10月19—25日，国内电力现货市场呈现“燃料成本偏强、省间价格分化、实时偏差放大”的运行特征。SMM秦皇岛港5500K动力煤价格继续上涨，大同、鄂尔多斯坑口煤价同步走高；广东粤东LNG与SMM中国LNG到岸价进一步上行。不过，燃料成本并未一致传导至各省电价：山东、江苏、山西和陕西周均价上涨，广东和内蒙古则明显回落。 天气成为本周价格波动的重要变量。19—21日，新一轮冷空气影响中东部地区，北方部分地区降温超过8℃；22—25日，台风“蔷琵”叠加冷空气，给华东沿海带来持续大风和降雨。北方市场逐渐从秋季低负荷阶段向采暖负荷启动过渡，但大风及新能源出力波动仍可能在部分时段压低价格；华东市场受到降雨、沿海风电及台风天气扰动，日前预测难度上升；华南整体偏暖，但广东实时价格低于日前价格，显示实际供需总体较日前预期宽松。

2026年10月19日至2026年10月25日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共29项，中标均价0.77元/瓦。中标总采购容量为99.23MW，相比上一统计区间下降3523.11MW；

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。

2026年10月12日至2026年10月18日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共34项，中标均价0.70元/瓦。中标总采购容量为3622.34MW，相比上一统计区间上升3464.63MW；

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）。此次调整的核心，是取消零售套餐中固定价格电量比例、现货市场价格联动电量比例及比例分成方式等要求，推动电能量价格全面传导批发市场价格。

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。

2026年9月28日至2026年10月11日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共23项，中标均价0.76元/瓦。中标总采购容量为157.71MW，相比上一统计区间下降1133.71MW；

9月28日至10月4日正值国庆假期前后，全国天气呈现明显“北冷南暖”格局。9月29—30日南方仍受副热带高压影响，广东等地最高气温达到35℃左右；进入10月后冷空气南下，山东、华北等地明显降温，山东最低气温一度降至9℃附近，同时华西至黄淮部分地区出现较强降雨。假期工商业负荷下降叠加北方制冷需求进一步退出，使多数重点市场价格重心较前一周回落。山东截至10月3日实时均价约359.17元/MWh，较前一周下降约16.6%；广东日前均价升至563.29元/MWh，但实时均价回落至542.74元/MWh；内蒙古发电侧实时均价降至256.85元/MWh；山西日前、日内均价分别降至259.45元/MWh和324.27元/MWh；陕西日前、实时均价分别为308.86元/MWh和312.54元/MWh。

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。

2026年9月21日至2026年9月27日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共41项，中标均价0.71元/瓦。中标总采购容量为1291.42MW，相比上一统计区间下降4153.02MW；

9月14日至20日，全国气温整体偏高，“秋老虎”特征仍较明显，华南持续高温，广东部分地区最高气温达到35-36℃；山东、江苏等中东部地区午后热意仍存。19日起弱冷空气开始影响西北、华北北部及东北，局地降温4-6℃。在负荷区域分化的同时，一次能源成本继续处于高位：截至9月18日，CCTD秦皇岛5500大卡、5000大卡动力煤分别维持754元/吨、684元/吨，4500大卡小幅回落至616元/吨；广东粤东LNG均价升至6205元/吨，SMM LNG中国到岸价14日一度达到29.74美元/百万英热，随后回落至18日27.19美元/百万英热。受高温负荷、新能源出力以及燃料成本共同影响，本周各省现货走势明显分化，山东、广东和江苏价格重心上移，内蒙古、陕西回落，山西日前价格下降但日内市场后半周显著走高。

2026年9月14日至2026年9月20日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共53项，中标均价0.73元/瓦。中标总采购容量为5444.44MW，相比上一统计区间上升2226.65MW；

9月7日至13日，北方迎来一轮明显冷空气过程，山东、华北等地区前半周气温下降4-6℃，制冷负荷进一步退出旺季；华南前半周晴热，广东最高气温仍可达到34℃，后半周受南海热带低压影响，粤西及沿海地区降雨增强。气象因素对不同省份负荷形成方向不一的扰动，但本周煤炭和LNG价格同步走强，使传统机组成本支撑较前期明显增强。与此同时，蒙西、陕西等新能源占比较高地区仍受风光实际出力及日前预测偏差影响，现货市场定价逻辑进一步转向“新能源出力+燃料成本+实时供需”共同主导。

