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 16 日 -31 日的现货价格、一次能源供应及历史天气数据。同时，同步展示山东交易中心与朗新九功鲸算能量运营平台对山东省 8 月 5 日 -11 日的供需及电价预测成果，并汇总云南、宁夏、浙江等地最新电力交易政策与市场动态。
一图总览
2026 年 7 月 16 日 -31 日，重点省份电力现货市场价格区域分化显著。浙江加权均价领跑，浙江、山东、广东、山西实时均价均超 300 元/兆瓦时；其中山西日前及实时均价均低于 332.0 元/兆瓦时的基准价。陕西、辽宁、甘肃实时均价处于 130-300 元/兆瓦时区间。安徽电价水平相对偏低，双均价均低于 384.4 元/兆瓦时的燃煤基准价。环比来看，辽宁实时均价涨幅突出，安徽、广东、陕西跌幅显著，整体价格走势呈现明显的区域分化特征。
交易简况
山西
山西日前—实时价差区间为−128.27 元/兆瓦时至 70.70 元/兆瓦时，较上期跨度扩大。负价差仍占主导，正价差天数减少。日前均价由约 303.7 元/兆瓦时降至 298.0 元/兆瓦时，实时均价由约 322.4 元/兆瓦时降至 315.9 元/兆瓦时，双均价回落且均低于 332.0 元/兆瓦时燃煤基准价。
广东
广东日前—实时价差区间为−24.94 元/兆瓦时至 79.13 元/兆瓦时，较上期跨度收窄。正价差占主导且天数增加。日前均价由约 388.2 元/兆瓦时降至 348.4 元/兆瓦时，实时均价由约 420.5 元/兆瓦时降至 338.1 元/兆瓦时，双均价回落且均低于 453.0 元/兆瓦时燃煤基准价。
山东
山东日前—实时价差区间为−66.13 元/兆瓦时至 115.39 元/兆瓦时，较上期跨度收窄。正价差占主导且天数增加。日前均价微升至约 381.3 元/兆瓦时，实时均价升至约 359.7 元/兆瓦时，双均价上行但均低于 394.9 元/兆瓦时燃煤基准价。
甘肃
甘肃日前—实时价差区间为−91.87 元/兆瓦时至 72.83 元/兆瓦时，较上期跨度显著扩大。负价差仍占主导，正价差天数持平。日前均价升至约 190.7 元/兆瓦时，实时均价升至约 197.2 元/兆瓦时，双均价上行但均低于 307.8 元/兆瓦时燃煤基准价。
浙江
浙江日前—实时价差区间为−47.87 元/兆瓦时至 112.33 元/兆瓦时，较上期跨度显著扩大。正价差占主导且天数增加。日前均价升至约 408.8 元/兆瓦时，实时均价升至约 386.8 元/兆瓦时，双均价上行但均低于 415.3 元/兆瓦时燃煤基准价。
陕西
陕西日前—实时价差区间为−116.52 元/兆瓦时至 119.45 元/兆瓦时，较上期跨度显著扩大。正价差占主导且天数增加。日前均价降至约 285.1 元/兆瓦时，实时均价降至约 276.2 元/兆瓦时，双均价回落且均低于 354.5 元/兆瓦时燃煤基准价。
辽宁
辽宁日前—实时价差区间为−126.78 元/兆瓦时至 261.00 元/兆瓦时，较上期跨度收窄。负价差仍占主导，正价差天数减少。日前均价大幅升至约 250.2 元/兆瓦时，实时均价升至约 247.1 元/兆瓦时，双均价上行但均低于 374.9 元/兆瓦时燃煤基准价。
安徽
安徽日前—实时价差区间为−48.72 元/兆瓦时至 70.97 元/兆瓦时，较上期跨度收窄。负价差仍占主导，正价差天数减少。日前均价大幅降至约 114.4 元/兆瓦时，实时均价降至约 118.7 元/兆瓦时，双均价显著回落且均低于 384.4 元/兆瓦时燃煤基准价。
一次能源情况
2026 年 7 月 16 日 -31 日，曹妃甸动力煤价格指数呈前期企稳、后期小幅上行态势，各热值规格品走势高度同步，价差结构稳定。5500 大卡规格品价格在 814-826 元/吨区间震荡，7 月 22 日达阶段峰值；5000 大卡规格品在 723-735 元/吨区间运行，同期达峰；4500 大卡规格品在 632-642 元/吨区间波动，7 月 31 日达峰。整体反映出环渤海动力煤市场供需与预期相对平稳。（注：部分日期数据缺失）
