导语

2026 年 5 月，安徽省正式迈入春末夏初过渡阶段，气温逐步攀升带动空调负荷有序释放，叠加工业生产持续满负荷运行，全网用电需求稳步上行。光伏日内发电时长、出力峰值同步提升，风电出力保持平稳补充，源侧波动性进一步放大。本月火电限价相关新政落地实施，受政策约束影响，火电报价与出力策略作出调整，日前市场、日滚动撮合市场、实时市场价格均出现不同程度下滑，市场价格中枢整体下移。

      一、安徽电力市场整体情况

2026 年 5 月，安徽电力供需格局随季节切换与行业新政落地发生双重变化。一方面，气温回升推动空调用电逐步启动，工业生产维持高位运行，全网负荷中枢较 4 月显著上移，日内峰谷差值持续拉大，典型 “鸭子曲线” 形态愈发鲜明；另一方面，针对火电限价新政策正式执行，约束火电盈利空间的同时，改变了机组报价与出力行为，为了平衡全月电价在控价范围内，市场部分高价日后伴随低价日出现。本月全月月度及以上电能量交易总成交电量135.87亿千瓦时，综合加权均价351.75 元 / 兆瓦时，中长期各品种价格同步出现联动下行，但 “短协溢价、长协稳价、跨月折价” 的分层定价逻辑未发生改变，不同周期合约的功能定位依旧清晰。

日滚动撮合交易本月交易热度不减，交易规模维持高位，火电主体报价趋于保守，推动滚撮市场整体价格进一步走低，低价优势被持续放大。滚动撮合在日内头寸调剂、偏差修正、跨时段套利与风险对冲方面的作用进一步凸显，成为市场主体压降用电成本的重要抓手。

现货市场运行层面，日前、实时价格受火电政策与新能源波动双重作用共同下行，午间光伏大发、傍晚负荷爬坡等时段，叠加火电报价调整，价格偏离现象增多，价差波动区间较 4 月有所拓宽。

综合来看，5 月安徽电力市场波动增强，火电新政驱动全市场价格回落，新能源波动、气温剧烈变化成为价格短期扰动因素。

      二、交易量价分析

2026年5月，安徽电力中长期、日滚动撮合交易量价特征鲜明，呈现“长协稳盘、月内折价、滚撮活跃”的典型春季特征。

（一）中长期交易数据

从交易量结构看，2026 年年度双边协商电力直接交易占比 36.17%，是全市场最大交易品种，承担基础电量压舱石功能；2026 年多月度集中竞价电力直接交易占比约 33.28%，为第二大品种，价格显著折价；2026 年 5 月份月度代理购电挂牌交易占比约 29.91%，保障用户刚性用电需求；其余品种中，2026 年年度集中竞价电力直接交易占比 0.55%，其他交易占比 0.08%，两者体量相对有限，对整体价格影响可控。

图1：2026年5月安徽电能量交易电量结构饼图

从价格水平看，月度集中交易价格最高，达到 395.75元/兆瓦时，反应购电方主要购买夜间时段电量，对于午间时段更愿意在滚撮、现货中进行平仓处理；月度代理价格次之，为 391.37元/兆瓦时，体现保障性用电需求的支撑作用；年度双边协商价格为 364.95元/兆瓦时，体现长期稳定预期；年度集中竞价价格为 340.20 元/兆瓦时，处于市场中枢水平；多月度集中分月价格最低，仅 326.08 元/兆瓦时，成为全年电能量市场价格洼地。

图2：2026年5月各电能量品种成交均价

（二）日滚动撮合交易情况

图3：5月日滚动撮合交易电量/均价对比图

火电企业成交均价为 314.21 元 / 兆瓦时，处于全市场高位，反映其调峰与保供的边际成本；新能源企业成交均价大幅低于火电，为 168.32 元 / 兆瓦时，主要由于光伏午间低负荷时段交易量占据主力，拉低了整体均价；售电公司为主要买方之一，凸显滚撮在日内偏差修正、跨时段套利、风险对冲中的核心价值；售电公司成交均价 281.45 元 / 兆瓦时，一级用户均价 236.71 元 / 兆瓦时，出现断崖式下降，体现了火电限价后市场存在较多的内部套利机会。

       三、边界数据分析

（一）新能源出力分析

2026 年 5 月，安徽新能源出力以光伏为主、风电为辅，呈现 “日出大发、夜间归零、日内波动剧烈、阴雨大幅衰减” 的典型春末夏初特征，是驱动现货价格波动的核心变量，仅9天光伏最大出力低于2500万千瓦，每月71%天数出现零价。

从出力趋势看，5 月光伏日出力曲线陡峭，7:00 左右开始起量，9:00—16:00 维持高峰，12:00—13:00 达到全天峰值，部分晴好天气单日光伏出力峰值突破 34000 兆瓦；阴雨天气下，光伏出力较峰值大幅萎缩 70%—80%。

这种剧烈波动构成 5 月现货市场的底层密码：当光伏超预期大发，午间现货价格被压至低位；当光伏不及预期，即便负荷平稳，系统也必须调用火电顶峰，直接触发实时价格反超日前。与 2 月冬季出力羸弱、3 月初春逐步攀升、4 月稳定高发不同，5 月光伏已进入夏季高发期，日内出力峰值更高、高峰时段更长，成为日内净负荷与价格走势的绝对主导。

图4：5月光伏出力曲线图

（二）日均负荷趋势分析

全月负荷波动区间 27731MW—47888MW，日均负荷中枢稳定在 39000MW 左右，较 4 月进一步抬升，工业用电与居民空调负荷的双重支撑作用显著。日内负荷形态清晰：

