【SMM分析】台风“沙德尔”登陆叠加南方高温，各省电价走势持续分化

8.24-8.30，全国天气呈现“北凉南热、台风风雨集中”的特征。出伏后北方冷空气活动增强，华北、东北气温明显回落，而四川盆地、江南及华南前半周仍维持高温闷热；28日，第18号台风“沙德尔”先后登陆浙江台州玉环和温州龙湾，随后深入内陆，华东、华南多地出现明显降温及强降雨。 高温负荷退坡、台风降雨、新能源出力及周末负荷变化共同作用下，各省现货电价继续分化：山东日内发电侧均价由444.50元/MWh逐步回落至399.16元/MWh；广东日前均价整体高位震荡后于周末降至374.64元/MWh，日内均价由471.34元/MWh降至327.56元/MWh；江苏震荡偏强，日前均价由313.67元/MWh升至352.07元/MWh；蒙西波动显著，发电侧日内均价27日冲至565.12元/MWh后快速回落；山西前高后低，日前价格28日升至377.91元/MWh后周末明显下行；陕西波动最为剧烈，日前价格由299.64元/MWh最高升至472.75元/MWh，随后又降至172.48元/MWh。一次能源方面，截至8月28日，CCTD秦皇岛5500大卡动力煤价格报731元/吨，较上周上涨1元/吨；SMM LNG中国到岸价周内运行于22.83-24.50美元/百万英热区间，广东粤东LNG均价维持5860元/吨。后续需重点关注台风残余环流消退后的华东负荷修复、南方高温退坡速度及蒙西、西北新能源出力变化。

从区域分布看，山东逐步走弱，前半周高温支撑消退后负荷边际回落。 山东本周日内发电侧均价由444.50元/MWh逐步下降，8月28日降至395.99元/MWh，周末分别为397.83元/MWh和399.16元/MWh，全周平均约415.62元/MWh，较上周下降约14元/MWh。前半周鲁中西部仍受到副高影响，聊城、德州、济南等地持续35-37℃高温，局部达到38℃左右，对制冷负荷形成支撑；随后冷空气及雷阵雨活动增强，半岛及鲁中部分区域出现明显降水，气温逐步回落。随着高温溢价下降，山东日内价格重心较此前一周有所回落，但迎峰度夏末期负荷绝对水平仍不低，价格并未出现明显深跌。

广东高位回落，“沙德尔”残余环流带来的强降雨明显压制周末负荷。 广东本周日前成交均价由422.64元/MWh震荡运行，25日升至435.83元/MWh，随后整体回落，周末降至374.64元/MWh，全周平均约417.14元/MWh；日内均价由471.34元/MWh一路震荡下行至327.56元/MWh，全周平均约409.29元/MWh。周前期广东仍处高温闷热状态，部分地区最高气温达到33-36℃，制冷需求保持韧性；28日夜间起，“沙德尔”减弱后的环流逐步影响广东，大部地区降雨显著增加，局地达到暴雨至大暴雨量级，气温同步下降。中国天气网亦显示，“沙德尔”登陆浙江后继续深入内陆，其环流随后影响广东等南方省份。 强降雨对空调负荷的压制在周末集中体现，推动日内价格明显弱于周初。

江苏震荡偏强，周前期闷热负荷维持韧性，台风影响下价格并未出现明显下探。 江苏本周日前市场出清加权均价由313.67元/MWh逐渐抬升，8月29日升至350.32元/MWh，30日进一步达到352.07元/MWh，全周平均约339.82元/MWh；日内均价由322.55元/MWh升至周末351.81元/MWh，全周平均约342.35元/MWh。周前期江苏沿江及苏南地区仍较闷热，最高气温维持33-35℃，用电需求仍有支撑；27日起随着台风外围环流和冷空气共同影响，区域出现较明显降雨，降温效应有所增强。虽然降雨抑制部分制冷负荷，但天气变化也增加新能源出力和实际供需的不确定性，本周江苏日前、日内均价整体反而较上周小幅抬升。

内蒙古宽幅震荡，新能源实际出力与外送变化继续主导短周期价格。 蒙西本周发电侧日内加权均价由455.63元/MWh下降至26日的383.86元/MWh，27日快速冲高至565.12元/MWh，随后28日骤降至259.24元/MWh，周末运行于309-315元/MWh附近；用户侧全网算数均价走势基本同步，27日达到585.11元/MWh，28日降至292.05元/MWh。全周发电侧日内均价约389.45元/MWh，用户侧均价约415.74元/MWh。与前一周周末持续冲高不同，本周蒙西价格在单日内快速完成由高位向低位切换，反映区域供需并未持续偏紧。考虑蒙西新能源占比较高，风光实际出力、外送规模及火电边际调用变化仍是决定实时电价的主要短周期变量。

