研报速递一、市场总体情况与核心指标
2026年9月，山西电力市场呈现“需求回落、供给收缩更猛、现货价格逆势上涨”的运行特征。9月日前市场均价341.55元/兆瓦时、实时市场均价383.48元/兆瓦时，较8月分别上涨10.1%和16.6%；与此同时，省调负荷峰值从8月的31579MW降至29526MW（-6.5%），开机容量均值从40991MW大幅降至32964MW（-19.6%）。供给端收缩幅度显著大于需求端，是9月现货价格在负荷回落背景下反而上涨的核心原因。
二、现货市场24小时分时分析
9月现货价格呈典型的“午间深谷、晚峰尖峰”单峰形态，峰谷极为陡峭：
日前价格：夜间0—6时维持在392—426元区间，7时起随光伏出力攀升快速回落，12时降至88.14元的全天最低，10—13时连续4个时段低于100元；15时起快速回升，17时突破500元，18时达到594.67元的全天最高，19—20时维持568—526元高位，21时后回落。
实时价格：整体高于日前，午间12时最低115.91元，18时飙升至758.71元的全天最高（较日前18时高出164元），17时619.47元、19—20时603—605元。晚峰时段实时价格显著高于日前，反映18时前后实时供需最为紧张，实时偏差结算风险集中。
午间深谷与晚峰尖峰的巨大落差，是9月山西现货最突出的特征：12时日前88.14元与18时594.67元相差506元，实时12时115.91元与18时758.71元相差643元。这一形态由光伏大发（午间出力22308MW）与晚峰光伏退出（18时仅4412MW）、负荷上行（18时29526MW）共同驱动。
三、中长期交易分析
9月中长期交易以年度双边和月度竞价为主：
① 年度双边价格稳定在254—256元，9月成交量小幅增至1.52亿kWh，是全年价格"压舱石"；② 月度竞价9月均价311.62元，较8月的339.39元下降8.2%，成交量26.71亿kWh（-4.9%），是中长期交易的主体品种。月度竞价价格在9月现货上涨的背景下反而下降，与8月类似，反映月度竞价申报对现货走势的预期偏保守；③ 售电侧月度集中竞价（月度集中）9月均价297.24元，介于年度双边与现货之间。
中长期与现货的价差结构
9月年度双边（256元）较日前现货（341.55元）低85.5元、较实时（383.48元）低127.5元；月度竞价（311.62元）较日前低29.9元、较实时低71.9元。在9月现货上涨周期中，中长期合约的"锁价"价值凸显，尤其是年度双边在晚峰时段（18时年度291元 vs 实时759元）为用电方提供了显著的成本对冲。
四、各交易品种价格对比
9月各交易品种全天均价由低到高依次为：月度双边（263.73）≈ 年度双边（265.83）＜ 月度集中（297.24）＜ 国网代购（303.04）＜ 日前（341.55）＜ 实时（383.48）。
各品种在午间时段（10—14时）价格均明显回落，年度双边、月度双边在午间降至209—213元、107—178元，而现货午间降至88—138元；在晚峰18时，各品种价差达到全天最大：年度双边291元、月度双边313元、国网代购363元、日前595元、实时759元，实时较年度双边高出468元。这意味着晚峰时段是中长期合约对冲价值最大、也是现货敞口风险最高的时段。
五、发电侧结算分析
9月发电侧分电源类型结算情况：
① 火电是绝对主体，结算电量140.94亿kWh（占68.0%），结算电价398.75元，在9月晚峰高价时段获益显著；② 光伏结算电量36.93亿kWh（占17.8%），但结算电价仅133.38元，为各电源最低，与其午间大发、压低现货价格的时段特征一致；③ 风电结算25.67亿kWh、电价290.09元；④ 储能结算电量2.25亿kWh，结算电价高达779.99元，为各电源最高，体现储能在晚峰高价时段放电、"低充高放"的套利价值；⑤ 水电占比很小（0.7%）。
六、售电侧结算分析
9月售电侧批发、零售结算情况：
