6月份的安徽电力市场，上演了迎峰前置、冷暖骤变的结构性反转行情。月初迎峰度夏预期升温，现货价格高位震荡、实时时段屡次冲高，市场提前进入保供偏紧格局；而月中新能源大发叠加负荷不及预期，盘面快速走弱，极端零电价行情突袭扰动市场节奏。从高温推升的刚性涨价到新能源出力扰动的深度回落，月内量价双向剧烈波动，让极端场景应对、分时节奏把控取代常规趋势判断，成为本月现货交易的核心制胜关键。

一、安徽电力市场整体情况

（一）气温信号带来预判偏差：初夏平缓气温下的迎峰前置变局

全省6月平均气温同比小幅回落0.4℃，市场初期顺着气温数据判定初夏供需宽松、电价上行空间有限。但用电端的增长势头超出预判，负荷快速超过5000万千瓦，早先依托气温做出的宽松预判与实际供需走势出现明显错位，不少早期持仓布局未能适配真实行情走向。

（二）中长期报价趋于保守：不同种类成交价格分化凸显

保供担忧随气温回落有所淡化，市场中长期申报整体偏谨慎。全月中长期合计成交电量144亿千瓦时，整体加权均价358.33元/兆瓦时；常规电能量均价359.22元/兆瓦时，绿电均价降至340.26元/兆瓦时。滚动撮合市场价差拉大，火电成交均价291.16元/兆瓦时，新能源均价仅176.53元/兆瓦时，月内市场价格下行明显。

（三）负荷中枢整体上移：刚需用电打破低价预判

基本面走势持续修正市场前期判断，月累用电量同比增长6.75%，最高日负荷同比上涨5.9%，最低日负荷涨幅达到12.2%，全天用电基础水平显著抬高。本月输电断面顺畅无阻塞，供需变化直接体现在供需层面。

二、交易量价分析

2026年6月，安徽电力中长期与现货市场呈现显著的“迎峰度夏前奏”特征。6月市场在高温天气初现、负荷持续攀升、火电策略性行为加剧的多重因素作用下，价格走势出现剧烈反转——日前均价从5月低点大幅反弹，日滚动撮合交易持续活跃，成为市场主体临期调仓与风险对冲的核心工具。

（一）电能量交易数据

从交易量结构看，年度双边分月占比约35%，仍是最大品种，承担基础电量“压舱石”功能，锁定长期电量、稳定市场预期；多月度集中分月占比约28%，第二大品种，为市场主体提供月内灵活调节空间；各类代理购电合计占比约35.6%（年度代理工商业+居民农业+月度代理工商业+居民农业），覆盖未直接参与市场的工商业用户及居民农业用户的保障性用电需求。其中年度代理购电合计约27%，月度代理购电合计约8.5%，代理购电价格普遍高于年度双边，体现保供的刚性溢价。年度集中分月、月度集中占比极低，合计不足0.6%，几乎被市场边缘化。

图1：安徽电能量交易电量结构饼图

（二）绿电（电能量部分）交易数据

6月绿电交易延续低价特征，合计成交电量6.76亿千瓦时，加权均价340.255元/兆瓦时，低于同期电能量均价（359.221元/兆瓦时）约19元/兆瓦时，绿电随着交易价格下降。从品种结构看，年度分月占比74.5%（均价345.218元/兆瓦时），是绿电交易的绝对主力，通过长期协商锁定基础供应量；多月度分月占比22.4%（均价326.540元/兆瓦时），价格折价更明显，为市场主体提供灵活降本空间；月度绿电占比仅3.1%（均价320.064元/兆瓦时），体量最小但价格最低，成为绿电市场价格洼地。整体来看，午间光伏大发带来的零边际成本电量集中释放，仍是绿电价格系统性低于常规电能量的核心原因。

图2：绿电交易电量结构饼图

（三）日滚动撮合交易情况

图3：2026年6月日滚动撮合各主体成交电量柱状图

6月日滚动撮合全月成交约6.5亿千瓦时，综合均价332-338元/兆瓦时，呈现“火电主导供给、售电主导需求、新能源以价换量”格局。火电企业为最大卖方（约3.68亿千瓦时），凭借调节能力在现货高价窗口增发锁定收益；售电公司为最大买方（约2.35亿千瓦时），利用滚撮进行套利，规避现货市场高价风险；新能源企业大部分在年度、月度中长期成交，滚撮仅做调仓使用。

三、边界数据分析

（一）新能源出力分析

6月安徽新能源出力延续光伏主导、风电辅助、水电补充的结构性特征，初夏光伏高发属性凸显，也是本月现货分时价格剧烈波动的核心诱因。

从出力结构来看，全省新能源总出力规模充足，其中光伏出力占比高达81.9%，是系统供电的核心清洁能源；风电出力占比14.4%，出力稳定性相对偏弱；水电占比仅3.7%，对系统供需的调节贡献有限。月度日间光伏大发时段大幅抬高系统供电余量，持续压制午间现货价格；而多云、阴雨天气下光伏出力快速衰减，供需格局瞬时收紧。

图4：新能源出力占比

新能源日内大幅起伏的出力特性，叠加六月高位运行的用电负荷，极易造成日前出力预判偏差，频繁触发实时现货价格异动，成为本月市场分时价差拉大、偏差管控难度提升的核心因素。