2026年8月31日至2026年9月7日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共42项，中标均价0.72元/瓦。中标总采购容量为3217.79MW，相比上一统计区间上升1910.77MW；

山东近期接连调整现货价格下限、工商业分时电价和新能源场站配储规则。三项政策分属批发市场、用户侧和场站侧，却共同指向午间光伏电量消纳。政策并未重新走向强制配储，但机制外光伏的低价风险正在增加，电量时移的重要性也随之上升。

8月31日至9月6日，全国天气由此前的盛夏高温逐渐转向“北方降温、南方风雨”。“沙德尔”残涡8月底重返海面，9月1日在南海重新加强为编号台风，随后折返东北，于3日再次登陆福建，登陆后继续向广东方向移动并最终减弱。其残余环流叠加季风水汽和冷空气，使福建、广东、浙江及江苏南部等地出现明显强降水。 与此同时，北方气温回落推动制冷负荷退出旺季高位。在负荷季节性下降的背景下，本周动力煤价格却继续走强，煤电边际成本支撑增强，与风光出力波动、跨省交易和实时供需偏差共同作用，使各省价格呈现山东先抑后扬、广东深“V”反转、江苏后半周走强、蒙西宽幅震荡、山西冲高回落以及陕西日前与实时明显分化的格局。

2026年8月31日至2026年9月7日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共52项，中标均价0.71元/瓦。中标总采购容量为1307.01MW，相比上一统计区间上升90.39MW；

8月24日至30日，全国天气由盛夏大范围高温逐步切换至南北明显分化。24日出伏后，冷空气开始影响华北、东北，部分地区最低气温降至20℃以下；南方前半周仍受副热带高压控制，四川盆地及长江中下游部分区域延续35℃以上高温。27日起，“沙德尔”逐渐靠近华东沿海，并于28日8时05分前后在浙江台州玉环登陆，约1小时后又在温州龙湾再次登陆，浙江、福建及后续江西、湖南、广东等地区风雨明显增强。 高温降温和台风强降雨同步改变区域负荷及新能源出力条件，使本周现货市场呈现山东逐步走弱、广东高位回落、江苏震荡上行、蒙西宽幅波动、山西先升后降、陕西大幅震荡的差异化走势。

2026年8月24日至2026年8月30日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共38项，中标均价0.70元/瓦。中标总采购容量为1216.62MW，相比上一统计区间上升895.78MW；

8月17日至23日，全国天气由此前大范围高温逐步转向高温与强降雨并存。山东中西部仍受副热带高压影响，多地最高气温维持35℃以上；与此同时，西北太平洋“沙德尔”“紫檀”“简拉维”三个台风同时活动，其外围环流叠加季风槽，使广东、浙江、江苏等华南、华东沿海地区雷雨和强对流过程增多。台风外围环流一方面通过降雨、降温阶段性压低制冷负荷，另一方面也扰动沿海风电出力及日前预测，叠加不同区域新能源供需差异，推动本周现货市场呈现山东高位走强、广东高位回落、江苏窄幅震荡、蒙西周末急升、山西震荡偏强、陕西低位反弹的分化格局。

2026年8月17日至2026年8月23日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共37项，中标均价0.70元/瓦。中标总采购容量为320.84MW，相比上一统计区间上升7558.85MW；

8.10-8.16，全国天气呈现“西部高温持续、东部降雨增多”的特征，台风“白海豚”残余环流继续影响华东、华南，江苏、浙江、广东等地出现明显降雨，而新疆、重庆及黄淮部分区域高温仍然突出。高温支撑用电负荷维持旺季水平，但区域性强降雨对制冷需求形成阶段性压制，叠加风光出力及省间供需变化，各省现货价格继续分化：广东价格整体维持高位，日前周均价约426元/MWh，较上周明显抬升，日内价格一度冲至607元/MWh；山东日内价格整体回落，由371元/MWh降至336元/MWh；江苏低位震荡，日前价格主要运行于290-346元/MWh；蒙西波动显著加剧，发电侧日内均价周末连续冲高至418.55元/MWh和526.34元/MWh；山西震荡运行，日前均价主要处于241-316元/MWh区间；陕西整体仍处低价区间，但周末日内价格快速升至290元/MWh。一次能源方面，截至8月14日，CCTD秦皇岛5500大卡动力煤价格报730元/吨，较上周上涨4元/吨，高温日耗及港口去库继续支撑煤价；SMM LNG中国到岸价可得报价运行于20.81-21.66美元/百万英热区间，广东粤东LNG均价维持5860

