导语

2026 年 9 月，江苏电力市场步入夏秋交替的过渡阶段，高温余威逐步消退，空调制冷负荷持续退出，中秋假期与国庆前置出行叠加切割负荷曲线，全月用电需求呈现 "月初冲高、月中平台、月末回落" 的多段式走势。新能源方面，光伏出力维持高位，"光伏主导、风电辅助" 格局稳固，午间大发时段持续改变系统供需格局，成为驱动现货分时价格波动的核心因素。交易层面，全月各类交易合计成交电量 387.57 亿千瓦时，环比下降 13.2%，整体加权均价 352.10 元 / 兆瓦时，环比微涨 0.7%，市场呈现 "总量收缩、结构分化" 特征 —— 年度电能量与月度集中竞价电量同步收缩，能量块分时交易活跃度显著提升、量价齐升，成为本月市场结构变化的核心亮点。多重因素交织下，现货分时价差波动加剧，午间光伏大发与晚高峰负荷抬升形成鲜明对比，市场主体偏差管控与分时操作难度持续提升。

一、江苏电力市场整体情况

（一）夏秋交替负荷回落，节假日效应切割需求曲线

9月江苏电网负荷呈现"月初冲高、月中平台、双节切割"特征，日均负荷围绕105,600兆瓦中枢波动，月内极差超22,000兆瓦。月初受高温余威及开学季推动，9月2日创下日均峰值112,431兆瓦，当日最高负荷达130,832兆瓦；中旬气温回落，负荷稳定在104,000—108,000兆瓦平台期。9月25日中秋假期负荷骤降至90,330兆瓦（环比-15%），形成全月最深洼地；月末30日受国庆前置出行影响再度回落至95,769兆瓦。节假日与夏秋交替叠加，显著切割短期需求曲线。

（二）新能源出力光伏主导，午间大发重塑供需格局

9月江苏新能源呈"光伏主导、风电辅助"格局，月发电量1285.88亿千瓦时，日均出力17,859.5兆瓦，9月9日12时最大出力达73,656.5兆瓦。其中光伏占比74.2%（953.50亿千瓦时），午间大发推高供电余量、压制现货价格，阴雨天气出力骤降又引发供需收紧；风电占比25.8%（332.38亿千瓦时），出力平稳但规模弱于光伏。日内呈典型单峰形态：凌晨靠风电托底，7时光伏启动，9—15时大发，18时后基本退出。

二、交易量价分析

2026 年 9 月，江苏电力市场呈现"总量收缩、结构分化"的运行特征。全月各类交易合计成交电量 387.57 亿千瓦时，环比 8 月减少 58.88 亿千瓦时（-13.2%），整体加权均价 352.10 元 / 兆瓦时，环比上涨 2.52 元 / 兆瓦时（+0.7%）。在秋季负荷回落、新能源出力波动加剧的背景下，年度电能量与月度集中竞价电量同步收缩，能量块分时交易活跃度显著提升、量价齐升，成为本月市场结构变化的核心亮点。

（一）电能量交易数据

从交易量结构看，年度电能量交易占比约 64.6%，仍是最大品种，承担基础电量 "压舱石" 功能，锁定长期电量、稳定市场预期，环比 8 月下降 15.5%，主要受火电年度合约分月电量减少驱动；月度集中竞价占比约 17.5%，为第二大品种，环比大幅下降 32.7%，月内灵活调节功能有所弱化；能量块交易占比约 14.6%，环比大幅增长 57.3%，成为本月增长最快的交易品种，分时灵活交易需求集中释放；旬集中竞价占比仅 0.4%，环比下降 59.1%，几乎被市场边缘化。

图1：江苏电能量交易电量结构饼图

从价格水平看，各品种均价环比分化显著。旬集中竞价（403.9 元 / 兆瓦时）与能量块（391.9 元 / 兆瓦时）价格最高，临期及分时交易的保供溢价能力最强，其中能量块均价环比大幅上涨约 45 元 / 兆瓦时，高峰时段溢价特征持续强化；年度电能量（343.7 元 / 兆瓦时）以最大成交量构成全市场价格基准锚点，环比基本持平，信号最为稳定；月度集中竞价（344.5 元 / 兆瓦时）环比下降约 19 元 / 兆瓦时，仍处于价格洼地。分电源来看，核电在月度集中竞价中均价仅 319.48 元 / 兆瓦时，为全市场价格洼地；风电能量块均价仅 162.05 元 / 兆瓦时，午间大发时段低价成交特征突出。

图2：各电能量品种成交均价柱状图

（二）绿电（电能量部分）交易数据

9 月绿电交易（含年度绿电及月度内绿电）合计成交电量11.12 亿千瓦时，环比 8 月（9.14 亿千瓦时）增加 1.98 亿千瓦时（+21.7%）；加权均价约375.7 元 / 兆瓦时，环比 8 月（391.9 元 / 兆瓦时）下降约 16.2 元 / 兆瓦时，绿电价格整体回落。

