导语

9月新疆电力市场进入夏秋转换关键过渡期，新能源资源呈现光伏出力季节性下降、风电出力抬升的典型秋季特征，中长期市场成交规模环比有所收缩，综合交易均价较 8 月出现明显回落；现货市场日内价格分化依旧显著，午间光伏大发时段维持低价，早晚高峰仍存在阶段性高价。本月《新疆电力现货市场试运行工作指引 5.0 版》正式实施，市场报价、出清规则进一步优化升级。

一、9月新疆电力中长期交易总体情况

（一）交易概况

根据披露的9月新疆电力中长期交易总体情况来看，9月全月中长期市场累计成交电量514.58万MWh，较8月的895.71万MWh减少了381.13万MWh，环比下降了42.55%；市场综合成交均价122.09元/MWh，较8月的145.51元/MWh下降了23.42元/MWh，环比下降了16.10%。9月供需关系明显缓和，交易规模与价格同步回落。

9月共组织开展5批次月度交易、4批次月内绿电交易、4批次旬合同交易以及9月日合同交易。从交易周期结构看，月度交易（含月度双边直接交易、集中直接交易、多月双边交易、月度绿电交易等）成交电量447.55万MWh，占全月成交量的86.97%，综合均价为132.70元/MWh；而月内交易（含月内绿电交易、旬滚动合同交易、日合同交易）成交电量67.03万MWh，占13.03%，综合均价为51.28元/MWh。

（二）各类电源交易情况

从电源结构看，火电仍是中长期交易主力，9月火电成交电量为211.97万MWh，占全月成交量的41.19%；太阳能（光伏）成交电量为189.12万MWh，占36.75%，是第二大交易电源；风电成交电量为93.04万MWh，占18.08%；水电成交电量为13.56万MWh，占2.64%；独立储能-发电成交电量6.90万MWh，占1.34%。

2026年9月各类电源成交电量、均价及占比情况详见下表：

从表中直观数据来看，印证了火电是市场主力电源，成交均价152.72元/MWh，较8月小幅回落；太阳能成交均价70.22元/MWh，延续市场低价电源的定位，是拉动综合均价下行的主要因素；风电均价134.01元/MWh，较8月风电价格有所回落；水电成交电量与均价均大幅下跌，主要受9月来水变化影响；独立储能-发电成交量较8月明显放大，但成交均价大幅回落至616.56元/MWh。

从上述列出的表和图中可以看出，9月各类电源成交电量较8月均有所下滑，其中水电降幅最大（-74.99%），其次为风电（-58.51%）和火电（-46.26%）；独立储能成交量逆势大幅增长（+355.07%）。从均价来看，9月全部电源品类均价均环比下行，水电均价跌幅最大（-75.85%），其次是独立储能均价（-68.60%），综合均价环比下降16.10%。

二、9月电价整体走向

（一）均价与分时特征：涨幅集中在凌晨和傍晚

9月日前均价141.2元/MWh，较8月上升15.9%；实时均价130.3元，较8月上升9.3%。但涨幅并不均匀，与8月“涨在晚高峰”相反，9月电价涨幅集中在凌晨和傍晚：

凌晨1-9时段普遍上升。段1从202.7元升到266.3元，上升31.4%；段8从184.4元升到241.9元，上升31.2%；段6、7也分别上升21.4%和21.8%。凌晨时段的抬升是9月均价上升的重要来源。

傍晚段20暴涨，电价从8月的92.2元飙升至256.7元，上升178.6%，是全月环比涨幅最大的时段。段19也从60.7元升至65.1元，实时价格更是从69.7元升至153.4元。

晚高峰21-24时段变化不大。段21上升14.0%，段22、23、24分别变动-1.7%、+0.7%、-0.9%，基本与8月持平。午间11—17时段小幅下降，降幅0.7%—6.2%，光伏大发时段价格仍被压在40—55元。

