摘要：

2026年7月江苏进入夏季用电高峰期，全省用电负荷持续高位运行。受光伏出力特性影响，日前市场价格呈"午间深谷、夜间高峰"特征，全月日前均价333.37元/MWh，实时均价339.64元/MWh。环比6月，日前均价基本持平（+0.3%），实时均价下降2.3%，实时-日前价差从15.31元大幅收窄至6.27元（-59%），主要受益于外来电增长33%对实时供需的维稳作用。滚动撮合市场成交799.4万MWh，成交量加权均价340.5元/MWh，较日前简单均价高7.2元/MWh（逐笔匹配加权溢价5.7元/MWh）。8月集中竞价成交100.82亿kWh，均价362.56元/MWh，量涨价平。

一、7月市场基准与环比分析

基于6月实际出清数据（720时段）与7月对比，核心变化如下：

（一）日前-实时价格曲线变化

日前价格曲线呈"夜间下降、午间抬升"特征：夜间1-6时下降15-22元/MWh（6月夜间价格偏高），午间10-15时上升25-35元/MWh（14时涨幅最大达34.9元）。这与光伏出力下降（-12.6%）直接相关——6月午间光伏大发更深地压低日前价格，7月光伏减弱后午间底价抬升。实时价格曲线整体下移，但晚高峰20-23时反而上升（22时+7.5元、23时+3.2元），7月晚高峰实时供需更紧。

核心结论：7月日前价格夜间下降、午间抬升，光伏减弱推高午间底价。

（二）日前-实时价差结构变化

价差结构发生根本性切换：6月价差高峰在午间（9-15时价差21-31元），7月价差高峰转移至晚高峰（20-23时价差12-30元）。分时段看：

夜间1-6时：价差从+9.2元收窄至+7.0元，风电增加（+44%）部分抵消了外来电夜间增量不足的影响；

早间7-9时：价差从+13.4元转为-0.1元，同样受益于外来电增加；

午间10-16时：价差从+24.5元骤降至0元，是全月价差收窄的核心贡献。6月午间外来电仅1.5-1.7万MW，实时市场供不应求；7月午间外来电增至2.2-2.5万MW（+0.7万MW），叠加风电增加，完全弥补了光伏下降的缺口，实时价格被平抑；

晚高峰17-22时：价差维持+15.1元不变，是唯一未收窄的时段。尽管7月晚高峰外来电增至3.2-3.4万MW（+0.8万MW），但负荷增长21.9万MW（+20.8%），供需仍然偏紧，20时价差反而从26.7元扩大至30.3元；

深夜23-24时：价差从+5.0元扩大至+9.0元，7月深夜空调负荷维持高位，实时价格回落较慢。

核心结论：价差高峰从午间根本性切换至晚高峰，午间价差基本归零。

（三）负荷与供给变化

7月负荷环比增长19.2%（+1.98万MW），最高负荷增长27.8%（+3.50万MW），迎峰度夏特征显著。供给侧呈"两增一减"：外来电增加0.64万MW（+33.1%）、风电增加0.17万MW（+43.7%）、非市场化电源基本持平，光伏-0.20万MW（-12.6%）。外来电增量主要集中在午间和晚高峰（10-22时增加0.6-0.8万MW），精准匹配负荷增长，是午间价差收窄的关键原因。但晚高峰负荷增量（+2.2万MW）大于外来电+风电增量合计（+0.9万MW），供需缺口仍达1.3万MW，导致晚高峰价差维持高位。

核心结论：负荷大涨但价格平稳，外来电增长是关键支撑，晚高峰仍有缺口。

二、日前现货市场分析

（一）用电负荷

7月全省平均用电负荷12.29万MW，最高16.08万MW，最低9.26万MW。负荷曲线呈"午间高峰、夜间低谷"特征：10-15时平均负荷13.5-13.9万MW，为全天最高；19-22时12.4-12.7万MW；23时至次日6时降至10.5-11.7万MW。

