一、8月新疆电力中长期交易总体情况

（一）交易概况

根据披露的8月新疆电力中长期交易总体情况来看，2026年8月，全月中长期市场累计成交电量895.7万兆瓦时，较7月增加39.1万兆瓦时，环比增长4.6%；综合均价145.5元/兆瓦时，较7月上涨14.5元/兆瓦时，环比上升11.1%。

从交易结构看，月内交易（含月度双边直接交易、集中直接交易、绿电交易等）成交电量717.2万兆瓦时，占全月成交量的80.1%；月度交易（含旬滚动交易、日合同交易）成交电量178.5万兆瓦时，占19.9%。

（二）各类电源交易情况

从电源结构看，火电仍是中长期交易的主力，成交电量394.4万兆瓦时，占全月成交量的44.0%，较7月环比增长11.6%。风电成交224.2万兆瓦时，占25.0%，较7月环比增长7.6%，均价168.6元/兆瓦时，较7月环比上升29.3%，是各类电源中均价涨幅最大的。光伏成交221.3万兆瓦时，较7月环比下降5.1%，占24.7%，均价80.9元/兆瓦时，较7月环比上升12.4%，价格全面上涨主要由于8月份双边、集中交易在7月份中旬完成，主要受6月份现货较高影响情绪较大。

水电成交54.2万兆瓦时，占6.1%，较7月环比下降9.7%，均价137.8元/兆瓦时，较7月环比下降8.8%。独立储能成交1.5万兆瓦时，占比仅0.2%。

从均价对比可以看出，8月各类电源均价普遍上涨，其中风电涨幅最大（+29.3%），主要因为8月风电资源偏差、现货市场晚高峰电价飙升。火电和光伏均价分别上涨1.9%和12.4%，水电均价下降8.8%。综合均价上涨11.1%，反映了8月电力市场整体情绪较高的基本面。

二、8月电价整体走势

均价与分时特征

8月日前平均电价121.9元/兆瓦时，较7月上升9.9%。但这个"上升"并不是全时段均匀的，而是高度集中在晚高峰：

晚高峰（21—24时段）平均电价从7月的113.1元/兆瓦时飙升到196.1元/兆瓦时，涨幅73.4%，是8月电价上升的绝对主力。其中第21时段电价从98.0元涨到211.0元，涨幅115.2%；第22时段从99.9元涨到203.8元，涨幅104.0%。

凌晨（1—8时段）平均电价反而从7月的186.7元/兆瓦时降到171.8元/兆瓦时，下降8.0%。其中第6时段降幅最大，从175.8元降到136.3元，下降22.5%。

午间（10—17时段）稳定在46.6元/兆瓦时，与7月的48.3元基本持平，光伏大发时段电力供给充裕，价格始终被压在40—55元的低位区间。

高价日度分布：集中在月初和月末的小风天

从日均价来看，最高的五天分别是8月2日（331.7元）、8月3日（330.2元）、8月29日（266.3元）、8月17日（212.9元）、8月4日（196.2元），全部是新能源出力偏低的小风天或中风天；最低的五天分别是8月26日（51.7元）、8月9日（52.5元）、8月27日（53.6元）、8月13日（55.7元）、8月8日（55.9元），全部是大风天。

从日度走势看，8月电价波动剧烈，日均价最高的8月2日达到331.7元。高价日集中在月初（8月2日—4日）和月末（8月29日—31日），月中则以低价日为主。

高价持续时长

高价持续时长方面，8月中等高价时段明显增多、极端高价时段略减：电价超过200元/兆瓦时的时段从7月的88个（占11.8%）增加到8月的146个（占19.6%），增加了58个时段；超过300元/兆瓦时的时段从63个（占8.5%）增加到79个（占10.6%）；但超过500元的极端高价时段从39个（占5.2%）略降到32个（占4.3%）。

这说明8月的高价不是"更极端"，而是"更频繁"——电价在200—400元区间的时段大幅增加，500元以上的极端高价反而略少。对市场主体而言，高价风险从"偶发的极端事件"变成了"高频的中等事件"。

三、影响电价的核心因素分析

8月电价为什么涨？涨在了哪里？这一章从新能源、负荷、水电、外送、火电开机五个维度逐一拆解，看每个因素对电价的影响方向和幅度。

（一）新能源出力：减少两成，是电价上升的主因

新能源是8月电价变化的第一驱动因素。8月新能源日均出力3981万千瓦，较7月减少20.2%。24个时段出力全部环比下降，降幅在10.3%—33.7%之间。

分时段看，凌晨风电时段（1—9时段）降幅最为突出，普遍在28%—34%。其中第8时段降幅最大，从2867万千瓦降到1900万千瓦，下降33.7%。午间光伏大发时段（10—17时段）降幅相对温和，在10.3%—23.3%之间，但绝对出力仍处高位。晚高峰时段（21—24时段）降幅28.1%—33.7%，光伏退坡后风电补给不足。

（二）用电负荷：整体平稳

8 月负荷整体与 7 月基本持平。日前负荷日均 4651 万千瓦，较 7 月的 4693 万千瓦仅少 42 万千瓦，相差 0.9%。最大负荷 5184 万千瓦（8 月 5 日第 23 时段），与 7 月的 5196 万千瓦基本相当。

