泰云观策｜2026 年 8 月广东电力现货电价全景预测

全国夏季及八月气候预测

8月广东省全省平均温度预计约25.6℃，较7月（27.0℃）有所下降。全省气温仍呈现南高北低的空间分布特征，粤西及珠三角沿海为高温区，粤北山区气温相对较低。降水方面，全省平均降水量预计约6.6 mm/day，降水主要集中在月初，随后明显减弱；月底风速逐渐增强，有利于一定程度缓解高温天气带来的闷热感。

珠三角：月均气温约27～28℃，属于全省较高温区域，其中珠江口附近气温相对最高；10 m风速略高于内陆，中东部地区月平均降水量处于全省较高水平。较高气温叠加人口和产业集聚特征，预计制冷需求仍将维持较高水平。

粤西：湛江等地月均气温接近29℃，为全省高温中心。持续偏高的气温预计将维持较大的空调制冷负荷，是全省夏季制冷需求较高的区域之一。

粤东：月均气温约25～27℃，沿海风速略高于内陆，降水总体处于中等偏少水平。整体天气相对平稳，居民制冷需求预计保持稳定，区域负荷变化较小。

粤北：月均气温约24～25℃，为全省最低；降水量整体高于粤西地区，北部山区仍为全省相对多雨区域。

-  2026年8月广东省各气象要素预报结果逐日变化  -

- 2026年8月广东省各气象要素月均值空间分布 -

基于气象与负荷的历史关系，预计2026年8月全省统调月均负荷预计在11.6万MW至12.5万MW之间，较7月有所降低。

- 2026年第三季度统调负荷与各气象要素的散点图 -

（阴影为95%置信区间）

从气象条件来看，预计2026年8月全省将呈现盛夏高温与台风活跃期并存的天气格局。在此背景下，粤西及珠三角等负荷中心区域制冷222需求仍将保持旺盛，但受热带系统及强对流天气影响，气温敏感型负荷的波动性将明显增强。与此同时，8月风速与降水呈现较强的负相关特征，系统性降水过程将通过显著的降温效应带来较强的降温减负作用，对全省负荷中枢形成明显抑制。因此，风速和降水的削减效应有望在一定程度上抵消高温天气带来的负荷增量，预计全省整体负荷水平较7月有所回落。

2026年1-7月西电送量整体呈稳步抬升趋势。1-3月枯水期波动上行，基本不低于2025年同期水平；3月后进入持续爬坡阶段，5月峰值突破30000MW；6月丰水期开启后，随着华南主汛期来临、珠江流域强降雨过程增多，上游来水明显加大，峰值进一步冲高至36000MW附近，全月中枢上移至28000-35000MW区间；7月主汛期高峰延续，送电继续抬升并维持高位，峰值冲高至38000MW附近，全月中枢抬升至36000-38000MW区间。华南主汛期仍处高峰段，珠江流域及上游来水维持偏丰态势，水电出力具备满发及高位运行条件，来水量预计维持阶段性高位，叠加流域水库调度和跨区通道高位利用，预计全月西电送入量中枢较2025年同期基本持平。8月西电东送将由7月“高位偏强、持续升高”变化为“高位运行、不再明显升高”，对广东日间及平段电价形成持续压制，但在极端高温负荷和晚峰爬坡压力下，对尖峰价格的平抑作用仍具有时段差异。

- 西电东送情况 -

2025年8月广东迎峰度夏进入主段：全省电网检修条数日均约30条，检修容量日均约2939MW。进入2026年后，4月春检强度显著高于去年同期，5-7月截至7月20日检修条数均值约62条、检修容量均值约5799MW；最近7天约25条、1963MW。检修条数和容量均较春检高点回落，但仍需关注局部网架约束和高负荷日晚峰。

因此，2026年8月检修侧不宜简单沿用4月春检高压状态，也不能完全按低检修月份处理。更合理的判断是：机组容量检修较4月明显缓和，容量中枢大概率接近或略高于2025年8月；但输变电检修仍可能在局部时段形成约束，高负荷日晚峰仍可能放大现货价格波动。对8月电价的影响应表述为“容量侧较春检缓和、网络侧扰动仍在”，主要体现在工作日晚峰和高温负荷日。

