2026年1—6月全国累计完成电力市场交易电量36848亿千瓦时，同比增长24.2%。从交易范围看，省内交易电量29135亿千瓦时，同比增长27.9%；跨省跨区交易电量7713亿千瓦时，同比增长12.1%。从交易品种看，中长期交易电量32568亿千瓦时；现货交易电量4280亿千瓦时。绿电交易电量1641亿千瓦时，同比增长6.6%。电网企业市场化代理购电电量3985亿千瓦时。

上篇涉及省间交易、西北区域、东北区域、华北区域交易情况。

华中区域

湖北

2026年1-6月实时现货均价263.82元/兆瓦时，其中12时点电价最低，为160.85元/兆瓦时；19时点电价最高，为333.71元/兆瓦时。1-6月实时价格最低为5月205.5元/兆瓦时，最高为3月305.65元/兆瓦时。

2026年1-6月集中式风电电能量均价333.73元/兆瓦时，集中式光伏电能量均价280.02元/兆瓦时。自4月1日起，考核回收区间由1±10%，变更为1±20%，考核回收区间的放宽，调仓更为灵活。

湖南

2026年1-6月，湖南省中长期市场成交电量总计384.22亿千瓦时，成交均价382.57元/兆瓦时。其中火电成交均价387.63元/兆瓦时，新能源成交均价400.82元/兆瓦时，优先（水电）挂牌价格370.83元/兆瓦时。市场价格整体随着水电出力增加走低。

2026年1-6月，湖南省中长期市场结算电量总计671.84亿千瓦时，结算均价420.02元/兆瓦时。其中火电结算均价520.38元/兆瓦时，风电结算均价388.18元/兆瓦时，光伏结算均价355.15元/兆瓦时。火电整体结算价格偏高。

2026年1-6月，湖南省绿电市场结算电量总计32.19亿千瓦时，结算均价383.53元/兆瓦时。其中风电结算电量21.99亿千瓦时，结算均价384.38元/兆瓦时，光伏结算电量10.20亿千瓦时，结算均价312.09元/兆瓦时，湖南绿电合约较普通中长期溢价约为5-8元/兆瓦时。

江西

江西2026年1-6月风电上网电量61.36亿千瓦时，结算均价369.84元/兆瓦时；光伏上网电量37.30亿千瓦时，结算均价269.93元/兆瓦时。

华东区域

江苏

2026年1-6月，江苏省月度集中竞价成交电量430.21亿千瓦时，成交均价328.13元/兆瓦时。

2026年1-6月，江苏省月度绿电双边成交电量6.76亿千瓦时，成交均价401.08元/兆瓦时，环境权益价格20.67元/兆瓦时。

2026年1-6月，江苏省风电结算电量248.51亿千瓦时，结算均价286.53元/兆瓦时；光伏结算电量157.17亿千瓦时，结算均价268.45元/兆瓦时。

安徽

2026年1-6月，安徽省日前均价288.19元/兆瓦时，实时均价300.55元/兆瓦时。

2026年1-6月，安徽省绿电成交电量51.65亿千瓦时，成交均价339.04元/兆瓦时。其中省内成交电量44.55亿千瓦时，成交均价342.20元/兆瓦时；省间成交电量7.12亿千瓦时，成交均价319.18元/兆瓦时。

南方区域

广东

2026年1-6月广东月度中长期交易综合价格399.46元/兆瓦时，其中月度双边协商成交电量共437.99亿千瓦时，成交均价为396.74元/兆瓦时；月度集中竞争成交电量为22.55亿千瓦时，成交均价为452.31元/兆瓦时。

2026年1-6月广东绿电电能量月度均价为389.57元/兆瓦时；绿电环境价值月度均价为32.27元/兆瓦时。

广东省1-6月全省日前现货出清均价为389.09元/兆瓦时；实时现货出清均价为407.16元/兆瓦时。

广西

广西2026年1-6月区内累计直接交易成交电量799.83亿千瓦时，平均成交价格320.64元/兆瓦时，较燃煤基准上网电价下降100.06元/兆瓦时；其中用户直接交易电量713.89亿千瓦时， 平均成交价格319.82元/兆瓦时；电网企业代理购电交易电量85.94亿千瓦时，平均成交价格327.41元/兆瓦时。

2026年1-6月广西燃煤结算均价为364.56元/兆瓦时；燃气结算均价为756.4元/兆瓦时；风电结算均价为273.98元/兆瓦时；太阳能结算均价为230.07元/兆瓦时；储能结算均价为354.77元/兆瓦时。其中风电、光伏结算价格为市场化结算价格，不含机制费用。