从品种结构看，年度绿电成交 5.87 亿千瓦时，占比 52.8%，环比大幅增加 1.79 亿千瓦时（+43.9%），其中风电 1.84 亿千瓦时（环比 + 139.0%）、太阳能 2.51 亿千瓦时（环比 + 35.0%），年度绿电采购规模显著扩张；价格方面，风电均价 358.68 元 / 兆瓦时（环比 - 26.04 元）、太阳能 328.03 元 / 兆瓦时（环比 - 33.91 元），年度绿电价格整体下行。月度（内）绿电成交 5.25 亿千瓦时，占比 47.2%，环比基本持平（+0.19 亿千瓦时，+3.8%），其中风电 1.15 亿千瓦时（均价 415.43 元 / 兆瓦时，环比 - 0.58 元）、太阳能 4.10 亿千瓦时（均价 397.82 元 / 兆瓦时，环比 - 4.48 元），月度绿电量价保持稳定。

整体来看，9 月江苏电力市场呈现 "总量收缩、结构优化" 特征：年度电能量与月度集中竞价电量环比下降，能量块交易量价齐升，绿电交易规模扩大但价格回落，市场主体对分时灵活交易的需求显著增强。

图3：绿电交易电量结构饼图

（三）日滚动撮合交易情况

9 月能量块交易全月直接成交电量56.71 亿千瓦时，加权均价391.94 元 / 兆瓦时，环比 8 月（36.07 亿千瓦时、346.6 元 / 兆瓦时）量价齐升，电量增长 57.2%，均价上涨约 45.3 元 / 兆瓦时，呈现 "火电核电主导供给、风电以价换量、光伏净买入" 的格局。

分电源来看，火电企业为最大卖方，成交 48.23 亿千瓦时（环比 + 46.9%），均价 393.36 元 / 兆瓦时（环比 + 45.59 元），凭借调节能力在分时高峰窗口增发锁定收益；核电成交 8.30 亿千瓦时（环比 + 336.8%），均价 393.93 元 / 兆瓦时（环比 + 51.92 元），基荷电源参与能量块交易的规模大幅扩张，成为本月增长最显著的主体；风电成交 0.25 亿千瓦时（环比 - 81.9%），均价仅 162.05 元 / 兆瓦时（环比 - 167.33 元），以价换量特征突出，午间大发时段低价成交拉低整体均价； 太阳能（含发电类虚拟电厂） 成交 - 0.06 亿千瓦时，为净买入状态，均价 947.66 元 / 兆瓦时，反映光伏发电企业在能量块市场中以购方身份参与，对冲午间出力偏差。

整体来看，9 月能量块交易活跃度显著提升，火电与核电合计贡献超 99% 的卖方电量，价格水平同步走高；风电成交规模大幅收缩但价格深度下跌，午间低价出力特征明显；光伏持续净买入，能量块成为新能源主体偏差修正与风险对冲的核心工具。

图4：2026年9月日滚动撮合各主体成交电量柱状图

三、边界数据分析

（一）新能源出力分析

9 月江苏新能源呈现 “光伏主导、风电辅助” 格局，初秋光伏出力水平较高，午间大发深刻改变系统供需形势，是驱动现货分时价格波动的主要因素。全省新能源月发电量 1285.88 亿千瓦时，日均出力 17859.5 兆瓦，9 月 9 日 12 时达到最大出力 73656.5 兆瓦。午间大发推高系统供电余量，压制现货价格；遇多云阴雨天气光伏出力快速下滑，又会造成供需格局迅速收紧；风电占比 25.8%，月发电量 332.38 亿千瓦时，出力整体平稳，但供电规模明显低于光伏。 占比午间光伏大发易造成日前价格走低，到晚高峰阶段用电需求抬升，火电供电成本随之走高，日内价差被显著拉大，进一步加剧实时现货价格异动，增大市场主体偏差管控难度。

图 5：新能源出力占比

（二）日均负荷趋势分析

9 月份江苏电网负荷运行呈现出 "月初高温冲高、月中平台震荡、双节效应切割" 的复杂特征。全月日均负荷基本围绕 105,600 兆瓦中枢上下波动，月内极差超过 22,000 兆瓦。月初受夏季高温余威及开学季工商业用电集中恢复双重推动，负荷维持高位运行，9 月 1 日 —4 日日均负荷均突破 108,000 兆瓦，并于 9 月 2 日创下 112,431 兆瓦 的全月峰值，当日最高负荷一度触及 130,832 兆瓦。

