一、全省电力供需与负荷运行分析
（一）全社会用电总量
截至2026年5月，江苏全社会累计用电量3520.76亿千瓦时，同比增长6.18%，电力消费保持稳定增长态势，高于全国平均水平。
表12026年1-5月全社会用电量分产业统计
产业分类 | 累计用电量（亿kWh） | 同比增速（%） | 特征 |
一产 | 32.59 | +7.61% | 增速偏高 |
二产 | 2,414.40 | +5.30% | 工业主力 |
其中：工业 | 2,401.75 | +5.39% | 支撑主体 |
三产 | 619.80 | +8.92% | 服务业拉动 |
城乡居民 | 453.96 | +7.16% | 温控负荷驱动 |
合计 | 3,520.76 | +6.18% | 稳定增长 |
苏州累计用电量768.43万千瓦时居全省首位；常州、南通用电量同比增速超7%，引领苏南苏中板块；盐城、宿迁、淮安增速偏低，区域用电分化格局明显。
（二）月度负荷核心指标
5月全省系统负荷均值95,195兆瓦，净负荷均值83,738兆瓦，整体供需基本平衡、偏紧运行，较4月负荷水平大幅抬升。
表22026年5月负荷核心指标汇总
指标 | 月均值（MW） | 极值 | 较4月变化 |
系统负荷 | 95,195 | - | ↑显著 |
净负荷 | 83,738 | - | ↑显著 |
火电开机 | 70,433 | 最大82,433（5/29） 最小46,970（劳动节） | 小幅上调 |
新能源出力 | 9,488 | 风电+30% 光伏+16% | 环比大幅提升 |
●节假日分化：5月1-5日劳动节负荷显著走低；工作日、周六负荷持续高位；周日负荷小幅回落
●午间温控：14-15时净负荷较4月高出7,000 MW，午间温控负荷成为本月增量核心
●趋势上行：随气温逐月抬升，全月净负荷持续上行，日内负荷曲线呈典型午间高峰形态
二、市场主体注册入市概况
截至2026年5月31日，江苏电力市场注册经营主体合计200,757家，市场主体结构持续丰富，新型市场主体扩容提速。
图1江苏电力市场注册主体结构（对数坐标，2026年5月末）
重要突破
●负荷类虚拟电厂全省首家入市，完成4.9万千瓦可调负荷聚合，6月正式参与月度竞价，负荷侧资源市场化落地取得重要突破
●零售市场：5月末159家售电公司、3,534家用户完成零售签约，当月727家用户发起服务诉求，线上售后闭环体系正常运转
三、中长期电力直接交易
（一）月度交易总量与综合均价
2026年5月全省直接交易总电量365.56亿千瓦时，全市场综合均价340.43元/兆瓦时，环比4月（332.95元/MWh）显著上行，购电需求抬升，价格整体上移。
图22026年5月中长期交易分品类电量（柱状）与均价（折线）对比
图32026年1-5月中长期交易月度综合均价趋势（5月突破年内均价中枢）
（二）分时段与旬度价格规律
月度竞价分时价格呈现"白天高、午间低、夜间次高"格局：0-6时、18-24时高峰段报价显著高于午间10-16时；工作日高峰中长期报价高于周末和劳动节假日。
5月下旬新能源出力明显低于上中旬，供给收缩叠加负荷走高，旬度价差分化明显。多数市场主体仅依托上中旬电价判断行情，低估下旬高价风险，仓位不足被迫高价补货。
四、现货市场运行复盘
（一）现货均价环比变化
5月全月日前市场均价326元/MWh，实时市场均价338元/MWh；相较4月，日前均价环比+7元/MWh，实时均价环比+9元/MWh，负荷攀升推高全时段现货价格中枢。
图42026年5月现货市场日前/实时均价环比变化
（二）分时段价格特征
全月现货市场呈现典型"两峰一谷"结构：
●低谷时段：0-2时受分时政策低价约束；8-16时午间因光伏出力集中为全月价格洼地
●高峰时段：2-6时及17-24时持续高价，其中2-3时、22-23时易出现价格跳涨
●午间尖峰：工作日10-11时负荷冲高，易短时抬价；周末午间价格波动相对平缓
●日前与实时价差：9-12时及16-20时日前/实时价差最为突出，套利不确定性增加
（三）旬度分化
5月上中旬现货温和，下旬新能源出力下滑、负荷持续走高，全天分时日前均价普遍高于上中旬40-60元/MWh，下旬现货价格大幅超出市场前期预判。
五、绿电交易市场运行
（一）省内绿电交易
5月省内绿电总电量3.54亿千瓦时，省内综合电能量结算均价379.72元/MWh，环境权益均价23.31元/MWh，绿电环境权益溢价持续高于市场26年的绿证价格。
表32026年5月绿电交易分类明细
交易类型 | 电量 （亿kWh） | 均价 （元/MWh） | 备注 |
年度分月计划（省内） | 1.65 | 405.35 | 年度绿电长协计划执行 |
月度绿电（省内） | 1.27 | 399.13 | 月度绿电竞价 |
月内绿电（省内） | 0.62 | 396.25 | 月内滚动补充 |
省间外购绿电 | 4.93 | 352.82 | 低价绿电对冲省内高价 |
用户侧结算绿电 | 8.47 | 359.14+13.63 | 环境权益=13.63 |
图52026年5月绿电交易分类电量与均价（省内综合均价379.72元/MWh）
（二）绿电交易特征
●省间外购绿电4.93亿kWh，均价352.82元/MWh，低于省内约27元/MWh，省外低价绿电有效对冲省内高价采购压力
●绿电消费需求保持刚性，溢价稳定，整体绿电消费规模月度增长趋势明确
六、零售市场与批零价格传导
图62026年5月批发与零售市场均价对比（批零价差9.15元/MWh）
表42026年5月批零市场结算概况
维度 | 批发市场 | 零售市场 | 批零价差 |
结算电量（亿kWh） | 419.28 | 419.28 | 完全匹配 |
综合均价（元/MWh） | 339.46 | 348.61 | +9.15 |
套餐结构 | - | 全联动/浮动联动 | 价格传导顺畅 |
七、月度总结
2026年5月作为春夏过渡关键月份，江苏用电负荷、现货与中长期价格同步抬升，供需呈现"整体平衡、高峰偏紧"格局。新能源出力月度改善但旬度分化明显，下旬供给收缩推升全市场电价；中长期交易预判存在周期局限性，多数市场主体仓位配置不足，现货兜底成本增加。
进入6月迎峰度夏关键期，市场供需偏紧、价格易维持高位，各类市场主体需优化长短期电量配比，拉长行情预判周期，兼顾中长期锁价与现货精细化日内操作，同时依托省间绿电、负荷侧新型资源对冲成本波动，平稳应对夏季电力市场高波动运行环境。
