【SMM分析】台风“红霞”携雨压价，各省电价走势分化——电力现货市场周评第二期（7.20-7.26）

7月20日至7月26日，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：广东一路走低，山东冲高回落，江苏高位下行，蒙西先扬后抑，山西震荡偏弱。

从区域分布看，广东价格连日下行，台风“红霞”冲击最为直接。 广东本周日前均价由344.6元/MWh逐日走低至259.94元/MWh，日内均价由369.54元/MWh持续下行至233.04元/MWh，全周呈单边下跌走势，周内跌幅约100元/MWh。周初广东尚受台风“红霞”外围下沉气流影响，维持晴热高温；但自7月24日台风增强后形势逆转，26日台风以14级风力在惠州惠东县登陆，粤东沿海普降暴雨到大暴雨。强降雨叠加气温骤降，制冷负荷全面收缩，用电需求明显走弱。广东作为沿海负荷大省，受台风风雨影响最为直接，本周价格“一路走低”的走势与上周相比形成鲜明对比。

山东冲高回落，强降雨预期打压后半周价格。 山东本周日前均价由309.83元/MWh震荡上行至周中415.89元/MWh，随后回落至430.13元/MWh；日内均价由375.96元/MWh先升后降，周末收于322.67元/MWh。周初山东受气温回升带动负荷走高，22-23日价格持续上行；但周中起受强降雨预期影响，市场提前计入负荷回落预期，24日日前均价虽仍处397.53元/MWh高位，但日内均价已大幅回落至300.5元/MWh，市场分歧显著。山东作为新能源装机大省，风电光伏出力的不稳定性叠加天气切换带来的负荷波动，导致日前与日内价差频繁扩大，市场波动风险持续处于高位。

江苏高位下行，冷空气与台风外围形成双重压制。 江苏本周日前均价由361.83元/MWh冲高至374.87元/MWh后震荡回落至285.3元/MWh；日内均价由357.33元/MWh冲高至371.64元/MWh后回落至298.9元/MWh。7月16日江苏电网最高用电负荷已达1.5759亿千瓦，刷新历史纪录；但周中起，北方冷空气南下与台风“红霞”外围环流共同作用，全省气温回落、降水增多，负荷明显收缩，价格自高点快速下行，周末日前均价跌至285.3元/MWh。

蒙西先扬后抑，风电出力修复压制价格。 蒙西本周发电侧实时加权均价由277元/MWh冲高至286.44元/MWh后回落至244.36元/MWh。前半周蒙西高温少雨，22日价格冲高；但24日起风电出力阶段性修复，价格自高位回落，周末收于244.36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。

山西震荡偏弱，日前与日内价差频繁走阔。 山西本周日前均价由262.49元/MWh震荡上行至周中356.66元/MWh后回落至275.69元/MWh；日内均价由279.63元/MWh波动运行，周末收于288.04元/MWh。周初山西受华北高温影响，负荷走高支撑日前价格上行，23日触及356.66元/MWh高位；但随后受周边省份需求走弱及区域内风电出力增加影响，价格震荡回落。山西作为华北外送枢纽，其日前与日内价差频繁走阔，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”携强降雨登陆广东、华南高温全面消退的大背景下，各省区日前及日内均价呈现广东一路走低、山东冲高回落、江苏高位下行、蒙西先扬后抑、山西震荡偏弱的差异化走势。 本周价格走势核心逻辑在于：台风携强降雨直接打压广东制冷负荷，价格连日走低；华东地区受台风外围及冷空气双重扰动，后半周价格普遍承压；蒙西风电出力阶段性修复致价格自高位回落；山西受省间外送需求波动及本地风电出力增加影响震荡偏弱。后续台风“红霞”残涡北上路径、副高重新西伸回补节奏、各省新能源出力变化仍是左右电价走势的关键变量。

一次能源情况

动力煤：煤价温和上涨，供需僵局未破。

环渤海动力煤价格指数报收于715元/吨，环比持平。从CCTD秦皇岛动力煤价格看，5500K由7月17日的722元/吨小幅上调至7月24日的725元/吨，5000K由653元/吨上调至656元/吨，4500K由585元/吨上调至587元/吨，周涨幅1-3元/吨。

