据GridStatus.io的数据显示，由于高温推高了多个地区的电力需求，美国主要批发市场的电价在周三下午普遍上涨。 截至美国东部时间周三下午2点，PJM互联公司的实时边际电价为31.65美元/兆瓦时。 截至美国东部时间周三下午2点，PJM的发电结构中，天然气发电量占比最高，为51.31吉瓦，占总发电量的42.3%；其次是核能，为32.79吉瓦，占27%；煤炭发电为18.77吉瓦，占15.5%；太阳能发电为11.67吉瓦，占9.6%；多种燃料混合发电为2.75吉瓦，占2.3%；其余部分由其他能源供应。 截至美国东部时间周三下午2点，纽约独立系统运营商的实时边际电价为49.98美元/兆瓦时。 截至美国东部时间下午 2 点，纽约独立系统运营商 (NYISO) 的发电结构中，天然气发电量最大，为 5.32 吉瓦，占总发电量的 30.5%；其次是双燃料发电，为 4.66 吉瓦，占 26.7%；核能发电为 3.2 吉瓦，占 18.4%；水力发电为 2.96 吉瓦，占 17%；风能发电为 0.97 吉瓦，占 5.6%；其余部分由其他能源提供。 截至美国东部时间周三下午 2 点，中西部独立系统运营商 (MISO) 的实时边际电价为 33.82 美元/兆瓦时。 MISO 的发电结构截至美国东部时间下午 2 点。截至周三下午2点（美国东部时间），德克萨斯州电力市场（ERCOT）的实时批发电力价格为每兆瓦时28.22美元。其中，煤炭发电量最高，达35.78吉瓦，占总发电量的33.4%；其次是天然气发电，为34.51吉瓦，占32.2%；太阳能发电为18.56吉瓦，占17.3%；核能发电为11.63吉瓦，占10.9%；风能发电为3.72吉瓦，占3.5%；其余电力由其他能源提供。 截至周三下午2点（美国东部时间），德克萨斯州电力可靠性委员会（ERCOT）的实时批发电力价格为每兆瓦时28.22美元。 ERCOT下午2点的发电结构如下：截至周三下午2点（美国东部时间），太阳能发电量最高，达32.17吉瓦，占总发电量的38.1%；其次是天然气，发电量为31.15吉瓦，占36.9%；煤炭和褐煤发电量为9.12吉瓦，占10.8%；风能发电量为7.05吉瓦，占8.3%；核能发电量为4.97吉瓦，占5.9%。其余电力来源为其他能源。 截至周三下午2点（美国东部时间），加州独立系统运营商（California Independent System Operator，简称CISO）的实时边际电价为28.59美元/兆瓦时。 CISO下午2点的发电结构如下：东部时间（ET）的发电量主要来自太阳能，装机容量为22.7吉瓦，占总发电量的60.7%；其次是天然气，装机容量为7.5吉瓦，占20.1%；核能为2.27吉瓦，占6.1%；风能为1.87吉瓦，占5%；大型水力发电为1.74吉瓦，占4.6%。地热、小型水力发电和生物质能是剩余电力来源。 美国国家气象局表示，由于强高压持续影响，美国南部地区本周剩余时间将持续出现“危险高温”。 美国国家气象局称：“预计该地区午后最高气温将达到90多华氏度（约32-37摄氏度），南部平原部分地区最高气温将达到100多华氏度（约38摄氏度）。” 美国国家气象局还表示，体感温度将达到105至115华氏度（约41至46摄氏度），这将造成危险高温天气，预计将出现严重至极端高温风险。
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FirstEnergy第二季度电力交付量小幅上升，工业需求抵消了居民用电疲软的影响。
FirstEnergy (FE) 周二公布了第二季度财报，数据显示，电力配送量为 3470 万兆瓦时，高于去年同期的 3450 万兆瓦时，主要得益于工业需求的增长抵消了居民和商业用电量的下降。 截至 6 月 30 日的季度，居民用电量降至 1170 万兆瓦时，低于去年同期的 1200 万兆瓦时。 商业用电量降至 950 万兆瓦时，低于去年同期的 960 万兆瓦时。 工业用电量增至 1350 万兆瓦时，高于 2025 年第二季度的 1300 万兆瓦时。 经天气因素调整后，电力配送总量增至 3480 万兆瓦时，高于去年同期的 3430 万兆瓦时。 经天气因素调整后的居民用电量总计1180万兆瓦时，而经天气因素调整后的商业用电量则从去年同期的960万兆瓦时小幅下降至950万兆瓦时。 经天气因素调整后的工业用电量则从去年同期的1300万兆瓦时增至1350万兆瓦时。 FirstEnergy公司继续推进其“Energize365”投资计划，将在2026年至2030年间投入360亿美元，用于加强电网可靠性、实现基础设施现代化、扩大输电能力并满足不断增长的电力需求。
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更正：美国原油库存下降，美国石油协会称
（更正标题和第一段，以显示原油库存下降。） 美国石油协会周二公布的数据显示，截至7月24日当周，美国原油库存减少330万桶，此前一周则增加260万桶。彭博社汇总的一项调查显示，分析师此前预计库存将减少250万桶。 目前，石油市场正等待美国能源信息署将于周三发布的石油库存报告。
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美国天然气市场最新消息：需求不足导致价格持续下滑
周二盘后交易中，美国天然气期货延续早盘跌势，下跌超过10美分，此前连续数日的抛售潮仍在持续，原因是供应充足而需求疲软。 近月亨利枢纽天然气期货合约下跌4.59%，至每百万英热单位2.640美元；连续合约下跌3.91%，至每百万英热单位2.679美元。 周二，天然气市场连续第四个交易日下跌，据Barchart数据显示，近月期货价格跌至三个月低点。《能源买家指南》指出，8月合约过去一周下跌0.20美元，过去一个月下跌0.62美元。疲软的行情也蔓延至冬季合约，下跌0.06美元，至每百万英热单位3.51美元，再次逼近多年低点。 Barchart表示，由于天气预报显示中西部和东海岸地区气温将持续下降，预计到8月5日，空调和天然气发电的需求将减少，因此价格继续承压。 Aegis Hedging表示，Criterion的数据显示，由于全国气温低于10年平均水平，美国电力总需求周二出现下滑。Aegis表示，市场参与者预计降温日数将在周三触底，约为13，然后在8月上半月稳定在15附近。 Gelber & Associates表示，最新的天气模型预测，未来两周累计需求将增加74亿立方英尺，其中大部分新增需求集中在11至15天的时间段内。该公司表示，预计下周总需求将达到1170亿至1200亿立方英尺/日。 尽管预计8月初的电力消耗量将有所改善，但Gelber表示，液化天然气原料气需求预计也将增至197亿至203亿立方英尺/日（Bcf/d），这可能导致供需平衡比目前管道输送量所显示的更为紧张。 然而，Gelber指出，预计到8月初，天然气产量将超过1110亿立方英尺/日（Bcf/d），并接近1120亿立方英尺/日（Bcf/d）。这意味着，在对气温回暖的预期给予显著重视之前，市场可能需要电力行业和液化天然气出口的实际需求来确认这一预测。