八月份盘点收尾时，我曾有个预判，继8月份各类规划文件密集出台之后，从九月份开始，需要关注的重点，将不再是一份又一份新出台的政策文件，而是考核指标如何逐层分解下达，价格与交易机制如何迭代调整等具体落地事宜。

反观九月份决策层和市场的相关反应可以看出，整个九月几乎都是在回应这个判断。从这个月开始，没有了八月份那种规划文件扎堆落地的阵仗，核心的看点则几乎全部集中在细节上。

比如，环渤海5500大卡动力煤现货时隔三年重新向千元关口冲击，国际油价在一周之内站上100美元，电力现货市场里新能源一边倒贴钱申报、一边被低价结算，监管层则开始老驴为电力市场建立风险防控的制度和规矩。

价格是市场信号的真实反应，煤、油、电三类价格在同一个月里集中出现异动，说明的不只是供需的短期变化，更是在制度进一步完善及切换过程中，新旧成本结构重塑的显影。

一、煤价突破千元的背后

9月10日，秦皇岛港5500大卡动力煤现货报价约989元/吨，环渤海港口市场煤报价则自2023年10月中旬以来首次突破千元，创下近三年新高。

到了9月下旬，港口5500大卡现货仍在970元/吨上方运行，与之形成鲜明对比的是，同期年度长协价只有704元/吨，也就是说现货价格比长协贵出近四成。

表面看，这种情况和2021年秋天的行情很像，但是其背后的驱动逻辑却完全不同。2021年的行情是需求爆发拉起来的一波上涨周期，这一轮则是供给收缩推出来的被动上涨。

其最终的根源在安监领域，2026年5月山西沁源矿难之后，全国煤矿安全监管明显加码，整治对象最初集中在民营煤矿。

8月27日，国家矿山安全监察局印发《关于进一步加强国有煤矿企业安全生产工作的意见》，监管重心开始延伸到供给占比更高的国有煤矿。

这一举措的直接效果就是产量的降低，6月，全国规上原煤产量同比减少9.7%，7月减少10.1%，其中，仅山西一省单月产量同比下降就超过三成，其省内累计停产煤矿一度达到192座，涉及产能2.6亿吨。

然而，停产容易复产难，即便是煤矿经过安检评估之后顺利复产，也不等于完全达产，之前的采掘比例失调必然导致产量恢复缓慢，即便后续政策推动稳产保供，产量回升也需要时间。

所以，当9月17日国家能源局等部门部署煤炭安全稳产稳供工作时，市场的第一反应不是煤价回落，而是以及其明显的价格信号反映了一个事实：重新评估供给弹性能不能兑现。

值得注意的是，9月的煤价并非全面走强，虽然动力煤在冲高，但是炼焦煤却在中下旬掉头向下，产地竞拍流拍率明显上升，导致优质主焦煤现货价格急跌。

同样是安监约束下的供给收缩，动力煤有冬储和长协补库托底，焦煤则被下游钢厂的亏损和铁水减产反噬，导致价格出现分化，足以说明这一轮行情只是供给约束下的结构性上涨，而不是全面供需紧张的信号。

对电力行业来说，这轮煤价上涨的冲击被两道防线有效的缓冲掉了，一是电煤长协全覆盖，基础用煤价格被锁定在704元/吨附近。二是容量电价和电力现货给了火电一部分成本传导通道。

因此，这一轮的价格冲击远没有2021年那么剧烈，但现货与长协价差扩大本身，却也正在成为衡量电力系统成本压力的新指标，它在时刻提醒我们，市场煤价与计划价格之间的裂缝终究还是存在，而且这个裂缝总归要有人来买单。

二、电力市场开始重塑风险管控机制

9月30日，国家发展改革委就《电力市场风险防控管理办法（公开征求意见稿）》向社会公开征求意见，截止日期是10月30日。

这是电力市场领域第一份专门针对风险防控的顶层设计文件，而文件主要聚焦的，就是十年来电力市场中屡禁不止的市场操纵、串通报价、异常波动等问题。

监管层选择在这个时间点对办法征求意见并不是偶然，2026年，省级电力现货市场大面积转入常态化运行，电力现货价格信号越来越真实，而随之而来的问题也越来越具体，比如负电价、新能源低价结算、售电公司场外返利纠纷等。

