测试技能

一、测算背景与核心结论

（一）测算背景与情景定位

2026年9月广东省电力现货市场处于气象偏热、负荷平稳、外来电供给存在不确定性的复合运行环境中。本轮测算以中国气象局与广东省气象部门发布的9月气候研判为气象输入，以8月全省披露日均负荷为负荷基准，以跨省跨区直流通道充裕运行为外来电情景，开展全维度定量测算。测算覆盖2026年9月全月30天，包含22个工作日、5个周末日与3个中秋节假日。

需要特别说明的是，西电送粤电量中超七成来源于云南水电。9月云南主力梯级水库进入后汛期蓄水保供阶段，叠加省内高载能产业负荷维持高位、流域来水存在偏枯可能，云南水电送粤能力存在客观供给约束。本报告以日均32,500兆瓦作为外来电的基准锚点，测算该情景下的全省现货价格中枢与分时形态，并在后文对云南水电出力不及预期的收缩情景开展敏感性压力测试，揭示价格上行风险边界。

（二）核心测算结论

本轮采用"日前24小时集成回归模型、历史相邻月物理弹性校准引擎与自适应动态融合层"三层算法体系，测算2026年9月广东省电力现货市场主要价格指标如下：

一是月度价格中枢。全省现货负荷加权月均电价预测值为381.02元/兆瓦时，算术月均电价为382.33元/兆瓦时，两者差异反映负荷权重对晚高峰高价时段的加权效应。

二是日内分时形态。全天24小时电价呈现"午间深谷、晚间陡峰"的典型双谷双峰特征。日内最高电价出现在18:00，为526.21元/兆瓦时；日内最低电价出现在11:00，为300.06元/兆瓦时；日内最大峰谷价差为226.15元/兆瓦时。

三是分时段分布。凌晨低谷时段（00:00—06:00）均价为358.65元/兆瓦时，上午腰荷时段（06:00—12:00）均价为336.70元/兆瓦时，下午腰荷时段（12:00—18:00）均价为378.74元/兆瓦时，晚间高峰时段（18:00—24:00）均价为444.77元/兆瓦时。晚高峰显著高于其余时段，构成当月价格中枢抬升的主要来源。

表1  2026年9月广东省现货电价关键预测指标汇总表

二、预测方法与技术架构

本轮月度电价预测采用多模型协同的混合技术架构，由三部分有机组成，兼顾曲线形态的细节刻画与边际供需位移的宏观响应。

（一）日前24小时分时集成回归模型

算法第一层以历史928天日级与小时级连续样本为基础，针对00:00至23:00共24个出清时段分别构建独立回归器，模型族包含LightGBM与XGBoost。针对广东日内光伏大发时段可能出现的零电价与极低电价特征，模型引入分类加双回归的概率加权优化机制，提升对低价区间的识别与拟合能力。

特征工程接入71维特征体系，涵盖日历周期特征、电价自回归滞后特征、气象温度与湿度滚动特征，以及目标月月度聚合边界特征。通过历史月级供需与天气聚合函数计算，模型有效建立了负荷水平、外来电规模与新能源渗透率对分时电价的敏感性映射。

（二）历史相邻月物理弹性校准引擎

算法第二层为基于真实电力供需边际位移的物理校准模型。该引擎利用2024年至2026年累计31对真实相邻月份的供需变动数据，采用岭回归建立物理弹性映射关系。

校准引擎以相邻月用电负荷变化量、新能源出力变化量、西电东送变化量以及日均制冷度日数变化量为解释变量，以凌晨、上午、下午、晚高峰4个典型时段的电价变动率为目标变量，分别拟合4组差异化的分时弹性系数。拟合结果显示，下午与上午时段的供需解释度分别达到0.454和0.384，输出端设置正负20%的变动约束，以防范极端外推失真。

（三）自适应动态融合层

算法第三层将机器学习预测曲线与物理校准预测曲线进行自适应加权融合。融合权重依据2026年规则调整后的有效月份累积量动态确定，本轮取值为0.40，表明系统处于以数据驱动模型为主导、物理供需校准为重要修正的稳定状态。

