【SMM分析】台风“沙德尔”“紫檀”“简拉维”三台共舞叠加高温负荷韧性，各省电价波动加剧

8.17-8.23，全国天气呈现“西热东雨、台风活跃”的区域分化格局。西北太平洋进入台风集中活跃期，台风“沙德尔”“紫檀”“简拉维”同期活动，叠加季风槽水汽输送，华南、华东沿海降雨和强对流明显增多；与此同时，副热带高压仍控制山东中西部、四川盆地及黄淮部分地区，局地最高气温维持37-38℃。高温负荷韧性、台风外围环流、新能源出力及省间交易共同作用下，各省现货价格波动明显加剧：山东日内均价由403元/MWh震荡升至465元/MWh，周内最高价多次触及1500元/MWh，同时多日最低价降至-100元/MWh；广东价格高位回落，日前均价由461元/MWh降至390元/MWh；江苏整体维持330元/MWh附近震荡；蒙西先降后急升，发电侧日内均价由周中258元/MWh升至周末603元/MWh；山西震荡偏强，日前均价周末升至387元/MWh；陕西呈明显“V形”走势，日前均价由周中73元/MWh低点反弹至412元/MWh。一次能源方面，截至8月21日，CCTD秦皇岛5500大卡动力煤报730元/吨，周环比持平，旺季需求边际走弱与供应约束形成拉锯；SMM LNG中国到岸价由21.76美元/百万英热连续升至23.66美元/百万英热，广东粤东LNG均价维持5860元/吨。后续需重点关注“沙德尔”路径变化、副高重新增强后的高温范围，以及蒙西、西北新能源出力波动。

从区域分布看，山东高位震荡上行，持续高温支撑负荷，日内峰谷价格波动显著。 山东本周日内发电侧均价由402.89元/MWh震荡上升至464.53元/MWh，全周平均约429.93元/MWh。周内除8月19日外，日内最高价格均达到或接近1500元/MWh，同时17日、18日及20-23日最低价均触及-100元/MWh，单日价格振幅明显扩大。山东中西部本周仍处副高控制下，聊城、德州、济南等地持续出现35-38℃高温，空调负荷韧性较强；但半岛及局部地区阶段性降雨，加之午间新能源集中出力，使部分低负荷时段供应显著宽松。高峰负荷偏紧与新能源大发时段供给过剩并存，是本周山东高价与负电价频繁交替的核心原因，也进一步凸显新能源高渗透背景下实时市场价格弹性。

广东高位回落，台风外围环流带来的持续降雨逐步削弱高温负荷支撑。 广东本周日前成交均价由460.65元/MWh下降至389.76元/MWh，全周平均约412.92元/MWh；日内成交均价由509.44元/MWh回落至383.24元/MWh，全周平均约421.54元/MWh。周初广东高温高湿天气仍较明显，17日日内均价维持509.44元/MWh高位；此后随着“紫檀”“简拉维”等热带系统外围环流及季风水汽影响增强，广东雷雨天气增多，部分地区累计降水达到80-180mm，气温有所回落。虽然雨后高湿闷热使制冷需求仍具一定韧性，但负荷较前期高温阶段明显降温，推动日前及日内价格重心逐步回落。

江苏窄幅震荡，台风外围降水使负荷缺乏持续上行动力，日前与日内周末明显分化。 江苏本周日前市场出清加权均价主要运行于302-358元/MWh之间，全周平均约338.49元/MWh；日内市场出清均价主要运行于294-350元/MWh，全周平均约334.96元/MWh。周内江苏处于副高边缘，高温与阶段性雷雨交替，累计降雨约20-50mm，负荷整体维持高位但缺乏持续抬升动力。值得注意的是8月23日，日前均价仍达到357.72元/MWh，而实际日内均价降至293.83元/MWh，两者价差明显拉大，显示实际运行阶段供应较日前预测更为宽松。随着台风活动增强，天气及新能源预测偏差对短周期价格的扰动有所放大。

蒙西先抑后扬，周末供需快速收紧推动发电侧与用户侧价格同步冲高。 蒙西本周发电侧日内加权均价由313.87元/MWh升至18日的457.06元/MWh，随后20日降至257.78元/MWh，22日起再次快速上升，23日进一步达到602.99元/MWh；用户侧全网算数均价同步由周中最低295.30元/MWh升至650.98元/MWh。全周发电侧日内平均价格约407.12元/MWh，用户侧均价约444.89元/MWh。蒙西风光装机占比较高，系统价格对实际新能源出力、外送需求及火电调节能力高度敏感。周末发电侧和用户侧电价同步连续走高，显示系统供需由前期相对宽松快速转为偏紧，新能源出力变化仍是决定区域现货价格弹性的关键变量。

