导语

2026年7月安徽正式进入迎峰度夏关键期，省内工商业峰谷电价切换至夏季时段规则，叠加7月15日后的尖峰电价政策，市场日内电价曲线发生变化。气候层面，厄尔尼诺预期推动市场提前形成高温高负荷一致预判，但全省实际气温、用电负荷同比回落，供需基本面与前期预期出现明显偏差，给中长期合约持仓带来较大修正压力。

发电侧中长期超签偏差收益回收机制持续发挥约束作用，火电高持仓面临1.5倍系数高额收益回收，重塑发电主体交易行为。多重因素交织下，市场呈现清晰的阶段性特征：中长期各电能量品种价格普遍上行，绿电与常规电能量价差持续拉大；日滚动撮合与日前市场价差格局发生根本性转变，中下旬持续性形成滚撮价格高于日前价格的稳定结构。

一、安徽电力市场整体情况

（一）夏季峰谷时段政策切换，电价时段轮廓重构

7月正式进入夏季峰谷分时电价执行周期，省内工商业用户峰谷时段划分由春秋季调整为夏季规则：高峰时段调整为16:00-24:00，平段为00:00-2:00、9:00-11:00、13:00-16:00，低谷时段为2:00-9:00、11:00-13:00。峰谷区间重塑改变了用户侧用电成本分布与市场化购电时序偏好，叠加7月15日起启动尖峰电价（每日20:00-22:00，高峰电价基础上浮20%），晚高峰价格波动进一步放大。时段规则切换叠加尖峰政策落地，市场主体日内购售电时序策略同步调整，成为影响现货价格分时结构与价差走势的重要政策变量。

（二）气温、负荷同比回落，厄尔尼诺预期推高市场负荷预判

全省7月平均气温28.7℃，同比下降2.1℃；月累用电量368.2亿千瓦时，同比降低6.56%，最低日用电负荷同比下降3.36%。受厄尔尼诺气候背景影响，市场前期普遍形成高温持续、用电负荷大幅攀升的一致性预期，主体提前按照高负荷情景开展中长期合约布局。但实际气温、用电需求不及市场乐观预估，供需基本面弱于前期一致预期，前期基于高负荷预判建立的持仓策略普遍面临基本面修正压力。全月输电断面运行顺畅，未发生较大输电断面约束与阻塞，供需预期差直接反映在现货价格与中长期合约估值波动之中。

（三）结算规则约束显现，火电中长期高持仓触发高额超签收益回收

依据《安徽电力现货市场结算实施细则》及配套结算参数，发电侧中长期超签偏差收益回收机制持续执行：煤电、生物质发电机组中长期合约电量上限为实际上网电量110%，超出10%允许正偏差区间的超签电量将按月开展收益回收，回收系数高达1.5。7月部分火电主体前期基于高负荷预判，中长期合约持仓偏高；受实际用电需求不及预期影响，机组实际上网电量低于中长期签约规模，形成大量超签电量，触发1.5倍系数的收益回收。在规则约束下，火电倾向于在日滚搓阶段买入电量，同时部分机组选择在日前市场申报超低价格抢发电量，减少偏差量。

二、交易量价分析

2026年7月，安徽电力市场全面进入迎峰度夏核心期，在高温天气持续发酵与用电负荷屡创新高的双重驱动下，价格中枢较6月明显抬升。与6月“迎峰前置、冷暖骤变”的震荡格局不同，7月市场主线清晰——刚性用电需求主导价格走势，各交易品种价格普遍上涨，绿电与常规电能量的价差进一步拉大，日滚动撮合交易活跃度持续攀升。

（一）电能量交易数据

从交易量结构看，7月电能量交易结构延续了年度、多月、代理购电三足鼎立的格局，但代理购电占比进一步提升，体现迎峰度夏期间保供需求的刚性特征。年度双边分月占比约33.1%，虽仍为最大单一品种，但较6月（35.3%）有所回落，反映市场主体在高温行情下更倾向于通过月度品种灵活调节仓位；多月度集中分月占比约22.2%，较6月（28.6%）大幅下降，表明在价格上行预期下，集中竞价的折价空间被显著压缩，市场参与意愿减弱；各类代理购电合计占比约44.1%（年度代理工商业+居民农业+月度代理工商业+居民农业），较6月（35.6%）大幅提升近8.5个百分点，成为7月电能量市场的第一大力量，直观反映迎峰度夏期间保障性用电需求的刚性增长。整体来看，7月电能量市场呈现 “保供需求主导、年度长约稳盘、月度灵活收缩” 的结构特征。