分时段看，各时段负荷有升有降：午间 12—18 时段负荷环比增长 0.6%—1.7%，制冷负荷仍在；晚高峰 22—23 时段负荷环比下降 1.7%，夜间基础负荷下降 1.8%—2.6%。也就是说，8 月晚高峰电价飙升并不是因为负荷增加了，而是因为供给减少的幅度远远超过了负荷减少的幅度。

（三）水电出力：总量持平，晚高峰支撑减弱

水电日均出力 576 万千瓦，与 7 月基本持平，对电价的整体影响很小。但水电的时段间变化需要关注：晚高峰 22—24 时段水电出力从 7 月的 804 万千瓦降到 736 万千瓦，减少了 68 万千瓦，降幅 8.5%。在晚高峰供需缺口已经扩大的背景下，水电高峰能力的下降进一步加剧了供给紧张。

月内来水分布不均，上旬水电日均 598 万千瓦，中旬 570 万千瓦，下旬 563 万千瓦，从上旬到下旬逐旬减少。

（四）跨省外送：稳定执行，晚高峰略有缩减

8月累计外送约174.3亿千瓦时，日均5.62亿千瓦时，较7月减少1.2%，整体变化不大。外送电量在各时段维持在2280—2400万千瓦之间，午间光伏大发时段外送2280—2310万千瓦，与7月基本持平，继续消纳新疆午间富余的新能源电力。晚高峰 20—24 时段外送 2360—2380 万千瓦，较 7 月减少约 3%—4%，缩减幅度有限。

（五）因素综合：供需缺口决定电价

综合来看，8 月电价上升几乎完全由新能源减少驱动，负荷、水电、外送的变化幅度很小，对整体结果影响有限。

用晚高峰供需缺口（负荷 - 新能源 - 水电 + 外送）来看，7 月晚高峰供需缺口为 3090 万千瓦，8 月扩大到 4133 万千瓦，增加了 1043 万千瓦，增幅 33.8%。缺口扩大的来源中，新能源减少贡献 1184 万千瓦，占 113%；负荷减少抵消 104 万千瓦，水电减少贡献 33 万千瓦，外送减少抵消 70 万千瓦，三者合计仅抵消 13%。也就是说，晚高峰供需缺口的扩大几乎全部来自新能源出力的下降。

当缺口超过 3500 万千瓦后，电价开始加速上升；当缺口超过 4000 万千瓦时，电价普遍突破 200 元 / 兆瓦时。8 月晚高峰平均缺口 4133 万千瓦，恰好落在了电价加速上升的区间。这也解释了为什么晚高峰电价涨幅（73.4%）远远超过了新能源出力降幅（20.2%）—— 考虑火电采取阶梯式报价，供需缺口突破阈值后，电价会出现非线性的跳升。

（六）火电机组开机情况：启停爬坡规律影响电价形态

除了新能源、负荷、水电、外送这些因素，火电机组的开机情况也是影响电价的重要变量。8 月新疆共披露 85 台火电机组状态，总装机容量 28020 万千瓦，全月日均开机容量 17223 万千瓦，平均开机率 61.5%，日均开机 50.5 台。

火电开机容量与电价的相关系数高达0.864，是所有因素中与电价相关性最高的。但这种高相关性并不意味着"火电开机多导致电价高"——恰恰相反，火电开机多的时候，电价往往没有预期那么高。这可能与调度习惯有关：火电厂日前申报价格受到一定限制，因此当大量火电开机时，供给充裕叠加报价受限，电价反而被压住了。

从日度数据看，高价日的火电开机容量明显高于低价日：8月3日（均价330.2元）日均开机容量24085万千瓦，开机70台，是全月最高；8月26日（均价51.7元）日均开机容量仅14905万千瓦，开机44台，是全月最低。

四、特殊日期深度分析

8月31天中，有几天的电价走势特别极端，值得单独拎出来分析原因。这些日期大致可以分为三类：月初连续极端高价日、月末连续高价日。

（一）8 月 2 日 —4 日：月初连续高价

8 月 2 日 —4 日是全月高价最集中的时间段，三天合计 32 个时段电价超过 300 元，占全月高价时段的 40%。

8 月 2 日均价 331.7 元，全月最高。凌晨 1—8 时段均价 560.6 元，晚高峰 21—24 时段均价 617 元，最高 654 元出现在第 22 时段。新能源日均 3473 万千瓦，夜间仅 1227 万千瓦（全月均值 2030 万千瓦）。火电开机 18351 万千瓦，开机 54 台。

8 月 3 日均价 330.2 元，与 2 日基本持平。新能源日均降到 3041 万千瓦，夜间仅 767 万千瓦。火电开机飙升到 24085 万千瓦，开机 70 台，全月最高 —— 大量火电机组紧急开机弥补新能源缺口。

8 月 4 日均价 196.2 元，较前两天下降但仍高于全月均值。新能源日均 3023 万千瓦，夜间 755 万千瓦。火电开机 22459 万千瓦，开机 64 台。这一天价差 - 35.1 元（实时远高于日前），说明实时阶段风电比预期更差。