9月售电侧批发结算电量与零售均为121亿kWh，批发均价307.34元、零售均价309.83元，批零价差仅2.49元，售电公司批零价差空间极为有限。结合8月7日规则修订将零售套餐价差值参数k值从20元/MWh下调至14元/MWh，售电公司的零售收益空间进一步压缩，9月批零价差已降至2.5元的低位，售电公司需更加依赖精准的中长期锁价与现货偏差控制来维持盈利。
七、负荷、新能源与联络线
省调负荷：9月负荷呈"午间低谷、晚峰尖峰"形态，13时最低22486MW，18时达到29526MW的全天峰值，峰谷差7040MW。
新能源出力：9月呈典型光伏单峰，夜间约3700—4500MW，7时起快速攀升，12时达到22308MW的全天峰值（约为夜间的5倍），16时后快速回落，18时降至4412MW。新能源午间大发与负荷午间低谷重合，是午间现货深谷的直接成因；晚峰18时新能源骤降而负荷达峰，催生晚峰尖峰。
联络计划：9月全天呈"白天高、夜间低"，0时最低5802MW，9时最高8656MW，白天维持在7700—8700MW，是山西外送通道。
从供需结构看，9月午间新能源出力（22308MW）已接近负荷（23117MW），净负荷仅约800MW，系统需为光伏消纳预留深度调峰空间，这也是8月7日规则修订煤电机组压火启停调峰条款的背景；晚峰18时新能源仅4412MW、负荷29526MW，净负荷缺口达25114MW，需火电+联络线满足，供给偏紧推高价格。
八、政策与规则变化
2026年8月7日，山西省能源局、国家能源局山西监管办公室联合发布《关于修订零售套餐价差值参数等4项〈电力市场规则体系（V16.0）〉有关条款的通知》，核心修订包括：
① 零售套餐k值下调（20→14元/MWh）：直接压缩售电公司零售套餐的价差收益空间，9月批零价差已降至2.49元，售电公司盈利进一步承压，需向精细化采购与偏差管理要效益；② 煤电压火启停调峰条款修订：配合高比例新能源（午间光伏22308MW）消纳，明确煤电机组压火、启停调峰的相关机制，提升系统午间调峰能力；③ 长期停运机组交易及结算机制：规范长期停运机组的市场交易与电费结算，堵住相关结算漏洞。
九、与8月对比
9月核心结论
1、现货逆势上涨：日前341.55元（+10.1%）、实时383.48元（+16.6%），实时涨幅更大；
2、供给收缩是主因：开机容量32964MW（-19.6%），收缩幅度远超负荷回落（-6.5%）；
3、现货峰谷陡峭：午间12时日前88.14元深谷，晚峰18时日前594.67元、实时758.71元尖峰；
4、中长期稳价：年度双边256元（+0.8%）、月度竞价311.62元（-8.2%），锁价对冲价值凸显；
5、发电侧：火电140.94亿kWh（398.75元）为主体，光伏36.93亿（133.38元）电价最低，储能779.99元电价最高；
6、售电侧：批零价差仅2.49元，叠加k值下调至14元，盈利空间压缩；
7、政策：8月7日V16.0修订4项条款，聚焦零售k值、煤电调峰、停运机组结算。
8月→9月对比研究总结
1、价格层面：8月现货日前310.25、实时328.77，9月在负荷回落的情况下反而上涨至341.55、383.48，核心原因是供给端开机容量大幅收缩19.6%（40991→32964MW），供给收缩显著快于需求回落，晚峰时段供需偏紧；实时价格涨幅（16.6%）大于日前（10.1%），说明实时偏差时段供需更紧、实时风险上升。
2、供需层面：9月负荷峰值下降6.5%（31579→29526MW），新能源午间峰值略升（20634→22308MW），但联络线峰值下降17.3%（10466→8656MW），外送减少叠加开机容量下降，晚峰供给保障能力减弱。
3、策略启示：① 晚峰17—20时是现货高价（实时18时759元）高风险时段，应通过年度双边、月度竞价等中长期合约重点覆盖，控制现货敞口；② 实时价格在晚峰显著高于日前，需加强实时偏差预测与申报，避免实时高买；③ 售电公司在k值下调、批零价差收窄的背景下，应向精细化锁价、分时段采购和偏差考核管理要利润；④ 储能在晚峰套利价值显著（779.99元），可关注储能、虚拟电厂等灵活性资源参与。
数据说明：本报告数据全部来自山西电力交易中心。
个人观点，仅供参考。如有侵权，请及时联系进行删除。