图1：安徽电能量交易电量结构饼图

从价格水平看，7月各品种价格全面上行，月度集中（418.35元/兆瓦时）与月度代理居民农业（408.28元/兆瓦时）领跑，刚性用电叠加保供压力推高溢价；月度代理工商业（316.07元/兆瓦时）逆势下跌约47.7元/兆瓦时，或与电网代理购电结构调整有关。年度双边（357.60元/兆瓦时）以最大成交量稳守基准。多月度集中（363.87元/兆瓦时）较6月大涨18.9元/兆瓦时，与年度集中（354.17元/兆瓦时）价差拉大，并形成“月度高于年度”的价格倒挂，印证迎峰度夏期间近端价格被刚性需求推高。

图2各电能量品种成交均价柱状图

（二）绿电（电能量部分）交易数据

7月绿电交易延续低价特征，合计成交电量约93.04万兆瓦时，加权均价333.752元/兆瓦时，低于同期电能量均价（363.603元/兆瓦时）约29.85元/兆瓦时，绿电降本效应在夏季高温用电行情中显著放大。从品种结构看，年度分月占比68.3%（均价344.991元/兆瓦时），依旧为绿电交易核心主力，中长期合约保障基础采购规模，占比较6月有所回落。

图3绿电交易电量结构饼图

（三）日滚动撮合交易情况

7月日滚动撮合市场实现量价齐升，整体延续“火电主导供给、售电主导需求、新能源以价换量”的交易格局。火电企业为最大卖方（约29亿千瓦时），依靠顶峰时段调节能力在用电高峰窗口增发锁定收益；售电公司为最大买方（约26亿千瓦时），依托滚动撮合开展中长期合约偏差修正与电价风险对冲；新能源企业成交均价显著低于火电，午间光伏集中出力下压电价，通过以价换量规避日间现货低价损耗，滚动撮合衔接中长期合约与现货市场的枢纽作用进一步凸显。

图4：2026年7月日滚动撮合各主体成交电量柱状图

三、边界数据分析

（一）新能源出力分析

7月安徽新能源出力延续光伏主导、风电辅助的二元结构特征，盛夏光照条件优越，光伏大发时段进一步拉长，日内出力剧烈波动仍是影响现货分时价格走势的关键因素。从出力结构来看，全省新能源总出力规模持续走高，其中光伏出力占比达76.82%，为系统清洁能源供应主体。

图5：新能源出力占比

新能源日内起伏显著的出力特性，叠加7月持续攀升的用电负荷，容易造成日前出力预测偏差，频繁引发实时现货价格异动，推高本月市场分时价差，增大市场主体偏差管控难度。

（二）日均负荷趋势分析

7月份安徽电网负荷运行呈现“稳步抬升、震荡上行、持续高位运行”特征。全月日均负荷中枢较6月进一步上移，负荷底部稳步抬升，高低极值差距明显。月初负荷维持相对低位运行，7月1日—7月7日负荷区间集中在4300～4700万千瓦；随着持续性高温天气逐步铺开，用电需求持续释放，负荷自7月5日阶段性低点4305.9万千瓦开启持续上行通道，7月11日攀升至5494.9万千瓦，形成首轮负荷高峰。

图6：日均负荷变化

四、价差分析

（一）滚撮-日前价差分析

从7月日前与滚撮市场的分时平均价格走势看，全天电价分时轮廓延续现货市场典型昼夜分化特征，日内价格波动幅度较6月进一步放大：凌晨至早间时段，日前与滚撮价格均维持高位运行；自7时起，伴随光伏出力快速爬升，价格持续下行，午间10–15时处于全日价格低位区间，其中滚撮均价10时降至238.36元/兆瓦时，日前价11时跌至110.52元/兆瓦时；16时之后光伏出力逐步衰减，供需格局收紧，价格快速反弹上行，17时滚撮均价大幅冲高至366.99元/兆瓦时，日前价同步回升至178.94元/兆瓦时，晚间至午夜价格持续高位震荡。

