【SMM分析】台风“白海豚”残余环流叠加高温北抬，广东高位震荡、蒙西周末急升——电力现货市场周评第五期（8.10-8.16）

8月10日至16日，全国天气由此前大范围极端高温逐步转向“西热东雨”。全国用电负荷仍处迎峰度夏高位，最高负荷近期多次刷新历史纪录，但台风“白海豚”残余环流给华东、华南带来较强降水，江苏南通局地出现特大暴雨，浙江、广东降水过程亦较为频繁；与此同时，新疆吐鲁番最高气温仍突破42℃，重庆等西部地区持续高温。高温负荷与强降雨降温效应同时存在，叠加新能源出力差异，使本周现货价格呈现广东高位运行、山东偏弱回落、江苏低位震荡、蒙西后半周快速走强、山西震荡偏弱、陕西低位波动的格局。

从区域分布看，广东高位震荡，高温与局地强降雨交替下电力需求韧性仍强。 广东本周日前成交均价由414.36元/MWh升至8月14日的463.07元/MWh，随后周末回落至390.94-401.18元/MWh，全周平均约426.17元/MWh；日内成交均价波动更为明显，8月12日一度升至607.28元/MWh，全周平均约450.48元/MWh。台风残余环流给广东带来较多局地雷雨，但降水时空分布并不均匀，雨后高温高湿快速恢复，制冷需求仍保持较强韧性。尤其工作日期间，日前价格多数运行于420元/MWh以上，反映旺季负荷对市场仍有较强支撑；日内价格较日前波动更大，也显示局地天气及实时供需偏差对边际机组调用影响明显。

山东日内价格整体回落，雷阵雨增多削弱前期极端高温溢价。 山东本周日内发电侧均价由371.33元/MWh逐步下降，8月14日降至305.56元/MWh，周末短暂回升后收于335.66元/MWh，全周平均约349.48元/MWh，较上周明显降低。周初山东仍有较高气温，鲁西南、济宁等地最高气温接近38℃，但随后受冷空气及雷阵雨影响，气温逐步回落至相对舒适区间，高温对制冷负荷的边际拉动明显减弱。与此前一周极端高温推动价格快速冲高相比，本周山东供需紧张程度有所缓解，日内价格重心同步下移。不过目前仍处迎峰度夏阶段，短期负荷绝对水平仍然偏高，价格下方仍存在一定支撑。

江苏低位震荡，强降雨阶段性压制负荷，价格整体弱于前期高温阶段。 江苏本周日前市场加权均价由306.05元/MWh下降至290.24元/MWh后逐渐回升，8月15日升至346.19元/MWh，周末再度降至298.02元/MWh；日内均价主要运行于286-345元/MWh，全周日前、日内均价分别约319.29元/MWh和312.40元/MWh。台风残余环流影响下，江苏多地出现明显降雨，南通局地累计降水达到特大暴雨级别，高温制冷需求受到阶段性压制。降水减弱后价格一度修复，但周末工业负荷回落又限制上涨幅度，因此全周整体表现为低位震荡，而非此前高温天气下的持续上行。

蒙西先抑后扬，周末供需明显收紧推动发电侧及用户侧价格同步冲高。 蒙西本周发电侧日内加权均价波动显著，8月12日一度降至248.59元/MWh，此后逐渐走强，8月15日升至418.55元/MWh，16日进一步冲至526.34元/MWh；用户侧全网算数均价同步由263.97元/MWh的周内低点升至554.78元/MWh。全周发电侧日内均价约348.41元/MWh，明显高于上周。蒙西风电、光伏占比较高，价格对新能源实际出力及外送需求变化高度敏感，周末发电侧和用户侧价格同步快速上扬，反映系统供需较前半周明显趋紧。后续若风电出力继续偏弱或外送需求保持高位，蒙西现货价格仍可能维持较强波动。

山西震荡运行，日内价格多数高于日前，实时供需相对偏紧。 山西本周日前市场算数均价由240.57元/MWh回升至8月12日的315.75元/MWh，随后在274-300元/MWh附近震荡，全周平均约284.60元/MWh；日内均价整体高于日前，全周平均约302.43元/MWh，8月12日最高升至340.29元/MWh，8月16日再次达到333.48元/MWh。日前与日内价格多数时段出现正价差，表明实际运行阶段的供需水平较日前预测偏紧。山西作为华北重要电力外送基地，省内负荷、火电机组运行以及省间交易共同影响边际价格，本周整体虽未出现极端高价，但实时市场仍体现出较高弹性。

