一、电力现货市场运行情况 本周概述： 10月12日至18日，全国天气继续呈现明显南北分化。12—13日冷空气影响北方，内蒙古、山西、河北及山东部分地区出现明显降温；15日起新一轮较强冷空气自西向东影响长江中下游及其以北地区，17—18日山东、华北及黄淮等地降温、降雨进一步增强。与北方不同，华南前半周仍维持偏暖格局，南北负荷季节性差异继续扩大。 现货市场并未随燃料成本上涨出现同步上行，而是呈现明显省间分化。山东实时均价降至351.12元/MWh，环比下降约15.5%，但一周内有6天最低价进入负值区间，并两度出现超过1100元/MWh的日内最高价；广东日前、实时均价分别升至563.88元/MWh和581.42元/MWh，环比分别上涨约44.2%和53.4%；内蒙古发电侧实时均价升至289.49元/MWh；江苏日前、日内均价分别为398.12元/MWh和409.88元/MWh；山西日前、日内均价则分别降至318.75元/MWh和328.81元/MWh；陕西日前均价升至314.49元/MWh，而实时均价小幅降至299.62元/MWh。 本周一次能源成本进一步抬升。10月16日SMM秦皇岛港5500K煤价升至1030元/吨，较10月9日上涨35元/吨；同期大同、鄂尔多斯和榆林坑口煤价均有所上涨。天然气方面，广东粤东LNG由10月9日6515元/吨升至14日的7035元/吨，此后保持高位；SMM LNG中国到岸价则由10月9日26.23美元/百万英热升至16日29.73美元/百万英热。 燃料成本上行明显抬高火电及气电边际成本，但在秋季低负荷、新能源出力和天气变化影响下，各省价格仍表现出截然不同的运行特征。 山东周均价明显回落，但负价与千元高价同时出现，日内峰谷分化进一步扩大。 山东实时市场发电侧均价10月12日达到513.26元/MWh，此后13日降至367.68元/MWh，14日进一步降至228.51元/MWh；16—17日短暂修复至402.20元/MWh和412.62元/MWh，18日再次回落至225.09元/MWh。全周平均约351.12元/MWh，较上周415.61元/MWh下降约15.5%。 更值得关注的是价格内部结构。除12日外，其余6天实时最低价均进入负值，其中17日触及-100元/MWh；但12日和17日最高价又分别达到1169.34元/MWh和1212.42元/MWh。北方冷空气和降雨削弱制冷需求，在新能源集中出力时段，较低负荷更容易形成阶段性供给宽松；但在新能源退坡、晚峰负荷抬升或实际出力偏离预期时，煤电机组快速补位又会推动边际价格大幅上行。值得注意的是，即便秦皇岛港5500K煤价已突破千元，山东周均价仍明显下行，说明秋季低负荷阶段燃料成本更多体现为 高价时段的成本支撑 ，并不能阻止新能源大发时段出现低价甚至负价。 广东现货价格显著走强，高温负荷韧性叠加LNG成本快速上升，气电边际成本支撑明显增强。 广东本周日前成交均价约563.88元/MWh，较上周上涨约44.2%；实时均价约581.42元/MWh，环比上涨约53.4%。12—13日实时均价连续达到703.64元/MWh和808.03元/MWh，日前价格13—15日亦连续运行在596—621元/MWh高位。虽然15—16日实时价格一度降至442.22元/MWh和420.08元/MWh，但17日又反弹至627.89元/MWh。 与北方快速降温不同，本周初华南仍受暖热天气控制，制冷需求退出速度相对较慢；与此同时，广东燃气发电成本出现更直接的上行压力。粤东LNG价格由6515元/吨连续上调至6630元/吨、6805元/吨，并于14日进一步升至7035元/吨；SMM LNG中国到岸价亦升至接近30美元/百万英热。 高气价使燃机进入边际出清时的报价中枢明显抬高，因此本周广东价格上涨并非单纯由负荷推动，而是 南方需求韧性与气电成本同步增强 的结果。 江苏价格温和上行，日内略高于日前，市场整体运行相对平稳。 江苏本周日前市场出清加权均价约398.12元/MWh，较上周上涨约2.2%；日内均价约409.88元/MWh，环比上涨约5.5%，日内较日前平均高约11.8元/MWh。12—13日日内均价维持435元/MWh以上，14日回落至383.93元/MWh，15—16日再次升至417—432元/MWh附近。 本周中东部降雨过程较多，17—18日冷空气进一步南压，江苏制冷需求已明显弱于夏季阶段，因此需求并不存在持续大幅抬升基础。价格仍小幅走高，一方面反映节后工业负荷维持一定韧性，另一方面煤价快速上行进一步提高煤电边际成本。日内均价持续略高于日前，也说明实际负荷、新能源出力以及短周期供需变化仍带来一定额外溢价，但整体偏差程度明显小于此前山西等高波动市场。 内蒙古周均价小幅回升，但日度价格依旧大幅波动，新能源实际出力仍是首要变量。 内蒙古发电侧实时加权均价约289.49元/MWh，较上周上涨约4.1%；用户侧全网算数均价约335.13元/MWh，环比上涨约2.4%。日度走势并不平稳，12日发电侧均价达到425.56元/MWh，14日迅速降至138.82元/MWh；15日又反弹至389.50元/MWh，而18日再次降至144.09元/MWh。 这一走势仍显示，内蒙古现货价格方向首先取决于风光实际出力及外送条件。当新能源供应充裕时，即使煤炭成本持续上涨，低边际成本电源仍可将现货价格压至较低水平；而新能源出力减弱、火电补位增加时，鄂尔多斯坑口煤价从810元/吨进一步升至820元/吨所带来的成本压力才会更明显地进入边际报价。因此，煤价上行更多放大内蒙古的高价弹性，而非决定周均价格方向。 山西日前与日内价格同步回落，降温及需求走弱压制价格，高煤价未能扭转周度下行。 山西本周日前市场算数均价约318.75元/MWh，较上周下降约8.5%；日内均价约328.81元/MWh，环比下降约19.8%。12日日内均价仍达到528.27元/MWh，随后14日快速降至240.42元/MWh；17—18日又维持在271.10元/MWh和245.95元/MWh的偏低水平。 本周北方多轮冷空气先后影响山西，制冷需求基本退出，而大范围降雨也对短期负荷形成扰动。随着系统需求下降，煤价上涨虽然抬高煤电变动成本，却难以单独支撑现货价格。相比上一周，日前—日内周均价差已缩窄至约10元/MWh，说明实际运行与日前预测之间的总体偏差有所收敛。后续随着采暖负荷逐步启动，山西煤电成本对电价的支撑作用可能重新增强。 陕西日前价格回升、实时价格基本持稳，实际运行阶段整体较日前更宽松。 陕西本周日前整体加权均价约314.49元/MWh，较上周上涨约10.3%；实时均价约299.62元/MWh，环比小幅下降约1.8%，实时较日前低约14.9元/MWh。日度来看，15日实时均价升至388.98元/MWh，但14日、17日分别仅为218.14元/MWh和237.28元/MWh，波动仍较明显。 日前价格上涨而实时均价并未同步走强，说明实际运行阶段整体供需条件较日前预期相对宽松。新能源实际出力、省间交易以及负荷偏差仍是主要影响变量。与此同时，榆林坑口6000K煤价由900元/吨升至950元/吨，煤电成本上升对价格底部形成支撑，但在系统供应相对充裕时，同样无法完全转化为实时市场价格上涨。 总体来看，本周电力现货市场表现出明显的“成本普涨、价格分化”。 煤炭与LNG同步上行，使煤电和气电边际成本整体抬升，但不同地区的负荷和新能源条件决定了成本能否顺利传导至现货市场。广东在南方负荷韧性及LNG大幅上涨影响下价格明显走强；江苏和内蒙古小幅上行；山东、山西则在冷空气及低负荷背景下周均价下行，其中山东负价与千元高价同时频繁出现，进一步反映新能源高占比市场日内供需错配。进入10月下旬后，北方将逐渐从秋季低负荷过渡至采暖需求启动阶段，煤价、采暖负荷和新能源出力之间的关系将成为下一阶段现货市场的重要定价主线。 一次能源情况 10月12日—10月18日 动力煤：港口价格突破千元并继续走高，坑口同步上涨，但终端高价接受度开始限制涨幅。 截至10月16日，SMM秦皇岛港5500K煤价升至1030元/吨，较10月9日995元/吨上涨35元/吨；大同坑口5500K由887元/吨升至890元/吨，鄂尔多斯坑口5500K由810元/吨升至820元/吨，榆林坑口6000K则由900元/吨升至950元/吨。港口与主要产区价格整体继续上行，其中榆林涨幅相对突出。 供给端 ：主产区安全监管仍保持较高强度，部分煤矿复产及增产速度偏慢，市场煤增量有限。与此同时，大秦线秋季集中检修持续至10月下旬，铁路发运阶段性受限，北方港口调入不及调出，库存继续去化。产地至港口的供应链整体仍然偏紧，使贸易商在高成本资源支撑下保持较强挺价意愿。 进口煤对国内供应的缓冲作用亦有所减弱。部分进口资源外盘报价走强、海运成本上升，使进口煤相对内贸煤的价格优势继续收窄，部分高热值煤种甚至出现倒挂。短期来看，进口资源难以形成明显的低价替代。 需求端 ：本轮煤价上行并非来自电厂日耗大幅攀升。当前北方正在由用电淡季向采暖季过渡，电厂日耗虽开始恢复，但终端库存仍具有一定缓冲能力，长协煤仍是主要采购来源，对高价现货的接受程度有限。另一方面，冬储需求已经逐步启动，电厂和供热企业补库预期加强，对市场形成阶段性支撑。 因此，当前动力煤市场呈现较典型的“供给收紧推涨、终端高价采购意愿不足”格局。铁路检修、安全监管和冬储预期继续支撑价格，但随着港口5500K煤价突破千元，终端压价和观望情绪亦明显增强。预计短期煤价仍偏强运行，但继续快速上行的空间将越来越依赖冬储实际采购强度。对山东、山西、内蒙古和陕西等煤电占比较高市场而言，高煤价将继续抬高煤电边际成本，并在系统供需收紧时放大现货价格上行幅度。 LNG：国内沿海与进口价格同步快速上涨，广东气电成本进一步抬升。 本周LNG价格上涨更为显著。