（二）高价持续时长：中等高价持平，极端高价翻倍

9月电价超过200元/MWh的时段138个，占19.2%，与8月的146个基本持平；超过300元的时段113个，占15.7%，较8月的79个明显增多；超过500元的时段69个，占9.6%，较8月的32个翻了一倍多。

与8月不同的是，8月是“更频繁、不更极端”，比如：200-400元时段增多、500元以上略减；9月是“既频繁又极端”，300元以上和500元以上的时段都大幅增加。对市场主体而言，9月的高价风险比8月更集中、更极端。

（三）高价日度分布：中旬和下旬的双峰

从图中可以看出，9月日均价最高的五天是9月14日（362.8元）、9月13日（356.2元）、9月23日（320.7元）、9月24日（310.5元）、9月11日（275.8元），全部出现在中旬和下旬；最低的五天是9月4日（50.8元）、9月3日（51.1元）、9月9日（51.8元）、9月17日（52.4元）、9月2日（53.1元），集中在月初和月中大风天。

日均价超过300元的高价时段集中在两个波峰：9月11-14日合计48个时段，以及9月20-24日合计42个时段，两个波峰合计占全月高价时段的80%。这与8月出现的月初、月末双峰的分布完全不同，高价节奏整体后移，且低价日与高价日交替出现，全月电价波动比8月更剧烈。

三、影响电价的核心因素

（一）新能源：出力与8月相对持平

9月日前新能源日均3923万千瓦，较8月减少1.5%，基本持平。但实时新能源日均只有2504万千瓦，较8月减少10.1%。下半月的16天中，15天实际出力低于日前预测，平均偏差达1285万千瓦，约为日前新能源均值的33%。

这说明9月风电实际出力比日前预测更差。分时段看，凌晨1-9时段日前新能源在1.9-2.1万千瓦之间，与8月相当，但实际出力低10-30%；午间光伏大发的10-17时段，实时出力也比日前预测更低。新能源实际出力低于预期，是9月电价偏高的一个隐藏因素。

（二）用电负荷：明显减少

9月负荷日均4219万千瓦，较8月减少9.3%，减幅明显大于8月（8月环比仅减少0.9%）。主要是入秋后制冷负荷消退，负荷整体下了一个台阶。

但负荷减少并没有把电价压下来，反而9月电价更高。这说明供给端的收缩比需求端更快、幅度更大，负荷的变化并不是导致9月电价偏高的主要影响因素。

（三）水电出力：大幅减少

9月水电日均470万千瓦，较8月的576万千瓦减少18.4%，减少106万千瓦。8月水电与7月基本持平，9月来水转枯，水电支撑明显减弱。由此可见，水电出力的变化导致了9月电价偏高。

（四）跨省外送：总量减少，月末明显收缩

9月外送日均2084万千瓦，较8月减少11.1%。上旬外送在2220-2240万千瓦之间，与8月接近；9月25-30日外送降至1725-1805万千瓦，明显少于上旬。外送总量减少对本地供给是利好，但幅度有限，不足以抵消水电和新能源实际出力的下降，无法制止9月电价的升高。

四、特殊日期深度分析

9月的高价日和低价日都很有特点，下面挑选四组日期单独分析。

（一）9月11-14日：月中连续高价

9月13日、14日是9月电价最高的两天，日前均价分别为356.2元和362.8元。两天凌晨1-8时段电价全线在598-653元之间，晚高峰21-24时段也在531-564元；午间光伏大发时段仍被压在40-45元。

高价的原因很直接：凌晨风电极低。9月13日、14日凌晨新能源出力都只有400万千瓦左右，约为全月均值（3923万千瓦）的十分之一，风电资源极差。火电已经高位运行（9月13日开机容量为1904万千瓦、开机数为54台，9月14日开机容量为1878万千瓦、开机数为55台，均为全月高位），仍无法填补凌晨的供给缺口。这两天是典型的风电资源决定价格的日子。