核心结论：负荷呈午间高峰形态，迎峰度夏特征显著。

（二）日前价格曲线

7月日前价格区间204.98-537.65元/MWh，均价333.37元/MWh。受光伏出力影响，价格曲线呈"U"型分布：

夜间高价区（1-7时、23-24时）：均价340-362元/MWh，3时最高362.20元/MWh，光伏零出力，边际成本较高；

午间深谷区（8-16时）：10时最低291.83元/MWh，11-15时维持296-311元/MWh，光伏大发深度压低出清价格；

晚高峰回升区（17-22时）：17时快速回升至343.29元/MWh，18-22时稳定在347-352元/MWh。

核心结论：价格呈U型分布，午间深谷、夜间高峰。

（三）新能源与外来电

7月光伏平均出力1.38万MW，12-13时峰值平均4.1万MW，10-16时平均3.6万MW；风电平均0.55万MW，全天波动较小。外来电平均2.59万MW，19-21时达峰值3.4万MW，较午间增加约1万MW，有效弥补晚高峰供电缺口。

核心结论：光伏午间大发压低价格，外来电晚高峰回补缺口。

三、月内运行规律与异常分析

前述分时段分析基于全月24小时平均，本节进一步从日度维度剖析月内趋势、工作日/周末差异及极端价格事件，挖掘时序规律。

（一）日度趋势与上中下旬特征

核心结论：7月呈上旬供需宽松、中旬负荷极端、下旬光伏大发三阶段。

7月市场运行呈明显的三阶段特征：

上旬负荷价格平稳（1-10日）：负荷11.26万MW，日前均价319.5元/MWh，价差仅+0.5元/MWh。月初气温相对温和，光伏出力1.22万MW，供需宽松，实时与日前基本贴合；

中旬负荷上升价格激增（11-20日）：负荷跃升至12.59万MW（+11.8%），日前均价338.0元/MWh，价差激增至+23.2元/MWh。持续高温叠加风电骤降，7月14-19日连续6天价差超18元，是全月价差的核心贡献期；

下旬负荷持续上升但供需平稳（21-31日）：负荷进一步升至12.95万MW，但光伏大发（1.66万MW，较上旬+36%），日前均价341.8元/MWh，价差转为-3.9元/MWh。光伏天量出力抵消了负荷增长，实时价格反而低于日前。

竞价空间（用电负荷-光伏-风电-外来电）反映需本地火电等常规电源满足的电力需求，是决定现货价格的核心供需指标。基于日前和实时双口径边界数据：日前竞价空间日均7.77万MW，实时7.51万MW，实时平均略宽松0.26万MW。分旬看，上旬6.94万MW（日前319.5元）、中旬8.09万MW（日前338.0元）、下旬8.23万MW（日前341.8元），竞价空间与价格高度正相关（逐时相关系数0.78）。

值得注意的是，日度平均竞价空间偏差与价格价差相关性不高（0.34），因为极端价差集中在晚高峰数小时内。以7月14日为例，全天实时竞价空间均值甚至略低于日前，但晚高峰19-23时实时竞价空间比日前高0.3-0.5万MW（日前预测风电偏高或负荷偏低），对应实时价格暴涨500-683元。这表明竞价空间的时段性偏差比日度均值更重要，晚高峰实时供需超预期是极端价差的直接原因。

（二）工作日与周末差异

工作日与周末日前价格差异显著：工作日（23天）日前均价341.0元/MWh，周末（8天）仅311.4元/MWh，相差29.6元/MWh。差异集中在午间13-16时（13时差50元、15时差60元），周末工业负荷下降叠加光伏大发，深度压低午间价格。

价差方面，工作日价差+5.9元/MWh，周末+7.2元/MWh，周末价差反而略高，主要受7月18-19日中旬高温周末极端价差（+46.8、+25.3元）拉动。剔除中旬异常期后，周末价差主要由凌晨风电波动驱动（3-7时价差24-34元），工作日价差主要由晚高峰负荷驱动（20-23时价差17-42元）。