山西震荡偏强，实时供需波动推动周末价格重新上行。 山西本周日前市场算数均价由281.16元/MWh震荡运行，8月23日升至387.05元/MWh，全周平均约322.66元/MWh；日内均价由17日390.01元/MWh逐步回落至周中294-299元/MWh附近，周末再次回升至366.21元/MWh，全周平均约332.31元/MWh。周初日内价格明显高于日前，显示实际运行阶段供需较预测偏紧；周中供需趋于平衡后价差收窄，周末则随着区域供需重新收紧，日前与日内同步上行。山西作为华北重要外送电源基地，本省负荷与跨省交易需求共同放大现货价格波动，后续仍需关注华北跨省市场交易变化。

陕西呈明显“V形”走势，周中供应宽松后周末价格快速反弹。 陕西本周日前整体加权均价由308.16元/MWh升至18日的379.56元/MWh，随后快速回落，8月20日降至73.46元/MWh，之后连续反弹至23日的412.41元/MWh；日内均价走势基本一致，由周中最低99.22元/MWh快速升至周末489.70元/MWh。全周日前、日内平均价格分别约254.64元/MWh和278.89元/MWh。周中低价说明新能源大发等因素使系统供给阶段性宽松，而进入周末后日前与日内价格同步快速抬升，则反映实际新能源出力、外送及负荷关系明显变化。随着新能源装机提升，陕西现货市场的短周期价格反转特征进一步增强。

总体来看，本周电力现货市场由此前较为单一的高温负荷逻辑，进一步转向“高温、台风降雨、新能源出力与跨省交易”多因素共同驱动。 山东持续高温使负荷保持韧性，但新能源大发又推动日内最低价格多次触及-100元/MWh，高低价并存特征突出；广东随着台风外围环流降雨增加，价格逐步从前期高位回落；江苏整体窄幅震荡，但日前与日内预测偏差有所扩大；蒙西周末供需明显趋紧，价格快速冲高；山西整体震荡偏强；陕西则在周中低价后快速反弹。后续西北太平洋台风活动仍较活跃，其中需重点关注超强台风“沙德尔”的发展及移动路径，同时副热带高压可能重新增强，高温、强风雨和新能源出力的同步变化仍将持续放大区域价格差异。

一次能源情况

8月17日—8月23日

动力煤：煤价维持横盘，旺季需求转弱与供应约束形成拉锯。

本周动力煤市场整体保持稳定。根据CCTD秦皇岛港价格，截至8月21日，5500大卡动力煤报730元/吨，与8月14日持平；5000大卡报661元/吨，周环比持平；4500大卡报594元/吨，同样维持稳定。进入8月下旬，全国部分地区高温范围收缩，沿海电厂日耗自旺季高点边际回落，但主产区安全监管仍限制短期供应弹性，需求走弱与成本、供应支撑相互制衡，港口煤价整体延续窄幅震荡格局。

需求端：随着出伏临近，动力煤需求逐步由迎峰度夏高位向季节性回落过渡。虽然山东、四川盆地等区域仍持续高温，火电日耗维持一定韧性，但华东、华南受台风外围环流及降雨影响，制冷用电有所下降，沿海电厂日耗已从前期高位回落。终端库存相对充足，长协煤履约稳定，电厂对市场煤仍以缺口采购为主，对高价煤源接受意愿有限，市场暂未出现明显集中补库行为。

供给端：主产区供应继续受到安全生产检查及局部矿井停减产影响。晋陕蒙部分区域安监力度维持高位，中高热值煤源供应释放相对有限，对价格形成底部支撑；与此同时，随着下游日耗回落，低卡煤采购需求有所减弱，部分矿区报价承压。进口煤方面，海外价格及运费波动使进口煤到岸优势有所收窄，国内终端采购积极性偏低，对沿海市场的补充作用有限。

库存端：此前连续去库后，北方港口库存逐步企稳并出现缓慢回升。随着电厂拉运节奏放缓，港口调出量边际下降，而调入恢复使库存重新累积。产地与港口价差倒挂问题仍未完全缓解，贸易商主动发运及囤货积极性均偏低。与此同时，终端电厂库存仍具一定安全缓冲。综合来看，供给约束限制煤价明显下跌，而旺季需求逐步退坡也压制上涨空间，短期动力煤价格或继续震荡运行。

LNG：中国到岸价连续走高，广东粤东价格暂维持稳定。

SMM LNG中国到岸价本周呈持续上涨态势。8月17日报21.76美元/百万英热，18日为21.77美元/百万英热，19日升至22.05美元/百万英热，20日进一步上涨至22.53美元/百万英热，21日达到23.66美元/百万英热，较周初上涨约8.7%。广东粤东LNG均价则继续维持5860元/吨，国内价格尚未同步明显抬升。海外天然气市场方面，欧洲冬季补库预期、部分气源供应约束以及海运市场偏紧共同抬升国际价格，进口LNG成本压力重新增加。国内仍处工业用气淡季，资源供应总体充裕，加之部分地区台风降雨降低气电调峰需求，短期进口成本上涨尚未完全向终端传导。若国际气价继续上行，后续沿海燃气电厂边际发电成本存在重新抬升可能。

