江苏 9 月现货价格复盘：负荷少了 1500 万千瓦，价格却创出全年新高——问题不在需求，在供给
数据截至 2026 年 9 月 26 日 ｜ 数据来源：交易中心与调度公开披露、月度集中竞价公示
9 月的江苏，天气转凉，用电负荷比 8 月少了约 1500 万千瓦。按常识，电价该往下走。
但现实是：实时电价从 8 月的 335 元/兆瓦时 涨到 9 月的 398 元/兆瓦时，一个月涨了约 63 元/兆瓦时（6.3 分/度），并且整个 9 月几乎单边上行，创下 2026 年全年最高。
还有一个容易被忽略的背景："9 月比 8 月贵"在江苏本来就是季节性规律——去年 9 月比 8 月贵了 119 元/兆瓦时，涨幅比今年还大，而那一年 9 月负荷同样在回落。所以真正需要解释的不是"为什么涨"，而是：为什么负荷在回落，价格却能一路涨到全年最高？
我们把这条曲线拆开看了一遍：答案在供给端——能开的机组被压得很低、风电在最需要的时候突然没了、煤价还在把价格地板往上抬。同时，我们也顺手排除了一个"看着很像原因、其实不是"的选项。
1先把"反常"这件事摆清楚
先看两组数字。左边是需求，右边是价格——它们的方向正好相反。
▲ 2026 年 8 月 vs 9 月（9 月为 1—26 日口径）
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换个角度看更直观：2026 年负荷最高的 7 月、8 月，是全年较便宜的月份；负荷已经降下来的 9 月，反而成了全年最贵的月份。这说明 9 月的价格不是"热"出来的，而是"缺"出来的——缺的是能开起来的机组。
图 1｜8 月电价在 275—390 元/兆瓦时之间来回震荡；进入 9 月后台阶式抬升，9/17 冲到全月最高的 474 元/兆瓦时
2原因一：能开的机组，被压到了低位
电力系统的供给能力，不取决于"总共有多少机组"，而取决于"此刻有多少机组在运行"。
今年 9 月，江苏现货机组的总容量约 9446 万千瓦，比去年同期（约 8631 万千瓦）还高出约 9%——装机不是问题。问题出在运行率：9 月全省开机容量平均 7402 万千瓦，开机率只有 78%；而去年同期开机率约 90%。
更关键的是节奏。9 月上中旬，开机容量被压得特别低：9 月 7 日只有 6286 万千瓦，是全月最低点；当天停机容量高达 3164 万千瓦——但其中明确列入检修口径的只有 220 万千瓦。换句话说，这段时间机组大面积停下来，主要不是"修"出来的：一方面是新能源大发时段安排机组少开多停、给新能源腾出空间，另一方面才是部分机组进入检修窗口。
到了下半月，供给收紧换了一种方式：检修容量从 586 万千瓦一路抬到 1734 万千瓦，扎堆检修叠加下面的风电问题，价格出现二次跳涨——9 月 16 日以后，实时电价长期站在 420 元/兆瓦时以上。
图 2｜开机容量（柱）被压到低位；停机容量（橙线）上中旬冲高；列入检修的容量（紫虚线）集中在下半月抬升
一句话理解
一个城市的出租车总量没变，但偏偏在用车高峰有三分之一的车没上路。乘客没变多，甚至更少了，可车还是难打——9 月的电力系统，就是这个状态。
3原因二：风电不是"少"，是"极端"
很多人第一反应是"9 月没风"。但数据并不支持这个说法。
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9 月上半月（1—14 日）风电均值 775 万千瓦 比 8 月（702 万千瓦）还多 10% |
9 月下半月（15—26 日）风电均值 183 万千瓦 只有 8 月的 26% |
把时间拉长看更清楚：2026 年 9 月全省风电平均出力 515 万千瓦，比 2025 年 9 月的 385 万千瓦还高出 34%。从"总量"上讲，今年 9 月的风并不算少。
真正的问题在分布：下半月有 80% 的时间风电低于 300 万千瓦，其中 58% 的时间低于 150 万千瓦；9 月 12 日、13 日的日均出力只有 30 多万千瓦，9 月 16 日、20 日、22 日也都不到 60 万千瓦。也就是说，风是在最需要它的时候突然消失的——而且正好撞上检修高峰。