核心结论：周末价格显著低于工作日，但高温周末例外。

（三）7月14日极端尖峰剖析

核心结论：风电骤降是尖峰直接触发因素，极端价格集中在晚高峰。

7月14日是全月最极端的交易日，全日价差89.6元/MWh，20时实时价格达1041.8元/MWh（价差682.7元），22时943.9元（价差580.3元）。直接触发因素是风电骤降：7月13日风电全天1.51万MW，14日骤降至0.38万MW（-75%），而晚高峰负荷从11.11万MW增至13.16万MW（+18.5%），外来电仅增加0.28万MW，光伏归零后供电缺口超1万MW。

值得注意的是，14日午间负荷高达14万MW（全天最高），但光伏3.98万MW+风电0.87万MW平抑了价格，价差仅-15至+2元；极端价格完全集中在17-23时光伏归零后的晚高峰窗口。这表明极端尖峰的触发条件是"高温高负荷+风电骤降+光伏归零"三者叠加，而非单一因素。

四、滚动撮合市场分析

全月成交799.4万MWh，成交量加权均价340.5元/MWh。

（一）分时段价格特征

以下采用口径A（滚撮成交量加权均价 ? 日前31天算术均价），日前价格不受滚撮成交分布影响，反映两市场独立价格水平差异：

夜间1-6时：滚撮均价354.1元/MWh，日前简单均价353.5元/MWh，溢价0.6元/MWh，两市场定价基本一致；其中3时滚撮反而折价4.1元；

早间7-9时：滚撮均价316.9元/MWh，日前简单均价312.5元/MWh，溢价4.3元/MWh。8时溢价2.9元、9时溢价9.4元，光伏出力递增时段两市场分歧加大；

午间10-16时：滚撮均价317.6元/MWh，日前简单均价306.4元/MWh，溢价11.2元/MWh，为全天溢价最高时段（10时达21.0元、11时18.0元）。滚撮市场对光伏午间压价预期不如日前充分，卖方不愿以极端低价成交；

晚高峰17-22时：滚撮均价356.2元/MWh，日前简单均价348.8元/MWh，溢价7.3元/MWh（17时最大9.0元），保供需求推动买方提前锁定；

深夜23-24时：滚撮均价354.9元/MWh，日前简单均价354.3元/MWh，溢价0.6元/MWh，与夜间特征类似。

整体看，滚撮成交量加权均价340.5元/MWh，日前全月简单均价333.4元/MWh，口径A价差7.2元/MWh。

核心结论：滚撮整体溢价，午间溢价最高，买卖双方分歧明显。

（二）分时段提前天数（D-N）策略

滚撮交易窗口为D-5至D-2。全天逐笔加权口径下D-2偏差仅1元，但分时段看差异显著。下图为24个时段在不同提前天数下的滚撮-日前价差（口径B，绿色为滚撮折价，对买方有利；红色为溢价）：

以下采用口径B（逐笔匹配+成交量加权），分析不同提前天数成交电量上的溢价水平，需控制时段变量。核心规律：D-2在23个时段均为最优窗口，但各时段D-2价差方向和幅度差异大，且远期窗口（D-3/D-4）在午间溢价极为显著：

夜间1-6时：D-2滚撮折价2.1元/MWh（3时折价最深达8.7元），D-4/D-5转为溢价5-6元。该时段D-2是买方窗口，可通过滚撮低价采购，不宜提前至D-4/D-5建仓；

早间7-9时：D-2折价3.6元/MWh（8时折价4.9元），为全天D-2折价最大时段；但D-3/D-4溢价达6-8元，远期买入明显不划算；

午间10-16时：D-2溢价3.0元/MWh，尚属可控；但D-3/D-4溢价高达15.9-17.1元（10时D-4溢价23.3元、11时D-4溢价25.2元），是全天远期溢价最极端的时段。午间光伏出力不确定性大，远期市场卖方要求高额风险补偿，买方绝对不应在D-3及之前建仓；