夜间 02:00—06:00 为全天低谷，负荷在 33000—35000MW；

早间 7:00—10:00 快速爬坡，工业用电逐步启动；

午间 11:00—15:00 受光伏大发抵消，净负荷明显回落，形成价格深谷；

晚间 18:00—21:00 用电量刚性攀升，叠加居民空调负荷，达到日内峰值，顶峰压力较 4 月进一步突出。

与 2 月 “深 V 型”、3 月 “阶梯式爬坡”、4 月 “平稳运行” 不同，5 月负荷中枢整体上移，日内峰谷差进一步扩大，晚高峰刚性与午间净负荷下压形成的反差更加强烈，鸭子曲线形态较前几个月更加陡峭。这意味着午间低价与晚间高价的规律更加明确，交易策略可围绕日内结构展开，同时需警惕晚高峰负荷超预期带来的价格上行风险。

       四、价差分析

（一）日前 - 滚撮价差分析

图5 滚搓-日前月分时数据对比

从 5 月日前与滚撮市场的分时平均价格走势看，全天电价呈现典型的 “午间深谷” 形态：凌晨至早间价格维持在相对高位，午间受光伏出力大幅抬升影响，价格明显下探，并在 11–15 时达到全日低谷，随后自 16 时起快速回升，晚高峰及夜间重回高位运行区间。

日前均价与滚撮均价曲线整体走势高度一致，主要拐点完全同步，但二者价差在午间时段表现出显著分化：在光伏大发的午间低谷区间，滚撮均价明显低于日前均价，形成稳定的价格洼地；而在早晚高峰及夜间时段，两条曲线几乎重合，价差收窄至接近零值。下方的分时价差曲线也清晰显示，价差主要集中在午间 10–17 时，其余时段基本围绕零轴波动，整体呈现出 “高峰无差异、低谷显优势” 的分时特征，与 4 月相比，午间价差的波动幅度更大，滚撮市场对低价信号的捕捉能力进一步增强。

图6 滚搓-日前月分日数据对比

从 5 月分日维度的价格走势对比看，日前与滚撮价格的差异呈现出明显的阶段性特征：5 月上旬，两条曲线整体贴合度较高，价差波动幅度较小；自 5 月中旬起，滚撮价格相对日前价格的优势开始持续凸显，价差中枢明显抬升，且月内多数日期的价差均为正向（即日前价高于滚撮价）。

从下方的分日价差曲线可以看到，价差波动在月内并非均匀分布：5 月上旬出现小幅正向价差峰值，随后在 5 月中旬、下旬及月末，多次出现不同幅度的正向价差波动，反映出滚撮市场在部分日期对低价信号的捕捉能力显著强于日前市场；仅在少数日期出现短暂的反向价差（滚撮价略高于日前价），但幅度和持续时间均有限。整体来看，5 月滚撮价格相对日前价格的成本优势，在月内呈现出 “上旬收敛、中旬起持续释放” 的特征，为月度用电成本优化提供了稳定的机会窗口，且机会窗口较 4 月更为显著。

（二）日前 - 实时价差分析

从 5 月各时段日前与实时市场的平均价格走势看，全天电价仍呈现较为典型的深谷形态：凌晨至早间价格维持在相对高位，午间受新能源出力特别是光伏出力抬升影响，价格明显下探，并在 11–15 时达到全日低谷，随后自 16 时起快速回升，晚高峰及夜间重新维持高位运行。日前均价与实时均价曲线整体走势高度一致，主要拐点完全同步，说明日前市场对实时价格走势仍具有较强的预测和引导作用。

图7 日前-实时均价趋势对比

从价差（DA-RT）分布特征看，5 月多数时段价差围绕零轴上下波动，早晚高价时段价差整体更小，日前与实时价格贴合度更高；午间及下午中段价差离散程度进一步扩大，且实时均价普遍高于日前均价，表现为价差偏负，反映该时段受光伏出力波动、负荷预测偏差及系统调节需求变化影响比 4 月更为显著。整体来看，5 月日前与实时价格传导关系清晰、传导效率提升，但午间低谷时段的不确定性较 4 月进一步突出，新能源波动对实时价格的扰动成为核心影响因素。

图8 各时段每日价差(DA-RT)散点分布

为识别潜在波动风险，进一步对各时段价差的极端样本进行统计。从散点分布和正 / 负极值结果看，5 月极端价差时段集中性更强，主要集中在 10–17 时的午间低谷及爬坡转换区间。相比早晚高峰及夜间时段，午间时段的价差波动更为剧烈，极端样本数量也更集中，反映 5 月在光伏大发、净负荷快速下降以及系统调峰调节压力进一步增加的背景下，实时市场对短时供需变化更加敏感。对交易与风控而言，应将 10–17 时，尤其是 12–15 时作为重点监测窗口，强化新能源出力预测、负荷滚动修正和实时边界条件跟踪，同时优化价差风险限额与偏差考核管理，降低日前与实时价格显著偏离带来的交易风险。

      五、小结

整体而言，2026 年 5 月是安徽电力市场政策变革 + 季节切换的双重过渡月份，火电新政重塑价格中枢，负荷与新能源短期波动加剧。展望后续月份，厄尔尼诺现象明显，夏季用电高峰将持续推高全网负荷，动力煤价格持续增长，叠加迎峰度夏期间火电限价政策放宽，超低仓位博弈现货低价存在一定风险。建议各市场主体深入吃透火电相关政策要求，持续跟踪负荷、气象、新能源等边界条件，优化中长期持仓结构，重点防控迎峰度夏期间夜间电价异动，平稳衔接迎峰度夏阶段的电力交易工作。