历史天气回顾
历史气温情况
2026 年 7 月 12 日 -31 日，全国平均气温距平呈“北高南低、西高东低”格局。西北、内蒙古及东北大部气温普遍偏高 1～4℃，局地偏高 2～4℃。华北及黄淮接近常年或略偏高。西南地区分化明显，四川盆地尤其是重庆附近形成强高温中心，偏高幅度达 4～6℃，局部超 6℃。相比之下，华东南部、华中南部及华南大部气温显著偏低 1～2℃，局地可达 2～4℃。
历史降水情况
同期全国降水呈现“东多西少”特征，主要雨带位于东部季风区。华南沿海及东北东部降水量最大，华南沿海局地超 500 毫米；江淮流域及西南地区普遍有 50～200 毫米降水。新疆大部、内蒙古西部及青藏高原西北部降水稀少，多在 0～10 毫米。从距平看，青海东部、甘肃南部降水异常偏多（距平百分率高达 100%-200% 以上），江南南部、华南大部偏多 20%-50%；而新疆、内蒙古西部、华北北部及东北西部严重偏少（距平百分率达 -50% 至 -100%）。
历史天气预警
2026 年 7 月 16 日 -31 日，山东省共发布黄色及以上预警 22 条，覆盖 10 个地区，以高温预警为主。其中橙色高温预警 20 条，橙色雷电及雷雨大风预警各 1 条。预警持续时间最短 2.0 小时，最长 29.3 小时，出现频次最高的时长为 24.0 小时。
未来预测
天气预测
基于 EC 气象预报加权计算，生成山东济南 8 月 5 日 -11 日的 2 米温度、总水平辐射度、10 米及 100 米风速预测图。
供需预测
山东电力交易中心预测了 8 月 5 日全天分时供需情况，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，预测了 8 月 5 日 -8 日山东电力市场全天分时供需情况，涵盖负荷、风电、光伏、联络线等关键曲线。
价格预测
朗新九功鲸算能量运营平台根据气象预报与市场披露数据，预测了 8 月 5 日山东日前出清电价。
市场要闻
云南：电力需求响应市场交易方案征求意见
7 月 17 日，昆明电力交易中心发布《云南省电力需求响应市场交易方案（征求意见稿）》。方案明确市场成员包括电网企业、运营机构及经营主体（含电力用户、负荷聚合商、虚拟电厂）。交易品种分为邀约型/实时型削峰及填谷四类。其中，实时型（可中断）削峰补偿最高达 32 元/千瓦·次，邀约型削峰最高 24 元/千瓦·次；填谷响应补偿最高分别为 7 元/千瓦·次和 5 元/千瓦·次。费用分摊遵循“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，削峰费用由市场化交易用户分摊，填谷费用主要由新能源及水电厂分摊，剩余部分由用户承担。
宁夏：生物质发电项目上网电价新规
7 月 28 日，宁夏回族自治区发展改革委发布通知，明确 2022 年 1 月 1 日后核准或特定条件下未按时并网的生物质发电项目，上网电价按同期燃煤发电基准价（0.2595 元/千瓦时）执行。自 2026 年 1 月 1 日起投产的生物质发电项目，上网电价不再批复，支持具备条件的项目参与电力市场交易，通过市场化方式形成电价。
浙江：调频市场价格上限调整
7 月 30 日，浙江省发布《2026 年浙江电力现货市场运行方案》补充通知。调频辅助服务市场采用基于调频里程的单一制价格，市场价格上限调整为 10 元/兆瓦。调频费用由省内工商业用户（承担 70%）和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，工商业用户承担部分纳入系统运行费用。
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