2026年1-6月广西开展现货结算试运行，现货日前均价为287.14元/兆瓦时；实时均价为271.76元/兆瓦时。实时偏差均值为-15.37元/兆瓦时，偏差较小。

云南

云南2026年1-6月区内风电累计直接交易成交电量125.04亿千瓦时，平均成交价格250.89元/兆瓦时，光伏累计直接交易成交电量69.09亿千瓦时，平均成交价格247.29元/兆瓦时，绿电累计直接交易成交电量9.46亿千瓦时，平均成交价格249.11元/兆瓦时，平均环境溢价4.3元/兆瓦时。

2026年1-6月云南开展现货结算试运行，现货日前均价为251.838元/兆瓦时。

贵州

2026年1-6月贵州省市场化交易成交电量共464.79亿千瓦时，成交均价372.55元/兆瓦时。其中火电成交电量408.97亿千瓦时，成交均价373.36元/兆瓦时；新能源成交电量14.65亿千瓦时，成交均价362.64元/兆瓦时；绿电交易成交电量41.17亿千瓦时，成交均价368.06元/兆瓦时。

2026年1-6月贵州省现货市场发电侧市场机组结算电量共633.5亿千瓦时，结算均价361.8元/兆瓦时；省内用户侧结算电量499.16亿千瓦时，结算均价370.8元/兆瓦时，跨省跨区交易结算电量188.5亿千瓦时，结算均价355.7元/兆瓦时。

贵州省自2026年3月起分类型披露机组结算均价，2026年1-6月火电结算均价364.4元/兆瓦时，风电结算均价367.9元/兆瓦时，光伏结算均价334.9元/兆瓦时。其中风电、光伏结算价格为市场化结算价格，不含机制费用。

海南

海南2026年1-6月区内累计直接交易成交电量72.26亿千瓦时，平均成交价格443.52元/兆瓦时，绿电平均成交价格386.79元/兆瓦时，平均环境溢价3.78元/兆瓦时。

2026年1-6月海南开展现货结算试运行，现货日前均价为403.41元/兆瓦时；实时均价为376.05元/兆瓦时。实时偏差均值为-27.36元/兆瓦时，其中1月与6月偏差较大，1月最高为-74.13元/兆瓦时。

蒙西区域

蒙西2026年1-6月累计交易电量1400.95亿千瓦时，其中火电交易电量846.54亿千瓦时，交易均价302.6元/兆瓦时；风电交易电量382.17亿千瓦时，交易均价224.1元/兆瓦时；光伏交易电量172.24亿千瓦时，交易均价218.8元/兆瓦时。1-6月累计结算电量1555.82亿千瓦时，其中火电结算电量844.45亿千瓦时，结算均价315.6元/兆瓦时；风电结算电量473.74亿千瓦时，结算均价170.6元/兆瓦时；光伏结算电量237.63亿千瓦时，结算均价186.5元/兆瓦时。

西南区域

四川

四川电力市场水电占比很高，6月水电上网电量232.93亿千瓦时，占全部发电量296.79亿千瓦时的78.4%。枯水期（1-4月）结算均价386-401元/兆瓦时，平丰水期（5-6月）骤降至170-280元/兆瓦时。6月水电结算价161.25元/兆瓦时，较1月389.46元/兆瓦时下跌58.6%。风电结算价从374元跌至131元（跌65%），光伏从367元跌至123元（跌66%），跌幅均超水电，反映新能源在丰水期现货价格中承受更大压力。

四川2026年1-6月风电上网电量104.95亿千瓦时，结算均价332.79元/兆瓦时；光伏上网电量98.04亿千瓦时，结算均价304.04元/兆瓦时。

小结

2026年上半年全国电力市场建设持续深化，市场化交易规模稳步扩大，省内交易增速高于省间，市场资源配置能力进一步提升。省间交易保持增长态势，特高压输电通道支撑作用持续增强，跨区域电力互济能力不断提升。新能源市场交易持续活跃，省间新能源外送及绿电交易规模稳步增长，成为推动能源绿色转型的重要支撑。现货市场建设加速推进，多地进入连续结算试运行阶段，市场价格发现和资源优化配置作用逐步显现。未来，随着市场机制持续完善、跨省跨区协同深化以及新能源高比例消纳体系加快构建，全国电力市场将向更高水平、更高质量方向发展。