山西先升后降，周中供需趋紧推动价格抬升，周末明显转弱。 山西本周日前市场算数均价由312.70元/MWh连续上行，28日达到377.91元/MWh的周内高点，随后29日快速降至249.87元/MWh，30日小幅回升至276.43元/MWh，全周平均约325.22元/MWh；日内均价周初达到413.34元/MWh，随后震荡回落，周末降至271.73元/MWh，全周平均约346.37元/MWh。前半周日内市场多数时段高于日前市场，体现实际运行供需相对偏紧；进入周末后，负荷回落叠加区域供需改善，日前与日内价格同步下降。山西作为华北重要外送电源基地，其现货价格仍明显受到本省机组运行和省间交易需求变化的共同影响。

陕西宽幅震荡，日前与日内价格频繁反转。 陕西本周日前整体加权均价由299.64元/MWh运行，26-28日连续升至408.85元/MWh、414.23元/MWh和472.75元/MWh，随后29日骤降至172.48元/MWh，30日回升至263.65元/MWh；日内价格波动更加明显，26日一度达到535.34元/MWh，而29日降至188.04元/MWh。全周日前、日内均价分别约333.04元/MWh和345.25元/MWh，较上周均明显抬升。新能源实际出力、负荷及外送条件的快速变化使陕西供需平衡频繁切换，日前预测与实际运行结果的偏差也进一步放大短周期价格振幅。

总体来看，本周电力现货市场的核心驱动由盛夏高温逐步向“高温退坡、台风降雨、新能源波动与周末负荷”切换。 山东随着北方气温下降，日内价格较上周整体回落；广东周前期仍受高温负荷支撑，但“沙德尔”残余环流带来的强降雨使周末价格明显走弱；江苏日前、日内价格整体小幅上行；蒙西27日短时冲高后迅速回落，新能源大省的高波动属性继续体现；山西周中走强、周末回落；陕西则继续保持明显的高弹性。随着8月结束，传统迎峰度夏需求将逐步退坡，高温对现货价格的单边推动作用趋弱，后续天气、风光出力以及省间交易变化预计将成为区域电价分化的主要驱动因素。

一次能源情况

8月24日—8月30日

动力煤：供给支撑增强，港口库存去化推动煤价小幅走强。

本周动力煤价格延续偏强走势。根据CCTD秦皇岛港价格，截至8月28日，5500大卡动力煤报731元/吨，较8月21日上涨1元/吨；5000大卡报662元/吨，周环比上涨1元/吨；4500大卡报596元/吨，周环比上涨2元/吨。虽然出伏后全国高温范围逐步缩小，动力煤旺季需求已接近尾声，但主产区供应增量有限，叠加港口库存重新下降，对煤价形成一定支撑。整体来看，当前市场呈现需求韧性尚存、供应偏紧的格局，价格以小幅偏强运行为主。

需求端：出伏后北方高温明显消退，但南方前半周仍维持较高气温，火电日耗下降速度相对缓慢。六大电力集团沿海电厂日耗仍运行在约95万吨的旺季较高水平，冶金、化工等非电行业亦维持一定刚需采购。与此同时，终端电厂库存总体仍较充足，长协煤供应占比较高，对市场现货主要采取按需补库策略，高价煤源接受程度有限。随着9月气温进一步回落，制冷负荷下降后动力煤需求预计将逐步转弱。

供给端：月末部分煤矿完成阶段性生产任务后进入检修，加之晋陕蒙部分区域安全监管及强降雨扰动，煤炭供应释放弹性有所下降。进口煤方面，印尼部分煤源受到年度生产配额、运输条件等因素约束，叠加海外报价偏强，进口到岸成本优势有所收窄。整体供应端尚未形成明显增量，成为本周煤价维持偏强的重要支撑。

库存端：北方港口库存本周重新进入去化阶段，截至8月28日北方港库存降至约2347万吨，周环比减少约141万吨，港口调入量低于调出量。与此同时，产地与港口价格倒挂虽有所修复，但贸易商发运仍相对谨慎，市场可流通煤源未明显增加。短期看，供给偏紧和港口去库仍将支撑煤价，但随着旺季需求逐渐退坡，上行空间也将受到终端库存及日耗下降的限制。

LNG：中国到岸价高位震荡上行，广东粤东价格继续持稳。

根据SMM数据，截至8月28日，本周LNG中国到岸价运行于22.83-24.50美元/百万英热区间：8月24日报23.67美元/百万英热，25日升至24.08美元/百万英热，26日回落至22.83美元/百万英热，27日反弹至23.37美元/百万英热，28日进一步升至24.50美元/百万英热，较周初上涨约3.5%，可得数据均价约23.69美元/百万英热。广东粤东LNG均价则继续维持5860元/吨，国内终端气价暂未同步跟涨。国际市场方面，海外天然气供应风险及欧洲冬季补库需求仍对国际价格形成支撑；国内则仍处传统用气淡季，叠加台风降雨使部分时段气电调峰需求下降，进口成本上涨尚未完全向粤东现货气价传导。若国际LNG价格持续高位，后续沿海燃气机组边际成本仍存在重新抬升的可能。