进入中旬后，随着气温逐步回落、空调制冷负荷持续退出，负荷中枢自然下移至 104,000—108,000 兆瓦 区间平稳运行，9 月 14 日 —24 日连续十一个交易日日均负荷波动幅度不足 4,000 兆瓦，供需格局进入相对均衡的平台期。然而 9 月 25 日恰逢中秋假期，全省工商业生产活动大幅收缩，负荷骤然跳水至 90,330 兆瓦，形成全月最深 "V 型"洼地，较前一交易日骤降近 15,900兆瓦，降幅达 15%；节后 27 日 —29 日负荷快速回补至 103,000 兆瓦 以上。月末 9月30日受国庆假期前置出行影响，负荷再度回落至 95,769 兆瓦。这种 "高温冲高 —平台震荡 — 中秋骤降 — 节前回落"的多段式走势，凸显了夏秋交替与节假日叠加对短期需求曲线的双重切割效应。

图 6：日均负荷变化

 
  四、价差分析

（一）滚撮 - 日前价差分析

从 9 月日前与滚撮市场的分时平均价格走势看，全天电价延续 "早晚高位、午间低位" 的双峰形态：凌晨 1-6 时，日前与滚撮价格均维持在 400-430 元 / 兆瓦时 高位；自 7 时起受光伏出力抬升影响价格急速下探，10 时前后触及全日低谷，滚撮均价降至约 340 元 / 兆瓦时、日前价约 355 元 / 兆瓦时；午间 11-15 时在低位窄幅震荡；16 时起快速拉升，晚间至午夜重回 400-430 元 / 兆瓦时 高位。两条曲线走势方向一致，但全天价差持续为负（滚撮价低于日前价），呈现 "早晚价差走扩、午间价差收敛" 的分时特征。整体来看，9 月滚撮价格全天低于日前价，成本优势在早晚高峰时段集中释放，午间光伏大发

时段价差明显收窄。

图 7：滚撮 - 日前月分时数据对比

从 9 月分日维度看，日前与滚撮价格差异呈现频繁正负轮动、极端分化集中的特征。月末（9 月 30 日）滚撮均价 435.92 元 / 兆瓦时、日前价 449.27 元 / 兆瓦时、价差 - 13.35 元 / 兆瓦时；全月价格中枢呈上行趋势，月末较月初抬升约 100 元 / 兆瓦时。

分日价差波动分布极不均匀：正向价差峰值集中在 9 月 3 日、8 日、16 日前后，滚撮阶段性高于日前价约 15-25 元 / 兆瓦时，对应供需偏紧、滚撮买方需求集中释放；深度负向价差出现两个集中区间：9 月 4-5 日价差一度下探至 - 70 至 - 80 元 / 兆瓦时，为全月最深谷值；9 月 24-26 日价差再度走扩至 - 50 至 - 60 元 / 兆瓦时，形成月内第二个负价差集中区；其余时段价差在 - 20 至 + 20 元 / 兆瓦时 区间频繁正负切换，未形成持续单向趋势。

整体来看，9 月滚撮相对日前的成本优势呈现 "正负频繁轮动、极端分化集中" 的特征：月度综合价差为负，滚撮整体具备成本优势，但优势并非稳定释放，而是在 9 月 4-5 日、24-26 日两个区间集中体现，其余时段多空博弈激烈、价差双向波动，对市场主体的分日择时能力提出较高要求。

图 8：滚撮 - 日前月分日数据对比

（二）日前 - 实时价差分析

9 月分时电价保持 "早晚高位、午间低位" 的基础轮廓，日前市场对实时整体走势具备稳定预判引导能力，但分时价差结构呈现明显的时段分化特征。

图 9：日前 - 实时价差数据对比

从全月分时均价维度看，全天价差呈现 "早晚微正、午间负向"的结构性分布：凌晨 1-6 时及晚间 17-24 时，价差中枢略高于零，日前价格小幅高于实时价格，负荷平稳区间普遍呈现日前微幅溢价；午间 7 时起价差转负，实时价格高于日前价格，其中 10-15 时负价差最为显著，13-14 时触及全日最深均值，光伏大发时段实时出力扰动带来的价格冲高空间持续释放。

图 10：各时段每日价差（日前 - 实时）散点分布

结合极值与散点分布数据分析，本月价差波动风险高度集中在午间光伏边界段 9-16 时：该区间受多云、晴雨交替带来的光伏出力剧烈扰动影响，正、负极端价差样本双高，双向偏离频发，离散程度显著高于凌晨、深夜负荷平稳时段，是本月核心风控窗口。其中 13-15 时离散程度最高，负向极值最深（14 时出现全月最大负极值 -450.25 元 / 兆瓦时），正向极值同样触及 + 140 元 / 兆瓦时 以上；9-12 时负向极值样本亦较为集中，但深度相对有限。

凌晨 1-8 时散点高度集中于零轴附近，几乎无极端偏离，实时大幅冲高或深跌的行情极少；晚间 18 时后多数时段价差收敛，极端波动样本显著偏少，仅零星出现小幅偏离，冲击有限。整体来看，9 月日前 - 实时价差的分时结构与新能源出力特性高度吻合，午间光伏边界段是偏差管控与风险对冲的核心时段。