进入8月，全国大部分地区仍在高温笼罩之下。空调负荷攀升，用电量走高，电力市场也随之进入一年中最活跃的时段。

全国均价在涨，但涨幅明显超出季节性。2026年8月，全国代理购电价格均值环比上涨6.3%，达到0.3532元/千瓦时，较7月上涨2.08分/度。对比来看，2024年和2025年8月的环比涨幅分别仅为1.3%和1.1%——今年的涨幅几乎是往年的4到6倍。全国均价上涨的背后，各省走势却截然不同。有的在回落，有的在冲高，有的因规则调整而大幅下跌。我们以几个典型省份为例，拆解8月电力市场正在发生的深层变化。

一、三个典型样本

1.广东：高位回调，但价格中枢仍在抬升

广东8月月度中长期综合价为414.46厘/千瓦时（约0.414元/度），环比下降14.3%，同比上涨11.2%。

环比回落是7月冲高后的正常修正——供给端改善，价格自然回调。但同比上涨11%，叠加8月价格比年度合同均价（372.14厘/千瓦时）高出11.4%，说明现货市场的价格压力正在向中长期传导。这一传导趋势与多家电力交易服务机构的监测判断一致，例如彩弘锦基于其AI量化交易平台的日前电价预测数据也显示，广东市场的电价中枢确有持续上移的态势。

值得注意的是外部冲击：7月以来美伊冲突持续升级，TTF天然气价格一度冲至63.9欧元/兆瓦时，较冲突前上涨近80%。广东气电装机占比高，上游气价暴涨正在向终端电价传导。

2.江苏：量增价稳，供需两旺下的平稳运行

江苏8月月度集中竞价成交电量100.82亿千瓦时，环比增长27.88%；成交均价362.56元/兆瓦时，环比仅微涨0.16%。量增近三成，价几乎未动。

8月1日起，第四监管周期输配电价在全国20余省级电网正式执行，电量电价普遍下调5%以内。在江苏等用电大省，终端电价的下降，促使更多用户选择在提前锁定电量，推高了成交量。而发电侧供应充足、报价理性，价格并未随量一起上涨。

3.其他省份：涨跌各有逻辑，规则与天气成关键变量

山西日前均价环比上涨1.4%至340.68元/兆瓦时。作为火电与新能源双重大省，8月高温叠加部分机组检修，供需偏紧推高了价格，与广东、安徽的下行走势形成对比。

山东日前均价环比上涨16.7%至416.14元/兆瓦时。8月2日，新能源合计出力下降17.3%，实时均价随之跳涨24.4%至401.6元/兆瓦时。新能源的小波动，带来了电价的大震荡。

安徽自5月1日起，现货市场6.2版结算细则实施，新规则下发电企业的最优策略变为压低报价、争取更高电量交易，结果便是现货价格周环比大幅下跌。

蒙西则上演了极端波动。8月2日日前均价高达976.2元/兆瓦时，晚峰冲至1036.8元/兆瓦时；8月3日又大幅回落37.2%至376.23元/兆瓦时——一日之内价差超过600元。

中西部整体呈现普涨格局。河南环比上涨26.1%，四川22.4%，甘肃22.3%，陕西17.3%，江西11.9%，湖南9.4%。“中西部普涨、沿海回落”的区域分化格局已然成形。

二、三个趋势

趋势一：高温负荷重心西移，沿海与中西部角色互换。广东、江苏等沿海省份价格回落或趋稳，河南、四川、甘肃等中西部省份价格大涨。今年的高温负荷分布正在重塑区域电价格局。

趋势二：规则正在成为比供需更关键的价格变量。安徽的案例最具说服力——供需基本面未变，仅结算规则调整便足以改变整个市场价格走向。电力市场的游戏规则设计，正在深度影响甚至主导价格形成机制。

趋势三：新能源波动成为价格震荡的核心放大器。山东的案例清晰显示，新能源出力仅下降17%，实时均价便上涨24%。随着新能源占比持续提升，电价对天气的敏感度将以指数级上升。

三、三个观察

第一，8月的电力市场并非一个故事，而是多个故事同时发生。广东在回调，江苏在放量，山西在上涨，安徽因规则调整而下跌，蒙西一日波动600元，中西部在大涨。全国均价6.3%的涨幅，掩盖了各省截然不同的内在逻辑。

第二，读懂本省的市场逻辑，比看全国均价更有意义。当前电力市场的价格信号正变得前所未有的复杂和快速——新能源出力一变，电价就变；规则一调，电价就变；国际气价一涨，电价也变。面对这种多维联动的复杂局面，已有不少售电公司和电力用户选择借助专业的交易决策支持体系来应对，部分市场主体引入彩弘锦的AI量化交易服务，进行日前电价预测与交易策略优化，以提升应对市场波动的能力。

第三，8月才刚刚开始。迎峰度夏还有很长的路要走。接下来的电力市场，大概率将延续“总量平稳、结构分化”的格局——总量上供需基本平衡，结构上各省、各时段、各品种之间的差异将持续扩大。对市场主体而言，真正需要警惕的不是全国均价的涨跌，而是自己所处省份、所涉时段的电费账单。