导语： 2月份，安徽电力市场的主基调可以概括为“春节效应主导下的供需重塑与预期偏差”。受长假停工停产及节后复工节奏影响，全网负荷经历了极致的“深V”型波动。然而，在供需看似极度宽松的表象下，由于新能源出力预测失真与火电调节能力的错配，本月现货市场频频上演“实时反超日前”的反转戏码，给市场主体量价协同与头寸管理带来了巨大的挑战。

一、安徽电力市场整体情况

2026年2月，受春节假期停工停产影响，全省用电负荷出现明显的季节性回落，全月用电负荷波动范围在21,756.25MW到52,019.75MW，呈现极大的弹性空间。

全月中长期总成交电量达108.77亿千瓦时，加权均价为368.45元/兆瓦时。双边交易价格基本锚定在365-387元/兆瓦时的高位区间。值得注意的是，其中绿电交易总成交量约为5.22亿千瓦时，加权均价仅为340.93元/兆瓦时，其中月度绿电价格低至289.72元/兆瓦时，显著低于常规电能量均价，体现了光伏在低谷时段下的价格特性。

现货市场方面，受春节极低负荷影响，全月日前加权均价为277.04元/兆瓦时，实时加权均价为295.25元/兆瓦时。日前价格与实时价格呈现出反常的“倒挂”特征（实时均价反超日前近18元/兆瓦时）。虽然现货整体均价受节假日效应拖累，大幅低于中长期价格（月度双边均价376.88元/兆瓦时），形成了近80-100元/兆瓦时的巨大现货下行空间，但盘中剧烈震荡且频频刺高的实时溢价，极其考验市场主体在中长期曲线分解能力与偏差容忍度。

二、发电结构/装机结构分析

截至2026年1月31日，安徽省内全网总装机容量已达1.45亿千瓦，能源转型在供给侧表现极为明显：火电机组装机为6,761万千瓦，占比约46.6%。虽然跌破半数，但依然是全省第一大主力电源。

新能源装机强势崛起，其中光伏发电以5,672万千瓦的规模占据了全网39.1%的比重；风机（占比7.3%），风光新能源总装机占比已达46.4%，在纸面容量上与火电各占半壁江山。

实际发电结构：夸张的剪刀差，火电“压舱石”地位不可撼动

在装机量看似平分秋色的背后，实际运行出力数据却发生了剧烈的结构性反转。全网单月总发电量约为361.89亿千瓦时：火电绝对主导（占83.5%）：火电以不足一半的装机量，实际发出了302.00亿千瓦时的电量，设备利用小时数高达447小时（同比激增超60%）。这说明在冬季保供的严峻形势下，系统极度依赖火电作为连续出力的顶梁柱。

光伏出力羸弱（占9.2%）：太阳能光伏虽然拥有近四成的装机量，但受制于冬季日照时长短、阴雨天气多等因素，实际全月仅发出了33.28亿千瓦时。设备月均利用小时数仅为58.7小时，存在极为严重的“装机庞大但有效出力不足”的现象。

三、交易量价分析

从2月份安徽电力交易的量价分布来看，全市场中长期交易总成交量约为140.19亿千瓦时，综合加权均价为362.31元/兆瓦时。与现货市场的剧烈波动相比，中长期各交易品种展现出了极为分化的量价特征：

（一）交易量分布：从电量结构来看，安徽市场呈现出以月度交易为绝对核心的特征。月度双边交易（含代理及绿电）占比最高，达到39.8%（55.84亿千瓦时），是市场主体建立基础头寸的最主要阵地；年度双边交易紧随其后，占比31.8%（44.58亿千瓦时），两者总和占据了超七成的市场份额，说明安徽市场发用两侧对中长期压舱石的依赖度极高。滚撮交易占比22.4%（31.42亿千瓦时），虽然体量不及双边，但在春节负荷骤降的特殊时期，它承载了极强的短期头寸调节与避险功能。

（二）价格对比：“月度高溢价”与“滚撮低洼地”形成鲜明反差，与部分省份“越靠近现货价格越高”的逻辑不同，2月份安徽市场呈现出极其典型的“月度防风险溢价，临近供需宽松杀跌”的特征：

月度双边价格高达376.9元/MWh：作为交易主阵地，月度双边均价全场最高。这客观反映了在1月底进行2月交易时，市场普遍对“冬季寒潮保供”存有恐慌预期，给予了极高的风险溢价。

滚撮交易大幅折价，低至341.1元/MWh：随着春节假期的临近，真实的“低负荷”物理边界显现，发电侧为了防止在现货市场踏空或踩中极低电价，在日滚撮阶段竞相降价出清，导致滚撮均价较月度双边大幅折价近35元/MWh。

