本周江苏电力现货市场波动显著加剧：实时均价环比小涨 3.14% 至 353.1 元/MWh，但实时最高冲至 661.2 元/MWh（环比 +44.49%）、峰谷极差急剧走阔至 461.2 元/MWh（环比 +121.62%）；虚拟电厂首部国家标准正式实施、售电公司管理新规征求意见，"算电协同"样板在扬州、南通落地，江苏现货市场全力推进转正式运行。

1. 售电公司管理办法公开征求意见

9 月 4 日，国家发改委发布《售电公司管理办法（公开征求意见稿）》，征求意见至 10 月 4 日，这是 2021 版五年期满后的系统性修订。核心变化：注册资本统一 2000 万元，"一地注册、全国共享"；按日披露批零价差；"逐日盯市"履约风险监测。
解读：全国注册售电公司超 5200 家，零售电量占市场化交易六成，新规旨在清理 "空壳公司" 与 "批零倒挂"，适配现货全覆盖。
影响：售电行业加速洗牌并向综合能源服务转型，用户选择售电公司时应更关注其风控能力与合规记录。

2. 虚拟电厂首部国标正式实施

9 月 1 日，GB/T 47241-2026《虚拟电厂技术导则》正式实施，这是全国首个虚拟电厂基础性国家标准。国标明确资源须 "可观、可测、可调、可控"，聚合容量不低于 10 兆瓦。
解读：终结 "一地一规"，虚拟电厂接入与运行首次有全国统一标准。
影响：达标用户侧资源可打包入市，储能、可调负荷迎来变现通道，详细分析见本周行业观察。

⚡ 解读：两周之内，虚拟电厂"国标落地"与售电公司"新规征求意见"相继出台，电力市场化改革的制度底座正在快速夯实。对用电企业而言，合规、透明、具备聚合与风控能力的服务商价值凸显，单纯"赚价差"的售电模式将加速退场。

① 煤电容量补偿与煤价动态

（一）容量补偿机制：国家发改委、国家能源局 2026 年 1 月发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）明确要求，固定成本回收比例由 2024-2025 年"不低于 30%"提升至 2026 年"不低于 50%"。在此政策框架下，该补贴是系统运行费的重要组成，在华东、华中、华北、南网部分省区占比偏高。

（二）8月煤价上涨动态：8 月煤价持续走强，秦皇岛 5500 大卡动力煤价格一个月内从 825 元/吨涨至 880 元/吨，创两年新高。黄骅港 5500 大卡动力煤 8 月中旬已报 868 元/吨，为年内高点。山西焦煤竞拍市场更为激烈，炼焦煤单吨最高暴涨 480 元，单日涨幅一度达 595 元/吨。

本轮上涨主因供给端多重约束叠加：

安监硬约束："山西十七条"＋国家矿山安全监察局"83号文"＋"十五五"规划等多重政策接连落地，煤矿开工谨慎，产量释放受限。截至 8 月 20 日仍有 51 座煤矿停产（产能约 5500 万吨），复产矿普遍"复产不复量"，产量仅恢复至停前 66%。

降雨停产扰动：8 月下旬陕西北部、内蒙古鄂尔多斯等地、山西中北部因强降雨，煤矿暂停生产及装车作业；榆阳 112 家洗煤厂停产至 9 月 12 日。

进口煤收紧：印尼内河水位走低致驳船运输受阻，9 月装期货盘持续收紧；澳煤货盘多被长协锁定，市场流通货源有限。

产业链同步上调采购价：8 月 26 日 18 时起神华巴图塔站点各热值规格全线上调 10 元/吨；魏桥通知 8 月 26 日至 9 月 9 日所有电厂实行"达量加价"，阳信电厂、北海一电加价 10—15 元/吨，长山电厂加价 20—25 元/吨；8 月 26 日起山东、河北主流钢厂焦炭采购价湿熄上调 100 元/吨、干熄上调 110 元/吨。

市场情绪方面：8 月下旬煤价进入"涨幅扩大、调价提速"阶段，山西竞拍市场"上线即秒光"、零流拍频现。但多家机构提示，当前行情由供给收缩与资金炒作共同推动，下游对高价煤接受度不佳、成交以刚需为主，900 元/吨关口能否站稳仍存分歧。

② 全力推动电力现货市场转正式运行

9 月 2 日，江苏能源监管办召开 2026 年下半年厂网联席会议，明确提出全力推动江苏电力现货市场转入正式运行，并积极融入长三角区域电力市场建设。

会议充分肯定了上半年全省电力市场运行取得的成效，并就下一步工作提出三项要求：一是坚决守牢能源安全保供底线，认真总结迎峰度夏经验，充分利用秋检窗口期排查设备隐患，完善应急保供预案；二是纵深推进电力市场体系建设，全力推动现货市场转正式运行，健全辅助服务市场机制，持续发挥中长期市场"压舱石"作用，积极融入长三角区域电力市场建设，有序推进多元主体入市；三是持续强化协同共治防范市场风险，充分发挥电力市场管理委员会作用，健全市场监测防控体系，维护公平公正的市场秩序。

算力为何开始"跟着绿电走"？

现象：8 月 28 日，扬州上线城市级算电协同平台，通过预测电价与绿电走势，引导企业把高耗能计算任务挪到风光多发时段；南通同步推出算电协同智能分析探针产品。这是江苏首批"算电协同"落地样板。

逻辑：上半年江苏信息传输、软件和信息技术服务业用电量同比增长 26%，其中互联网数据服务用电增长 43%，算力已成为江苏用电增长的新引擎。与钢铁、化工等刚性负荷不同，算力任务调度弹性大、可错峰，天然适合与绿电出力、现货价格联动，这正是"算电协同"能成立的底层逻辑。

💡 恒鼎昇判断：数据中心正从"用电大户"转向"调节资源"。扬州、南通模式若验证可行，有望复制至苏南及更多地市；对具备可调负荷的园区和算力企业，等于同时拿到"电价套利"与"绿电消纳"两份红利，也为绿电直连、虚拟电厂聚合提供了新的落地场景。

📈 提前布局中长期合约

本周中长期合约申报量环比上涨，9 月月竞量价齐跌、均价处年内相对低位，企业提前锁量意愿上升。

🔋 把握峰谷套利与错峰窗口

现货峰谷极差扩大至 461.2 元/MWh，周内实时价格区间达 200~661.2 元/兆瓦时，储能午充晚放套利空间扩大、错峰生产性价比提升；周末价格反升、凌晨尖峰增多值得关注。

🔌 关注绿电直连与代理购电

跨区绿电通道打通后，具备绿电直连条件的企业开始评估跨区绿电方案；9 月国网代理购电价回升至 0.3967 元/度，未入市用户入市咨询增多。

一句话总结：本周江苏现货均价环比小涨 3.14% 至 353.1 元/MWh，但峰谷极差大幅走阔至 461.2 元/MWh（+121.62%）、实时最高冲至 661.2 元/MWh，价格波动显著加剧；虚拟电厂首部国标实施、售电公司管理新规征求意见、"算电协同"落地，江苏现货市场全力推进转正式运行，储能与错峰套利空间同步打开。

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📌 本周市场事实总结

本周江苏现货实时均价 353.1 元/MWh（环比 +3.14%），实时最高冲至 661.2 元/MWh（+44.49%），实时最低下探 200 元/MWh（-19.84%），峰谷极差急剧走阔至 461.2 元/MWh（+121.62%）；虚拟电厂首部国标 GB/T 47241-2026 实施、售电公司管理新规征求意见；扬州、南通"算电协同"落地，江苏现货市场全力推进转正式运行。