广东粤东LNG均价10月12日报6630元/吨，13日升至6805元/吨，14日进一步上涨至7035元/吨，并在15—16日维持该水平，较10月9日6515元/吨累计上涨520元/吨，涨幅约8.0%。与此同时，SMM LNG中国到岸价由10月12日28.01美元/百万英热升至13日29.29美元/百万英热，16日进一步达到29.73美元/百万英热；12—16日均价约29.09美元/百万英热，明显高于上一周。 供给端 ：国内原料气成本仍处高位，液厂让利空间有限；随着北方采暖季临近，供应方对后续需求改善的预期增强。进口端价格同步上涨，使国内沿海市场缺乏低价外部气源缓冲，国内外成本共同抬升。 需求端 ：北方采暖需求尚未全面进入高峰，但提前补库已经逐步启动；南方则仍存在一定工业和燃气发电需求。本周广东现货电价显著上行，与LNG成本快速上涨具有较强同步性。在燃机承担边际发电需求时，7000元/吨以上的粤东LNG价格意味着气电机组报价成本进一步抬高，对广东高价时段形成更加明显的支撑。 总体来看，本周LNG市场由此前高位震荡重新转为明显上行。后续若采暖需求集中启动而供应增量有限，国内LNG仍可能保持高位；但终端对高价资源的接受度以及进口现货价格变化，将决定进一步上涨空间。 气象回顾 过去一周（10月12日—18日），全国天气呈现明显的“北方快速降温、南方前期偏暖，随后冷空气大范围南压”特征。 12—13日，前一股冷空气继续影响北方。内蒙古中东部、山西、河北以及山东部分地区降温明显，局部地区日降温幅度达到8—10℃；与此同时，江南南部和华南仍维持明显偏暖天气，部分地区气温仍在30℃以上，南北温差显著。 13—15日，西南地区东部至江南北部出现一轮较明显降雨过程。15日起，新一轮较强冷空气开始影响我国，16—19日逐步覆盖西北、华北、东北、黄淮、江淮及长江中下游地区，多地降温4—8℃，部分北方地区超过10℃。17日，北京、河北、河南和山东部分地区出现大到暴雨，内蒙古、陕西和山西等地同时出现明显大风降温。 从电力市场角度看，本周北方制冷负荷已基本退出，但大范围采暖需求尚未全面启动，形成典型秋季低负荷窗口。这也是山东、山西等地即使煤价继续上涨，周均现货价格仍出现下降的重要背景。南方则因暖热天气持续时间更长，广东负荷韧性明显强于北方，再叠加LNG成本快速上行，使其电价表现与北方市场形成明显反差。进入下旬后，随着冷空气继续南压以及北方采暖需求逐步启动，天气对电力市场的影响将从“制冷负荷退出”进一步切换至“采暖负荷建立”。 二、国内电力市场要闻 10月13日，江苏电力交易中心印发《2027年江苏电力零售市场交易工作指引》（苏电交易〔2026〕11号）。 新规则取消固定价格电量比例、现货市场价格联动电量比例及比例分成等要求，零售套餐电能量价格统一由批发市场价格、浮动价格以及按约定系数计算的当月分摊价格构成。批发价格依据售电公司在中长期、日前和实时市场形成的整体购电量价水平确定，意味着2027年江苏批发市场价格将更加直接地向零售用户传导。对于售电公司而言，盈利模式将进一步由锁定批零价差转向负荷管理、交易能力及风险溢价管理。 10月12日，国家能源局华东监管局组织召开长三角电力市场建设主任单位工作会商会，并于10月13日发布《华东能源监管局组织召开长三角电力市场建设工作会商会》。 会议围绕《长三角电力市场建设实施方案（2026年）》研究西北—华东绿电联合交易方案及长三角短期互济交易规则，并通报D-3滚动撮合交易运行情况。会议提出加快短期互济交易规则落地、推动更多经营主体参与D-3滚动撮合交易。跨省交易周期进一步缩短，有利于华东各省在新能源预测偏差或短期供需变化下更灵活地进行资源调剂。 10月14日，广州电力交易中心与香港交易所联合举办“全国首批绿证跨境集中交易（香港）发布活动”。 本次交易共有6家内地新能源发电企业和9家香港市场主体参与，成交绿证9.6万个，对应近1亿千瓦时绿色电力，并采用广州电力交易中心、香港交易所Core Climate以及深圳市绿电绿证服务中心协同的“双代理”模式。跨境绿证由此前零散交易向集中规模化交易演进，为内地新能源项目拓展环境权益价值实现渠道，同时进一步连接绿证市场与香港绿色金融市场。 10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部分配套实施细则（试行5.0版）意见的通知》。 此次共修订五项配套规则，包括《辽宁省电力市场中长期交易衔接实施细则（试行5.0版征求意见稿）》《辽宁省现货电能量市场交易实施细则（试行5.0版征求意见稿）》《辽宁省电力辅助服务（调频）市场实施细则（试行5.0版征求意见稿）》《辽宁省电力市场注册管理实施细则（试行5.0版征求意见稿）》和《辽宁电力零售市场实施细则（试行5.0版征求意见稿）》，意见反馈截止11月15日。此次规则升级覆盖中长期、现货、辅助服务、注册和零售全链条，反映辽宁在连续结算试运行基础上进一步完善完整市场体系。 10月16日，广东电力交易中心发布《关于加强协商 稳妥有序应对电力市场运行风险的提醒》。 针对部分批发、零售合同价格与当前市场价格出现倒挂的情况，交易中心支持合同双方按照自主自愿、诚信公允原则，对年内未交割合同进行友好协商；双方达成一致后，可通过交易系统变更合同或签订补充协议，合理调整签约价格。同时，广东电力交易中心明确正在研究2027年市场安排，部分关键机制及参数可能进一步调整。该提醒反映出高燃料成本和高市场价格环境下，广东批零价格错配及履约风险已成为市场运行需要重点管理的问题。 总体来看，本周政策变化进一步体现出电力市场改革从“扩大市场覆盖”向 强化价格传导、缩短交易周期、完善风险管理和拓展环境权益交易 演进。江苏零售价格全面锚定批发市场、广东支持存量合同协商调整，都反映现货价格波动正在更直接地传导至零售环节；辽宁五项规则同步升级和长三角短周期交易推进，则进一步提高了市场交易颗粒度。随着煤炭、天然气成本再次上行以及省间价格分化加剧，发电企业和售电公司的核心能力将更加集中于价格预测、仓位管理、负荷预测及合同风险控制。

定价公式统一，电能量价格全面锚定批发市场 按照《指引》，2027年江苏零售套餐电能量价格统一采用以下公式： 零售套餐电能量价格 = 批发市场价格 + 浮动价格 + K分摊 × 当月分摊价格 其中，批发市场价格由售电公司在中长期、日前和实时市场形成的整体分时购电量价水平确定，并按月公布；浮动价格由售电公司与零售用户协商约定；K分摊决定当月相关分摊费用向用户传导的比例。与2026年“固定价格电量+市场联动电量”的混合方式相比，新公式取消了固定价格电量比例和现货市场价格联动电量比例等参数，全部电能量价格统一按批发市场价格加浮动价格结算。售电公司仍可通过交易能力降低采购成本，但无法再通过固定零售价格与批发市场行情进行价差对赌。 峰谷结构保留，分时基础价格同样来自批发市场 2027年江苏仍允许零售用户与售电公司选择分时或非分时套餐，也可在不同时间段约定不同的浮动价格。峰、平、谷结构不会因固定价格退出而消失。变化在于，分时套餐各时段的基础价格同样来自批发市场。未来更接近“当月分时批发价格+对应时段浮动价格”，而非提前锁定峰价、平价和谷价三个绝对数值。分时价格浮动比例、预警阈值和封顶系数等参数，在江苏2027年交易组织通知正式印发前参考2026年水平，后续仍可能随政策和市场运行情况调整。 《指引》同时保留电能量封顶机制。对用户而言，价格风险并非完全无边界；但封顶安排属于风险缓冲，而非恢复固定价格。用户仍需关注批发市场价格、分摊费用以及自身用电曲线对月度结算均价的共同影响。 江苏并非孤例，11个省市已推进固定分时电价调整 江苏此次调整并非孤立事件。据公开信息梳理，截至目前全国已有11个省市发布相关通知，明确入市用户不再执行政府核定的固定分时电价，其中9地已正式落地，江苏、山西两省的调整方案此前尚处于推进阶段。 9个已明确落地取消政策的省市包括： 贵州、河北（主要为河北南网）、湖北、陕西、吉林、云南、重庆、辽宁、河南。 实施路径存在差异。 湖北、重庆、河北南网、陕西、吉林等省份明确，对直接参与中长期交易的市场主体，不再人为划定电价时段与水平，完全交由市场形成分时价格。河南、贵州、云南则在工商业分时电价新一轮调整中提出，参与电力市场的工商业用户不再执行固定分时电价。江苏采取的是通过零售套餐公式调整来传导批发市场价格，属于“分步走”模式，保留行政分时电价作为兜底约束，逐步提升市场化分时电量比例。 政策源头清晰。 2025年12月，国家发改委、国家能源局联合印发的《电力中长期市场基本规则》明确：自2026年3月1日起，直接参与市场交易的经营主体，不再执行政府人为规定的分时电价水平和时段。这一规则标志着执行了四十余年的固定分时电价政策开始系统性退出。 从更长周期看，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江、河北南网、安徽等电力现货市场已正式步入常态化运行，陕西、辽宁等处于连续结算试运行阶段。现货市场的成熟运行，为批零价格联动提供了基础条件。全国趋势的方向是明确的：各地套餐名称、封顶机制、分摊方式可以不同，但批发成本向零售侧传导的路径正在变得更为清晰。 各省服务费报价分化明显，江苏处于相对高位 根据SMM跟踪的代表性中长期零售套餐服务费日度均价显示，截至2026年10月16日，样本报价区间为0.60—8.50元/兆瓦时，省际分化显著。 山西“市场联动+固定价差”套餐报8.50元/兆瓦时，为样本中最高水平。江苏分时浮动套餐报7.40元/兆瓦时，非分时浮动套餐报7.20元/兆瓦时，两者价差仅0.20元/兆瓦时。广西市场联动套餐报4.20元/兆瓦时，固定价格套餐报1.65元/兆瓦时，两类产品之间存在明显梯度。