年度集中竞价（338.5元/MWh）成为绝对的价格低洼，但由于其成交量极小，仅占总体的6%，对整体市场均价的下拉作用有限。

四、边界数据分析

（一）新能源出力分析

出力结构：从出力结构来看，安徽市场的新能源供给格局非常集中。光伏发电占据了绝对的主力位置，全月实际出力达32.15亿千瓦时，占比高达61.3%；风电紧随其后，实际出力19.87亿千瓦时，占比37.9%。由于安徽在冬季普遍处于枯水期，水电全月出力仅0.41亿千瓦时（占比不足1%），对基本面的调节作用微乎其微。这意味着，在白天的核心用电时段，光伏出力的好坏直接决定了全网供需的宽松程度。

出力趋势：虽然新能源整体体量庞大，但其最大的风险在于极度的不稳定性。从右侧的全月新能源总出力走势来看，单日波幅呈现出极其剧烈的“过山车”效应：在气象条件极佳的2月21日，光伏与风电的总出力达到了全月最高峰（3.00亿千瓦时），这种充沛的零边际成本电量集中涌入，极易在日内压垮现货价格中枢；反观2月2日，受持续阴雨天气影响，全天新能源总出力暴跌至最低谷的0.45亿千瓦时，较最高峰大幅萎缩了近85%。

这种单日之间数亿度电的供给落差，构成了本月现货波动的底层密码。在新能源出力骤降的日子里，即便处于春节低负荷期，实时调度也只能被迫依赖火电高价顶峰，从而触发“实时价格反抽”现象。这就要求市场主体在制定交易策略时，必须将高频的气象预测纳入核心盯盘指标，切忌用静态思维看待供需边界。

（二）日均负荷趋势分析

从日均负荷趋势来看，全月用电负荷呈现显著的“深V”型。节前（2月1日-7日），受工业企业节前赶工叠加冬季采暖需求影响，全网负荷处于高位，并在2月6日前后触及45,000MW以上的月度峰值。随着春节长假开启，负荷呈现断崖式下跌，至2月中旬跌至22,000MW左右的绝对低谷，较节前峰值腰斩。节后随着复工复产启动，负荷开始缓慢爬坡，但月末仍未完全修复至节前水平。

（三）日前-实时价格比较

负荷的剧烈落差直接主导了现货价格走势。节前高负荷阶段，日前与实时均价稳居350-450元/MWh的高位区间；进入长假后，由于供需极度宽松，现货电价迅速跌破200元/MWh关口，并在中下旬长期处于低位震荡。

在现货价格的演变中，最值得关注的是极端低谷期的“反常价差”。在2月中旬的绝对低谷期（如2月13日-16日），实时价格逆势向上刺穿日前价格，出现了明显的倒挂现象。这主要是由于在极端低负荷状态下，大量火电机组处于深度调峰或停机状态，系统向上的调节灵活性被严重压缩。在此背景下，一旦日内实际负荷因气温骤降略微超预期，或是新能源实际出力不及日前预测，调度为保障电网平衡只能高价调用部分爬坡速率较高的备用资源，从而瞬间拉高了实时出清电价。

五、日前-实时价差分析

（一）日前-实时价差整体分析：从2月各时段日前与实时市场的平均价格走势看，全天电价呈现典型“深谷”形态：凌晨与晚间维持相对高位，午间（约11–14时段）下探至全日低谷后快速回升。日前均价与实时均价曲线整体贴合、拐点同步，表明日前出清对实时走势具有较强的指引性。结合价差（DA-RT）分布特征可见，白天多数时段价差围绕零轴小幅波动，而夜间时段更易出现日前略高于实时的情况，午间则受光伏影响实时价格普遍偏高，说明2月在保供与不确定性较高时段，日前报价/出清更偏谨慎，整体市场运行平稳、价格传导关系清晰。

（二）日前-实时价差极值分析：为识别潜在波动风险，图中进一步对各时段价差的极端样本进行统计（按每时段价差绝对值取最高的前7个样本并计算平均）。结果显示，极端价差具有显著的时段集中性：晚高峰至夜间（约20时至次日2时）极值水平高于其他非午间段，部分时段极端偏差可达到数百元/兆瓦时量级，反映该区间受负荷爬坡、出力预测误差及机组/通道约束变化等边界条件扰动影响更大，容易导致日前与实时结算价格出现显著偏离。对交易与风控而言，应将上述时段作为重点监测窗口，强化滚动修正与风险限额管理。

六、小结

  回顾2月份的安徽电力市场，春节长假导致供需基本面波动极大。从负荷的“深V”大跌，到光伏爽约引发的“实时电价反转”，现货市场的每一次剧烈波动都在打破常规经验。在这个月里，灵活运用日滚撮工具低价调仓、并防范了实时反抽风险的团队，无疑拿到了丰厚的结算红利。

展望3月，随着工业负荷的全面复苏，市场将回归常态。但真正的挑战才刚刚开始——春季是光伏出力的黄金期，全省近5700万千瓦的光伏装机出于消纳需要，会进一步压缩晚上火电开机量。可以预见，3月份现货市场的“鸭子曲线”会变得更加陡峭：中午时段大概率频现极低电价，而晚高峰的顶峰拉抬压力依然巨大。