【SMM分析】极端高温叠加台风“白海豚”扰动，各省电价走势明显分化——电力现货市场周评第四期（8.3-8.9）

8月3日至9日，全国前半周继续受到副热带高压控制，东北、华北、黄淮及江南多地出现35-37℃以上高温，山东北部局地最高气温突破40℃；后半周随着台风“白海豚”逼近华东，浙江等沿海地区风雨明显增强，区域气温快速回落。全国35℃以上高温覆盖面积一度超过470万平方公里。天气由极端高温快速切换至台风强降雨，使负荷、新能源出力及省间交易需求同步发生变化，推动各省现货价格呈现山东冲高后跳水、广东震荡上行、江苏持续走弱、蒙西宽幅震荡、山西波动加剧、陕西明显下行的差异化格局。

从区域分布看，山东先冲高后骤降，高温负荷退潮成为后半周价格下行的核心变量。 山东本周日前市场均价由401.45元/MWh快速上行，8月5日达到522.97元/MWh的周内高点，随后持续回落，8月8日骤降至194.43元/MWh，周末小幅回升至247.50元/MWh；日内均价由508.04元/MWh运行至197.45元/MWh，同样呈现明显前高后低走势。8月3-7日山东受副高控制，鲁北及鲁中多地持续极端高温，淄博博山最高气温录得41.6℃，制冷负荷维持高位，对价格形成明显支撑；进入周末后，区域高温边际缓解，叠加周末工业负荷回落，供需紧张程度快速下降，日前、日内价格同步大幅回落。山东本周走势体现出明显的“高温负荷溢价”特征，气温变化仍是短期价格弹性的主要来源之一。

广东震荡上行，台风外围下沉气流强化高温，负荷韧性支撑价格重心抬升。 广东本周日前均价由337.92元/MWh震荡上行，8月8日升至437.72元/MWh，周末回落至372.63元/MWh；日内均价由355.18元/MWh最高升至457.69元/MWh，最终收于373.87元/MWh。受台风外围下沉气流影响，广东本周大部地区持续35-39℃高温，汕头等地最高接近39℃，虽然粤西及珠三角局部出现雷阵雨，但降温持续时间较短，雨后高温闷热迅速恢复，空调负荷保持较强韧性。随着高温持续及周内用电需求抬升，广东电价重心明显高于上周，8月8日前后达到阶段性高点；9日受天气变化及周末负荷回落影响，价格有所修正。

江苏持续走弱，前期高温支撑逐步被台风降温及周末负荷回落抵消。 江苏本周日前市场出清加权均价由388.05元/MWh持续下降至283.80元/MWh，日内均价由361.73元/MWh降至293.29元/MWh，整体呈震荡下行态势。周初华东仍处于副高控制之下，高温对用电负荷形成一定支撑，但随着台风“白海豚”逐步逼近华东沿海，区域云量、降水及风力逐渐增强，气温回落预期不断强化；叠加周末工业负荷下降，供需边际转松，价格重心连续下移。尤其8月8-9日，华东天气由晴热迅速转向风雨，江苏日前、日内市场价格同步降至全周低位。

蒙西宽幅震荡，新能源出力与外送需求变化放大现货价格弹性。 蒙西本周日内加权均价由281.07元/MWh连续下降至8月5日的237.84元/MWh，随后于8月6-7日快速升至344.83元/MWh和347.12元/MWh，周末又回落至200.46元/MWh，周内高低点价差接近147元/MWh。相比负荷相对平稳的传统火电省份，蒙西价格对风光出力、外送计划及火电边际机组变化更为敏感。本周价格短期快速抬升后再次下行，反映新能源出力与省间送电需求错配仍在持续放大实时市场波动。

山西价格波动明显加剧，日前与日内偏差凸显实时供需扰动。 山西本周日前均价由340.72元/MWh升至399.07元/MWh后快速回落，随后在247-352元/MWh区间宽幅震荡，周末收于249.87元/MWh；日内均价波动更为剧烈，8月6日一度升至496.59元/MWh，而当日日前均价仅为352.22元/MWh，日前与日内市场出现明显偏差。山西作为华北重要电力外送省份，价格不仅受到本省负荷变化影响，也对省间交易需求及实时电源出力高度敏感。8月6日日内价格显著高于日前价格，显示实际供需较日前预测明显收紧，此后随着负荷及外送需求边际回落，价格快速恢复至260-275元/MWh附近。

陕西持续下行，供需宽松推动日前价格快速跌破百元。 陕西本周日前均价由342.60元/MWh连续下行，8月6日降至97.48元/MWh，周末进一步降至79.03元/MWh；日内均价由295.72元/MWh下降至112.38元/MWh。除8月7日出现短暂反弹外，全周价格重心持续下移。陕西现货价格对新能源出力、外送能力及省内负荷变化较为敏感，本周日前价格连续走低反映供需宽松程度明显增加；同时日前与日内价格多数时段维持低位，说明价格下行并非单纯来自日前预测偏差，而更多体现阶段性电力供给充裕。

总体来看，本周全国天气由副高控制下的极端高温快速切换至台风影响，各省现货价格也由单一的高温负荷逻辑转向“负荷、新能源出力、台风降温与周末效应”共同主导。 山东前半周高温推动价格冲高，周末随着负荷快速回落出现跳水；广东受台风外围下沉气流影响，高温闷热持续，价格重心明显抬升；江苏随着华东台风影响增强及气温下降持续走弱；蒙西受新能源出力与外送需求变化影响宽幅震荡；山西日前与日内偏差扩大，体现实时供需不确定性上升；陕西供需持续宽松，价格快速下探。后续台风过境后的负荷修复、高温范围变化以及风光出力水平仍将决定各区域现货价格的方向和波动幅度。