气象回顾

过去一周（8月17日—8月23日），全国天气主要呈现“西部及黄淮部分地区高温持续、华东华南风雨增多”的特征。西北太平洋台风活动明显增强，台风“沙德尔”“紫檀”“简拉维”同期活动，形成三台共舞格局，外围环流叠加季风槽为华南、华东沿海持续输送水汽。广东部分地区累计降雨达到80-180mm，浙江南部累计降雨超过100mm，江苏也出现阶段性强降雨；与此同时，山东中西部、四川盆地等区域仍受到副热带高压控制，部分地区最高气温达到35-38℃。高温与强降水同时存在，使区域负荷及新能源出力差异进一步扩大。

从重点省份看，山东中西部周中后期继续受到副高控制，聊城、德州、济南等地最高气温35-37℃，局部达到38℃，半岛地区21-23日出现明显降水后沿海负荷压力有所缓和；广东连续受到“紫檀”“简拉维”等热带系统外围环流及季风水汽影响，雷雨过程频繁，最高气温降至34℃左右，强降雨阶段对空调负荷形成一定压制；浙江18-23日浙南及东南沿海多阵雨雷雨，部分站点累计降雨超过100mm；江苏则以高湿闷热和阶段性雷雨为主。下一阶段需重点关注**超强台风“沙德尔”**的发展路径，根据当前气象趋势，其外围风雨可能进一步影响华东沿海，并同步扰动浙江、江苏等地区负荷、风电出力和电网运行；同时副高再次西伸北抬后，黄淮、江淮部分区域高温仍可能重新发展。

国内电力市场要闻

8月17日，国家发展改革委、国家能源局公布《关于印发〈石油天然气发展“十五五”规划〉的通知》（发改能源〔2026〕1055号）。 国家发展改革委官网于8月17日公开该文件，文件落款日期为7月3日。《石油天然气发展“十五五”规划》围绕油气安全保障、勘探开发、基础设施和行业高质量发展作出部署。对于电力市场而言，天然气资源保障和基础设施建设将直接影响沿海燃气机组燃料供应及边际发电成本，广东等气电占比较高区域仍需重点关注国际LNG价格向国内气源成本的传导。

8月17日，国家能源局发布《国家能源局组织召开全国可再生能源电力开发建设月度（7月）调度视频会》。 会议披露，截至2026年上半年，全国可再生能源发电装机达到24.55亿千瓦，占全国电力总装机的60.7%，其中风电、光伏发电装机约19.5亿千瓦。随着新能源装机占比持续提升，电力系统对灵活调节能力、跨省配置及准确预测的要求进一步提高，山东、蒙西、陕西等新能源占比较高地区的日前与实时价格波动可能更加频繁。

8月20日，国家能源局山西监管办公室发布《山西能源监管办完善市场调节机制 保障电力系统灵活高效运行》。 该信息属于官方监管动态。山西进一步完善煤电机组压火启停调峰机制，并明确独立储能、抽水蓄能在上、下网侧全面实行节点电价结算，其中实际发用电量按照实时节点电价结算，日前出清电量按照日前与实时节点电价差值结算。节点价格信号进一步强化后，储能充放电将更加直接响应局部电网供需和阻塞状态，有利于提高调节资源与系统实际需求的匹配程度。

8月21日，国家能源局发布《2026年1-7月份全社会用电量同比增长4.7%》。 数据显示，7月份全国全社会用电量达到10400亿千瓦时，同比增长1.7%；1-7月累计用电量61399亿千瓦时，同比增长4.7%。值得关注的是，7月充换电服务业和互联网数据服务用电量分别达到164亿千瓦时和99亿千瓦时，同比分别增长50.3%和40.1%。新型负荷保持较快增长，在传统工业及居民负荷之外持续贡献增量，并为需求响应、虚拟电厂及绿电交易提供更多潜在可调资源。

8月21日，国家能源局发布《新疆能源监管办开展电力市场问题核查 压实发电企业合规交易责任》。 新疆能源监管办赴巴州、阿克苏、和田等地区，对发电企业电力交易量价申报开展专项核查，通过调取档案、测算机组运行成本等方式核验报价合理性，并要求市场主体严格规范量价曲线申报、杜绝串通报价等违规行为。随着新能源渗透率提升和现货价格波动扩大，监管重点正进一步向市场主体报价行为和交易合规延伸，发电企业在制定现货报价策略时需要更加重视成本依据、申报逻辑及内部合规管理。