安徽电力市场多维透视：规则、数据、趋势下的机遇与挑战

2024年12月31日，安徽电力现货市场开启长周期不间断连续结算试运行，标志着安徽电力市场化改革进程又迈出了坚实一步。

作为长三角地区重要的能源枢纽，安徽省夏季电力供需状况牵动着区域经济的神经。每年6-8月，在迎峰度夏的保供大考下，是电力供需博弈最激烈的“黄金窗口期”。解读这一时期的价格信号，不仅是市场主体把握盈利的关键，更是洞察安徽乃至长三角地区夏季能源供需形势的一扇窗口。

01 规则解读

中长期电力市场

安徽省新能源以绿电交易的方式参与中长期交易，常规电能量交易只能通过日滚动交易实现。

绿电交易分为省间绿电交易和省内绿电交易。省间和省内市场交易周期、交易品种如表1、表2所示：

表1 安徽省间中长期交易周期及交易品种

表2 安徽省内中长期交易周期及交易品种

市场机组现货运行月中长期合约电量范围为其月度实际上网电量的1±30%，范围内的偏差电量不进行收益回收，范围外的电量部分，以月度为周期，按度电回收价格进行收益回收。

现货市场

安徽省平价新能源项目可参与现货市场，新能源机组以可“报量报价”（具备独立的 AGC 功能） 或“报量不报价”（不具备独立的 AGC 功能）方式参与现货市场。

（D-1)日9:30前市场主体完成次日申报。其中周五申报未来3日信息，9:30前市场主体正常完成第1天申报，15:00前市场主体完成第2、3天申报。

新能源场站需申报96点发电预测曲线和电能量价格（元/MWh）；电能量价格最多申报10段，每段报价长度不能低于机组额定容量的10%，每段报价电能量价格均不能超过申报价格的上限（800元/MWh）、下限（0元/MWh）。

02现货电价分析

安徽电源结构基本面

截至7月底，安徽省光伏发电占全省发电量16%，装机容量占比39%，其中分布式光伏占比29%。风电发电占全省发电量6%，装机容量占比7%。

光伏占比高，对现货午间价格冲击大，尤其是高比例分布式装机，会进一步加剧功率波动，系统调峰难度持续上升。

图1 安徽省装机情况

图2 安徽省发电量情况

6-8月市场价格走势

6-8月，安徽省日前价格及实时价格曲线如图3、图4所示。各月价格曲线均呈现“双峰一谷”特性。安徽电网整体网架坚强，但新能源装机与负荷中心逆向分布，新能源场站集中在皖北，负荷中心位于皖南。受过江通道容量限制，易出现阻塞，导致皖南地区节点电价普遍上浮10-20元/MWh，皖北地区节点电价下浮10-20元/MWh，且省内光伏占比高，午间消纳困难，易出现午间0价的情况。

图3 安徽省6-8月日前电价

图4 安徽省6-8月实时电价

从分月价格来看，6月现货价格大幅走低，下旬多次出现全天日前0价，且全月实时均价环比下降36.6%。

通过6月竞价空间与实时价格的散点图，可以看出在相同竞价空间下，价格有明显下降。

图5 安徽省6月实时价格vs竞价空间

进入7月后，电价显著升高，从分日价格来看，7月上旬延续了6月下旬的低价，1-3日的日前价格几乎全天为0，进入中旬后价格持续攀升，午间低价时段明显缩短。从7月分日实时电价与竞价空间的关系来看，上旬与中、下旬走势呈现相反关系。

图6 安徽省7月分日实时电价与竞价空间

从实时电价与竞价空间的关系来看，7月、8月晚高峰至凌晨竞价空间差距不明显的情况下，7月价格显著高于8月；午间7月竞价空间低，但电价高于8月。

截至7月，安徽火电装机占比47%，发电量占比76%，依旧占据发电侧主导地位。火电机组需要在确保发电小时数和争取高边际收益之间权衡，并综合考虑年度电量完成进度、机组运行特性等情况进行报价，或在月内更改报价策略，加之6-8月省内供需关系波动，导致电价变化明显。

图7 安徽省6-8月实时电价与竞价空间

图8 安徽省6-8月新能源出力与省内负荷&联络线

03 未来现货价格走势预测

考虑第四季度采暖负荷随冬季来临逐步攀升，尤其12月为安徽省负荷高峰月。根据安徽省电力电量平衡预测，今冬明春，常年天气条件下，晚峰最大负荷5600万千瓦，电力缺口约为320万千瓦；午峰最大负荷5100万千瓦，午峰有裕度；极端天气条件下，晚峰、午峰电力缺口分别约为720万、329万千瓦。

省内电价预计在10月经历小幅回调后逐步进入上行通道。随着136号文全面实施，新能源将全部参与市场交易，市场参与主体和交易电量规模显著增加，市场供需情况将通过价格更充分地反映，价格发现过程更复杂，可能进一步放大现货电价的波动幅度，对市场主体的负荷预测准确度与报价策略能力提出更高要求。