浙江绿电现货联动套餐报1.50元/兆瓦时，非绿电现货联动套餐报1.30元/兆瓦时，绿电属性带来约0.20元/兆瓦时溢价。江西中长期均价+现货联动套餐报1.05元/兆瓦时，固定+现货联动套餐报0.85元/兆瓦时。广东竞价配置套餐报0.60元/兆瓦时，为样本中最低水平。 横向价差较大，并不意味着服务费较低的省份一定更具成本优势。各地套餐的批发价格基准、偏差责任、风险覆盖范围、绿电属性、分摊机制及交易规模门槛并不相同。 售电公司经营重心调整，用户需重新核算风险 对售电公司而言， 采购组合、负荷预测、现货交易、偏差控制和客户服务的重要性将明显上升。盈利模式从承担固定价差风险，更多转向浮动价格和专业交易能力变现。批零联动并不代表售电公司不再承担风险，履约保障、预测误差、现金流和客户管理仍会直接影响经营质量。 对工商业用户而言， 选择套餐时不能只比较浮动价格。至少还需核对四项内容：批发市场价格的形成口径、K分摊的取值与正负方向、是否设置封顶条款，以及合同对分时曲线、偏差和解约的约定。对于用电规模较大的企业，负荷形状与同一售电公司代理组合的匹配程度，可能比每兆瓦时少付一两元服务费更为重要。 对工商业储能和分布式光伏项目， 原先基于全年固定峰谷价差的收益测算需要更新。储能充放电应更多参考实际结算价格曲线，而非静态峰谷时段；分布式光伏的自发自用价值需重新评估午间批发价格走低时的避免费用。项目测算应同时纳入电能量价格、服务费、分摊费用和其他电费组成，避免仅以零售套餐电能量价格外推全部收益。

一、电力现货市场运行情况 本周概述： 10月5日至11日，国庆假期结束前后电力负荷呈现较明显的阶段性切换。10月5日起南方前期降雨逐步结束，冷空气影响下华南等地气温一度降至今年下半年以来偏低水平；7—10日中东部天气转晴，气温逐步回升；11日起新一轮冷空气开始影响北方。假期期间工商业负荷偏弱，节后复工则推动山东、山西等市场需求明显修复。 价格方面，各地走势进一步分化。山东实时均价升至415.61元/MWh，较上一周期上涨约15.7%，但一周内仍有5天出现负价；广东日前、实时均价分别降至391.17元/MWh和379.13元/MWh，环比分别下降约30.6%和30.1%；内蒙古发电侧实时均价升至277.98元/MWh；江苏日前、日内均价基本持平于389.44元/MWh和388.65元/MWh；山西日前、日内均价分别升至348.48元/MWh和410.17元/MWh；陕西日前、实时均价则降至285.23元/MWh和305.20元/MWh。一次能源端，港口煤价继续处于高位，坑口价格小幅走强；LNG中国到岸价较上周有所反弹，粤东价格截至10月9日维持6515元/吨。 山东节后价格明显修复，但负价仍频繁出现，日内供需错配特征延续。 山东实时市场发电侧均价由10月5日351.79元/MWh逐步抬升，7日升至433.67元/MWh，9—11日分别达到452.28元/MWh、475.67元/MWh和438.63元/MWh，全周均价约415.61元/MWh，较上一周期上涨约15.7%。节后工业及商业用电恢复，是周后半段价格回升的重要支撑。不过，5日、6日、8日、10日和11日最低价均跌入负值，其中10日最低达到-89.70元/MWh；与此同时，5日最高价仍达到911.45元/MWh。负价与较高峰值并存，说明光伏等新能源集中出力时段仍容易形成阶段性宽松，而晚峰新能源退坡、常规电源补位后价格弹性依然较大。煤价维持高位，也限制了火电成为边际机组时的报价下行空间。 广东价格中枢显著回落，假期低负荷与前期降温影响较强，节后实时市场逐步修复。 广东本周日前成交均价约391.17元/MWh，较上一周下降约30.6%；实时均价约379.13元/MWh，下降约30.1%。10月5—7日仍处国庆假期，实时均价仅为310.95元/MWh、298.46元/MWh和326.05元/MWh，明显低于此前一周。8日起随着生产活动恢复以及华南气温重新回升，实时均价逐步升至397.90元/MWh、429.10元/MWh，11日进一步达到476.66元/MWh。广东10月上旬经历了先降温、后回暖过程，10日省内多数地区仍保持30℃以上气温，制冷需求重新形成一定支撑。 同时，粤东LNG仍维持较高水平，对燃机边际成本形成托底，但在假期负荷明显下降时，燃料成本难以单独改变现货价格下行方向。 江苏日前与日内均价接近，节后价格温和抬升，市场整体相对平稳。 江苏本周日前市场出清加权均价约389.44元/MWh，日内均价约388.65元/MWh，两者仅相差约0.8元/MWh。日内价格5—9日主要运行于372—386元/MWh，10日升至424.10元/MWh，11日回落至394.52元/MWh；日前价格则主要处于368—407元/MWh区间。本周江苏日前、日内周均价高度接近，说明整体预测偏差相对有限，但10日实际运行价格明显高于日前，仍反映节后负荷、新能源出力等短周期变量会阶段性收紧供需。随着天气转晴和生产活动恢复，负荷较假期阶段有所回升，而煤价高位继续对煤电边际成本形成支撑。 内蒙古价格仍呈宽幅波动，周均价较上周回升，但新能源出力仍决定短期方向。 内蒙古发电侧实时加权均价约277.98元/MWh，较上一周上涨约8.2%；用户侧全网算数均价约327.33元/MWh，环比上涨约9.9%。日度来看，5日发电侧均价仅140.13元/MWh，6日迅速升至405.70元/MWh，7日又回落至174.87元/MWh，9日再次达到394.53元/MWh。价格一天之内和不同日期之间切换频繁，说明在高比例新能源市场中，负荷变化本身并不足以解释价格走势，风光实际出力和外送需求仍是决定边际供需的核心因素。当新能源出力下降、火电补位需求增加时，坑口煤价上涨对火电报价的影响会进一步放大。 山西节后价格反弹最为明显，日内均价持续高于日前，实时供需偏差仍较突出。 山西日前市场算数均价约348.48元/MWh，较上一周上涨约34.3%；日内均价约410.17元/MWh，环比上涨约26.5%，日内较日前平均高出约61.7元/MWh。10月6日日内均价达到533.41元/MWh，较当日日前价格高约151元/MWh；9日、10日和11日日内均价又分别达到456.38元/MWh、494.93元/MWh和463.11元/MWh。国庆后工业负荷修复是本周价格反弹的重要背景，同时山西煤电占比较高，坑口煤价继续上行使火电边际成本进一步增强。在新能源出力或实际负荷偏离日前预测时，高成本边际机组更容易推动日内价格快速上升。 陕西周均价小幅回落，假期末期一度出现明显低价，节后修复但整体仍弱于上周。 陕西本周日前整体加权均价约285.23元/MWh，较上一周下降约7.7%；实时均价约305.20元/MWh，下降约2.3%。10月7日日前、实时均价分别骤降至103.89元/MWh和101.25元/MWh，为本周低点；随后8日快速恢复至297.38元/MWh和344.64元/MWh，10日进一步升至378.83元/MWh和387.17元/MWh。假期末期负荷偏弱叠加新能源出力变化，对价格形成明显压制；节后用电恢复推动价格修复，但周均水平仍未回到上一周。与山西相比，陕西日前与实时价差整体较小，实际运行阶段持续性供需紧张程度相对有限。 总体来看，本周现货市场呈现明显的“假期低负荷—节后修复”特征，但各省价格方向并不一致。 山东、内蒙古和山西周均价较前一周期回升，其中山西日内市场表现尤为突出；广东因上一周价格处于较高水平，本周即使节后逐渐修复，周均价仍大幅回落；陕西整体偏弱，江苏则保持相对平稳。与此同时，山东负价仍高频出现，说明进入秋季低负荷阶段后，新能源大发时段的消纳矛盾并未缓解。随着节后生产全面恢复，后续价格走势将更多取决于工业负荷恢复强度、风光实际出力以及煤电燃料成本变化。 一次能源情况 10月5日—10月11日 动力煤：港口价格高位持稳，坑口继续偏强，供给约束仍是煤价的重要支撑。 截至10月9日，SMM秦皇岛港5500K煤价为995元/吨，与9月28日持平；同期大同坑口5500K由885元/吨升至887元/吨，鄂尔多斯坑口5500K由800元/吨升至810元/吨，榆林坑口6000K由890元/吨升至900元/吨。港口基准价格虽未进一步上涨，但主产区价格整体偏强，煤炭市场继续处于高位运行状态。 供给端 ：主产区安全监管约束延续，部分矿井生产节奏仍较谨慎，市场煤增量释放有限。10月上旬大秦线进入秋季集中检修阶段后，北方港口调入受到一定影响，加之此前港口库存持续去化，贸易环节挺价基础仍在。产地方面，鄂尔多斯、榆林部分矿区出货相对顺畅，坑口价格继续向上调整，反映资源端供应宽松程度有限。 需求端 ：国庆期间工业及电力负荷阶段性下降，北方尚未全面进入采暖高峰，电厂日耗缺乏明显增长，对高价现货煤采购仍以刚需为主。不过节后工商业负荷逐渐恢复，加上供暖季临近，电厂冬储采购预期逐渐增强。当前煤价并非由电煤需求快速增长单独推动，而是供给释放偏慢、运输约束以及冬储预期共同支撑。 库存端 ：电厂库存仍具有一定缓冲能力，使终端追高动力有限，但北方港口库存相对偏低，现货流通资源并不充裕。因此，短期煤价更可能维持高位震荡，供应端约束支撑价格底部，而淡季日耗及终端高价接受度则限制进一步快速上涨。对山东、山西、内蒙古及陕西等煤电占比较高的市场而言，煤价高位意味着火电边际成本仍将对高价时段形成较明显支撑。 LNG：进口价格较上周回升，粤东价格维持高位，广东气电成本压力仍未明显缓解。 本周SMM LNG中国到岸价在25—27美元/百万英热区间震荡，10月5日报25.56美元/百万英热，6日升至26.14美元/百万英热，7日回落至25.78美元/百万英热，8日进一步升至26.69美元/百万英热，9日报26.23美元/百万英热。