摘要

2026 年 8 月江苏平均负荷 12.36 万 MW，与 7 月基本持平。日前均价 336.20 元 / MWh（环比 + 0.85%），实时均价 335.16 元 / MWh（环比 - 1.32%），滚撮加权均价 339.09 元 / MWh，较日前高 2.88 元，滚撮-日前溢价区间由 7 月的晚高峰转移至午间。受迎峰度夏结束影响，9 月集中竞价成交 67.82 亿 kWh（环比 - 32.7%），均价 344.51 元 / MWh（环比 - 4.98%），量价同步回落，整体价格走势符合基本供需关系。

一、市场概况

（一）8-9月集中竞价对比

9 月集中竞价成交电量67.82 亿 kWh，环比 8 月下降32.7%；加权均价344.51 元 / MWh，环比 8 月下降18.05 元 / MWh（?4.98%），量价同步回落。代理购电成交7.96 亿 kWh（?82.1%），是成交量大幅收缩的主要拉动因素。

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%）。

二、7月市场基准与环比分析

（一）价格曲线变化

日前价格曲线整体呈 "夜间略升、午间略降、晚高峰抬升" 特征：夜间 1-3 时小幅上行 3-6 元 / MWh（8 月 2 时 367.7 元为夜间高点），午间 10-15 时较 7 月下降 4-7 元 / MWh（10 时 287.0 元为全天最低），晚高峰 17-22 时明显抬升 10-19 元 / MWh（20 时 368.6 元，较 7 月 350 元升 18.6 元）。该变化与光伏出力环比增加 14.1% 直接相关 —— 8月份光照条件相对7月份较好，气温较7月份偏高，推动晚高峰价格上行。

（二）负荷与供给变化

8 月负荷环比基本持平（+0.6%，+0.07 万 MW），最高负荷 15.98 万 MW（环比 - 0.6%，-0.10 万 MW），迎峰度夏压力边际缓和。供给侧呈 "一增一减"：光伏 + 0.19 万 MW（+14.1%）、外来电 - 0.14 万 MW（-5.4%），风电出力基本持平。光伏增量主要集中在午间 10-16 时（平均 4.22 万 MW，12 时峰值 4.87 万 MW），深度压低谷段日前价格，是午间价差由正转负（-4.6 元）的核心原因。外来电虽月均略降，但晚高峰 17-22 时仍维持 3.14 万 MW（较午间 2.18 万 MW 增加约 1 万 MW），与光伏出力形成完美错峰，有效弥补光伏归零后的供电缺口。与 7 月晚高峰负荷增量大于外来电 + 风电增量合计、供需缺口 1.3 万 MW 不同，8 月晚高峰负荷 12.80 万 MW 较 7 月基本持平，外来电维持 3.1 万 MW 以上，供需缺口收窄，晚高峰价差由 + 15.1 元回落至 + 6.2 元。

三、日前现货市场分析

（一）用电负荷

8 月全省平均用电负荷12.36 万 MW，最高15.98 万 MW，最低9.01 万 MW。负荷曲线呈 "午间高峰、夜间低谷" 特征：10-15 时平均负荷 13.3-14.0 万 MW，为全天最高（12 时达 14.04 万 MW）；17-22 时 12.4-13.4 万 MW；23 时至次日 6 时降至 10.6-11.6 万 MW。与 7 月相比，平均负荷基本持平（+0.6%），最高负荷略有回落（-0.6%），夜间基础负荷下降更为明显，迎峰度夏压力边际缓和。

（二）日前价格曲线

8 月日前价格区间 201.15-534.52 元 / MWh，均价 336.20 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 340-368 元 / MWh，2 时最高 367.69 元 / MWh，光伏零出力，边际供电成本较高；

午间深谷区（8-16 时）：10 时最低 286.98 元 / MWh，11-15 时维持 292-306 元 / MWh，光伏大发深度压低出清价格；

晚高峰回升区（17-22 时）：17 时快速抬升至 356.55 元 / MWh，18-22 时稳定在 359-369 元 / MWh 区间。

（三）新能源与外来电

8 月光伏平均出力 1.57 万 MW，12-13 时峰值平均 4.85 万 MW，10-16 时平均 3.90 万 MW；风电平均 0.66 万 MW，全天波动较小。外来电平均 2.45 万 MW，19-21 时达峰值 3.28 万 MW，较午间增加约 0.83 万 MW，有效弥补晚高峰供电缺口。

四、日前-实时价差分析

8月实时均价较日前低 1.04 元 / MWh，价差中位数为 - 1.26 元 / MWh，均值与中位数方向背离，说明少数极端正价差拉高了均值，但多数时段实时价格已低于日前，整体实时供需较日前预期偏宽松，价差水平较 7 月（+6.27 元）大幅收敛。

