体来看，本周电力现货市场由此前较为单一的高温负荷逻辑，进一步转向“高温、台风降雨、新能源出力与跨省交易”多因素共同驱动。 山东持续高温使负荷保持韧性，但新能源大发又推动日内最低价格多次触及-100元/MWh，高低价并存特征突出；广东随着台风外围环流降雨增加，价格逐步从前期高位回落；江苏整体窄幅震荡，但日前与日内预测偏差有所扩大；蒙西周末供需明显趋紧，价格快速冲高；山西整体震荡偏强；陕西则在周中低价后快速反弹。后续西北太平洋台风活动仍较活跃，其中需重点关注超强台风“沙德尔”的发展及移动路径，同时副热带高压可能重新增强，高温、强风雨和新能源出力的同步变化仍将持续放大区域价格差异。 一次能源情况 8月17日—8月23日 动力煤：煤价维持横盘，旺季需求转弱与供应约束形成拉锯。 本周动力煤市场整体保持稳定。根据CCTD秦皇岛港价格，截至8月21日，5500大卡动力煤报730元/吨，与8月14日持平；5000大卡报661元/吨，周环比持平；4500大卡报594元/吨，同样维持稳定。进入8月下旬，全国部分地区高温范围收缩，沿海电厂日耗自旺季高点边际回落，但主产区安全监管仍限制短期供应弹性，需求走弱与成本、供应支撑相互制衡，港口煤价整体延续窄幅震荡格局。 需求端 ：随着出伏临近，动力煤需求逐步由迎峰度夏高位向季节性回落过渡。虽然山东、四川盆地等区域仍持续高温，火电日耗维持一定韧性，但华东、华南受台风外围环流及降雨影响，制冷用电有所下降，沿海电厂日耗已从前期高位回落。终端库存相对充足，长协煤履约稳定，电厂对市场煤仍以缺口采购为主，对高价煤源接受意愿有限，市场暂未出现明显集中补库行为。 供给端 ：主产区供应继续受到安全生产检查及局部矿井停减产影响。晋陕蒙部分区域安监力度维持高位，中高热值煤源供应释放相对有限，对价格形成底部支撑；与此同时，随着下游日耗回落，低卡煤采购需求有所减弱，部分矿区报价承压。进口煤方面，海外价格及运费波动使进口煤到岸优势有所收窄，国内终端采购积极性偏低，对沿海市场的补充作用有限。 库存端 ：此前连续去库后，北方港口库存逐步企稳并出现缓慢回升。随着电厂拉运节奏放缓，港口调出量边际下降，而调入恢复使库存重新累积。产地与港口价差倒挂问题仍未完全缓解，贸易商主动发运及囤货积极性均偏低。与此同时，终端电厂库存仍具一定安全缓冲。综合来看，供给约束限制煤价明显下跌，而旺季需求逐步退坡也压制上涨空间，短期动力煤价格或继续震荡运行。 LNG：中国到岸价连续走高，广东粤东价格暂维持稳定。 SMM LNG中国到岸价本周呈持续上涨态势。8月17日报21.76美元/百万英热，18日为21.77美元/百万英热，19日升至22.05美元/百万英热，20日进一步上涨至22.53美元/百万英热，21日达到23.66美元/百万英热，较周初上涨约8.7%。广东粤东LNG均价则继续维持5860元/吨，国内价格尚未同步明显抬升。海外天然气市场方面，欧洲冬季补库预期、部分气源供应约束以及海运市场偏紧共同抬升国际价格，进口LNG成本压力重新增加。国内仍处工业用气淡季，资源供应总体充裕，加之部分地区台风降雨降低气电调峰需求，短期进口成本上涨尚未完全向终端传导。若国际气价继续上行，后续沿海燃气电厂边际发电成本存在重新抬升可能。 气象回顾 过去一周（8月17日—8月23日），全国天气主要呈现“西部及黄淮部分地区高温持续、华东华南风雨增多”的特征。西北太平洋台风活动明显增强， 台风“沙德尔”“紫檀”“简拉维”同期活动，形成三台共舞格局 ，外围环流叠加季风槽为华南、华东沿海持续输送水汽。