江苏电力市场周报（9.7-9.13）

本周江苏电力现货市场波动明显收敛：实时均价环比小幅上涨 4.33% 至 368.39 元/MWh，但实时高点回落至 493 元/MWh、峰谷极差收窄至 288.2 元/MWh；8 月江苏系统运行费同比下行，新能源差价损益对冲容量成本上涨压力，江苏现货市场持续向正式运行阶段推进。

江苏首次设立独立爬坡辅助服务交易品种

9 月 9 日，江苏能源监管办发布《江苏电力爬坡辅助服务市场实施细则（公开征求意见稿）》，征求意见至 10 月 9 日，为江苏首次设立独立爬坡交易品种。核心变化：发电机组、独立储能、虚拟电厂均可入市，报价区间 1‑1500 元/MWh，采用日前报价、日内调用模式；储能参与需预留 50% 可调电量，中标主体不再享受原有固定爬坡补偿。

解读：随着省内风光规模持续扩张，净负荷波动加剧，过去行政补偿转为市场化竞价出清，补齐江苏辅助服务交易体系短板。

影响：储能、虚拟电厂获得全新收益赛道，可调负荷聚合价值进一步提升；爬坡成本将按用电量向全市场分摊，会小幅抬升工商业综合购电成本。

来源：国家能源局江苏监管办公室。

本周江苏现货实时价格呈现日内规律性分化，全周实时均价 368.39 元/MWh，最高 493 元/MWh，最低 204.8 元/MWh，峰谷极差 288.2 元/MWh；对比上周，周均价小幅上行，但价格尖峰大幅回落，谷段价格基本持平，峰谷极差环比大幅收窄。

从成本传导层面看，江苏 8 月系统运行费同比明显下降，但该成本红利并未直接完全传导至本周现货电能量价格，出现分项成本改善、现货均价微涨的分化现象。核心根源在于系统运行费、现货电能量价格属于两套独立结算体系：容量补偿、新能源差价损益归集在系统运行费，按总用电量平摊至用户账单；现货实时价格由逐时段电能量供需出清形成。

本周现货曲线特征印证该逻辑：午间光伏大发维持价格底部稳定，但晚间新能源出力消失，晚高峰时段出清价格中枢整体抬升，推高全周均价；同时供给约束缓解压制极端高价脉冲，上周 661.2 元/MWh 的尖峰行情不再出现。

市场主体需要区分两套价格体系的影响：购电综合成本需要同时跟踪现货分时电能量价格 + 月度系统运行费，售电套餐定价需纳入容量补偿、新能源差价损益的月度波动，仅依靠现货均价进行成本测算会产生偏差。

✅ 下周午间 10:40-14:40 光伏大发，现货价格偏低，具备工序调整条件的企业，优先把非连续生产安排在午间低价窗口，降低购电成本。

✅ 中长期合约建议锁定 60%-70% 基础用电，保留 30%-40% 电量敞口，抓住午间现货低价红利；不要全量锁死中长期，也不宜全部暴露现货。

✅ 持续关注售电合作方履约状态，结合新版售电管理办法征求意见的导向，优先选择风控能力强、合规记录良好的售电主体；同时企业电力管理人员应熟悉爬坡辅助服务相关规则，评估本厂可调负荷是否具备参与条件。

一句话总结：本周江苏现货均价环比小幅上涨 4.33% 至 368.39 元/MWh，但峰谷极差明显收窄至 288.2 元/MWh、实时最高回落至 493 元/MWh，前期极端价格脉冲消退，市场波动显著收敛，行情回归午间低谷、晚间抬升的常规日内形态；全国煤电容量补偿标准上调、8 月煤价维持高位，而江苏为 8 月国内少数系统运行费同比下行省份，新能源差价结算损益对冲了容量成本抬升压力，江苏现货市场全力推进转正式运行，市场主体评估购电总成本、设计零售套餐时，不能仅看现货均价，需同步跟踪系统运行费分项变化，中长期合约的风险对冲价值持续凸显。

📌 本周市场事实总结

本周江苏现货实时均价 368.39 元/MWh（环比 +4.33%），实时最高回落至 493 元/MWh（-25.44%），峰谷极差收窄至 288.2 元/MWh（-37.51%），市场波动显著收敛；江苏爬坡辅助服务市场实施细则征求意见，储能、虚拟电厂获全新收益赛道；8 月江苏系统运行费同比下行，新能源差价损益对冲容量成本压力，现货市场持续向正式运行推进。