10月5—9日均价约26.08美元/百万英热，较9月28日至10月2日约25.07美元/百万英热的均值上涨约4.0%。 广东粤东LNG在10月8日、9日均报6515元/吨，与9月30日水平持平，表明国内沿海现货价格尚未明显松动。 供给端 ：国内原料气成本仍处较高区间，上游液厂生产成本对价格形成支撑；与此同时，进口现货成本较上一周有所回升，使沿海气源价格缺乏明显下降动力。随着采暖季临近，上游对后续需求改善的预期也增强了挺价意愿。 需求端 ：本周前半段国庆假期压低工业用气及电力负荷，广东实时电价同步处于较低水平；8日后工商业用电恢复，华南气温也逐步回升，燃气发电需求边际改善。天然气价格高位因此更多体现为广东电力市场的成本底部：当负荷偏弱时，不能阻止现货价格下行；但当负荷修复、气电机组进入边际出清后，高气价会明显增强电价上行弹性。 整体来看，短期LNG市场已从前一阶段进口成本回落转向高位震荡，后续需关注北方采暖需求启动、国内原料气成本以及进口现货价格变化。 气象回顾 过去一周（10月5日—11日），全国天气经历“冷空气影响—大范围转晴升温—新一轮冷空气启动”的过程。10月5日开始，南方前期大范围降雨逐渐结束，华南等地在冷空气影响下最低气温明显下降，广州等城市一度出现今年下半年以来的新低；6—10日中东部大范围转为晴朗干燥天气，白天气温逐步回升，昼夜温差明显扩大。 北方方面，10月5日内蒙古中东部、山西北部、山东半岛等地仍有较明显偏北风，随后天气总体转晴；9—10日白天气温继续回升，但11日起新一轮冷空气携风雨影响北方，华北、内蒙古东部等地再次进入降温过程。南方则在前期降温后逐渐回暖，广东10日大部白天平均气温已回升至31℃左右，制冷负荷较假期初期有所恢复。 从电力市场角度看，本周天气影响与假期效应存在明显交织：假期初期降温和工商业停工共同压低负荷，而节后晴暖天气及生产恢复推动需求修复。随着10月中旬冷空气活动进一步增强，北方逐渐进入制冷需求基本退出、采暖需求尚未全面启动的过渡阶段，新能源出力及负荷预测偏差对现货价格的影响预计将更加突出。 二、国内电力市场要闻 9月30日，青海电力交易中心发布《关于青海电力中长期市场日融合交易转正式运行的通知》，明确自10月1日起青海电力中长期市场日融合交易转入正式运行。 此前日融合交易自7月1日起开展连续结算试运行，按照《青海电力中长期市场日融合交易工作方案》（青能运行〔2026〕44号）执行。青海中长期市场月内融合交易按工作日连续开市，并与日前、实时现货市场衔接，使经营主体能够在临近交割时进一步调整中长期仓位，对新能源高占比市场的偏差管理具有较强实际意义。 10月8日，国家能源局发布《国庆假期高速公路新能源汽车日均充电量同比增长51.42% 充电服务保障水平进一步提升》。 10月1日0时至7日24时，全国纳入监测的高速公路充电设施累计充电671.10万次，充电量1.63亿千瓦时，日均充电量2325.66万千瓦时，同比增长51.42%。节假日新能源汽车集中出行正形成越来越明显的新型负荷场景，充电负荷的时空集中度上升，也为虚拟电厂、车网互动和需求侧调节提供了更大的资源基础。 10月8日，国家能源局组织召开全国可再生能源电力开发建设月度（9月）调度视频会。 会议信息显示，2026年1—8月全国可再生能源发电装机达到24.96亿千瓦，占全国总装机的60.8%；风电和光伏累计装机达到19.92亿千瓦，占全国总装机48.5%，风光发电量合计1.71万亿千瓦时，占全社会用电量23.8%。新能源装机占比持续上升意味着午间低价、负价和日内价格波动将越来越成为市场常态，对储能、可调负荷及跨区域交易提出更高要求。 10月10日，国家能源局浙江监管办公室发布《浙江能源监管办做好国庆保电工作监管》。 国庆期间，浙江通过虚拟电厂开展市场化填谷响应，10月1日共有50家虚拟电厂运营商、2542户二级用户参与，最大响应负荷达到359.52万千瓦，用户侧储能参与规模创历史新高。大规模需求侧资源已开始从传统需求响应进一步向常态化市场调节转变，虚拟电厂在新能源消纳和低谷负荷塑形中的作用正在加快显现。 此外，浙江此前已由浙江能源监管办会同省发展改革委、省能源局联合印发《关于电网侧独立新型储能参与电力市场的通知》，明确电网侧独立新型储能可以自计划方式参与现货市场，并按日选择参与电能量市场或调频辅助服务市场。随着储能、虚拟电厂等灵活性资源加速入市，高比例新能源市场中的低价消纳与高峰保供正在逐步从行政调度转向价格信号驱动。 总体来看，本周政策和市场运行释放出的核心信号，是 电力交易颗粒度继续细化、需求侧和储能资源加速市场化，以及新能源高占比下低价消纳问题进一步显性化 。山东负价持续、山西日前—日内价差扩大，与浙江大规模填谷响应、青海日融合交易正式运行具有同一逻辑：随着新能源占比提高，市场主体的核心能力正在从单纯判断价格方向，进一步转向更高频的仓位调整、偏差控制和灵活性资源配置。

一、电力现货市场运行情况 本周市场最明显的变化是 假期负荷回落与新能源出力共同压低低谷时段价格，但高峰时段供需偏差仍可能造成大幅波动 。山东9月29日至10月3日最低价连续进入负值区间，9月30日同日最高价却达到1105.62元/MWh，显示日内峰谷分化显著扩大；内蒙古、山西价格中枢明显下移，也体现出假期需求下降后低边际成本电源对现货市场的压制。相比之下，广东受前半周高温影响，日前市场仍处高位，但随着10月1日起雷阵雨增多、气温回落及假期负荷下降，实时市场价格明显走弱。 山东周均价明显回落，负价连续出现，日内高低价分化进一步加剧。 山东实时市场发电侧均价9月28日为441.35元/MWh，29日迅速降至308.58元/MWh，9月30日至10月3日主要运行在322—377元/MWh区间；截至10月3日，本周平均约359.17元/MWh，较前一周430.49元/MWh下降约16.6%。更值得关注的是，9月29日、30日最低价均达到-100元/MWh，10月1日和2日为-80元/MWh，3日仍为-95元/MWh，负价连续出现；但同期最高价仍可达到735元/MWh甚至1105.62元/MWh。国庆假期工业及商业用电下降、北方降温削弱制冷需求，在光伏等新能源集中出力时段更容易形成阶段性供给宽松；而晚峰新能源出力下降后，常规机组快速补位，又可能推高边际价格。因此，本周山东并非简单的“整体供需宽松”，而是低谷更低、高峰仍高的日内结构性分化进一步强化。 广东日前与实时走势出现分化，前半周高温支撑较强，假期后实时价格明显回落。 广东本周日前成交均价约563.29元/MWh，较前一周509.58元/MWh上涨约10.5%；实时均价约542.74元/MWh，较前一周下降约6.0%。9月28—30日广东仍处“秋老虎”控制下，日前均价连续达到624—696元/MWh，实时市场亦维持563—637元/MWh高位；10月1日实时均价仍达到646.98元/MWh，但随着雷阵雨增多、气温由35℃附近回落至30℃左右以及假期工商业负荷下降，10月2—3日实时均价快速降至399.36元/MWh和372.57元/MWh。4日实时价格重新升至547.81元/MWh，显示短期供需仍具有较强波动性。本周广东日前价格高于实时价格，反映日前阶段对高温及负荷的预期相对偏强，而实际假期负荷回落后，实时市场压力有所缓解。与此同时，粤东LNG价格仍处较高水平，对燃气机组报价形成成本支撑，但其作用更多体现为限制价格下行空间，而非决定价格方向。 内蒙古价格重心大幅下移，低负荷背景下新能源出力继续主导短周期定价。 内蒙古发电侧实时加权均价本周约256.85元/MWh，较上周389.03元/MWh下降约34.0%；用户侧全网算数均价约297.95元/MWh，环比下降约29.9%。9月28日发电侧均价仅173.55元/MWh，10月2日、3日进一步降至144.90元/MWh和146.64元/MWh，直至10月4日才快速反弹至439.56元/MWh。假期用电需求回落后，高比例风光出力更容易压低市场边际价格，而当新能源实际出力下降、火电补位需求增加时，价格又可能迅速反弹。煤炭价格高位在这一过程中更多体现为火电成为边际电源后的成本放大器，而并非本周内蒙古电价方向的主要驱动因素。 山西日前、日内均价双双显著回落，假期负荷走弱成为主要压制因素。 山西本周日前市场算数均价约259.45元/MWh，较前一周下降约31.7%；日内均价约324.27元/MWh，环比下降约28.4%。9月28日日内均价仍达到513.65元/MWh，此后整体震荡下移，10月2日、3日分别降至221.57元/MWh和174.39元/MWh；日前价格则在10月3—4日进一步下降至161.81元/MWh和176.69元/MWh。假期期间工业负荷下降叠加北方气温快速回落，使系统需求明显弱于前期。虽然高煤价继续支撑煤电边际成本，但需求走弱对价格的压制更为突出。10月4日日内均价重新升至383.83元/MWh，而日前仅176.69元/MWh，再次显示实际新能源出力、负荷及外送情况出现变化时，日内市场仍可能快速偏离日前预期。 陕西整体小幅走弱，日前与实时价格较为接近，市场供需相对均衡。 陕西本周日前整体加权均价约308.86元/MWh，较前一周下降约6.0%；实时均价约312.54元/MWh，环比下降约2.3%，日前与实时周均价基本接近。日度来看，9月29日前、实时均价分别达到423.85元/MWh和413.19元/MWh，随后价格回落，10月2日实时均价降至227.48元/MWh。此后价格逐步修复，10月4日前、实时均价分别回升至343.60元/MWh和327.15元/MWh。本周陕西降价幅度明显小于内蒙古和山西，说明假期负荷下降虽形成一定压力，但新能源出力、省间交易及火电边际成本共同限制了价格继续下探。 