- 2025年与2026年电网检修条数同比 -

（2026年数据截至7月20日）

- 2025年与2026年电网检修容量同比 -

（2026年数据截至7月20日）

2025年8月华南5500K煤价月均约755元/吨，天然气价格月均约4416元/吨。2026年燃料侧的同比位置明显更高：煤价5-7月截至7月20日均维持在765元/吨，较2025年8月均值高约10元/吨；天然气价格采用广东周度价格，2026年5月1日至7月10日按实际周度报价向后填充，均值约6545元/吨。7月11日至20日尚无新周度报价，按7月10日最后实际报价6523元/吨前向延续；合并5月1日至7月20日口径均值约6542元/吨，较2025年8月均值高约2126元/吨（约48%）。

据此判断，2026年8月一次能源价格对电价的成本约束较2025年8月偏强。煤价当前没有继续上行斜率，8月可按765元/吨附近横盘处理，主要抬高燃煤机组成本底部但不构成新增加速项；天然气最新实际报价已回落至6523元/吨，但仍明显高于2025年8月水平。由于8月周度报价尚未形成，不能将7月10日的最后实际报价视为8月气价预测；8月应随周价更新，将其作为气电成本约束和晚高峰风险的观察指标。综合看，燃料侧呈现“煤价平稳、气价高位但回落”的结构，对价格风险的判断应保留对后续周度气价变化的敏感性。

- 2025年与2026年煤价同比 -

（2026年数据截至7月20日）

- 2025年与2026年气价同比 -

（2026年实际报价截至7月10日；

7月11日至20日按7月10日周价前向延续）

电价预测

日前现货市场日均预计约405元/兆瓦时（月度日均中枢，逐日中位数约405元），跨日波动范围350~467元/兆瓦时。晚高峰时段（18-22时）均值约490元/兆瓦时，最高约641元，与迎峰度夏负荷抬升和晚峰结构一致。工作日日均（约413元）与周末（约387元）的差异由本次逐日预测直接计算。8月现货市场日均结算价预计以405元/兆瓦时为中枢，结合逐日预测范围350~467元/兆瓦时执行动态定价；较7月截至7月20日实际日均（约338元）变化需以月内气象、负荷与检修信息持续校准，同比2025年8月的判断不在截至7月20日可得价格数据范围内。80%置信区间（P10-P90）月均为[210, 674]元/兆瓦时，区间反映提前一个月预测在结构性事件下的不确定性，应作“参考信度”而非严格保证。

基于小时级预测曲线，对8月典型日00:00-23:00广东日前市场统一结算价进行情景估算如下。中性情景对应常规天气和正常送受电条件，日均约405元/兆瓦时；上行情景对应持续高温、台风扰动、降雨压制光伏出力、晚峰爬坡或局部约束放大的压力情景，日均约427元/兆瓦时。本表仅为统一结算点日前小时级预测与风险压力测试，不代表长协、月度集中竞争或零售成交价格。

-  2026年8月广东现货电价小时级策略预测（元/兆瓦时）-

注：表格底色按本表内中性策略和激进策略电价统一归一化生成，绿色表示相对低价窗口，红色表示相对高价风险窗口，颜色越深表示相对偏离越明显。

分旬预测与产销协同提示

进一步满足产销协同和检修计划安排需要，8月预测不建议拆解到单日刚性价格，但可以按上旬、中旬、下旬叠加工作日、周末、高温和台风扰动特征进行分层判断。总体看，工作日与周末价格中枢分别为约413元和约387元，差异主要集中在17:00-22:00晚峰；10:00-16:00日间光伏出力窗口仍是相对低价时段。