从两条曲线的对比来看，日前均价与滚撮均价整体运行方向保持一致，但早晚、午间过渡时段价差分化极为突出，尤其8时、17时两个昼夜转换关键节点价差出现极端脉冲。早间光伏启动阶段（8时），滚撮均价降幅显著滞后于日前价格，二者价差冲高至171.70元/兆瓦时；午后光伏逐步消退的17时，滚撮价格拉升力度远超日前市场，价差触及全日峰值188.03元/兆瓦时。午间光伏大发时段价差稳定维持77～133元/兆瓦时正向区间；凌晨及夜间价差保持83～117元/兆瓦时区间震荡。分时价差曲线清晰体现，全日价差呈现凌晨高位、午间持续正向、早晚过渡时段剧烈冲顶的特征。整体来看，7月滚撮相对日前价格的成本优化窗口覆盖全天所有时段，昼夜切换边界时段（8时、17时）成为价差收益最可观的关键窗口。

图7：滚撮-日前月分时数据对比

从7月分日维度的价格走势对比看，日前与滚撮价差在月内呈现清晰的阶段性演变特征。7月上旬（1–11日）市场多空博弈激烈，价差正负交替出现，震荡特征显著，7月2日、3日、10日、11日多次出现反向价差，其中7月10日反向价差达到-58.84元/兆瓦时，是上旬最大负价差；7月12日后市场格局发生根本性转变，正向价差成为常态，并且价差中枢持续抬升。进入下旬，受市场政策导向影响，行情分化进一步加剧，呈现滚撮价格相对偏低、日前价格持续承压走低的格局。火电企业出于保障全月持仓平衡考量，采取双向操作策略：在滚撮市场低价区间购电减少持仓偏差量，同时在日前市场申报低价，争取更多发电空间，进一步拉大两个市场价差。

从下方分日价差曲线可见，全月正向价差峰值集中出现在中下旬，呈现逐级抬升态势：7月24日价差221.67元/兆瓦时、25日265.32元/兆瓦时、26日348.06元/兆瓦时、27日355.54元/兆瓦时，300元/兆瓦时以上极端价差连续出现，为全月最高水平；上旬仅零星出现小幅反向价差，无持续性负价差区间。整体来看，7月滚撮与日前价差呈现上旬震荡博弈、中旬格局转换、下旬正向价差持续放大的三阶段特征。尤其是7月中下旬政策驱动下形成的持续性宽幅正向价差，持续时间长、幅度远超上旬，为月度用电成本优化创造了长期稳定的操作空间。

图8：滚撮-日前月分日数据对比

（二）日前-实时价差分析

7月分时电价依旧维持“早晚高价、午间光伏低价”基础轮廓，各时段价格拐点与现货运行底层规律保持一致，但受持续高温负荷波动、峰平谷时段划分变动，叠加火电主体受相关政策因素驱动，日前申报低价机组增多，本月分时价差结构相比6月出现明显结构性变化。

图9：日前-实时价差数据对比

从全月分时均价维度可见，全天高低价区间划分逻辑与前期基本一致，但价差中枢发生显著切换：凌晨至早间（1–6时段）、晚间（18–24时段）负荷持续走高，多数时段呈现日前价格低于实时价格，实时溢价成为常态；其中1、2、23、24等深夜低负荷边界时段不确定性显著放大。需要说明，本月火电受政策影响，部分机组在日前市场申报超低价格争取发电空间，该行为本身不会单向决定日前实时价差方向，不会固定推高正向或负向价差，但会放大价差波动幅度，更容易催生大幅正向、反向极端价差，该效应令非午间的部分时段价差也趋于极端。

午间7–17光伏大发区间，实时均价多数时段高于日前价格，但价差环比有所缩小，体现高温时段午间光伏消纳明显有所改善；光伏日内起伏加剧，叠加高温负荷持续攀升，午间价格冲高空间较6月明显放大。其中19时段走势具备独特性，该时段长期维持日前高于实时的稳定价差区间，波动幅度平缓，是晚高峰内风险相对可控的时段。

图10：各时段每日价差（日前-实时）散点分布

结合极值与平均偏差统计数据分析，本月价差波动风险高度集中在午间光伏边界段7至17时，该区间受多云、晴雨交替带来的光伏出力剧烈扰动影响，正、负极端价差样本数量双高，双向偏离频发，离散程度显著高于凌晨、深夜负荷平稳时段，是本月核心风控窗口。凌晨1–6时段不再呈现6月稳定特征，1、2时段低负荷环境下供需极易突变，多次出现日前低价、实时冲高的极端行情，负向极值冲击明显增多；晚间20点后价差收敛速度放缓，极端波动样本数量有所抬升，23、24时段同样零星出现日前价格接近零、实时大幅走高的异常价差。午间内部差异明显，7、8、16、17几个昼夜交界时段离散程度最高，极值阈值大幅抬高，短时新能源出力突变叠加负荷快速升降，供需瞬时错配极易造成价格大幅偏离。