这个时候尽快完整意见征求，并正式出台，也同时意味着，既然市场开始产生真实的博弈，那么监管层也需要同步做好行为监管。

这份文件无论什么时候正式出台，都代表了一个电力市场的转折，即监管重心将从原来的准入管理转向行为监管。

在电力市场构建初期，监管或者说市场规则主要需要回答的是谁能交易、怎么交易的问题。

而到了现在的阶段，规则则主要解决报价有没有操纵、结算有没有欺诈、异常波动有没有预警等问题。

文件出台的当天，A股电力板块集体走强，多家热电公司涨停，因此有不少人把它解读为改革深化利好所带来的，但是，一时的行情不能代表全部周期，因此，在这样的时刻，我们其实更需要冷静的思考，所以，我的判断是，随着监管规则的新的监管体系的构建，电力市场定价将越来越接近真实成本，而这一点，正是长期资金愿意进场的关键前提，这才是能解释9月30日当天电力板块集体走强的根本原因。

三、广东市场新能源倒贴卖电

9月1日，广东电力交易中心发布2026年广东电力市场半年报告，报告中有两组数据很值得探讨，一是现货市场发电侧平均申报报价0.3139元/千瓦时，新能源申报报价为-0.0350元/千瓦时，也就是每卖一度电要倒贴3分5。二是结算端直接参与市场交易的新能源上网电量239.4亿千瓦时，结算均价只有0.269元/千瓦时，远低于煤电和气电。

这种电价倒挂现象不是广东一省独有的，9月下旬的现货周报里，辽宁现货市场的周内最低价格探至-47.2元/兆瓦时。

纵观近年来价格走势，负电价已经从偶发走向常态，已经从技术讨论变成了市场现实，同时，它也不再是电力市场运行的意外情况，而是高比例新能源并网条件下，现货市场通过价格信号精准反映实时供需失衡的必然结果。

风光等零边际成本电源的大发时段与用电低谷深度重合，叠加火电以热定电的刚性开机约束，最终让负电价从行业预判的转型远景，变成了每日交易时段里现货出清的真实价格数字。

同时，虽然新能源装机规模增长很迅猛，但是所发出来的电量能不能做到颗粒归仓，是新能源发展进入下一阶段的第一个现实问题。

7月底，光伏装机12.86亿千瓦，历史性地超过煤电成为第一大电源。8月底，全国发电装机41.03亿千瓦，其中光伏12.99亿千瓦、风电6.93亿千瓦。

数字看上去还不错，但实际上，新能源发电设备的利用小时数正在逐步下降，1—8月全国发电设备平均利用1942小时，同比减少163小时。

也就是说，新能源装得越多，卖得越便宜，这两个现象同时出现，本质上不是新能源本身的问题，而是系统成本分配的问题，新能源出力集中的午间，这个时间段恰好属于负荷低估，因此，电力现货价格被压到地板甚至负值，而背后的问题，则是由于调节成本、备用成本等没有有效传导至真正的受益者。

事实上，面对“关键时刻能不能顶得上，系统需要时能不能调得动”的考验，未来新能源装机和发电量之间的差额，将由储能、输电通道和市场机制等多方发力在未来共同弥补，那么，这个过程也同时意味着，谁能先把这条路走通，谁就握住了下一轮竞争的主动权。

四、用电量再破万亿

9月20日，国家能源局发布数据：8月全国全社会用电量10332亿千瓦时，同比增长1.7%，连续第二个月站上万亿台阶；当月全国最高用电负荷15.6亿千瓦，创历史新高，比去年最大负荷高出4969万千瓦，整个8月有7天超过上年最大负荷纪录。

其实，除了这个总量数据之外，其细分的用电结构更值品味，8月，第二产业用电量6124亿千瓦时，增长2.4%；第三产业用电量2155亿千瓦时，增长5.1%，是增速最快的板块；居民生活用电量1883亿千瓦时，反而下降4.0%。

8月份真正拉动电量增长的，一是充换电服务业用电172亿千瓦时，同比增长51.2%；二是互联网数据服务用电102亿千瓦时，增长37.9%；三是新能源车整车制造用电量增长22.2%；四是高技术及装备制造业整体增长7.2%。

简单地说，这个夏天能连续创出负荷新高，背后的支撑力量是算力和新能源汽车。中国电力规划设计总院9月29日发布的《中国电力发展报告2026》预计，2026年全年全社会用电量约11万亿千瓦时、同比增长6%。

