电力市场：实时电价普涨抬升敞口风险，迎峰度夏电价风险升温

核心观点

1. 数据端：山西日前均价上涨21.6%至333.86元/兆瓦时，蒙西下降26.5%至245.66元，区域预期分化。广东受高温影响实时均价上涨53.6%至591.0元/兆瓦时，日前-实时价差扩至-170.1元，需关注实时敞口带来的用电成本波动风险。
2. 政策端：全国用电负荷年内首次创历史新高，迎峰度夏期间高峰电价和需求响应价值仍需重点关注。四川调整结算细则，结算口径进一步精细化。云南交易电量和绿电交易高增，反映市场化交易活跃度提升、绿电需求加快释放，用户可持续关注云南绿电市场价格以优化用电成本。

关键数据

• 日前市场：江苏、山东、山西日前均价分别上涨1.2%、4.8%、21.6%至320.21、413.07、333.86元/兆瓦时；广东、蒙西下降5.1%、26.5%至420.84、245.66元/兆瓦时。
• 实时市场：广东、江苏、山东、山西、蒙西实时均价分别上涨53.6%、11.8%、31.7%、1.3%、42.7%至591.0、317.5、401.9、290.0、391.8元/兆瓦时。广东新能源出力上升13.0%，实时均价上涨53.6%，日前-实时价差日均值扩大至-170.1元/兆瓦时。山东新能源出力下降11.8%，实时均价上涨31.1%至401.9元。

研究结论

• 区域分化：山西、山东等地电价上涨明显，而广东、蒙西等地电价下降，区域用电需求差异显著。
• 实时敞口风险：实时电价普涨抬升敞口风险，尤其广东等地实时均价大幅上涨，需关注用电成本波动。
• 政策与市场活跃度：全国用电负荷创新高，迎峰度夏电价风险升温；四川结算细则优化，云南绿电交易高增，市场化交易活跃度提升。