广东部分地区累计降雨达到80-180mm，浙江南部累计降雨超过100mm，江苏也出现阶段性强降雨；与此同时，山东中西部、四川盆地等区域仍受到副热带高压控制，部分地区最高气温达到35-38℃。高温与强降水同时存在，使区域负荷及新能源出力差异进一步扩大。 从重点省份看，山东中西部周中后期继续受到副高控制，聊城、德州、济南等地最高气温35-37℃，局部达到38℃，半岛地区21-23日出现明显降水后沿海负荷压力有所缓和；广东连续受到“紫檀”“简拉维”等热带系统外围环流及季风水汽影响，雷雨过程频繁，最高气温降至34℃左右，强降雨阶段对空调负荷形成一定压制；浙江18-23日浙南及东南沿海多阵雨雷雨，部分站点累计降雨超过100mm；江苏则以高湿闷热和阶段性雷雨为主。下一阶段需重点关注**超强台风“沙德尔”**的发展路径，根据当前气象趋势，其外围风雨可能进一步影响华东沿海，并同步扰动浙江、江苏等地区负荷、风电出力和电网运行；同时副高再次西伸北抬后，黄淮、江淮部分区域高温仍可能重新发展。 国内电力市场要闻 8月17日，国家发展改革委、国家能源局公布《关于印发〈石油天然气发展“十五五”规划〉的通知》（发改能源〔2026〕1055号）。 国家发展改革委官网于8月17日公开该文件，文件落款日期为7月3日。《石油天然气发展“十五五”规划》围绕油气安全保障、勘探开发、基础设施和行业高质量发展作出部署。对于电力市场而言，天然气资源保障和基础设施建设将直接影响沿海燃气机组燃料供应及边际发电成本，广东等气电占比较高区域仍需重点关注国际LNG价格向国内气源成本的传导。 8月17日，国家能源局发布《国家能源局组织召开全国可再生能源电力开发建设月度（7月）调度视频会》。 会议披露，截至2026年上半年，全国可再生能源发电装机达到24.55亿千瓦，占全国电力总装机的60.7%，其中风电、光伏发电装机约19.5亿千瓦。随着新能源装机占比持续提升，电力系统对灵活调节能力、跨省配置及准确预测的要求进一步提高，山东、蒙西、陕西等新能源占比较高地区的日前与实时价格波动可能更加频繁。 8月20日，国家能源局山西监管办公室发布《山西能源监管办完善市场调节机制 保障电力系统灵活高效运行》。 该信息属于官方监管动态。山西进一步完善煤电机组压火启停调峰机制，并明确独立储能、抽水蓄能在上、下网侧全面实行节点电价结算，其中实际发用电量按照实时节点电价结算，日前出清电量按照日前与实时节点电价差值结算。节点价格信号进一步强化后，储能充放电将更加直接响应局部电网供需和阻塞状态，有利于提高调节资源与系统实际需求的匹配程度。 8月21日，国家能源局发布《2026年1-7月份全社会用电量同比增长4.7%》。 数据显示，7月份全国全社会用电量达到10400亿千瓦时，同比增长1.7%；1-7月累计用电量61399亿千瓦时，同比增长4.7%。值得关注的是，7月充换电服务业和互联网数据服务用电量分别达到164亿千瓦时和99亿千瓦时，同比分别增长50.3%和40.1%。新型负荷保持较快增长，在传统工业及居民负荷之外持续贡献增量，并为需求响应、虚拟电厂及绿电交易提供更多潜在可调资源。 8月21日，国家能源局发布《新疆能源监管办开展电力市场问题核查 压实发电企业合规交易责任》。 新疆能源监管办赴巴州、阿克苏、和田等地区，对发电企业电力交易量价申报开展专项核查，通过调取档案、测算机组运行成本等方式核验报价合理性，并要求市场主体严格规范量价曲线申报、杜绝串通报价等违规行为。随着新能源渗透率提升和现货价格波动扩大，监管重点正进一步向市场主体报价行为和交易合规延伸，发电企业在制定现货报价策略时需要更加重视成本依据、申报逻辑及内部合规管理。