（二）9月20-24日：中秋前连续高价

9月20-24日是9月第二个高价波峰，其中9月23日、9月24日最高，均价分别为320.7、310.5元。9月25日是中秋节第一天，因此这波高价正好出现在节前两天。

9月23日的特点是日前报价明显高于实时：凌晨日前价为220-618元，22-24时段日前价为520-613元，但实时价只有167-409元，价差在22-24时段达到204-420元。9月24日火电开机1931万千瓦，为全月最高。中秋假期前后，市场对供给的预期偏紧，导致日前报价整体抬升，是这波高价的可能原因之一。再加上这几天新能源出力并不算很高，尤其是20日晚间到21日凌晨以及24日凌晨，出力均在100万千瓦时以下，也是这次高价的原因之一。

五、日前-实时价差分析

（一）分时段价差：日前整体高于实时

9月价差（日前价－实时价）均值10.9元，明显高于8月的2.7元，日前市场整体定价偏紧。按五个时段区间统计：

三个规律值得注意：

第一，凌晨、早峰、深夜的价差为正概率都很高（76%—83%），明显高于8月（8月为61%-67%），日前高于实时是9月的主基调。

第二，午间价差仍然极小。11-17时段价差绝对值均值只有5.5元，没有超过30元的时段，日前与实时高度一致，此时段申报重点在电量匹配而非价格选择，申报系数尽量报1。

第三，晚峰时段反向风险增大。18-22时段有22%的概率价差跌破-30元（8月为10%），负价差均值深达-83.5元。虽然9月整体是日前高于实时，但晚峰时段要特别注意实时价格高于日前的可能，因此申报系数不应过激，正负系数应报小。

（二）价差的影响因素：新能源预测偏差

9月实时新能源平均比日前预测低1285万千瓦，但价差仍然整体为正，这是9月与8月的一个明显差异。分情形看：

8月的数据是实际低于预测时价差转负（-6.2元），9月则保持为正（+2.4元）。这说明9月日前市场整体按偏紧的预期定价，说明即使较高的日前新能源预测，市场也偏向于认为实际发电偏少，因此日前定价较高。因此即使实际新能源出力比预测更低，日前价格也没有因此低于实时。

交叉对比验证显示：凌晨、早峰、深夜时段，当新能源实际出力高于日前预测时，价差为正的概率达到100%，与8月早峰95%的规律一致，信号依然清晰。因此当预测日前新能源出力将高于实际时，可以多考虑报高系数，这样超报的部分可以在实时市场卖出，获利概率较高。

（三）申报策略建议

从9月的数据来看，段1/2/8/9/21/22/23正价差概率较高，均在50%以上，且正向价差大于30元的概率也较其他段更高，所以应选择报高系数；午间段10-18价差维持在0元附近，所以尽量选择报系数1；晚间段19-20的平均价差维持在负数，所以应尽量选择报低系数；段3-7和段24虽然正价差概率较高，但价差不大，所以应酌情考虑选择报高系数或者低系数。

而十月的申报策略前期可参考9月的实际情况，若发现有较大偏差则应及时分析原因并更换策略，寻找10月的特殊规律。

小结

9月作为夏秋转换的首月，对比8月市场格局发生明显变化。全月均价显著回落，高价出现模式由8月的晚高峰独大转为特定时段高价。风电日内波动率，火电爬坡物理约束等因素依旧是成为影响价格的关键变量；水电大幅减少、火电开机整体减少，让高缺口时段的供给弹性更小，因此同样的缺口水平下9月电价跳升得更猛。

展望10月，新疆将进一步进入秋冬转换期，光伏出力将持续下降，风电维持秋季高出力模式；随着采暖负荷逐步启动，实际负荷可能进一步抬升。同时也要注意进入秋冬季后，日出时间推后，日落时间提前，因此高价特殊段将会向中间靠拢，逐步向段8/9/20/21过渡。