总体来看，本周除广东日前市场外，已更新的主要现货市场价格重心普遍下降，国庆假期负荷回落成为影响价格的共同因素。 北方冷空气进一步降低制冷需求，内蒙古和山西周均价降幅尤其明显；山东则出现连续负价与高峰高价并存的特征，显示高比例新能源背景下日内供需错配进一步扩大。广东前半周仍受到高温支撑，但假期及降雨使实时市场快速回落。燃料端方面，煤价继续维持高位，对煤电机组边际成本形成支撑；LNG中国到岸价总体处于回落区间，但广东粤东价格反而阶段性上调，国内外气价出现一定分化。随着假期结束，后续需重点关注工业负荷恢复速度、北方气温变化以及风光实际出力对现货价格的影响。 一次能源情况 9月28日—10月4日 动力煤：港口煤价高位运行，假期需求偏弱，但供应约束及冬储预期限制价格下行。 截至9月28日，秦皇岛港5500K周度煤价为995元/吨，较9月18日985元/吨有所抬升；同期大同坑口5500K为885元/吨，鄂尔多斯坑口5500K为800元/吨，榆林坑口6000K为890元/吨。整体来看，港口价格仍处高位，产地煤价则呈现一定分化，市场由前期快速上涨逐步转向高位震荡。  供给端 ：主产区安全监管延续，部分煤矿生产和复产节奏仍相对谨慎，使短期供应增量有限。国庆假期期间部分煤矿生产、运输节奏受到影响，市场现货成交活跃度下降。另一方面，前期坑口至港口发运关系有所修复，北方港口资源调入较前期改善，对供应形成一定补充。不过港口库存仍处相对偏低水平，贸易环节主动降价出货意愿有限，使煤价缺乏快速下行基础。 需求端 ：国庆假期使工业负荷及部分非电用煤需求阶段性转弱，北方气温下降后电厂日耗亦进一步回落，电厂仍以长协兑现和刚需采购为主，对高价现货煤接受程度有限。但北方供暖季逐渐临近，冬储补库需求开始成为新的预期支撑，部分终端节后可能重新增加采购。因此，短期市场呈现“当期需求偏弱、远期冬储托底”的特征。 库存端 ：北方港口库存相对偏低，而电厂库存总体仍有一定安全缓冲，供需结构继续表现为港口资源偏紧、终端采购不急。预计短期动力煤价格仍以高位震荡为主，向上受到需求淡季约束，向下则受到供应恢复偏慢及冬储预期支撑。后续重点关注国庆后主产区复产、港口库存变化及冬储采购启动强度。 LNG：进口价格延续高位回落，广东粤东价格却阶段性上调，国内外价格短期分化。 本周SMM LNG中国到岸价整体震荡下行：9月28日报25.74美元/百万英热，29日降至25.07美元/百万英热，30日进一步降至24.29美元/百万英热；10月1日短暂回升至25.49美元/百万英热，2日再次降至24.75美元/百万英热。相比之下，广东粤东LNG均价9月28—29日为6405元/吨，9月30日进一步升至6515元/吨，国内沿海价格并未同步跟随进口价格回落。  供给端 ：国内原料气成本仍处较高水平，叠加国庆期间液厂生产、物流及资源调配节奏变化，使国产及沿海LNG价格的下降速度慢于进口成本。前期国际现货价格上涨的成本传导尚未完全消化，也使部分供应方继续维持较强挺价意愿。因此，本周出现进口价格回落而粤东现货继续上调的阶段性背离。 需求端 ：国庆期间工业用气负荷整体有所下降，北方尚未全面进入供暖季，短期需求偏弱；但广东前半周仍处35℃左右高温，燃气发电需求具有一定韧性。10月1—2日雷阵雨增多、气温回落后，广东电力实时价格同步走弱，显示气电燃料成本虽处高位，但需求端仍是决定短期市场价格方向的重要变量。 总体而言，本周LNG市场表现为“进口成本回落、国内价格滞后调整”。随着北方气温进一步下降，后续采暖需求将逐渐增强，但当前库存补充相对充分，价格短期大幅上涨的驱动力仍有限。对于广东电力市场而言，粤东LNG升至6515元/吨意味着燃气机组成本底部仍高，即使负荷下降，气电成本仍会限制现货价格的下探空间。 气象回顾 过去一周（9月28日—10月4日），全国经历由夏末向秋季转换的关键阶段，天气格局呈现明显“北冷南暖”。9月29—30日，华南仍受到副热带高压影响，广东部分地区最高气温达到35℃，高温闷热使假期前制冷负荷保持较强韧性。10月1日起冷空气逐步南下，山东、华北等地明显降温，山东从9月30日前后的29℃快速降至22—24℃附近，并在第二轮冷空气影响下于10月4日出现9℃左右的最低气温。 降水方面，10月1—3日华西至黄淮出现较强降雨，山东中南部、河南等地累计降雨较大；江苏国庆假日前半段同样以阴雨天气为主，最高气温降至26—29℃。广东则在10月1—2日由高温转为雷阵雨天气，最高气温回落至30℃左右，3—4日以多云为主。降温、降雨与假期效应共同压低部分省份用电需求，是本周多省现货价格走弱的重要背景。 随着10月进入更典型的秋季天气阶段，北方制冷负荷预计继续下降，而供暖负荷尚未全面启动，电力需求将进入季节性低谷。短期现货价格对气温的直接敏感度可能下降，而新能源出力、云量、风速以及日前预测偏差的影响将进一步增强。 二、国内电力市场要闻 9月28日，工业和信息化部、国家发展改革委、交通运输部、商务部、市场监管总局、国家能源局、国家铁路局等七部门发布《新型电池产业发展“十五五”规划》（工信部联规〔2026〕220号）。 《规划》提出构建以锂电池为主、钠电池和液流电池等协同发展的新型电池产品体系，并推动新型电池在新型储能等领域应用。随着储能技术向更高安全性、更长时长和更低成本方向演进，电力市场中可调节资源的技术供给有望进一步丰富，为现货及辅助服务市场提供更多灵活性资源。 9月28日，辽宁省工业和信息化厅会同辽宁省发展改革委、国家能源局东北监管局发布《关于征求〈2027年辽宁省电力市场交易工作方案（征求意见稿）〉意见的函》。 征求意见稿提出，发用双方年度交易合约电量原则上不低于实际发用电量的80%，中长期交易合约签约电量原则上不低于90%；2027年辽宁现货市场继续开展连续结算运行，并在零售市场中引入最长168小时的“冷静期”安排。规则进一步强化中长期合约对现货风险的对冲作用，同时提升零售用户合同选择和风险管理空间。 9月30日，国家发展改革委发布《关于向社会公开征求〈电力市场风险防控管理办法（公开征求意见稿）〉意见的公告》。 文件拟进一步完善全国电力市场风险防控体系，对市场风险识别、监测预警、防范处置及相关主体职责进行规范，强化电力市场运营机构对异常价格、供需失衡及其他市场运行风险的监测管理。随着现货市场覆盖范围和交易规模持续扩大，风险防控机制由分散规则向全国统一框架演进，有助于提升市场运行稳定性。 9月30日，国家能源局综合司发布《关于公开征求〈电力并网运行管理规定〉（征求意见稿）意见的通知》。 此次修订以现行《电力并网运行管理规定》（国能发监管规〔2021〕60号）为基础，进一步适应全国统一电力市场和新型电力系统建设需要，强化并网运行、调度管理和系统安全要求。征求意见稿同时适应新型储能、绿电直连以及源网荷储一体化等新型主体和运行模式的发展，有利于统一各类资源接入后的运行管理边界。 总体来看，本周政策重点进一步从单纯扩大市场交易范围，转向 市场风险控制、并网运行规则完善和灵活性资源体系建设 。随着新能源、新型储能和新型经营主体加速入市，全国统一电力市场建设已逐步由“扩大参与范围”进入“完善规则与风险约束”的阶段，对发电企业、售电公司、储能运营商的报价能力、风险管理和跨市场协同提出更高要求。

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。

三份文件，指向同一个市场问题 近期，山东围绕新能源消纳连续发布三份重要文件。 一是山东省发展改革委发布的《关于公开征求电力现货市场部分价格参数意见的公告》，拟将现货市场电能量申报价格下限由-80元/兆瓦时下调至-120元/兆瓦时，出清价格下限由-100元/兆瓦时下调至-140元/兆瓦时。 二是山东省发展改革委、山东能源监管办和山东省能源局联合印发的《关于进一步优化分时电价机制的函》，以及国网山东省电力公司据此发布的分时电价执行时段调整公告。新时段自2026年10月1日起执行，全年低谷、深谷和尖峰时段均有所增加。 三是山东省能源局发布的《关于加快推动新能源场站配建储能高质量发展的通知》，进一步明确新能源场站配储功率上限、接入空间分配、源储联合申报及充放电管理要求。 三份文件作用对象不同：现货价格参数影响批发市场出清，分时电价调整作用于工商业用户，配储政策则规范新能源场站侧运营。但它们都在回应山东电力市场日益突出的同一个问题——随着光伏装机增长，午间电力供给趋于富余，光伏电量如何消纳、如何定价，又如何转移至更有价值的时段。对光伏项目而言，过去更关心“电能否发出来”，今后则需要更多考虑“发出来时值多少钱”。山东近期的政策组合，正在推动光伏项目从追求装机规模和发电量，转向管理发电时点与电量价值。 深谷增加212小时，午间消纳窗口继续扩大 自2026年10月1日起，山东将执行新的工商业分时电价时段。调整后，全年低谷时段由2185小时增加至2520小时，增加335小时；其中深谷时段由819小时增至1031小时，增加212小时。 新增低谷时段明显向光伏大发时间集中。3—6月谷段调整为8:00—15:00，其中10:00—14:00为深谷；9—11月谷段提前至9:00开始，11:00—14:00为深谷。叠加低谷下浮70%、深谷下浮90%的浮动比例，山东正在通过更明确的零售价格信号，引导工商业用户将部分用电转移至午间。这一变化最先影响用户侧。工业生产、制冷制热、充换电设施、用户侧储能及虚拟电厂，都可能根据新的峰谷时段重新安排用电计划。午间负荷如果随之增加，就相当于为光伏电量扩建了一座需求侧“蓄水池”。 不过，工商业分时电价不等于电站侧现货价格。前者主要改变用户的用电成本，后者决定新能源参与批发市场的结算结果。二者仍需通过负荷响应、售电合同和市场出清传导，不能简单理解为深谷时段增加便会直接改善光伏场站收益。 