分旬看，三旬价格和晚峰风险均应以本次小时级预测表为准：建议将上旬、中旬、下旬的中性均价与工作日/周末差异分别纳入滚动复核，避免沿用固定的单月结构性判断。

- 2026年8月广东现货电价分旬均价与检修窗口参考（元/兆瓦时) -

-  2026年8月上旬广东现货电价小时级策略预测（元/兆瓦时）-

- 2026年8月中旬广东现货电价小时级策略预测（元/兆瓦时）-

-2026年8月下旬广东现货电价小时级策略预测（元/兆瓦时）-

2026年1-7月现货运行分析与8月日前市场统一结算价预测参考

(1) 2026年1-7月月度运行复盘

2026年1-7月现货月均结算价：1月324元，2月248元，3月346元，4月507元，5月401元，6月437元，7月381元；7月为截至7月20日口径。波动由新能源入市、季节性负荷、假期、检修密集度和迎峰度夏负荷等因素叠加驱动。8月预测作为提前一个月情景结果，应与月内实际价格和气象滚动核对。

- 广东日前统一结算价月度均价—2025年vs2026年对比 -

（8月为预测）

(2) 8月日前市场统一结算价预测参考

预测月度中枢为405元、P10-P90区间为[210, 674]元/兆瓦时；工作日与周末预测中枢分别约413元、387元。这些结果仅用于广东日前市场统一结算价的内部成本测算、现货暴露评估与风险压力测试，不是长协成交价格、月度集中竞争交易价格或合同报价。

（1）2026年1-8月峰平谷价格结构

2026年1-7月数据显示：平段均价多数月高于峰段均价，原因是现行峰段包含10-11时午间光伏压价时段，而平段包含19-21时真正晚高峰。8月统一结算点日前预测的峰段、平段、谷段分别约为424元、432元、356元，可用于识别时段风险，不能据此推导任何交易品种的成交价。

- 2026年1-8月峰平谷分段月均价 -

（8月为预测）

(2) 内部用电成本与风险提示

开展内部用电成本测算时，可将平段约432元、峰段约424元、谷段约356元的统一结算点日前预测结构作为情景输入，并与实际分时负荷曲线联动。

可将“实际峰段（16-21时）/实际平段（其余日间）/实际谷段（0-7时）”作为内部风险拆分口径；本次预测的18-22时均值约490元，应单独跟踪晚峰风险。

内部成本预算应与用户实际用电曲线匹配：工业用户（8-17时）重点关注日间时段，商业用户（10-22时）兼顾峰平两段，晚间负荷占比较高的用户（19-23时）重点跟踪晚间平段与谷段回档风险。

（1）周内价格模式

入市后稳态期（2025-11至2026-03-19）数据的周内结构见图10。8月候选预测工作日约413元、周末约387元，价差约25元，均由同一份统一结算点日前日级预测计算。

- 入市后稳态期周内日均价模式与日内小时级曲线 -

（2025-11至2026-03-19）

（2）周内日前市场风险参考

8月典型周（非假期）的日前市场统一结算价可围绕392-417元/兆瓦时作情景评估；若遇台风、连续高温或临时检修集中周，应相应提高内部风险预算。

（3）日交易与日前现货

制定月度用电预算时，可将60%-80%的已计划用电量与20%-40%的可滚动调整用电量分别进行情景测算。每日下午需结合小时级统一结算点日前预测、检修计划、气象预报及自身头寸动态更新，不将该预测直接映射为合同成交价格。

本模型不预测零售加权均价，也不输出零售合同报价。P10-P90区间宽约464元，说明统一结算点日前的现货价差风险较高；售电公司如需制定零售方案，应另行使用零售侧数据、用户负荷曲线和独立定价模型。

风险控制建议：

 · 7月最后一周根据实际统一结算点日前价格和气象信息更新8月现货风险情景。

· 若需评估零售或长协方案，应单独设定交易品种、成交数据和模型，不得以本报告的统一结算点日前预测直接替代。

 · 针对大工业用户，可将8月统一结算点日前预测中枢、区间及用户负荷曲线作为内部成本压力测试输入；合同条款和零售报价须另行测算。

 · 8月高温、台风和临时检修不确定性仍需滚动跟踪，建议按本次候选预测的晚高峰风险完善内部预警与用电安排。