本期《电力现货市场数据洞察》聚焦山西、广东、山东、甘肃、浙江、陕西、辽宁和安徽 8 个省级电力市场，深度复盘 7 月 1 日 -15 日现货价格、一次能源供应及历史天气数据。同时，发布江苏交易中心与朗新九功鲸算能量运营平台对江苏省 7 月 22 日 -28 日的供需及日前出清电价预测，并汇总湖南、陕西、四川等地最新电力交易政策与市场动态。
一图总览
2026 年 7 月 1 日 -15 日，重点省份电力现货市场价格区域分化显著。广东加权均价领跑，广东、浙江、山东、山西、陕西、安徽实时均价均超 300 元/兆瓦时。其中，山西实时均价贴近其 332.0 元/兆瓦时的燃煤基准价；广东、陕西的日前及实时均价均明显低于各自基准价。甘肃、辽宁实时均价处于 130-300 元/兆瓦时区间。环比来看，各省份走势差异明显：陕西实时均价涨幅突出，辽宁、浙江、甘肃跌幅显著。整体而言，本期多数省份价格环比走强。
交易简况
山西
山西日前—实时价差区间为−129.32 元/兆瓦时至 56.16 元/兆瓦时，较上期跨度显著扩大。负价差仍占主导，正价差天数与上期持平。日前均价由约 265.3 元/兆瓦时升至 303.7 元/兆瓦时，实时均价由约 265.2 元/兆瓦时升至 322.4 元/兆瓦时，双双上行但仍低于 332.0 元/兆瓦时燃煤基准价。
广东
广东日前—实时价差区间为−178.95 元/兆瓦时至 74.71 元/兆瓦时，较上期跨度收窄。负价差主导，正价差天数减少。日前均价由约 423.9 元/兆瓦时降至 388.2 元/兆瓦时，实时均价由约 407.9 元/兆瓦时升至 420.5 元/兆瓦时，涨跌互现，整体仍低于 453.0 元/兆瓦时燃煤基准价。
山东
山东日前—实时价差区间为−210.52 元/兆瓦时至 160.57 元/兆瓦时，较上期跨度明显拉大。正价差占主导，天数与上期接近。日前均价由约 344.5 元/兆瓦时升至 381.1 元/兆瓦时，实时均价由约 325.4 元/兆瓦时升至 343.7 元/兆瓦时，均较上期上行，仍低于 394.9 元/兆瓦时燃煤基准价。
甘肃
甘肃日前—实时价差区间为−40.62 元/兆瓦时至 44.99 元/兆瓦时，较上期跨度收窄。负价差主导，正价差天数持平。日前均价微升（约 180.4 至 184.7 元/兆瓦时），实时均价微降（约 188.8 至 184.0 元/兆瓦时），整体仍低于 307.8 元/兆瓦时燃煤基准价。
浙江
浙江日前—实时价差区间为−7.34 元/兆瓦时至 106.92 元/兆瓦时，较上期跨度收窄。正价差主导且天数增加。日前均价由约 356.2 元/兆瓦时升至 377.6 元/兆瓦时，实时均价由约 376.5 元/兆瓦时降至 360.6 元/兆瓦时，整体仍低于 415.3 元/兆瓦时燃煤基准价。
陕西
陕西日前—实时价差区间为−98.93 元/兆瓦时至 62.02 元/兆瓦时，较上期跨度收窄。负价差主导，正价差天数减少。日前均价由约 210.0 元/兆瓦时大幅升至 299.1 元/兆瓦时，实时均价由约 203.1 元/兆瓦时升至 311.5 元/兆瓦时，均显著上行，仍低于 354.5 元/兆瓦时燃煤基准价。
辽宁
辽宁日前—实时价差区间为−195.70 元/兆瓦时至 200.27 元/兆瓦时，较上期跨度明显拉大。正价差主导且天数增加。日前均价由约 296.5 元/兆瓦时降至 187.5 元/兆瓦时，实时均价由约 310.6 元/兆瓦时降至 158.3 元/兆瓦时，均较上期回落，仍低于 374.9 元/兆瓦时燃煤基准价。
安徽
安徽日前—实时价差区间为−38.81 元/兆瓦时至 92.02 元/兆瓦时，较上期跨度扩大。正价差主导且天数增加。日前均价由约 275.8 元/兆瓦时升至 314.5 元/兆瓦时，实时均价由约 269.3 元/兆瓦时升至 303.7 元/兆瓦时，均较上期上行，仍低于 384.4 元/兆瓦时燃煤基准价。
一次能源情况