价格下限再降40元，低价风险向尾部延伸 在用户侧扩大午间消纳窗口的同时，山东也在进一步放开现货价格下行空间。根据征求意见方案，山东拟将现货电能量申报、出清价格下限分别下调至-120元和-140元/兆瓦时，二者均较现行标准下降40元/兆瓦时；申报和出清价格上限则继续保持1300元、1500元/兆瓦时。 从2026年1月1日至9月7日的分时均价看，山东日前和实时现货价格已经形成明显的“午间低、晚间高”曲线。日前均价在13:00降至103.52元/兆瓦时，19:00升至460.83元/兆瓦时，时段价差达到357.31元/兆瓦时；实时均价同样在13:00触及112.55元/兆瓦时的低点，并在19:00升至457.58元/兆瓦时。 但这并不意味着价格下限调整后，各时段均价都会同步下降。当前小时均价仍为正值，而价格下限约束的主要是供给严重过剩时的极端低价区间。下限继续放开后，变化更可能体现在负电价深度、触底时长和低价尾部分布，而不是整条日均价格曲线机械下移。这也是此次调整影响光伏市场的关键。当午间新能源供给过剩时，价格可以继续向下寻找供需平衡点，新能源的低边际成本优势能够更充分地体现在报价排序中，但参与市场的光伏电量也将承担更深的负价风险。对于纳入机制电价的电量，差价结算能够提供相对稳定的收益缓冲；对于机制外电量和更充分参与现货交易的增量电量，项目收益将更加直接地受到午间价格影响。随着机制外电量占比提高，光伏项目“多发电”与“高收益”之间不再天然画等号。 光伏配储上限升至50%，4∶1到底指什么？ 在现货低价空间扩大之后，山东同步完善新能源场站配储规则，也就有了更清晰的政策背景。 按照新规，光伏项目配储功率上限由此前的30%提高至50%，风电项目上限仍为30%。这意味着光伏场站可以配置更大规模的储能资源，但50%只是可纳入联合运行的配储功率上限，并非强制配置要求，更不能理解为所有光伏项目都要按照50%配储。政策中的“光伏∶风电=4∶1”同样容易引起误读。该比例不是新能源与储能的容量配比，也不是光伏项目必须按照1∶4建设储能，而是配建储能接入空间不足时的项目分配权重。当电网能够提供的配储接入容量有限时，相关容量将结合新能源项目规模进行加权分配，其中光伏项目权重为4、风电项目权重为1。同等装机规模下，光伏项目对应的加权值是风电项目的4倍。这一安排并未直接要求光伏必须配储，但明显提高了光伏项目在有限接入空间中的配置权重。其背后的系统逻辑在于，光伏出力高度集中于午间，相较风电更容易形成同时段集中供给和价格下探，因此也更需要通过储能将部分电量转移至傍晚及晚高峰。 更重要的是，山东正在推动配建储能从建设条件转向市场运营资源。根据文件，新能源场站与配建储能可开展联合申报和运行，场站需要综合新能源出力预测、现货价格及储能荷电状态安排交易计划。除电网调用等规定情形外，配建储能原则上由配套新能源充电。由此来看，配储的意义不再只是完成容量配置。能否预测价格、优化充放电计划并控制偏差风险，将逐步决定同样一套储能设备能够创造多少实际价值。 三项政策合流，光储协同信号进一步增强 如果单独观察，现货下限调整是价格机制改革，深谷扩容是需求侧管理，配储通知则是新能源项目运营规范。但将三者放在一起，可以看到一条相对清晰的政策传导路径。 现货价格下限下调，让电力过剩程度能够通过更深的负价反映出来；午间深谷时段增加，鼓励工商业用户扩大低价时段用电；配储功率上限和接入权重调整，则为光伏场站转移午间电量提供更大的操作空间。 因此，山东确实在强化光伏配储信号，但这种引导并非恢复行政强配，而是逐步提高光伏项目主动管理电量价值的必要性。当午间低价和负价风险加深后，项目需要自行判断，是继续完全暴露于现货价格，还是通过储能、交易优化和负荷合作等方式管理市场风险。储能可利用的峰谷价差也可能随之扩大。一端是现货价格下限进一步下探，另一端是山东晚间现货价格仍处于日内高位，用户侧尖峰和深谷时段也在增加。不过，价格区间扩大不等于储能收益必然增加。负电价出现频率、晚高峰价格、充放电效率、循环衰减、接网容量和交易策略，仍将共同决定项目经济性。 光伏竞争正在转向电量价值管理 山东此次政策组合并没有给出统一的配储答案，却清晰改变了光伏项目需要回答的问题。 对机制外光伏而言，未来的核心风险可能不再只是电量无法送出，而是电量能够进入市场，结算价格却持续偏低；对储能而言，其价值也不再主要来自满足政策配置要求，而在于能否把午间低价值电量转移至晚间高价值时段。从现货下限向下延伸，到午间深谷扩容，再到光伏配储上限提高，山东正在把新能源消纳压力逐步转化为价格信号和经营约束。未来光伏项目的竞争力，将不只取决于装机规模和年度利用小时数，更取决于其管理发电曲线、市场价格与电量时点的能力。政策没有重新规定“必须配多少储能”，市场却正在给出更加直接的信号：当午间光伏电量持续增加，不具备调节能力的电量可能越来越难获得理想价格。

8.24-8.30，全国天气呈现“北凉南热、台风风雨集中”的特征。出伏后北方冷空气活动增强，华北、东北气温明显回落，而四川盆地、江南及华南前半周仍维持高温闷热；28日，第18号台风“沙德尔”先后登陆浙江台州玉环和温州龙湾，随后深入内陆，华东、华南多地出现明显降温及强降雨。 高温负荷退坡、台风降雨、新能源出力及周末负荷变化共同作用下，各省现货电价继续分化：山东日内发电侧均价由444.50元/MWh逐步回落至399.16元/MWh；广东日前均价整体高位震荡后于周末降至374.64元/MWh，日内均价由471.34元/MWh降至327.56元/MWh；江苏震荡偏强，日前均价由313.67元/MWh升至352.07元/MWh；蒙西波动显著，发电侧日内均价27日冲至565.12元/MWh后快速回落；山西前高后低，日前价格28日升至377.91元/MWh后周末明显下行；陕西波动最为剧烈，日前价格由299.64元/MWh最高升至472.75元/MWh，随后又降至172.48元/MWh。一次能源方面，截至8月28日，CCTD秦皇岛5500大卡动力煤价格报731元/吨，较上周上涨1元/吨；SMM LNG中国到岸价周内运行于22.83-24.50美元/百万英热区间，广东粤东LNG均价维持5860元/吨。后续需重点关注台风残余环流消退后的华东负荷修复、南方高温退坡速度及蒙西、西北新能源出力变化。 从区域分布看，山东逐步走弱，前半周高温支撑消退后负荷边际回落。 山东本周日内发电侧均价由444.50元/MWh逐步下降，8月28日降至395.99元/MWh，周末分别为397.83元/MWh和399.16元/MWh，全周平均约415.62元/MWh，较上周下降约14元/MWh。前半周鲁中西部仍受到副高影响，聊城、德州、济南等地持续35-37℃高温，局部达到38℃左右，对制冷负荷形成支撑；随后冷空气及雷阵雨活动增强，半岛及鲁中部分区域出现明显降水，气温逐步回落。随着高温溢价下降，山东日内价格重心较此前一周有所回落，但迎峰度夏末期负荷绝对水平仍不低，价格并未出现明显深跌。 广东高位回落，“沙德尔”残余环流带来的强降雨明显压制周末负荷。 广东本周日前成交均价由422.64元/MWh震荡运行，25日升至435.83元/MWh，随后整体回落，周末降至374.64元/MWh，全周平均约417.14元/MWh；日内均价由471.34元/MWh一路震荡下行至327.56元/MWh，全周平均约409.29元/MWh。周前期广东仍处高温闷热状态，部分地区最高气温达到33-36℃，制冷需求保持韧性；28日夜间起，“沙德尔”减弱后的环流逐步影响广东，大部地区降雨显著增加，局地达到暴雨至大暴雨量级，气温同步下降。中国天气网亦显示，“沙德尔”登陆浙江后继续深入内陆，其环流随后影响广东等南方省份。 强降雨对空调负荷的压制在周末集中体现，推动日内价格明显弱于周初。 江苏震荡偏强，周前期闷热负荷维持韧性，台风影响下价格并未出现明显下探。 江苏本周日前市场出清加权均价由313.67元/MWh逐渐抬升，8月29日升至350.32元/MWh，30日进一步达到352.07元/MWh，全周平均约339.82元/MWh；日内均价由322.55元/MWh升至周末351.81元/MWh，全周平均约342.35元/MWh。周前期江苏沿江及苏南地区仍较闷热，最高气温维持33-35℃，用电需求仍有支撑；27日起随着台风外围环流和冷空气共同影响，区域出现较明显降雨，降温效应有所增强。虽然降雨抑制部分制冷负荷，但天气变化也增加新能源出力和实际供需的不确定性，本周江苏日前、日内均价整体反而较上周小幅抬升。 内蒙古宽幅震荡，新能源实际出力与外送变化继续主导短周期价格。 蒙西本周发电侧日内加权均价由455.63元/MWh下降至26日的383.86元/MWh，27日快速冲高至565.12元/MWh，随后28日骤降至259.24元/MWh，周末运行于309-315元/MWh附近；用户侧全网算数均价走势基本同步，27日达到585.11元/MWh，28日降至292.05元/MWh。全周发电侧日内均价约389.45元/MWh，用户侧均价约415.74元/MWh。与前一周周末持续冲高不同，本周蒙西价格在单日内快速完成由高位向低位切换，反映区域供需并未持续偏紧。考虑蒙西新能源占比较高，风光实际出力、外送规模及火电边际调用变化仍是决定实时电价的主要短周期变量。 山西先升后降，周中供需趋紧推动价格抬升，周末明显转弱。 山西本周日前市场算数均价由312.70元/MWh连续上行，28日达到377.91元/MWh的周内高点，随后29日快速降至249.87元/MWh，30日小幅回升至276.43元/MWh，全周平均约325.22元/MWh；日内均价周初达到413.34元/MWh，随后震荡回落，周末降至271.73元/MWh，全周平均约346.37元/MWh。