（二）日均负荷趋势分析

6月份安徽电网负荷运行呈现出“高位宽幅震荡、节日效应显著”的复杂特征。全月日均负荷基本围绕4500万千瓦中枢上下波动，但极端温差较大：月初至中旬，受入夏后首轮高温天气及工商业用电稳步增长推动，负荷快速攀升至5000万千瓦以上，并在6月4日、15日、17日等多日触及5200万千瓦的阶段性高位。

图5：日均负荷变化

然而，6月19日—20日恰逢端午假期，加之同期区域性强降水降温，负荷骤然跳水至不足3900万千瓦，形成全月“V型”洼地；节后随着气温回升及月末生产冲刺，负荷再度迅猛反弹，并于6月30日创下5320万千瓦的全月峰值，月末较月中低点拉升幅度超1400万千瓦。这种“高温拉升—假期骤降—冲刺回补”的剧烈摆动，凸显了节假日对短期需求曲线的切割效应。

四、价差分析

（一）滚撮-日前价差分析

从6月日前与滚撮市场的分时平均价格走势看，全天电价形态较5月出现显著变化：凌晨至早间时段，日前与滚撮价格均维持在相对高位运行；自7时起，受光伏出力大幅抬升影响，价格急速下探，至8–9时触及全日价格低谷区间，其中滚撮均价在8时降至200.11元/兆瓦时，日前价在9时降至141.16元/兆瓦时；午间11–15时，价格在低位维持小幅波动，未见明显反弹；自16时起，价格快速拉升，17时滚撮均价大幅跳涨至323.06元/兆瓦时，日前价同步升至196.11元/兆瓦时，晚间至午夜价格维持高位震荡运行。

从两条曲线的对比来看，日前均价与滚撮均价走势整体方向一致，但在关键时段出现了显著的形态分化：在早间价格急速下行区间（7–9时），滚撮均价降幅明显大于日前均价，二者价差快速走扩，8时价差高达96.33元/兆瓦时，为全日峰值；在午间低位运行区间，价差保持10–24元/兆瓦时的正向水平；尤需关注的是，17时由于滚撮价格跳涨幅度远超日前价格，二者价差急剧扩大至126.94元/兆瓦时，形成全日最大价差点。下方的分时价差曲线清晰显示，全日价差整体呈现"早晚高位、午间收敛、傍晚冲顶"的分时特征。整体来看，6月滚撮相对日前价格的成本优势在日内呈现出"早间释放—午间持续—傍晚冲高—夜间维持"的分布格局，成本优化窗口覆盖全天大部分时段。

图6：滚撮-日前月分时数据对比

从6月分日维度的价格走势对比看，日前与滚撮价格的差异在月内呈现出明显的阶段性轮动特征：6月上旬（1–12日），两条曲线交替缠绕，价差正负波动频繁，其中3日、4日和12日出现三次显著的反向价差（滚撮价低于日前价），幅度分别为-25.69、-47.28和-48.77元/兆瓦时；6月中旬（13–18日），价差波动加剧，16日、17日再度出现两次大幅反向价差（-48.72、-55.68元/兆瓦时），市场呈现较为明显的震荡格局；自6月19日起，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，20日、22日、24–25日及29日等多数日期价差均维持正向运行，其中24日价差高达99.74元/兆瓦时，为全月峰值。

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：全月共出现六次显著的正向价差峰值（6月8日72.27、6月9日61.27、6月20日67.61、6月22日57.31、6月24日99.74、6月25日65.43），集中分布于上旬末和下旬；同时出现五次明显的反向价差（6月3日-25.69、4日-47.28、12日-48.77、16日-48.72、17日-55.68），集中分布于上旬和中旬，形成"负价差集中区"。整体来看，6月滚撮价格相对日前价格的成本优势，在月内呈现出"上旬震荡、中旬多空博弈加剧、下旬优势持续释放"的三阶段特征，尤其是6月19日之后，价差持续为正且中枢维持较高水平，充分体现了市场主体对于迎峰度夏期间高温天气存在避险情绪，更愿意在滚撮中“落袋为安”。

图7：滚撮-日前月分日数据对比

（二）日前-实时价差分析

6月分时电价依旧保持“早晚高价、午间光伏低价”基础轮廓，各时段价格拐点和中长期趋势匹配度和往期一致，日前市场对实时整体走势依旧具备稳定预判引导能力，但本月分时价差结构相比5月出现明显结构性变化。

图8：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和前期基本一致，但价差中枢发生显著切换：早晚两端（1-6、18-24时段）价差整体转为日前价格高于实时价格，早间低谷、晚间负荷爬坡区间普遍呈现日前小幅溢价，仅少量日期出现短期反向偏离。午间7-17时段实时均价依旧普遍高于日前，但对比5月，所有午间时段实时相对日前的溢价幅度均出现不同程度收窄，光伏大发带来的实时冲高空间明显压缩。其中段19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，是晚高峰内风险最低的时段。

图9：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时段几乎无负极值，实时大幅冲高的行情极少；晚间20点后多数时段价差收敛，极端波动样本偏少；仅22、24时段零星出现小幅负极值，冲击有限。午间内部差异明显，7、8、16、17几个交界时段离散程度高，极值阈值大幅抬高，短时供需错配极易造成价格大幅偏离。