导语： 3月份的安徽电力市场，打破了“春季供需宽松”的历史经验。月初，伴随中长期盘面的全面杀跌，市场普遍弥漫着看空情绪；然而随着省内工业负荷的强劲复苏，现货市场并未如期沉寂，反而走出了倒挂频发、实时单边逼空的极端行情。从预期宽松到现货刺穿，月内量价的剧烈起伏，让“高偏差防控”彻底取代“低谷避险”，成为本月交易策略的生死线。

一、安徽电力市场整体情况

01 预期与现实的背离：一场被透支的“春季宽松”

如果仅看月初的盘面交易，3月份的安徽市场似乎已经提前步入了春季特有的供需宽松期；但若审视最终的结算账单，这却是一个让“空头”损失惨重的逼空之月。

02 预期的极度退潮：中长期的单边杀跌

进入本月，随着冬季保供期结束、天气回暖，市场对“缺电”的担忧似乎彻底解除。这种供大于求的强烈预期直接投射在了中长期盘面上：全月中长期及短期交易总成交量约 135.68 亿千瓦时，综合加权均价下行至 348.45 元/兆瓦时。 尤其在月度和月内品种上，价格踩踏尤为明显。月度双边价格出现断崖式回落，跌至 337.35 元/MWh；而在临近实际交割的多日滚撮阶段，发电侧为防止现货踏空竞相降价出清，导致滚撮均价短期进一步下探至 323.89 元/MWh 的绝对洼地。在这个阶段，基于历史经验的“轻仓做空”策略，似乎是顺应格局的最优解。

03 现实的强劲反转：工业复苏击碎低价幻觉

然而，物理基本面的真实走向，却与盘面预期走出了截然相反的交叉线。 与春节期间的探底不同，本月安徽电网展现出极强的需求韧性。随着省内工业生产全面回归常态，全月用电负荷呈现出阶梯式爬坡的强劲态势，负荷中枢从月初的 35,000 MW 一路拉升，下旬甚至逼近 50,000 MW 的关口。 工业复苏带来的超预期负荷反弹，直接托举了现货的底盘。全月日前加权均价牢牢站稳在 350-400 元/兆瓦时的高位区间，让所有试图在日前市场“捡漏”的买方全线踏空。

04 致命的尾部风险：常态化的“实时逼空”

如果说日前的坚挺只是让人踏空，那么实时价格的狂飙则是形成了名副其实的“单边逼空”。本月现货市场最突出的警示，是“日前-实时”价差的剧烈倒挂。全月绝大多数日期，实时结算价格均大幅反超日前出清价格（部分时段反超超1毛）。这种极端行情的背后，是“高负荷”与“新能源高波动”叠加造成：当日前市场对白天的光伏出力过度乐观，一旦实际运行中光伏因云层遮挡出现“规模性爽约”，调用高价火电顶峰直接拉高了午间现货电价。

最终，那些前期基于宽松预期而保持“现货空头（买电不足）”敞口的主体，不仅未能等来期盼中的低谷电价，反而被迫承担了极高的实时溢价考核。高负荷下的实时溢价防控与偏差成本管理，已然成为本月决定各家盈亏的基本盘。

二、供给侧结构分析：火电、新能源平分市场，春季光伏大爆发

结合3月份全网的装机与发电数据，安徽市场在电源结构上展现出了极其强烈的“春季特征”：

(一) 装机结构：风光与火电的“纸面均势”彻底稳固

截至2026年3月底，安徽省内全网总装机容量达到 1.478亿千瓦，能源转型步伐进一步加快：

火电装机为6,928万千瓦，占比46.8%。虽然跌破了绝对半数，但依旧是全省第一大主力电源与调峰压舱石。

新能源装机持续增长，其中光伏发电以 5,770万千瓦的规模占据了全网39.0%的比重；加上风电（1,060万千瓦），风光总装机占比已达46.2%。

(二) 发电量结构：光伏迎春爆发，加剧系统日内调节压力

在装机量看似平分秋色的背后，实际运行出力数据却揭示了本月午间现货低价与晚间高价反抽的根本原因。随着工业复工，3月份全网单月总发电量大幅回升至327.02亿千瓦时（环比2月增长25%）：

常规火电依然是基荷支柱（占约 81%）：在高负荷运转的3月，系统依然极度依赖火电作为连续出力的顶梁柱，承担了全月近八成的发电任务，这也是为何现货价格中枢能在3月保持坚挺的基本盘。

光伏出力迎来“春季大爆发”（占 14.1%）：这是3月最值得关注的变量。受春季日照条件转好影响，太阳能光伏全月实际发出了46.21亿千瓦时的电量（较上月大增11.4亿度）。设备月均利用小时数跃升至 80小时。

三、交易量价分析

从3月份安徽电力交易的量价分布来看，全市场中长期及短期交易总成交量约为135.68亿千瓦时，综合加权均价下行至348.45元/兆瓦时。与现货市场的波动相呼应，3月份中长期各交易品种展现出了典型的“春季供需宽松”量价特征：

（一）交易量分布：从电量结构来看，3月市场呈现出以年度双边为基本盘、月度双边为辅助的特征。年度双边交易（含绿电）占比最高，达到47.6%（64.61亿千瓦时），跃升为市场主体建立基础头寸的最主要阵地；月度双边交易紧随其后，占比34.4%（46.66亿千瓦时），两者总和占据了超八成的市场份额，说明安徽市场发用两侧对中长期压舱石的依赖度依然极高。滚撮交易占比17.3%（23.51亿千瓦时），虽然体量相较于双边有所不及，但超23亿的规模证明在春季新能源出力增加、负荷平缓的时期，其承载的短期头寸调节与现货避险功能愈发关键。