融合公式为：

式中，为第时段最终预测电价，为集成模型预测值，为校准引擎预测值，为融合权重，本轮取0.40。

三、2026年9月系统边界条件与参数假设

（一）气象边界条件

依据中国气象局及广东省气候中心发布的9月气候预测结论，全省月度平均气温设定为28.3摄氏度，较历史常年气候态偏高约0.6摄氏度。月度累计制冷度日数（CDD）为129.0摄氏度·日，采暖度日数（HDD）为0.0摄氏度·日。气象走势预示9月上旬与中旬存在阶段性高温天气过程，对空调用电负荷形成一定支撑。

（二）省内用电负荷边界

参考8月披露的实际日均负荷水平并结合9月历史负荷平水期规律，本轮测算将全省预测日均用电负荷设定为129,634.53兆瓦。9月全月包含22个工作日、5个周末日以及3个中秋节假日，负荷分布具有明显的工作日高负荷与节假日低负荷结构。

（三）外来电边界与云南水情现实约束

本轮测算以西电东送日均受入电力取32,500.00兆瓦。该取值代表通道接近满负荷运行的外来电充裕情景。

从物理供给现实分析，云南水电作为西电送粤的最主要来源，在9月份面临三重制约。其一，后汛期水库蓄水压力，9月为金沙江、澜沧江等西南主要流域由汛期向枯水期转换的关键时段，梯级水电站须按调度规程抬高运行水位、优先保障枯期及次年春季发电蓄水需求，汛末弃水发电空间大幅收窄。其二，云南省内用电负荷刚性增长。其三，流域来水偏枯风险，若9月西南地区降水不及预期，西电实际送粤电力易向通道保障下限收缩。该项现实制约是后文价格上行敏感性分析的核心变量。

（四）新能源与等效净需求

全省风电与光伏日均总出力预计为5,039.08兆瓦，其中风电约1,001.87兆瓦、光伏约2,012.58兆瓦，新能源渗透率约为3.89%。在扣除新能源出力与32,500.00兆瓦西电受入后，全省留给省内煤电、气电及核电机组的等效日均净需求为97,134.53兆瓦。

图4 展示全口径负荷的分解结构。西电东送与新能源合计占比约28.9%，其余71.1%由省内等效净需求承担，构成边际机组的出清基数。

全月30天边界条件按用户设定的充裕情景逐日分布如下：

图5 显示日级负荷与西电在全月保持平稳，新能源出力在4,400至5,150兆瓦区间小幅波动，未出现显著的日际跳变，符合9月平水期边界平稳的设定特征。

表2  2026年9月系统边界关键参数表

四、2026年9月电价预测结果与分时特征深度剖析

（一）24小时逐时电价分布

在上述边界输入下，2026年9月广东省电力现货市场典型工作日24小时逐时电价预测结果如表3所示。

表3  2026年9月典型工作日24小时逐时电价预测明细表（元/兆瓦时）

典型工作日、周末与节假日的三类曲线形态对比如下：

图1 显示三类日曲线均呈现午间深谷与晚间陡峰的基本形态，工作日峰值526.21元/兆瓦时与谷值300.06元/兆瓦时构成当月最宽日内价差。节假日曲线在08:00至09:00出现局部抬升，与节假日机组检修及外来电配合调减的边际结构变化有关。

（二）分时段运行规律

从24小时分时走势看，电价曲线具有鲜明的分时梯次特征。

一是夜间低谷运行段（00:00—06:00）。该时段均价维持在340至360元/兆瓦时区间，系统负荷处于低谷，核电及高效大型煤电机组提供基荷支撑，出清价格平稳。00:00因部分机组出力调整滞后电价短暂上冲至407.08元/兆瓦时。

二是午间光伏消纳深谷段（09:00—14:00）。全省分布式与集中式光伏大发，系统净负荷大幅下挫，电价迅速走低。10:00至11:00电价跌破310元/兆瓦时，并在11:00探至全天最低点300.06元/兆瓦时，呈现出典型的"鸭子曲线"腹部特征。

三是晚间负荷高峰顶峰段（18:00—21:00）。傍晚太阳辐射消退、光伏出力归零，同时居民生活用电与商业用电急剧攀升，系统等效需求急增。18:00达到全天电价最高峰526.21元/兆瓦时，19:00和20:00分别维持在460.11元/兆瓦时和438.14元/兆瓦时的高位，高成本调峰气电和重载机组成为边际出清机组。