分时段看：午间 8-15 时价差全部为负，8 时 - 10.77 元、10 时 - 10.54 元为全天最深，午间光伏实际出力持续高于日前预测，实时供给充裕；晚高峰 17-23 时价差转正，23 时 + 14.36 元为全天最高，22 时 + 12.83 元次之，晚高峰实时仍存在小幅溢价但幅度远低于 7 月；凌晨 1-6 时价差在 - 1 至 + 5 元之间，受风电日内波动影响。极端价差方面，实时最大正价差186.77元/MWh，最大负价差-117.90元/MWh。

五、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

8 月市场运行呈 "上旬量价齐高、中旬供需宽松、下旬光伏大发" 三阶段特征：

上旬（1-10日）：上旬持续高温，负荷全月最高，推动价格中枢上行；8 月 1 日、2 日、3 日连续出现较大正价差（30.0、23.3、26.2 元），为全月价差主要贡献期。

中旬（11-20日）：负荷回落至 11.48 万 MW（全月最低），中旬负荷明显回落，但光伏出力未同步提升，价格中枢下移。8 月 15 日出现全月最大正价差日（+38.41 元），4 时日前价异常冲高至 534.52 元。

下旬（21-31日）：平均负荷回升至 12.55 万 MW，下旬风电出力提升至 0.73 万 MW，实时供给充裕，实时价格反超日前。

极端价格事件呈聚集分布：实时 > 450 元 / MWh 仅 1 个时段（8 月 5 日 20 时，526.42 元），未出现 7 月中旬连续多日集中尖峰；日前 < 230 元 / MWh 共 19 个时段，集中在 8 月 16 日（8 个）、17 日（7 个）周末午间，8 月 16 日光伏峰值达 5.83 万 MW，当日午间多个时段日前价下探至 210 元附近。

（二）工作日与周末差异

工作日（21 天）日前均价 339.63 元 / MWh，周末（10 天）日前均价 329.00 元 / MWh，相差 10.63 元 / MWh，较 7 月的 29.6 元大幅收窄。价格差异集中在午间 8-16 时：16 时工作日比周末高 41.2 元、15 时高 33.5 元、9 时高 30.8 元，周末工业负荷下降叠加光伏大发，深度压低谷段价格。

价差方面，工作日价差 - 0.16 元 / MWh（实时基本等于日前），周末价差 + 3.56 元 / MWh（实时略高于日前）。与 7 月周末价差受极端尖峰拉动不同，8 月周末价差为正主要由凌晨风电波动驱动，午间因光伏大发价差仍为负。

（三）8 月 5 日实时尖峰与 8 月 15 日日前异常剖析

8 月 5 日 20 时为本月唯一实时 > 450 元 / MWh 的尖峰时段，实时价 526.42 元 / MWh，日前仅 410.32 元，负价差 - 117.90 元。触发因素为晚高峰实时供需偏紧，实际用电大幅超日前预测。

8 月 15 日为本月价差最大日（日均 + 38.41 元），但尖峰出现在凌晨 4 时而非晚高峰：日前价异常冲高至 534.52 元（全月最高），实时仅 347.75 元，价差 + 186.77 元。该日全天日前均价 346.19 元，实时均价仅 307.78 元，日前预测大幅高估了全天价格，属于日前申报偏差而非实时供需紧张。当日负荷仅 10.92 万 MW（全月偏低），风电 0.36 万 MW（较 14 日 0.42 万 MW 仅小幅下降），不具备 7 月 14 日 "高温高负荷 + 风电骤降" 的极端条件。

六、多市场价格对比

8 月三类交易品种价格水平：8 月集中竞价均价 362.56 元 / MWh，滚动撮合成交加权均价 339.09 元 / MWh，日前现货均价 336.20 元 / MWh（744 时段简单平均）。集中竞价较日前溢价 26.36 元 / MWh，体现迎峰度夏背景下中长期保供确定性溢价；滚撮较日前均价高 2.88 元 / MWh（口径 A），较 7 月的 7.2 元明显收窄，反映 8 月现货价格预期趋于平稳。

从曲线形态看，集中竞价价格曲线最为平缓，日前现货分小时均价曲线峰谷差最大（287-369 元，差 82 元），对光伏出力变化反应最充分；滚撮曲线介于两者之间，分小时均价峰谷差约 60 元（306-367 元），较日前收窄约 22 元，价格信号更平滑。

七、8月市场总结

8月份从价格上看，江苏整体呈现日前、实时价格同步下降，峰谷分化延续；从价差结构上看，日前-实时价差有所收敛，午间价格变为负值；从极端事件来看，8 月 15 日 4 时由于日前预测偏差导致全月最高日前价 534.52 元；从滚撮市场上看，午间存在溢价，但晚高峰受预期下降影响出现反转。整体上看，8月份与7月份从价格上、日前-实时价差上均变化不大，符合迎峰度夏整体预期。