陕西仍处低价区间，周末日内价格明显抬升。 陕西本周日前整体加权均价主要运行于97-200元/MWh之间，全周平均约150.07元/MWh；日内平均约163.36元/MWh。8月12日日前均价降至96.83元/MWh，显示部分时段电力供应仍较宽松；但进入周末后，尤其8月16日，日内均价快速升至290.20元/MWh，明显高于当日日前均价183.57元/MWh。整体来看，陕西本周价格水平仍显著低于广东、山东等负荷中心省份，但周末实时价格的快速上行表明新能源出力、负荷或外送变化仍可能迅速改变省内供需平衡。

总体来看，本周极端高温范围较此前有所收缩，但全国仍处迎峰度夏高负荷阶段，台风残余环流与区域降雨进一步放大了各省供需差异。 广东高温高湿天气延续，工作日负荷韧性较强，日前及日内价格均维持相对高位；山东随着雷雨增加和气温回落，前期高温溢价逐步消退；江苏受强降雨影响，价格整体处于300元/MWh附近震荡；蒙西后半周供需明显收紧，周末价格快速上冲；山西日前与日内维持一定正价差，实际运行供需相对偏紧；陕西仍处低价区域，但日内波动有所放大。后续副热带高压重新西伸北抬后，高温范围可能再次扩大，华东负荷修复速度以及蒙西、陕西等新能源大省风光出力变化仍是价格走势的关键变量。

一次能源情况

8月10日—8月16日

动力煤：旺季刚需继续托底，煤价延续震荡偏强。

本周动力煤市场继续小幅走强。根据CCTD秦皇岛港价格，截至8月14日，5500大卡动力煤报730元/吨，较8月7日上涨4元/吨；5000大卡报661元/吨，周环比上涨4元/吨；4500大卡报594元/吨，上涨5元/吨。当前市场仍处迎峰度夏需求旺季，高温天气支撑电厂日耗，而产地安全检查限制短期供应弹性，港口库存继续去化，共同推动煤价重心缓慢上移。不过下游长协煤供应相对稳定，电厂市场煤采购仍以刚需为主，煤价尚未形成快速上涨条件。

需求端：全国迎峰度夏仍处关键阶段，用电负荷近期多次刷新历史高位，最高达到15.53亿千瓦。虽然华东、华南部分地区受到强降雨影响，制冷需求阶段性回落，但西北、西南及黄淮部分地区高温仍然突出，火电日耗整体维持旺季水平。电厂库存可用天数继续下降，对市场煤形成一定补库需求。不过当前电厂长协煤兑现总体稳定，采购行为主要集中于缺口补充，尚未出现大规模集中采购，需求对价格的推动仍以刚性托底为主。

供给端：主产区安全生产检查持续，煤矿增产空间受到一定限制。晋陕蒙部分区域煤矿受安全排查、检修等因素影响，阶段性停减产现象仍存，产地供应增量释放偏慢。进口煤方面，部分主要出口国供应及运费存在波动，进口煤到岸成本有所抬升，对国内市场的补充优势弱于前期。整体来看，供应端暂无明显增量，而旺季日耗维持高位，对港口煤价形成一定支撑。

库存端：旺季需求继续带动环渤海港口库存下降，8月中旬港口库存已降至约2606.7万吨，延续前期去库趋势。高日耗背景下，下游拉运保持一定强度，而产地发运增量有限，港口调入量不足以完全覆盖调出量。不过当前终端电厂总体库存仍具安全缓冲，贸易商在产地与港口价差有限的情况下发运积极性不高。短期看，煤价仍具一定上行支撑，但若后续高温减弱、火电日耗回落，价格上涨空间可能重新受到库存水平制约。