这将是新质生产力改写电力需求结构的标志性信号，2026年8月当月充换电服务业用电量同比大增51.2%，互联网数据服务（算力）用电同比增长37.9%，这两大板块的爆发式增长，不仅直接对冲了极端天气下居民制冷用电的阶段性回落，更将成为未来一段时间内拉动用电增量的核心引擎。

五、油价破百、气价分层

9月，国际油价直线拉升，美原油收于103.93美元/桶，单日涨幅超8%，布伦特原油收于109.29美元/桶。

在美以伊、俄乌冲突等地缘冲突升级推高供给端风险的同时，欧佩克却同步下调2026年全球石油需求增长预期，一涨一降的信号对冲，让国际石油市场定价正在经历一场混乱的再平衡过程。

中石油经济技术研究院最新判断显示，随着能源转型推进，中国石油需求将在2026年达峰，时间点早于多数机构此前的预期。

值得关注点是，作为全球核心原油进口国，中国原油需求一旦出现拐点，将直接改写国际油价长期逻辑，也可以为国内能源政策争取到更大的腾挪空间。

9月份，国内天然气上游定价体系也同步完成了关键调整，当月起中石油、中石化新的年度购销合同陆续执行，国内已正式形成“基准门站价—管制气—非管制固定量—浮动量—调峰量”的多层门站价结构。

其中，中石油管制气上浮18.5%、非管制固定量上浮70%-80%，仅浮动量挂钩进口LNG到岸价；中石化将基础量占比从35%提至50%，真正联动国际油价的定价量压缩至20%。

把这两组定价规则的变化放在一起来看，上游油气企业的策略逻辑已经十分清晰，通过扩大基础合同盘口锁定市场基本盘，主动缩小与国际油气价格直接联动的敞口，再通过分层价差结构把外部输入的成本压力有序传导至下游市场。

随着区域价差逐步拉大，国内天然气资源的跨区域流向正在被重新塑造，城燃企业的采购成本结构中，真正跟随国际市场剧烈波动的部分反而在持续缩小，因此，国内天然气价格的自主可控性将得到实质性增强。

9月还有两个关键节点指向同一长期趋势，国家能源局提前召开今冬采暖季天然气保供专题会，用确定性制度对冲外部波动；中广核核电运营保险共保协议落地，覆盖33台在运机组、保障额超2100亿元，核心险种全部实现人民币定价结算，打破核保险市场三十余年依赖外币结算的惯例。

从天然气定价结构的主动重构，到核电保险结算货币的自主选择，2026年9月的能源上游市场，本质上是一场定价权与结算权的集体转向。它不再是被动跟随国际能源价格波动的被动适应，而是在全球能源定价秩序混乱的窗口中，系统性推进行业自主化的关键一步。

下月看点

10月最值得关注的点，将围绕《电力市场风险防控管理办法》展开。10月30日是这份征求意见稿的反馈截止日，发电企业、售电公司、电力用户、交易机构各方的诉求与立场将集中释放，不同市场主体的意见碰撞，会直接决定最终正式版本的规则松紧，也将深刻影响未来很长一段时间电力市场行为监管的整体走向。而正是文件的出台日期更值得关注，因为它将是电力市场走向规范化的第一道制度保障，因此，主要这份文件还没有正式出台，就值得我们持续关注。

牵动整个零售市场神经的广东“售电返利第一案”，自8月开庭后一直没有明确结果，若10月迎来最终判决，将首次以司法判决的形式给行业普遍存在的场外返利模式划出清晰合法边界，这也是国内电力零售市场走向制度化、规范化进程中，最具参考价值的一次司法确认。

全国省级现货市场转正进程也有望在10月迎来新进展。继福建之后，陕西、辽宁等多个省份仍处于连续结算试运行阶段，这批试点能否在迎峰度冬前正式完成现货市场全面运行，直接关系到冬季用电高峰时段，电力价格信号能不能完整、顺畅地传导到全市场主体，为保供稳价提供市场化支撑。

10月还是三条能源价格主线同步启动的关键窗口，冬储煤补库进入高峰期、全国采暖季天然气保供全面铺开、电力现货峰谷价差机制正式进入冬季运行场景，煤价、气价、电价三重价格将在同一个供暖季形成联动传导，三者之间的互动逻辑和实际走向，是接下来整个冬季能源市场最值得跟踪的核心主线。

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