一次能源情况

8月3日—8月9日

动力煤：煤价小幅偏强，高温日耗与港口去库继续形成支撑。

本周动力煤市场延续偏强运行态势。截至8月7日，秦皇岛港5500大卡动力煤价格报726元/吨，较7月31日上涨1元/吨；5000大卡报657元/吨，上涨1元/吨；4500大卡报589元/吨，上涨2元/吨。整体来看，低热值煤价格涨幅略高于中高卡煤，反映下游电厂刚需补库对全品类煤源均形成一定支撑。但当前电厂库存仍处于相对充裕水平，市场尚未出现集中抢货，煤价整体仍以震荡偏强为主。

需求端：全国高温天气持续，用电负荷维持历史高位。国家能源局数据显示，全国最高用电负荷达到15.53亿千瓦；沿海六大电厂日耗维持在94万吨附近，沿海八省电厂日耗升至232万吨/天，均处于夏季旺季高位。8月上旬仍处三伏高温周期，火电机组承担较强的保供及调峰任务，电厂可用天数持续下降，对动力煤形成刚性需求。不过当前长协煤供应总体充足，电厂市场煤采购仍以按需补库为主，价格上涨并未明显刺激集中采购。

供给端：主产区安全生产检查维持高压，局部煤矿停产检修压缩短期供应弹性。山西部分区域严查超产，晋陕蒙部分煤矿因安全检查、设备检修等因素阶段性减产，产地增量释放有限。与此同时，部分大型煤企连续上调外购煤价格，产地报价仍有支撑。进口煤方面，海外供应及海运成本仍存在波动，进口煤到岸成本优势有限，对国内旺季市场的补充作用相对受限。

库存端：高温日耗推动港口库存延续去化。截至8月初，环渤海港口库存已由接近3000万吨下降至2668.6万吨附近，周内去库约165.5万吨，主要受下游日耗高位及调出量增加推动。电厂库存虽然同步回落，但绝对水平仍相对充足，贸易商发运积极性也受到产地与港口价差影响。短期来看，高温仍将继续支撑日耗和去库，但随着台风降雨及后续出伏临近，煤价进一步上行空间仍将受到终端库存及需求持续性的约束。

LNG：中国到岸价宽幅震荡，广东粤东价格继续下调。

SMM LNG中国到岸价本周运行于19.62-21.82美元/百万英热区间，8月3日报21.24美元/百万英热，4日升至21.82美元/百万英热，随后快速回落，6日降至19.62美元/百万英热，7日重新反弹至21.14美元/百万英热，全周呈现先升、后降、再修复走势。广东粤东LNG均价则由6000元/吨进一步下调至5860元/吨，下降140元/吨，降幅约2.3%。虽然广东持续高温带动空调用电需求维持高位，但进口LNG供应相对充裕，国内气源价格重心继续下移，燃气机组发电边际成本进一步下降。对广东电力市场而言，气电成本下行一定程度缓解高温负荷带来的边际电源成本压力，后续仍需关注国际气价波动及进口到岸成本变化。

气象回顾

过去一周（8月3日—8月9日），全国天气总体呈现“前热后雨”格局。8月3-7日受副热带高压持续控制，东北、华北、黄淮和江南大范围出现35-37℃高温，山东北部及浙江中部局地突破40℃，全国35℃以上高温覆盖面积一度超过470万平方公里。8月8日起，第13号台风“白海豚”外围环流逐渐影响华东，浙江、福建沿海风力迅速增强，9日晚浙江沿海风雨进一步加强。本周全国最高气温均值约38.3℃，平均气温27.4℃，平均辐照度16.3MJ/㎡，平均风速6.8m/s。

从重点省份看，山东最高气温达到41.6℃，前半周极端高温显著推升电力负荷，但鲁西南局部雷雨及后期气温下降使负荷快速回落；广东最高气温38.9℃，受台风外围下沉气流影响，高温闷热持续，累计降雨84.7mm，但降水主要集中在局部地区，对全省负荷压制相对有限；浙江最高气温40.2℃，8月8日起受台风影响转为大范围强风暴雨，累计降雨超过120mm，前期高温负荷快速回落。河南则呈现西雨东热特征，最高气温39.2℃。后续需继续关注台风过境后华东气温回升速度、华北高温是否重新发展及后续台风活动对新能源出力和负荷的扰动。

二、国内电力市场要闻

《中国核电发展报告（2026）》提出推动核电逐步进入电力市场。 报告提出探索建立体现核电低碳价值的制度，并推动核电纳入绿电绿证认证体系。随着核电逐步参与市场交易，其高利用小时、低边际成本特征可能对部分区域中长期及现货价格形成新的影响，同时进一步丰富绿电市场供应结构。

浙江完善分布式光伏市场化交易及爬坡辅助服务机制。 《浙江省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》明确，工商业自用比例不作要求，上网电量原则上全部参与电力市场；同时，浙江就爬坡辅助服务试运行相关工作征求意见，明确参与范围、需求确定、调用方式及补偿结算机制，并计划自10月1日起开展结算试运行。随着分布式新能源进一步进入市场，短时爬坡及灵活调节资源的价值将更加凸显。

多地加快绿电直连及新能源项目建设。 上海将9个陆上风电项目、合计34.53万千瓦，以及18个光伏项目、合计145.385万千瓦纳入2026年开发建设方案；辽宁绿电直连实施方案征求意见稿提出，项目年自发自用电量占总可用发电量比例原则上不低于60%，占总用电量比例不低于30%，2030年前不低于35%；河北公布2026年绿电直连第二批项目清单，共4个项目、36.25万千瓦。随着绿电直连持续扩围，新能源消纳模式正由单纯并网销售逐步向源荷直接匹配延伸，对园区、工商业负荷及新能源项目的交易模式产生新的影响。