前半周日内市场多数时段高于日前市场，体现实际运行供需相对偏紧；进入周末后，负荷回落叠加区域供需改善，日前与日内价格同步下降。山西作为华北重要外送电源基地，其现货价格仍明显受到本省机组运行和省间交易需求变化的共同影响。 陕西宽幅震荡，日前与日内价格频繁反转。 陕西本周日前整体加权均价由299.64元/MWh运行，26-28日连续升至408.85元/MWh、414.23元/MWh和472.75元/MWh，随后29日骤降至172.48元/MWh，30日回升至263.65元/MWh；日内价格波动更加明显，26日一度达到535.34元/MWh，而29日降至188.04元/MWh。全周日前、日内均价分别约333.04元/MWh和345.25元/MWh，较上周均明显抬升。新能源实际出力、负荷及外送条件的快速变化使陕西供需平衡频繁切换，日前预测与实际运行结果的偏差也进一步放大短周期价格振幅。 总体来看，本周电力现货市场的核心驱动由盛夏高温逐步向“高温退坡、台风降雨、新能源波动与周末负荷”切换。 山东随着北方气温下降，日内价格较上周整体回落；广东周前期仍受高温负荷支撑，但“沙德尔”残余环流带来的强降雨使周末价格明显走弱；江苏日前、日内价格整体小幅上行；蒙西27日短时冲高后迅速回落，新能源大省的高波动属性继续体现；山西周中走强、周末回落；陕西则继续保持明显的高弹性。随着8月结束，传统迎峰度夏需求将逐步退坡，高温对现货价格的单边推动作用趋弱，后续天气、风光出力以及省间交易变化预计将成为区域电价分化的主要驱动因素。 一次能源情况 8月24日—8月30日 动力煤：供给支撑增强，港口库存去化推动煤价小幅走强。 本周动力煤价格延续偏强走势。根据CCTD秦皇岛港价格，截至8月28日，5500大卡动力煤报731元/吨，较8月21日上涨1元/吨；5000大卡报662元/吨，周环比上涨1元/吨；4500大卡报596元/吨，周环比上涨2元/吨。虽然出伏后全国高温范围逐步缩小，动力煤旺季需求已接近尾声，但主产区供应增量有限，叠加港口库存重新下降，对煤价形成一定支撑。整体来看，当前市场呈现需求韧性尚存、供应偏紧的格局，价格以小幅偏强运行为主。 需求端 ：出伏后北方高温明显消退，但南方前半周仍维持较高气温，火电日耗下降速度相对缓慢。六大电力集团沿海电厂日耗仍运行在约95万吨的旺季较高水平，冶金、化工等非电行业亦维持一定刚需采购。与此同时，终端电厂库存总体仍较充足，长协煤供应占比较高，对市场现货主要采取按需补库策略，高价煤源接受程度有限。随着9月气温进一步回落，制冷负荷下降后动力煤需求预计将逐步转弱。 供给端 ：月末部分煤矿完成阶段性生产任务后进入检修，加之晋陕蒙部分区域安全监管及强降雨扰动，煤炭供应释放弹性有所下降。进口煤方面，印尼部分煤源受到年度生产配额、运输条件等因素约束，叠加海外报价偏强，进口到岸成本优势有所收窄。整体供应端尚未形成明显增量，成为本周煤价维持偏强的重要支撑。 库存端 ：北方港口库存本周重新进入去化阶段，截至8月28日北方港库存降至约2347万吨，周环比减少约141万吨，港口调入量低于调出量。与此同时，产地与港口价格倒挂虽有所修复，但贸易商发运仍相对谨慎，市场可流通煤源未明显增加。短期看，供给偏紧和港口去库仍将支撑煤价，但随着旺季需求逐渐退坡，上行空间也将受到终端库存及日耗下降的限制。 LNG：中国到岸价高位震荡上行，广东粤东价格继续持稳。 根据SMM数据，截至8月28日，本周LNG中国到岸价运行于22.83-24.50美元/百万英热区间：8月24日报23.67美元/百万英热，25日升至24.08美元/百万英热，26日回落至22.83美元/百万英热，27日反弹至23.37美元/百万英热，28日进一步升至24.50美元/百万英热，较周初上涨约3.5%，可得数据均价约23.69美元/百万英热。广东粤东LNG均价则继续维持5860元/吨，国内终端气价暂未同步跟涨。国际市场方面，海外天然气供应风险及欧洲冬季补库需求仍对国际价格形成支撑；国内则仍处传统用气淡季，叠加台风降雨使部分时段气电调峰需求下降，进口成本上涨尚未完全向粤东现货气价传导。若国际LNG价格持续高位，后续沿海燃气机组边际成本仍存在重新抬升的可能。 气象回顾 过去一周（8月24日—8月30日），全国天气主要呈现“北方降温、南方高温与台风风雨交替”的格局。24日正式出伏后，冷空气活动逐渐增强，北方多地气温明显下降；南方前半周仍受副高影响，四川盆地至长江中下游部分地区持续高温，四川渠县局地最高气温达到40℃以上。27-28日，第18号台风“沙德尔”成为核心天气变量，28日上午先后在浙江台州玉环、温州龙湾登陆，此后西行深入内陆并逐渐减弱。其影响不仅集中于浙江、福建，残余环流还继续向江西、湖南、广东、广西等地区输送大量水汽。 从重点省份看，山东前半周鲁中西部仍维持35-38℃高温，随后冷空气及雷阵雨逐步降低气温；广东前期最高气温约33-36℃，“沙德尔”残余环流影响后，多地出现暴雨至大暴雨，气温明显下降；浙江26日仍有35℃以上高温，28日成为台风直接影响核心区域，浙江南部多地出现暴雨至大暴雨，沿海出现明显大风。浙江气象部门数据显示，“沙德尔”28日登陆后，温州、台州等地降雨显著增加，浙中南沿海出现10-12级、局地更强阵风。 江苏则受到台风外围环流和冷空气共同影响，27日起阵雨和雷雨增多，气温由前期33-35℃逐步回落。随着9月到来，全国高温范围预计进一步收缩，气温对电力负荷的拉动将逐渐减弱，后续需更多关注阶段性强对流、台风残余环流及新能源出力变化。 二、国内电力市场要闻 8月25日，河北省发展和改革委员会公示《河北南部电网电力辅助服务市场实施细则（V4.1版）》。 文件经河北南部电网电力市场管理委员会2026年第二次会议审议通过，对V4.0版规则进行修订。根据公开细则内容，现货市场连续运行阶段调频辅助服务补偿费用暂按发电侧10%、用户侧90%的比例分摊，意味着调频成本向工商业用户侧传导进一步增强。对于售电公司而言，辅助服务费用在零售侧成本中的影响将更加直接，零售套餐设计需要进一步考虑系统运行费用波动风险。 8月26日，国家能源局发布《国家能源局发布2026年7月全国可再生能源绿色电力证书核发及交易数据》。 2026年7月全国核发绿证3.06亿个，环比下降17.93%，其中可交易绿证1.79亿个；全国交易绿证5468万个，环比下降33.91%。其中，2026年生产电量对应绿证单独交易平均价格为6.10元/个。绿证核发和交易量环比同步下降，但风电、光伏仍是主要交易品类，随着可再生能源消费责任机制逐渐深化，绿证价格及不同生产年份绿证价差仍值得持续关注。 8月28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〈电力安全生产监督管理办法（公开征求意见稿）〉意见的公告》。 此次公开征求意见是对现行电力安全生产监管制度的进一步完善，征求意见稿面向社会征集建议。随着海上新能源、新型储能、分布式资源等新型主体快速发展，电力生产和系统运行边界持续扩大，安全生产监管制度的更新将进一步强化新型电力系统建设过程中各类经营主体的安全责任。 8月28日，山东省能源局官网公开发布《关于加快推动新能源场站配建储能高质量发展的通知》，文件落款为8月27日。 该文件由山东省发展改革委、省能源局、国家能源局山东监管办公室、国网山东省电力公司联合印发，进一步推动新能源与配建储能协同运行。山东此前已建立新能源场站与配建储能同步注册、联合申报、一体化出清的市场参与机制，本次政策进一步强化配建储能实际利用效率和市场化运营导向。对于新能源场站而言，配储的价值将更多由降低出力偏差、优化现货交易曲线和提升新能源消纳能力体现，而非单纯满足建设比例要求。 8月28日，国家能源局华东监管局发布《华东能源监管局关于公开征求〈长三角省市间短期电力互济交易实施细则（征求意见稿）〉意见的通知》。 文件明确公开征求意见时间为8月28日至9月27日，旨在进一步规范长三角省市间短期电力互济交易。互济机制的完善意味着上海、江苏、浙江、安徽、福建等华东省市在短周期供需出现偏差时，可进一步通过区域市场优化资源配置，对缓解局部电力紧张、扩大新能源跨省消纳具有积极意义；同时也将提高市场主体对省间价格、通道能力及区域供需的综合判断要求。

8月10日至16日，全国天气由此前大范围极端高温逐步转向“西热东雨”。全国用电负荷仍处迎峰度夏高位，最高负荷近期多次刷新历史纪录，但台风“白海豚”残余环流给华东、华南带来较强降水，江苏南通局地出现特大暴雨，浙江、广东降水过程亦较为频繁；与此同时，新疆吐鲁番最高气温仍突破42℃，重庆等西部地区持续高温。高温负荷与强降雨降温效应同时存在，叠加新能源出力差异，使本周现货价格呈现广东高位运行、山东偏弱回落、江苏低位震荡、蒙西后半周快速走强、山西震荡偏弱、陕西低位波动的格局。 从区域分布看，广东高位震荡，高温与局地强降雨交替下电力需求韧性仍强。 广东本周日前成交均价由414.36元/MWh升至8月14日的463.07元/MWh，随后周末回落至390.94-401.18元/MWh，全周平均约426.17元/MWh；日内成交均价波动更为明显，8月12日一度升至607.28元/MWh，全周平均约450.48元/MWh。台风残余环流给广东带来较多局地雷雨，但降水时空分布并不均匀，雨后高温高湿快速恢复，制冷需求仍保持较强韧性。尤其工作日期间，日前价格多数运行于420元/MWh以上，反映旺季负荷对市场仍有较强支撑；日内价格较日前波动更大，也显示局地天气及实时供需偏差对边际机组调用影响明显。 山东日内价格整体回落，雷阵雨增多削弱前期极端高温溢价。 山东本周日内发电侧均价由371.33元/MWh逐步下降，8月14日降至305.56元/MWh，周末短暂回升后收于335.66元/MWh，全周平均约349.48元/MWh，较上周明显降低。