（三）分时段均价与峰谷结构

按凌晨、上午、下午、晚间4个时段统计，三类日的加权均价分布如下：

图2 显示晚间时段为全天价格高地，工作日晚间均价444.77元/兆瓦时，周末与节假日晚间分别达到469.77元/兆瓦时和465.98元/兆瓦时。上午时段为全天价格洼地，工作日与周末上午均价分别为336.70元/兆瓦时和319.67元/兆瓦时，构成日内套利的主要价差来源。

小时级价格带的分布进一步揭示峰谷结构：

图3 按价格带对工作日24小时电价进行着色区分。低谷段（不高于340元/兆瓦时）集中于09:00—14:00，高峰段（不低于440元/兆瓦时）集中于18:00—21:00与23:00，腰荷段衔接其间。全天算术均值约379元/兆瓦时，峰谷价差达到226.15元/兆瓦时，具备显著的分时价差特征。

（四）不同日类型电价差异

一是工作日（22天）。负荷加权平均电价为385.16元/兆瓦时，工业生产连续性强，日间腰荷支撑力度稳固，晚高峰尖峰特征突出。

二是周末（5天）。算术平均电价为380.50元/兆瓦时，工业用电有所回落，全天整体走势较工作日下移5至10元/兆瓦时。

三是节假日（3天，中秋假期）。算术平均电价为414.20元/兆瓦时，虽然全省总用电量下降，但节假日期间部分大型机组安排检修且外来电配合调减，导致边际出清机组效率结构变化，形成特有的价格分布。该结果提示节假日并非简单的低价时段，需结合机组检修与外来电安排综合研判。

五、市场机理分析与云南水电风险压力测试

（一）物理出清机理

在本轮设定的32,500.00兆瓦西电边界下，外来电充裕输入直接减少省内机组的发电任务，压低全省等效净需求至97,134.53兆瓦。充裕的无边际成本外来电不仅在日间腰荷时段进一步拉宽供需安全裕度，更在晚高峰时段有效替代部分高报价的气电机组，使得全天加权均价稳定在381.02元/兆瓦时的相对低位。该情景下，系统对省内高成本调峰资源的调用强度降低，现货价格的边际成本构成中，煤电作为边际机组的时段占比提升，价格波动的中枢相对平稳。

（二）云南水电短缺情景下的价格反弹压力测试

针对云南9月水电出力不及预期这一客观约束，开展外来电收缩的敏感性压力测试，测算省内等效净需求扩大对现货价格的传导效应。

一是温和收缩情景（西电降至25,000兆瓦）。若因汛末蓄水导致西电东送减少约7,500兆瓦，省内等效净需求将扩大至约104,600兆瓦，省内次优煤电机组开机增加。预计负荷加权月均电价将回升至384.50至386.00元/兆瓦时区间，较充裕情景回升3.5至5.0元/兆瓦时，晚高峰18:00电价将上探至535.00元/兆瓦时以上。

上述压力测试表明，西电东送每减少1,000兆瓦，负荷加权月均电价约抬升0.5至0.8元/兆瓦时，但对晚高峰尖峰电价的边际抬升更为显著。云南水情是9月广东现货价格最主要的上行风险源。

七、测算说明与使用边界

一是本轮测算基于2026年9月官方气候研判与高西电充裕情景的确定性边界输入，未纳入9月实际来水、临时检修、通道故障等随机扰动，实际出清价格以电力交易中心发布结果为准。

二是预测模型以历史928天样本训练，对超出历史极值分布的极端边界输入不具备外推保证。若9月出现持续极端高温或西电大幅收缩，建议结合最新气象与水情信息滚动更新测算。

三是月度曲线模型对月级天气常量与边界常量的敏感性已通过历史月级聚合特征注入得到修复，但在月度总量平稳、日内波动加剧的情形下，分时价格的波动幅度仍取决于日内负荷与新能源出力的时序匹配，需结合日前预测进一步细化。

附表  2026年9月24小时典型曲线预测明细（工作日/周末/节假日，元/兆瓦时）