气象回顾

过去一周（8月24日—8月30日），全国天气主要呈现“北方降温、南方高温与台风风雨交替”的格局。24日正式出伏后，冷空气活动逐渐增强，北方多地气温明显下降；南方前半周仍受副高影响，四川盆地至长江中下游部分地区持续高温，四川渠县局地最高气温达到40℃以上。27-28日，第18号台风“沙德尔”成为核心天气变量，28日上午先后在浙江台州玉环、温州龙湾登陆，此后西行深入内陆并逐渐减弱。其影响不仅集中于浙江、福建，残余环流还继续向江西、湖南、广东、广西等地区输送大量水汽。

从重点省份看，山东前半周鲁中西部仍维持35-38℃高温，随后冷空气及雷阵雨逐步降低气温；广东前期最高气温约33-36℃，“沙德尔”残余环流影响后，多地出现暴雨至大暴雨，气温明显下降；浙江26日仍有35℃以上高温，28日成为台风直接影响核心区域，浙江南部多地出现暴雨至大暴雨，沿海出现明显大风。浙江气象部门数据显示，“沙德尔”28日登陆后，温州、台州等地降雨显著增加，浙中南沿海出现10-12级、局地更强阵风。 江苏则受到台风外围环流和冷空气共同影响，27日起阵雨和雷雨增多，气温由前期33-35℃逐步回落。随着9月到来，全国高温范围预计进一步收缩，气温对电力负荷的拉动将逐渐减弱，后续需更多关注阶段性强对流、台风残余环流及新能源出力变化。

二、国内电力市场要闻

8月25日，河北省发展和改革委员会公示《河北南部电网电力辅助服务市场实施细则（V4.1版）》。 文件经河北南部电网电力市场管理委员会2026年第二次会议审议通过，对V4.0版规则进行修订。根据公开细则内容，现货市场连续运行阶段调频辅助服务补偿费用暂按发电侧10%、用户侧90%的比例分摊，意味着调频成本向工商业用户侧传导进一步增强。对于售电公司而言，辅助服务费用在零售侧成本中的影响将更加直接，零售套餐设计需要进一步考虑系统运行费用波动风险。

8月26日，国家能源局发布《国家能源局发布2026年7月全国可再生能源绿色电力证书核发及交易数据》。 2026年7月全国核发绿证3.06亿个，环比下降17.93%，其中可交易绿证1.79亿个；全国交易绿证5468万个，环比下降33.91%。其中，2026年生产电量对应绿证单独交易平均价格为6.10元/个。绿证核发和交易量环比同步下降，但风电、光伏仍是主要交易品类，随着可再生能源消费责任机制逐渐深化，绿证价格及不同生产年份绿证价差仍值得持续关注。

8月28日，国家发展改革委发布《国家发展改革委关于向社会公开征求〈电力安全生产监督管理办法（公开征求意见稿）〉意见的公告》。 此次公开征求意见是对现行电力安全生产监管制度的进一步完善，征求意见稿面向社会征集建议。随着海上新能源、新型储能、分布式资源等新型主体快速发展，电力生产和系统运行边界持续扩大，安全生产监管制度的更新将进一步强化新型电力系统建设过程中各类经营主体的安全责任。

8月28日，山东省能源局官网公开发布《关于加快推动新能源场站配建储能高质量发展的通知》，文件落款为8月27日。 该文件由山东省发展改革委、省能源局、国家能源局山东监管办公室、国网山东省电力公司联合印发，进一步推动新能源与配建储能协同运行。山东此前已建立新能源场站与配建储能同步注册、联合申报、一体化出清的市场参与机制，本次政策进一步强化配建储能实际利用效率和市场化运营导向。对于新能源场站而言，配储的价值将更多由降低出力偏差、优化现货交易曲线和提升新能源消纳能力体现，而非单纯满足建设比例要求。

8月28日，国家能源局华东监管局发布《华东能源监管局关于公开征求〈长三角省市间短期电力互济交易实施细则（征求意见稿）〉意见的通知》。 文件明确公开征求意见时间为8月28日至9月27日，旨在进一步规范长三角省市间短期电力互济交易。互济机制的完善意味着上海、江苏、浙江、安徽、福建等华东省市在短周期供需出现偏差时，可进一步通过区域市场优化资源配置，对缓解局部电力紧张、扩大新能源跨省消纳具有积极意义；同时也将提高市场主体对省间价格、通道能力及区域供需的综合判断要求。