周初山东仍有较高气温，鲁西南、济宁等地最高气温接近38℃，但随后受冷空气及雷阵雨影响，气温逐步回落至相对舒适区间，高温对制冷负荷的边际拉动明显减弱。与此前一周极端高温推动价格快速冲高相比，本周山东供需紧张程度有所缓解，日内价格重心同步下移。不过目前仍处迎峰度夏阶段，短期负荷绝对水平仍然偏高，价格下方仍存在一定支撑。 江苏低位震荡，强降雨阶段性压制负荷，价格整体弱于前期高温阶段。 江苏本周日前市场加权均价由306.05元/MWh下降至290.24元/MWh后逐渐回升，8月15日升至346.19元/MWh，周末再度降至298.02元/MWh；日内均价主要运行于286-345元/MWh，全周日前、日内均价分别约319.29元/MWh和312.40元/MWh。台风残余环流影响下，江苏多地出现明显降雨，南通局地累计降水达到特大暴雨级别，高温制冷需求受到阶段性压制。降水减弱后价格一度修复，但周末工业负荷回落又限制上涨幅度，因此全周整体表现为低位震荡，而非此前高温天气下的持续上行。 蒙西先抑后扬，周末供需明显收紧推动发电侧及用户侧价格同步冲高。 蒙西本周发电侧日内加权均价波动显著，8月12日一度降至248.59元/MWh，此后逐渐走强，8月15日升至418.55元/MWh，16日进一步冲至526.34元/MWh；用户侧全网算数均价同步由263.97元/MWh的周内低点升至554.78元/MWh。全周发电侧日内均价约348.41元/MWh，明显高于上周。蒙西风电、光伏占比较高，价格对新能源实际出力及外送需求变化高度敏感，周末发电侧和用户侧价格同步快速上扬，反映系统供需较前半周明显趋紧。后续若风电出力继续偏弱或外送需求保持高位，蒙西现货价格仍可能维持较强波动。 山西震荡运行，日内价格多数高于日前，实时供需相对偏紧。 山西本周日前市场算数均价由240.57元/MWh回升至8月12日的315.75元/MWh，随后在274-300元/MWh附近震荡，全周平均约284.60元/MWh；日内均价整体高于日前，全周平均约302.43元/MWh，8月12日最高升至340.29元/MWh，8月16日再次达到333.48元/MWh。日前与日内价格多数时段出现正价差，表明实际运行阶段的供需水平较日前预测偏紧。山西作为华北重要电力外送基地，省内负荷、火电机组运行以及省间交易共同影响边际价格，本周整体虽未出现极端高价，但实时市场仍体现出较高弹性。 陕西仍处低价区间，周末日内价格明显抬升。 陕西本周日前整体加权均价主要运行于97-200元/MWh之间，全周平均约150.07元/MWh；日内平均约163.36元/MWh。8月12日日前均价降至96.83元/MWh，显示部分时段电力供应仍较宽松；但进入周末后，尤其8月16日，日内均价快速升至290.20元/MWh，明显高于当日日前均价183.57元/MWh。整体来看，陕西本周价格水平仍显著低于广东、山东等负荷中心省份，但周末实时价格的快速上行表明新能源出力、负荷或外送变化仍可能迅速改变省内供需平衡。 总体来看，本周极端高温范围较此前有所收缩，但全国仍处迎峰度夏高负荷阶段，台风残余环流与区域降雨进一步放大了各省供需差异。 广东高温高湿天气延续，工作日负荷韧性较强，日前及日内价格均维持相对高位；山东随着雷雨增加和气温回落，前期高温溢价逐步消退；江苏受强降雨影响，价格整体处于300元/MWh附近震荡；蒙西后半周供需明显收紧，周末价格快速上冲；山西日前与日内维持一定正价差，实际运行供需相对偏紧；陕西仍处低价区域，但日内波动有所放大。后续副热带高压重新西伸北抬后，高温范围可能再次扩大，华东负荷修复速度以及蒙西、陕西等新能源大省风光出力变化仍是价格走势的关键变量。 一次能源情况 8月10日—8月16日 动力煤：旺季刚需继续托底，煤价延续震荡偏强。 本周动力煤市场继续小幅走强。根据CCTD秦皇岛港价格，截至8月14日，5500大卡动力煤报730元/吨，较8月7日上涨4元/吨；5000大卡报661元/吨，周环比上涨4元/吨；4500大卡报594元/吨，上涨5元/吨。当前市场仍处迎峰度夏需求旺季，高温天气支撑电厂日耗，而产地安全检查限制短期供应弹性，港口库存继续去化，共同推动煤价重心缓慢上移。不过下游长协煤供应相对稳定，电厂市场煤采购仍以刚需为主，煤价尚未形成快速上涨条件。 需求端 ：全国迎峰度夏仍处关键阶段，用电负荷近期多次刷新历史高位，最高达到15.53亿千瓦。虽然华东、华南部分地区受到强降雨影响，制冷需求阶段性回落，但西北、西南及黄淮部分地区高温仍然突出，火电日耗整体维持旺季水平。电厂库存可用天数继续下降，对市场煤形成一定补库需求。不过当前电厂长协煤兑现总体稳定，采购行为主要集中于缺口补充，尚未出现大规模集中采购，需求对价格的推动仍以刚性托底为主。 供给端 ：主产区安全生产检查持续，煤矿增产空间受到一定限制。晋陕蒙部分区域煤矿受安全排查、检修等因素影响，阶段性停减产现象仍存，产地供应增量释放偏慢。进口煤方面，部分主要出口国供应及运费存在波动，进口煤到岸成本有所抬升，对国内市场的补充优势弱于前期。整体来看，供应端暂无明显增量，而旺季日耗维持高位，对港口煤价形成一定支撑。 库存端 ：旺季需求继续带动环渤海港口库存下降，8月中旬港口库存已降至约2606.7万吨，延续前期去库趋势。高日耗背景下，下游拉运保持一定强度，而产地发运增量有限，港口调入量不足以完全覆盖调出量。不过当前终端电厂总体库存仍具安全缓冲，贸易商在产地与港口价差有限的情况下发运积极性不高。短期看，煤价仍具一定上行支撑，但若后续高温减弱、火电日耗回落，价格上涨空间可能重新受到库存水平制约。 LNG：中国到岸价窄幅震荡，广东粤东价格保持稳定。 本周可得SMM LNG中国到岸价整体运行于20.81-21.66美元/百万英热区间。8月11日报21.28美元/百万英热，12日小幅降至21.24美元/百万英热，13日进一步回落至20.81美元/百万英热，14日重新升至21.66美元/百万英热，整体延续高位震荡。广东粤东LNG均价本周维持5860元/吨，较上周基本持平。虽然广东电力负荷仍处较高水平，对燃气机组调峰需求形成支撑，但国内LNG供应总体充足，终端价格并未随电力旺季明显抬升。当前气电燃料成本较7月高位已有明显下降，对广东现货市场边际成本形成一定缓冲，后续主要关注国际LNG价格及天气变化对气电调用频率的影响。 气象回顾 过去一周（8月10日—8月16日），全国天气总体呈现“西部高温持续、东部降雨偏多”的格局。近期全国最高用电负荷多次刷新历史纪录，迎峰度夏仍处高位运行阶段。新疆吐鲁番等地最高气温超过42℃，重庆等西南地区持续37-38℃高温；东部地区则受到台风“白海豚”残余环流影响，华东、华南降水明显增多，其中江苏南通出现特大暴雨，局地累计降雨达到296mm，浙江、广东亦有较频繁强降水过程。强降雨阶段性压低东部地区气温及制冷负荷，但并未改变全国用电需求整体高位运行的格局。 从重点省份看，山东周初仍有明显高温，局地最高气温接近38.5℃，中后期雷阵雨增多后气温逐步下降，负荷较此前极端高温阶段有所回落；广东受台风残余环流影响，累计降雨较多，但降水以局地短时强降水为主，雨后高温高湿迅速恢复，制冷需求仍具韧性；浙江前期高温日数仍处高位，随后受到台风外围环流影响出现明显降雨；江苏则受到本轮强降雨影响最为明显，部分地区出现暴雨至特大暴雨，对短期负荷形成压制。展望下一阶段，副热带高压存在重新西伸北抬可能，高温或再次覆盖黄淮、江淮及江南部分地区，气温回升速度仍将直接影响华东电力负荷及现货价格。 国内电力市场要闻 国家能源局将加快出台虚拟电厂参与电力市场交易指引。 国家能源局在相关建议答复中明确，将加快制定虚拟电厂参与电力市场交易的规则，并进一步完善辅助服务费用传导机制，推动电碳市场有效衔接。随着分布式电源、储能及可调节负荷聚合规模扩大，虚拟电厂未来参与现货、辅助服务及需求响应的市场边界将进一步清晰，灵活性资源的商业化空间有望继续打开。 广东进一步明确绿电直连项目开发管理要求。 广东省相关部门出台绿电直连管理文件，进一步明确项目适用范围、源荷匹配及投资建设要求，其中项目自发自用比例原则上不低于60%，并完善项目运行监管和退出机制。随着绿电直连政策进一步落地，高比例新能源直接匹配工商业负荷的模式将加快发展，同时也将推动企业更加主动管理用电曲线和新能源出力偏差。 河北南网电力现货市场转入正式运行。 河北南部电网现货市场自8月1日起进入正式运行阶段，采用“日前+实时”组织模式，实时市场按照15分钟周期滚动出清，煤电、新能源及独立储能等资源全面参与市场。现货市场正式运行后，新能源预测偏差、储能充放电策略以及机组短时调节能力对收益的影响进一步放大，河北电力市场价格信号也将更加及时反映实时供需变化。 南方电网部署新一轮电力市场化改革任务。 南方电网提出围绕分布式光伏、虚拟电厂、可调节负荷等新型主体完善入市机制，并探索用户侧双边交易、电碳协同以及跨省区市场衔接。随着市场主体类型不断扩容，南方区域电力交易将从传统发用电主体进一步向聚合商、分布式资源及灵活负荷延伸，对售电公司及负荷聚合商的交易和风险管理能力提出更高要求。 四川推进算电融合，扩大绿电直连与新能源市场化应用场景。 四川相关政策提出进一步推动算力基础设施与电力系统协同发展，放宽算电融合项目余电上网比例，并支持多用户绿电直连、数据中心参与电能量市场、辅助服务及需求响应。随着数据中心等稳定高负荷用户与新能源项目加速形成直接匹配关系，算力负荷有望成为西部新能源消纳和绿电交易的重要增量需求，同时提升新能源项目的市场化消纳能力。

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。