2026 年 7 月 1 日 -15 日，曹妃甸动力煤价格指数整体震荡下行，不同热值规格品走势同步，价差结构稳定。5500 大卡规格品价格在 800-837 元/吨区间运行，期末收于约 808 元/吨；5000 大卡规格品在 707-745 元/吨区间运行，期末收于约 716 元/吨；4500 大卡规格品在 608-645 元/吨区间运行，期末收于约 625 元/吨。市场供需与预期相对平稳。（注：7 月 4 日、5 日、11 日、12 日无数据）
历史天气回顾
历史气温情况
2026 年 6 月 30 日 -7 月 19 日，全国气温整体大部偏高。西北地区显著偏高，新疆大部偏高 2~4℃，北部局地达 4~6℃；华北、华中、西南（除云南南部）及华东大部普遍偏高 1~2℃，重庆局地偏高 4~6℃。气温偏低区域主要集中在东北北部、华南南部及云南南部，其中黑龙江北部偏低最突出（2~4℃），海南岛南部及云南南部偏低 1~2℃。
历史降水情况
2026 年 7 月 1 日 -20 日，我国降水呈“东南多、西北少”格局。华南南部、江南东部及东北东部为多雨中心，广东雷州半岛、海南岛北部及辽宁东部局地降水量超 500 毫米；浙江南部、福建北部及吉林南部部分地区在 300～500 毫米之间。西北内陆降水稀少，新疆大部、青海西北部及内蒙古西部大片区域不足 10 毫米，塔里木及柴达木盆地甚至不足 1 毫米。从距平百分率看，东北、内蒙古东部及贵州南部降水显著偏多（50%~200% 以上）；新疆大部、甘肃西部及四川盆地严重偏少（-50%~-100%）。
历史天气预警
2026 年 7 月 1 日 -15 日，江苏省共发布同源预警 20 条，均为黄色及以上预警，涉及 12 个地区。预警类型以高温、台风为主。具体分布：橙色高温 8 条，橙色台风 7 条，橙色海区大风 2 条，橙色强对流 2 条，黄色暴雨 1 条。预警持续时间最短 6.0 小时，最长 72.0 小时，最常见时长为 24.0 小时。
未来预测
天气预测
基于 EC 气象预报加权计算，以下为江苏南京 7 月 22 日 -28 日的 2 米温度、总水平辐射度、10 米风速及 100 米风速预测。
供需预测
江苏电力交易中心预测了 7 月 22 日江苏电力市场全天分时供需情况，清晰呈现负荷、风电、光伏、联络线、煤电、储能及优先机组等各类电源的功率变化趋势，直观反映日内电力供需结构与波动特征。
朗新九功鲸算能量运营平台结合气象预报与市场披露数据，预测 7 月 22 日 -28 日江苏电力市场全天分时供需情况，涵盖负荷、风电、光伏、联络线、煤电、储能、优先机组等关键曲线。
价格预测
朗新九功鲸算能量运营平台基于气象预报与市场数据，对 7 月 22 日 -28 日江苏电力市场全天分时供需及关键曲线进行预测分析。
市场要闻
湖南：调频市场服务费暂由发电侧共同分担
《湖南省电力调频辅助服务市场交易实施细则》明确，电力现货市场未连续运行期间，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。在相关费用传导机制完善前，调频市场服务费暂由发电侧并网主体共同分担。分担范围包括已注册入市的火电、水电（不含抽水蓄能）等主体，新建发电机组调试期费用按规定执行。
陕西：绿电直连及独立储能上下网分别结算
陕西省发改委印发《陕西电力市场结算实施细则（V1.0）》，规定电力批发市场采用“日清月结”，零售市场采用“月清月结”。绿电直连项目及独立储能上、下网应分别建立结算单元并开展结算。对于暂未具备分时电量推送条件的主体，按月结算；具备条件后执行分时结算。已入市但未签中长期合同的经营主体，偏差电量按现货市场价格执行；零售无合同用户实际用电量按 1.5 倍加权均价开展分时结算。
四川：增量配电网电费结算参照地方电网
四川省发改委调整优化《四川电力市场结算细则 V1.0》。在中长期超缺额收益回收方面，补充了新投煤电机组机制，明确了集中式新能源、燃煤火电、水电及虚拟电厂的收益回收比例系数。在省内绿电环境价值结算上，明确按合同电量、上网电量（不含机制结算及调试期电量）、用电量三者取小原则确定结算电量。此外，新增规定：增量配电网市场电费结算参照地方电网网间电费结算方式开展。
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