本周（上周四到这周三，实际为2026年7月9日—2026年7月15日）山东独立储能现货市场价差情况如下：

注：价格排序指按日前价格排序寻找最低两小时与最高两小时；充电成本排序指按充电成本最低两小时与日前价格最高两小时计算。最优充放次数：价格排序4次，充电成本排序3次。

价差出现负数原因：基于山东独立储能日前价格中标实时价格结算的实际运行模式，价格排序基于日前价格，实际价差的计算使用实时价格，日前价格与实时价格偏离会产生负价差。（比如阴雨天气日前价格容易出现高价排序为最高价放电时段，在实时对应时段没有出现高价甚至比充电价格低，计算后出现负价差。）

基于本周实际价格数据，对两种排序策略进行复盘：

▪ 价格排序策略：最大价差467.01元/MWh（2026年7月11日），最小价差36.06元/MWh（2026年7月15日），周内波动幅度中等，最小价差难以覆盖成本，需灵活调整充放计划。

▪ 充电成本排序策略：最大价差522.1元/MWh（2026年7月9日），最小价差-83.03元/MWh（2026年7月12日），价差波动大，负价差意味着充电成本排序下的充放组合出现亏损，策略失效。

【复盘结论】价格排序策略在本周表现更稳健，处在7月时间节点充电成本最低在凌晨，多数情况下凌晨价差不大，建议后续同时跟踪两种策略，以价格排序为主、充电成本排序为辅。

根据山东独立储能"日前价格中标、实时价格结算"的机制特点，日前与实时价格的偏差直接决定储能收益。本周日前与实时价格对比如下：

以下为2026年7月9日至2026年7月15日前价格与实时价格，其中7月9日实时抬升实时价格高于日前价格，该日天气原因8-11点价格抬升，储能接到通知停止充电计划，11点左右恢复执行计划，晚高峰19-21点价格高达1000+，若安排该时段放电收益增加，若避开该时段放电亏损风险增加。

【关键发现】本周日前经济出清用电侧与发电侧分日收益差距两极分化，7月9日受天气影响实时价格出现极端高价，当天用电侧收益高达86万元，日总收益与单价为用电侧最高。7月11日发电侧上帝收益最高为87万元，单价最高为133.85元/MWh，与7月12日差距不大，说明11日发电侧收益最高主要由于出清电量较多而不是价差较大。

7月12日-15日用电侧与发电侧收益不高，一方面原因由于阴雨天气市场主体申报更为谨慎出清电量较少，另一方面日前经济出清价格较高，实时未出现意料之外的低价或高价，价差不不大。

综合分析本周发电盈利时段数为448多于用电盈利时段数224，发电侧上帝总收益约为140万元，用电侧上帝总收益约为120万元，为发电侧市场。

本周调频市场出清情况如下（空白部分为未披露当日数据）：

【关键发现】本周调频市场特别是下半周整体调频价格不高，7月15日调频市场出现低价：日前调频价格3.73元/MW、实时5.72元/MW，均为本周最低，同时调频平均台数为27.88台（日前）/27.54台（实时），调频台数较高。该日虽调频价格较低但并不算极端低价，说明部分市场主体虽为参与调频申报低价但考虑了成本与收益，不是无条件低价。

7月15日调频价格日前价格降低与阴雨天气变化高度相关。逻辑链如下：

▪ 日前阴雨天气→新能源（光伏）出力大幅下降→现货市场价差收窄→市场主体从现货套利转向调频市场抢占调频份额申报低价→日前调频价格低；

▪ 调频供给（平均台数27.88台）→ 竞价压价 → 出清价格跌至3.73元/MW。

【结论】阴雨天气下，市场主体倾向于通过调频市场获取收益，低价申报以获取优先调用，导致调频市场出现"供给拥挤、价格踩踏"现象。

本周调频与现货市场的联动特征：

▪ 7月10日、7月11日：调频价格维持12.00元/MW的高位，现货价差正常，两个市场均有套利空间。

▪ 7月15日：调频价格跌至3.73元/MW，价格排序价差最小，两个市场同时出现极端不利情况。

【观察】当现货市场套利空间恶化时，市场主体涌入调频市场，反而加剧调频价格下行。两个市场并非独立，存在明显的"跷跷板"与"共振"双重效应。

▪ 7月16日集中竞价出清价格与天气

▪ 下周行情：7月18日-7月22日整体辐照较高，观察19日与20日数据，降水相同，虽然20日较高的温度影响对负荷有一定影响，但20日风速辐照明显高于19日，仍然存在低价可能，与市场出清最终竞价最低价在19日，次低价在7月20日稍有出入。22日温度较高、风速辐照偏低、降水最高整体天气状况较差，与竞价价格最高一致。其他日期根据天气因素分析高低价分布与竞价基本一致。

▪ 7月18日-7月20日竞价价格指向低价，存在一定套利空间，21日与22日高价一定程度上指向了价差不大，储能申报策略需更加谨慎。

▪ 天气因素：下周多云与晴天为主，雨季天气变化较快新能源波动大，需持续关注天气变化。

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