图 3｜上半月风电高于 8 月均值；下半月塌陷，与实时电价的抬升几乎同步（阴影区分上下半月）
4顺便排除一个"看着很像"的原因：外来电
外来电（区外受电）从 8 月的 2445 万千瓦降到 9 月的 2253 万千瓦，降了约 8%。单看这一条，很容易得出结论："外来电减少了，所以供给变紧"。
但这个结论是错的——因为同期本省负荷降得更多（从 1.07 亿千瓦降到 0.93 亿千瓦，−13.6%）。把两者放在一起看：
▲ 外来电占本省负荷的比重
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结论很清楚：全月看，外来电的相对供给能力其实是上升的，它不是这轮价格上涨的原因。唯一的例外是下半月——外来电占比从 26.4% 回落到 21.8%（9 月 25 日单日只有 1265 万千瓦），这时它才和风电塌陷、检修高峰一起，成为价格二次抬升的助推因素。
为什么要专门写这一段
价格分析最容易犯的错，是拿"绝对量的下降"当"供给变紧了"。判断供需松紧，必须看相对量——供给相对需求是多了还是少了。"外来电在减少"这条线索，就是被相对量否掉的。
5原因三：煤价把"价格地板"抬起来了
煤是火电最大的变动成本。煤贵了，电厂报价的"底线"就会上移——不是尖峰时段报得更高，而是连最便宜的时段也不肯报低了。
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沿海 5500 大卡动力煤·综合价 747 → 799 元/吨（7/31 → 9/18） |
沿海 5500 大卡动力煤·成交价 826 → 981 元/吨（7/31 → 9/18） |
成本上移在价格结构里留下了非常干净的痕迹：
全天最低的那批时段（价格最低的 10% 时段）均价从 270 元/兆瓦时抬到 322 元/兆瓦时；
中午光伏出力最多、本该最便宜的时段，实时均价从 308 元/兆瓦时抬到 356 元/兆瓦时（+48）。
为什么这条证据重要
如果是"需求爆发"推高电价，涨的应该是尖峰、是最高价；而这次是整条价格曲线被整体抬高、地板明显上移——这是成本推动型行情的典型特征。
6原因四：实时市场比日前更紧，说明预判偏了
电力市场有两道价格：提前一天出清的"日前价"，和当天实际运行的"实时价"。两者的差，反映的是"实际运行比预期更松还是更紧"。
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从 8 月的"实时略低于日前"变成 9 月下半月的"实时明显高于日前"，原因并不神秘：9 月实际风电出力比日前预测低约 26%，白天光伏实际比预测低约 24%，而负荷预测几乎没偏。日前把新能源算多了，实时就只能用更贵的火电顶上，价格自然翘起来。
这也从另一个角度印证了上一条：风电的问题不在"总量"，而在"短时骤降"——骤降的幅度超出了日前预测能够覆盖的范围。
7把涨的 6 分钱拆开：约一半来自供给收缩，一半来自成本上移
只说"因为机组少、因为煤价"还不够，我们还想知道各占多少。方法是控制变量：把 8 月和 9 月的数据都按"供需紧张度"分档，然后在同一档里比较两个月的价格。
所谓供需紧张度，可以理解为"还有多少机组在等着被调用"：可调用的机组相对需求越少，系统越紧。
▲ 相同紧张度下的价格对比（元/兆瓦时）
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结论很清晰：即使供需松紧程度完全相同，9 月的电价也比 8 月整体贵了约 47—50 元/兆瓦时（约 5 分/度），而且越紧的时段贵得越多。这部分"同条件涨价"，来自煤价推动的成本上移，以及缺机组、缺风背景下的稀缺定价。
一句话总结 9 月：不是需求把价格买上去的，是供给把价格托上去的。
8那 10 月的月度竞价 0.3953 元/度，为什么更贵？