2026年8月10日至2026年8月16日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共36项，中标均价0.69元/瓦。中标总采购容量为7879.69MW，相比上一统计区间上升5822.55MW；

本周概述： 8.3-8.9，全国天气呈现明显“前热后雨”格局。前半周受副热带高压持续控制，华北、黄淮、江南大范围高温，山东北部、浙江中部局地突破40℃，制冷负荷维持高位；后半周第13号台风“白海豚”逼近华东并于9日晚影响浙江沿海，强风暴雨推动区域气温快速回落。高温负荷、台风降温、新能源出力及周末负荷回落共同作用下，各省电价走势进一步分化：山东先升后骤降，日前均价由401元/MWh升至523元/MWh后跌至248元/MWh；广东震荡上行，日前均价由338元/MWh最高升至438元/MWh；江苏持续走弱，由388元/MWh降至284元/MWh；蒙西宽幅震荡，日内加权均价在200-347元/MWh之间运行；山西日前、日内价格波动显著加剧；陕西持续下行，日前均价由343元/MWh降至79元/MWh。

2026年8月3日至2026年8月9日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共45项，中标均价0.70元/瓦。中标总采购容量为2057.14MW，相比上一统计区间下降237.11MW；

7.27-8.2，今年第12号台风“红霞”残余环流持续影响华南、黄淮南部，副热带高压逐步西伸北抬，华南前期暴雨后期转闷热，黄淮、江南晴热高温持续发展。台风残涡降雨压制负荷、副高回归推升制冷需求、新能源出力区域分化共同作用下，各省电价走势持续分化：广东震荡走弱，日前均价由352元/MWh跌至296元/MWh；山东冲高回落，日前均价由423元/MWh高位下行至351元/MWh；江苏稳步上行，日前均价由339元/MWh升至373元/MWh；蒙西先稳后骤升，实时均价由241元/MWh冲高至410元/MWh；山西窄幅震荡偏强，日前均价运行于283-354元/MWh之间。一次能源方面，秦皇岛港5500K报825元/吨，周环比持平，高温日耗支撑但高库存压制；SMM LNG中国到岸价周内运行于20.50-21.56美元/百万英热区间，广东粤东LNG到岸均价由6080元/吨进一步下调至6000元/吨，气电成本持续走低。气象方面，台风“红霞”残涡北上给华南、黄淮南部带来持续降雨，后期副高回归致江南、黄淮高温发展，后续需关注华东高温持续时长及华北降水变化。

2026年7月27日至2026年8月2日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共42项，中标均价0.73元/瓦。中标总采购容量为2294.25MW，相比上一统计区间下降1273.10MW；

2026年6月1日到2026年6月30日，SMM统计国内企业中标光伏组件项目共100项，其中93家披露中标容量，总计为14.24GW，相比上一统计区间下降2.62GW。有42家披露中标价格，中标价格分布区间集中在0.64~0.91元/瓦，采购加权均价0.76元/瓦，相比上一统计区间下跌0.02元/瓦。

7.20-7.26，今年第12号台风“红霞”登陆粤东沿海，给华南带来强风暴雨。台风降雨压制制冷负荷、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：广东连日走低，日前均价由345元/MWh跌至260元/MWh；山东冲高回落，日前均价由310元/MWh冲高至416元/MWh后回落至380元/MWh；江苏高位下行，日前均价由362元/MWh回落至285元/MWh；蒙西先扬后抑，实时均价由277元/MWh冲高至286元/MWh后回落至244元/MWh；山西震荡偏弱，日前均价波动于262-357元/MWh之间。一次能源方面，CCTD秦皇岛5500K报725元/吨，周涨3元/吨；广东粤东LNG到岸均价周跌8%至6080元/吨。气象方面，台风“红霞”给广东带来强风暴雨，华东受外围及冷空气影响气温阶段性回落，后续需关注台风残涡北上路径及副高回补节奏。