LNG：中国到岸价窄幅震荡，广东粤东价格保持稳定。

本周可得SMM LNG中国到岸价整体运行于20.81-21.66美元/百万英热区间。8月11日报21.28美元/百万英热，12日小幅降至21.24美元/百万英热，13日进一步回落至20.81美元/百万英热，14日重新升至21.66美元/百万英热，整体延续高位震荡。广东粤东LNG均价本周维持5860元/吨，较上周基本持平。虽然广东电力负荷仍处较高水平，对燃气机组调峰需求形成支撑，但国内LNG供应总体充足，终端价格并未随电力旺季明显抬升。当前气电燃料成本较7月高位已有明显下降，对广东现货市场边际成本形成一定缓冲，后续主要关注国际LNG价格及天气变化对气电调用频率的影响。

气象回顾

过去一周（8月10日—8月16日），全国天气总体呈现“西部高温持续、东部降雨偏多”的格局。近期全国最高用电负荷多次刷新历史纪录，迎峰度夏仍处高位运行阶段。新疆吐鲁番等地最高气温超过42℃，重庆等西南地区持续37-38℃高温；东部地区则受到台风“白海豚”残余环流影响，华东、华南降水明显增多，其中江苏南通出现特大暴雨，局地累计降雨达到296mm，浙江、广东亦有较频繁强降水过程。强降雨阶段性压低东部地区气温及制冷负荷，但并未改变全国用电需求整体高位运行的格局。

从重点省份看，山东周初仍有明显高温，局地最高气温接近38.5℃，中后期雷阵雨增多后气温逐步下降，负荷较此前极端高温阶段有所回落；广东受台风残余环流影响，累计降雨较多，但降水以局地短时强降水为主，雨后高温高湿迅速恢复，制冷需求仍具韧性；浙江前期高温日数仍处高位，随后受到台风外围环流影响出现明显降雨；江苏则受到本轮强降雨影响最为明显，部分地区出现暴雨至特大暴雨，对短期负荷形成压制。展望下一阶段，副热带高压存在重新西伸北抬可能，高温或再次覆盖黄淮、江淮及江南部分地区，气温回升速度仍将直接影响华东电力负荷及现货价格。

国内电力市场要闻

国家能源局将加快出台虚拟电厂参与电力市场交易指引。 国家能源局在相关建议答复中明确，将加快制定虚拟电厂参与电力市场交易的规则，并进一步完善辅助服务费用传导机制，推动电碳市场有效衔接。随着分布式电源、储能及可调节负荷聚合规模扩大，虚拟电厂未来参与现货、辅助服务及需求响应的市场边界将进一步清晰，灵活性资源的商业化空间有望继续打开。

广东进一步明确绿电直连项目开发管理要求。 广东省相关部门出台绿电直连管理文件，进一步明确项目适用范围、源荷匹配及投资建设要求，其中项目自发自用比例原则上不低于60%，并完善项目运行监管和退出机制。随着绿电直连政策进一步落地，高比例新能源直接匹配工商业负荷的模式将加快发展，同时也将推动企业更加主动管理用电曲线和新能源出力偏差。

河北南网电力现货市场转入正式运行。 河北南部电网现货市场自8月1日起进入正式运行阶段，采用“日前+实时”组织模式，实时市场按照15分钟周期滚动出清，煤电、新能源及独立储能等资源全面参与市场。现货市场正式运行后，新能源预测偏差、储能充放电策略以及机组短时调节能力对收益的影响进一步放大，河北电力市场价格信号也将更加及时反映实时供需变化。

南方电网部署新一轮电力市场化改革任务。 南方电网提出围绕分布式光伏、虚拟电厂、可调节负荷等新型主体完善入市机制，并探索用户侧双边交易、电碳协同以及跨省区市场衔接。随着市场主体类型不断扩容，南方区域电力交易将从传统发用电主体进一步向聚合商、分布式资源及灵活负荷延伸，对售电公司及负荷聚合商的交易和风险管理能力提出更高要求。

四川推进算电融合，扩大绿电直连与新能源市场化应用场景。 四川相关政策提出进一步推动算力基础设施与电力系统协同发展，放宽算电融合项目余电上网比例，并支持多用户绿电直连、数据中心参与电能量市场、辅助服务及需求响应。随着数据中心等稳定高负荷用户与新能源项目加速形成直接匹配关系，算力负荷有望成为西部新能源消纳和绿电交易的重要增量需求，同时提升新能源项目的市场化消纳能力。