这三天高价的核心原因是连续夜间新能源出力极低（755—1227 万千瓦，仅为全月均值的 37%—60%），凌晨和晚高峰供需缺口大幅扩大。

（二）8 月 29 日 —31 日：月末连续高价

8 月 29 日 —31 日是全月另一个高价集中期，三天合计 20 个时段电价超过 300 元，占全月高价时段的 25%。

8 月 29 日均价 266.3 元，月末最高。新能源日均仅 2669 万千瓦，夜间 473 万千瓦 —— 全月夜间新能源最低值，仅为全月均值的 23%。凌晨均价 423.1 元，晚高峰 516.2 元。火电开机 21073 万千瓦，开机 59 台。

8 月 30 日均价 161.1 元，新能源日均 2757 万千瓦，夜间 514 万千瓦。火电开机 20852 万千瓦，开机 60 台。

8 月 31 日均价 192.2 元，新能源日均 2711 万千瓦，夜间 614 万千瓦。火电开机 19943 万千瓦，开机 56 台。这一天价差 + 92.7 元，全月最大。

月末三天高价的原因与月初类似：夜间新能源极低（473—614 万千瓦，仅为全月均值的 23%—30%）。不同之处在于月末负荷和水电均已开始下降，但风电资源差仍是推高电价的主因。

（三）思考：8月18日为什么新能源低但电价也低？

8月18日是一个值得深入思考的反例。这一天夜间新能源仅1378万千瓦，属于小风天水平（全月均值2030万千瓦），与8月15日（1393万）、8月17日（1588万）相当，但日前均价仅67.7元，远低于15日的138.0元和17日的212.9元。晚高峰均价仅73.1元，而17日晚高峰高达397.6元，相差5倍以上。

从24时段数据看，18日全时段电价都很低，最高仅99.1元（时段9），晚高峰21—24时段稳定在70—75元。这一天负荷很高，时段21—22达到4971—4985万千瓦，是全月最高水平，但电价仍然很低。

18 日之后（19 日 —28 日），电价整体低于月初水平。这 10 天均价约 82 元，晚高峰均价约 120 元。即使是 8 月 20 日、25 日这样的小风天（夜间新能源 1102 万、998 万），均价也仅 112.2 元、110.0 元，没有出现月初那种 500 元以上的高价，主要由于火电调整报价习惯。

五、日前-实时价差分析

（一）分时段价差

将8月744个时段划分为五个区间，统计价差（日前价-实时价）的分布情况。价差为正表示日前价格高于实时，价差为负表示实时价格高于日前。

从中可以看出三个规律：

第一，午间价差极小。午间11—17时段价差均值仅6.8元，价差超过30元的时段为0，日前与实时价格高度接近。在此时段选择在哪个市场成交对收益影响很小，申报重点应放在电量与实际出力的匹配度上，避免偏差考核。

第二，凌晨负价差风险突出。凌晨1—7时段有23%的概率价差跌破-30元，负价差均值深达-66.5元。例如8月23日早峰实时价格飙至517.9元，而日前仅56—141元。这通常是新能源实际出力低于日前预测、实时阶段供电偏紧导致的。

第三，深夜正价差最厚。深夜23—24时段正价差均值高达+60.8元，21%的时段价差超过30元，日前价格持续高于实时。在这个时段优先报高更为有利。

（二）价差的微观驱动：新能源预测偏差

价差的本质是日前预测与实际出力之间的偏差。8月数据显示，新能源实际出力与日前预测的相对大小，直接决定了价差方向。

分时段交叉验证进一步确认了这一规律。当新能源实际出力高于日前预测时，各时段价差为正的概率显著提升：

其中早峰时段最典型：当新能源实际出力高于日前预测时，早峰价差为正的概率高达95%。这意味着，如果预测早峰新能源实际出力将高于日前预测，那么日前报高、超报部分在实时市场回售，获利概率极高。

（三）日前申报策略建议

策略框架：时段规则 + 新能源偏差信号

基于8月数据对不同申报策略进行回测（假设恒定1MW出力，单位：元/兆瓦时）：

策略C的具体规则如下：

午间11—17时：价差套利空间很小，按量申报、接受市场价格即可。重点是控制申报电量与实际出力的匹配度，避免偏差考核。

早峰、晚峰、凌晨：如果新能源预测显示实际出力将高于日前预测10%以上，说明实时价格将低于日前，应尽量报高（该信号下早峰价差为正概率达95%）；如果预测实际出力将低于日前预测10%以上，说明实时供给将偏紧，应报低、保留电量到实时市场。

小结

8 月电价的涨幅集中在晚高峰，凌晨和午间变化不大。高价日集中在月初和月末的小风天，风电资源是决定价格高低的关键变量。

日前 - 实时价差主要由新能源预测偏差驱动，早峰时段的信号最为典型。结合时段规则和新能源偏差信号优化申报策略，可以获得稳定的超额收益。

展望 9 月，需持续关注风电资源变化、晚高峰供需缺口以及调度火电启停规律。