先说事实。9 月 23 日，江苏 2026 年 10 月电力集中竞价结果公示：
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10 月成交电量 54.2 亿千瓦时 较 8 月的 100.8 亿减少约一半 |
10 月成交均价 395.32 元/兆瓦时 ≈ 0.3953 元/度 |
▲ 月度集中竞价：量一路缩，价一路上
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图 4｜成交量从 100.8 亿千瓦时缩到 54.2 亿，价格却从 344.5 元/兆瓦时跳到 395.3 元/兆瓦时
关键在一个"提前一个月锁价"的机制
月度集中竞价，本质是发电企业和购电方在上一个月就把下个月的电量和价格谈定。所以它定的是"预期价"，不是"现货价"。
9 月这场竞价，卖方是按"天气转凉、需求回落"的预期报价的，成交价 344.51 元/兆瓦时——结果 9 月现货实际跑到了 389（日前）甚至 398（实时）。也就是说，9 月的月竞比当月现货便宜了 45—54 元/兆瓦时，卖方这一笔明显让利了。
到了 10 月这场竞价，卖方手里有三张牌：
1唯一的参照物就是 9 月的现货。申报窗口能看到的，是一条从 389 一路抬到下半月 412（日前）、436（实时）的曲线。10 月成交价 395.32，基本等于 9 月现货水平的平移。
2愿意卖的量少了近一半。成交量从 100.8 亿千瓦时降到 54.2 亿，卖方明显惜售——量缩价升，是很典型的卖方占优。
310 月初的机组更少。9 月 30 日检修容量已升到 1910 万千瓦，10 月开局的供给能力比 9 月还紧。
所以 10 月月竞"更贵"的本质，不是绝对价格有多离谱，而是现货与月竞之间的那块价差（市场上常说的"折价"）被卖方收走了：9 月还便宜 45—54 元/兆瓦时，10 月对 9 月日前均价只贵 6 元，几乎等于不打折。
结构上也印证了这是"整体重估"而非个别品种行为：10 月光伏、风电的成交均价分别上涨 15.8% 和 15.7%，比综合均价 13.2% 的涨幅还大。
值得留意的一面
10 月包含长假，用电负荷通常季节性回落：2025 年同期，江苏现货均价从 9 月到 10 月下降了约 4%。这意味着 395.32 元/兆瓦时的定价，隐含了"10 月现货基本不退季节"的假设。接下来如果月内现货（能量块、日前）持续明显低于 395，那么这笔提前锁价就买贵了；反之若检修与缺风延续，则说明这个价格是合理的。
9接下来盯这三件事就够了
开机容量与检修能不能修复。9 月底检修已到 1734 万千瓦，10 月初仍处高位，这是供给端最大的变量。
风电能不能回到正常水平并"稳住"。9 月下半月日均只有 183 万千瓦；回到 500 万千瓦以上，实时价格的压力会明显缓解。
煤价会不会站上 1000 元/吨。5500 大卡成交价已到 981 元/吨（9/18），它决定价格地板还抬不抬。
再加一条"验证器"：月内现货价与 395 元/兆瓦时的高低关系。它直接回答一个问题——10 月这场月度竞价，到底是买对了还是买贵了。
10结语：方法比结论更重要
回头看这次复盘，我们做的事情其实很朴素，就四步：
1先把事实摆清楚——两个月的数据放在一起，先确认"负荷降了、价格却涨了"这个反常确实存在。
2再排除伪原因——"外来电减少"看着很像原因，但换成相对量就被否掉了。价格分析最怕把绝对量的下降当成供给变紧。
3然后控制变量——把供需紧张度分档，在同样条件下比较价格，才能把"因为更紧"和"因为更贵"分开。
4最后给机制——每条结论都要落到可验证的数据上：开机容量、停机与检修、风电分布、外来电占比、煤价、预测偏差。
价格的变化，最终都能追到三本账上：供给、需求、成本。9 月这一轮，需求这本账是往下走的，供给和成本两本账同时往上走——答案其实一开始就写好了，只是需要数据把它念出来。
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