支撑煤价的因素集中在供给端：主产区安全监管持续严格，晋北地区煤矿产量增加缓慢，临近月底部分煤矿完成产销任务后停产检修，有效货源减少，坑口库存持续处于低位，矿方挺价意愿较强。截至7月20日样本矿山产能利用率降至86.5%，周环比减少2个百分点。

但压制煤价上行的核心矛盾仍是高库存。本轮反弹以来，虽然卖方挺价情绪较高，但下游在高库存及长协保供资源保障下，对现货的采购意愿持续偏弱，呈现“情绪面驱动强、交易面支撑弱”的特征。环渤海主要港口煤炭库存攀升至3065万吨，创年内新高，同比偏高347万吨（增幅12.9%）。终端电厂库存充裕，市场煤仅按需少量拿货，采购意愿低迷。此外，6月煤炭进口量达4278万吨，同比大增29.5%，进口煤持续分流内贸需求。短期来看，旺季刚需与产量偏紧筑牢煤价底部，但高库存和进口冲击明显限制上行空间，预计7月末至8月初煤价仍以窄幅震荡僵持为主。

LNG：广东粤东LNG到岸均价下调，气电成本走低。

广东粤东LNG到岸均价由6605元/吨下调至6080元/吨，周跌幅约8%。受台风“红霞”带来的降雨降温影响，华南气电调峰需求走弱，燃气机组发电边际成本降低，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20日—7月26日），全国天气核心事件为今年第12号台风“红霞”的生成与登陆。7月24日凌晨，“红霞”在菲律宾以东洋面生成，随后快速增强，26日凌晨以14级风力（45米/秒）在广东惠州惠东县沿海登陆，成为近十年来登陆珠江口以东的强台风之一。受其影响，广东中东部、福建南部等地出现暴雨到大暴雨，导致上述地区高温全面消退，制冷负荷大幅回落。台风登陆造成广东惠州、汕尾等地50余万户用户用电短暂受影响，至28日已全部恢复供电。

华东地区受台风外围及冷空气共同影响，气温也出现阶段性回落，江苏、山东负荷后半周承压。7月14日全国用电负荷达15.51亿千瓦创历史新高后，本周负荷整体高位运行但受天气扰动有所反复。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“红霞”残涡北上路径及后续台风活动仍是影响各省电力供需的关键变量。

近期新闻热点

截至6月底，华东电网新能源装机容量突破3亿千瓦，达3.023亿千瓦，占全网总装机比重超40%，其中光伏装机2.5亿千瓦、风电装机5231万千瓦，新能源最大发电电力突破1.7亿千瓦。新能源占比突破40%后，华东现货市场午间光伏大发时段低电价风险将进一步凸显。

7月16日，浙江电力交易中心发布《浙江电力中长期市场实施细则（3.2版）》，明确中长期交易可设置价格限制，年度及月度集中竞价按燃煤基准价浮动范围限价；绿电环境价值限定在0.01—50元/个之间，绿电整体价格不设限制。

7月20日，国家能源局华中监管局就湖北、江西、重庆电力辅助服务市场实施细则（备用及爬坡）征求意见，要求新型储能备用资源须满足15分钟内可调用、持续放电大于2小时，爬坡价格上限对标本省现货最高价，下限为0元。规则落地后将拓宽独立储能的收益模式。

7月20日，安徽省发改委就《新能源增量项目机制电价竞价实施细则（修订稿）》征求意见，明确源网荷储、绿电直连等就近消纳项目以及2027年1月1日及以后投产的一般工商业分布式光伏、大型工商业分布式光伏项目不纳入机制电价执行范围。

7月23日，国家发改委、国家能源局发布《可再生能源发展“十五五”规划》，明确到2030年风电和太阳能发电总装机达28亿千瓦以上，年发电量超4万亿千瓦时；首次提出风电光伏平均置信出力达到8%的硬性要求。规划提出“三北”风电光伏基地新增装机3.7亿千瓦以上、海上风电新增开工1亿千瓦左右等目标。