晚高峰17-22时：所有窗口均溢价，D-2溢价5.3元，D-4溢价10.3元。该时段保供需求刚性，若需锁定电量防实时尖峰，D-2仍是成本最低的滚撮窗口；

深夜23-24时：D-2折价2.0元/MWh，D-4溢价7.8元，规律与夜间一致。

成交量分布：D-2成交313.5万MWh（占39.2%），为最活跃窗口；D-3成交208.9万MWh（26.1%）；D-4成交186.8万MWh（23.4%）；D-5成交90.2万MWh（11.3%）。

核心结论：D-2是最优窗口，午间远期建仓成本极高。

（三）均值回归特征

以下采用口径B（按滚撮成交量加权），分析不同日前价格水平下滚撮成交的溢价/折价特征：日前<280元/MWh时，滚撮溢价44.5元/MWh（成交72万MWh）；日前>360元/MWh时，滚撮反而折价10.2元/MWh（成交165.5万MWh）；300-320元正常区间两者基本持平（溢价0.6元）。

核心结论：低价时滚撮大幅溢价，高价时反而折价。

五、多市场价格对比

7月三类交易品种价格水平：集中竞价（月度）均价362.0元/MWh，滚动撮合340.5元/MWh（成交量加权），日前竞价333.4元/MWh（744时段简单平均）。集中竞价较日前溢价28.6元，体现月度保供的确定性溢价；滚撮较日前整体均价差7.2元（口径A），逐笔匹配加权溢价5.7元（口径B），体现提前锁定的时间价值。

从曲线形态看，集中竞价价格曲线最为平坦，午间谷段不明显（326-335元），体现中长期合同对分时价格信号的弱化；日前现货分小时均价曲线峰谷差最大（292-362元，差70元），对光伏出力反应最充分；滚撮曲线介于两者之间，分小时均价峰谷差约46元（313-359元），较日前收窄约24元，价格信号更平滑。从锁价成本看，日前现货价格整体最低，中长期锁价需支付5-29元不等的风险溢价；但日前价格无法提前锁定，实时偏差面临尖峰风险，滚撮和集中竞价的价值在于风险管理而非成本最低。

7-8月集中竞价对比

核心结论：8月量涨价平，晚高峰保供需求显著提升。

8月集中竞价成交电量100.82亿kWh，环比增长27.9%；加权均价362.56元/MWh，环比微涨0.58元/MWh（+0.16%），价格基本持平。代理购电成交44.35亿kWh（+71.2%），是成交量增长的主要拉动。

分时段看，夜间1-6时降价最多（-10.9元/MWh），午间10-16时为唯一涨价时段（+5.2元/MWh）；晚高峰17-22时价格基本持平（+1.2元），但电量大幅增长44.9%，保供需求显著提升。电源结构方面，火电成交96.35亿kWh（+28.5%），核电4.21亿kWh（+26%），风电0.16亿kWh（-59%）。

核心结论：锁价品种价格更高，价值在于规避尖峰而非成本最低。

六、7月市场总结

7月江苏电力市场呈现"负荷创新高、均价稳中有降、价差结构切换、中旬极端聚集"四大特征，核心结论如下：

负荷大涨但价格平稳：7 月全省用电负荷环比增长 19.2%、最高负荷突破 16 万 MW，但日前均价 333.37 元 / MWh（环比仅 + 0.3%），实时均价 339.64 元 / MWh（环比 - 2.3%）。价格平稳的核心支撑是外来电增长 33%、风电增长 44%，有效填补了供给缺口。

价差结构彻底切换：实时 - 日前均价差大幅收窄 59% 至 6.27 元 / MWh；价差高峰从 6 月的午间时段，转移至晚高峰（20-23 时价差 12-30 元），午间价差基本归零，晚高峰成为全天供需最紧张、偏差风险最高的时段。

极端风险高度集中：全月所有实时高价极端时段全部集中在中旬，由高温高负荷 + 风电骤降 + 光伏归零三者叠加触发，风险窗口精准集中在晚高峰 17-23 时，午间新能源出力时段无极端价格风险。

滚撮交易规律清晰：滚撮成交量加权均价 340.5 元 / MWh，D-2 是全时段综合最优交易窗口；午间时段远期（D-3 及更早）溢价极端偏高，市场在迎峰度夏期间存在显著的风险厌恶情绪。