（二）价格对比：“月度溢价消退”与“滚撮持续下探”形成鲜明特征。与2月份恐慌性的高溢价不同，3月份安徽市场呈现出极其典型的“供需宽松预期下的整体杀跌”逻辑：

月度双边均价大幅回落至337.35元/MWh：与2月份（高达376.9元）相比，3月份月度双边价格出现断崖式回落。这客观反映了随着冬季保供期结束、天气回暖，市场对“缺电”的担忧彻底解除。供大于求的预期促使月度交易溢价被大幅挤压。

滚撮交易跌破底线，低至323.89元/MWh：随着临近实际交割日，真实的“低负荷+高新能源出力”物理边界显现。发电侧为了防止在现货市场踏空或面临更极端的低谷电价，在多日滚撮阶段竞相降价出清，导致滚撮均价较月度双边进一步折价，成为全场绝对的“价格低洼地”。

年度长协凸显成本锁定效应：年度双边（365.00元/MWh）和成交量极小的年度集中（376.86元/MWh）价格相对坚挺。但在3月大盘面整体下行的趋势中，这部分前期锁定的长协电量，在当月客观上承受了一定的溢价成本。

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，3月份安徽全网新能源供给格局依然高度集中。 光伏发电占据了绝对的主力位置，全月实际出力达 4.53亿千瓦时，占比高达 71.9%；风电紧随其后，实际出力 1.70亿千瓦时，占比为 26.9%。由于安徽仍处于初春枯水期，水电全月出力仅 0.08亿千瓦时（占比仅为 1.2%），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 3月23日前后，光伏与风电的总出力达到了全月最高峰（0.36亿千瓦时），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 3月25日前后，全天新能源总出力暴跌至最低谷的约 0.07亿千瓦时，较最高峰大幅萎缩了近 80%。

这种单日之间数千万负荷的供给落差，构成了本月现货波动的底层逻辑。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

与2月份春节假期的“深V”探底截然不同，3月份安徽电网展现出强劲的需求复苏态势。从日均负荷趋势图来看，全月基本处于“阶梯式爬坡与高位震荡”的运行逻辑中。

月初至中旬，随着省内工业企业全面复工复产，叠加部分时段的春季倒春寒取暖需求，全网用电负荷迅速拉升，从月初的约 35,000 MW 跃升并长期稳固在 45,000 MW 的高位平台。进入下旬（尤其是3月20日之后），受区域内一季度末生产冲刺等因素影响，日均负荷更是多次突破 48,000 MW 甚至逼近 50,000 MW 的关口。这种旺盛且极具韧性的基本面，为本月现货市场价格中枢的上移奠定了坚实的物理基础。

五、日前-实时价差分析

（一）日前-实时价差整体分析：

从3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13时左右达到全日低谷，随后自15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较为一致，主要拐点基本同步，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。

从价差（DA-RT）分布特征看，3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较小，日前与实时价格贴合度较高；午间（约9–16时）价差离散程度明显扩大，且实时均价普遍高于日前均价，表现为DA-RT偏负，反映该时段受光伏出力波动影响更为显著。

（二）日前-实时价差极值分析：

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，3月极端价差同样具有明显的时段集中性，主要集中在9–16时的午间低谷及爬坡转换区间。其中，13–15时附近负向极端价差较为突出，部分样本达到约-400元/兆瓦时量级，说明该时段实时价格显著高于日前价格的情况更易发生；14时左右还出现较高的正向极端价差，表明在光伏出力边界条件快速调整时，日前与实时价格可能发生双向大幅偏离。

相比早晚高峰及夜间时段，午间时段的价差波动更为剧烈，极端样本数量也相对集中，反映3月在光伏大发、净负荷快速变化以及系统调峰调节压力增加的背景下，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9–16时，尤其是13–15时作为重点监测窗口，强化新能源出力预测边界条件跟踪，同时完善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。

六、小结

回顾整个3月，安徽电力市场给所有参与者上了一堂生动的风险教育课。从这波“预期宽松、现实逼空”的极端行情中，我们需要重新校准未来的交易准星：

(一) 经验主义的失效：

用“老黄历”做交易3月的惨烈倒挂证明，在新能源高渗透率时代，单纯依靠“春季负荷低、供需必宽松”的历史经验进行单边下注，无异于裸奔。当工业负荷的刚性与光伏出力的脆弱性发生碰撞时，现货价格弹性会被无限放大。

(二) 滚撮市场的战略地位：

从“调偏差工具”升级为“定价前哨”，日滚撮已经不再仅仅是临期的头寸修补工具。在3月中旬的异动中，滚撮盘面率先发出了价格下行的先行信号，成为日前出清价格的“晴雨表”。能够敏锐捕捉滚撮资金面情绪、并利用其进行跨时段套利的团队，才能在剧烈波动的现货大盘中抢占先机。

(三) 4月策略展望：

迎接更陡峭的“鸭子曲线”。展望4月，随着日照时间进一步变长、辐射强度提升，全省近5700万千瓦的光伏装机将迎来出力狂飙期，午间时段大概率频现极低电价甚至零电价。晚高峰时段（18:00-21:00）的光伏退坡叠加负荷刚性，顶峰拉抬压力依然巨大，必须利用中长期或滚撮交易提前做好仓位防守。