2026年1月，安徽省电力现货市场运行波动加剧。受严寒天气与新能源出力偏低共同影响，供给侧持续收紧，推动现货均价维持高位。与此同时，售电公司批发侧均价高于零售侧近1分钱，批零倒挂现象明显，行业普遍面临亏损压力。本文结合安徽市场省内装机格局与边界条件，对1月市场结算情况、现货价格及中长期价格进行深入分析，针对性分享探讨此类市场情况的策略方向。

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市场情况分析

装机与发电量

截至2025年12月底，安徽全省发电装机容量达14332.4万千瓦，同比增长15.5%。火电装机占比仍居高位，但已降至50%以下，新能源装机比重则以月均约1.9%的增速持续攀升。其中火电同比增长5.1%，风电、光伏、储能分别增长17.7%、30.5%和50.8%，水电规模保持稳定，增长动能已逐步转向新能源领域。

图1 |安徽省装机容量（全省口径）

这一结构优化离不开本地产业的强力支撑——安徽先进光伏与新型储能产业综合竞争力位居全国第三，光伏成为装机增长的主力。2026年机制电量竞价结果显示，安徽新能源增量项目独立竞价机制电价为383.7元/兆瓦时，基本与燃煤基准价持平，位于各省机制电价高位，清晰的价格信号预计将持续激发市场主体投资热情，光伏开发热度有望只增不减。

2025年安徽全省年累计发电量达3969.17亿千瓦时，同比增长3.2%。其中，火电发电量占比虽较上年回落2.4个百分点，仍以78%的份额居首位；新能源发电量占比较小但增势强劲，风电、光伏发电量同比分别大幅增长32.3%和36.2%。

图2 |安徽省2025年累计发电量（全省口径）

尽管新能源发电量增势迅猛，但安徽火电主体交易竞争依然强劲，能源转型的挑战依旧存在。目前安徽电力市场结构相对集中，交易行为对市场具有显著影响力。对此，为保障市场电价稳定，安徽省出台了相关政策：一方面，2026年起煤电容量电价标准设定为165元/千瓦·年，处于较高水平，有效稳定了火电企业收益预期；另一方面，2026年电力交易方案明确规定，负荷高峰月份大型燃煤机组中长期交易电量须占其上网电量的80%以上，以缓解火电在现货环节抬价动力。

边界条件

负荷：安徽1月累计用电量达332.54亿千瓦时，同比增长18.55%。日前负荷整体呈“两头低，中间高”特征，高峰主要集中在10时至13时。这一时段的用电紧张。一方面因为1月气温偏低，上午时段取暖、办公及工业生产用电需求较集中；另一方面，尽管安徽新能源装机规模可观，尤其光伏占比突出，但冬季上午光照条件不足，光伏出力尚未达到峰值，对电网的支撑能力有限，两者叠加容易形成阶段性的电力供需“小高峰”。

图3 |安徽省2026年1月分时负荷

分日来看，1月全省日均用电负荷为44680.6兆瓦，负荷走势与气温变化较为相关。1月下旬受强冷空气影响，气温持续走低，负荷随之抬升；其中1月19日至23日，全省出现大范围降雪、气温降至零下，采暖用电集中释放，推动负荷攀升至全月最高水平。整体而言，1月负荷水平受温度和降水等气象条件影响显著，而周末与工作日的负荷差异并不明显，未呈现出典型的周末效应。

图4 |安徽省2026年1月分日负荷

联络线：分时来看，安徽省1月联络线主要在晚高峰时段受入较多，个别天中午联络线为送出，受到午间省内天气变化及华东地区供需影响。

图5 |安徽省2026年1月分时联络线

风电：安徽省1月日前风电出力平均2585兆瓦，同比去年1月增长172%。分时来看两头高中间低，符合我国东南地区在冬季的风速常年偏小的规律。

图6 |安徽省2026年1月分时风电出力

光伏：安徽省1月光伏日均出力达1.9万兆瓦，为去年同期最高出力的4.76倍，主要得益于光伏装机容量的快速提升；但分日来看，其波动受降雨、降雪等天气影响较大。

图7 |安徽省2026年1月分时光伏出力

竞价空间：1月竞价空间与负荷形态几乎相反，虽负荷是中午最高，但竞价空间则呈两头高中间低趋势，主要由于中午新能源大发，光伏出力较高。早峰1点和8点是峰值，晚峰17-19点为峰值，对应的现货也易出高价。但随着气候变化，受光照时长增多影响，后续17点及8、9点的峰值预计趋于缓和。

图8 |安徽省2026年1月分时竞价空间

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结算情况与价格分析

主体结算情况

安徽省1月用户侧结算均价362.37元/兆瓦时，较去年同期降低11.9%；尽管1月现货价格较去年同期高出近1毛，但由于26年年度交易均价同比降低10.2%，从而拉低了中长期成本。同期发电侧结算均价380.51元/兆瓦时，较用户侧高出接近2分钱，主要受到1月降雪天叠加小风季的影响，新能源出力有限，迫使电网依赖成本更高的火电机组，从而推高了发电侧结算均价。

对于售电公司而言，1月份面临着批零倒挂的局势。售电公司1月份代理电量136.4亿千瓦时，零售侧均价358.4元/兆瓦时，而批发侧均价367.2元/兆瓦时，倒挂幅度接近1分钱。一方面1月中下旬受极端寒潮天气影响电力供需紧张，抬高现货及日滚动价格从而拉高日结算均价；另一方面部分售电公司在2025年市场竞争中以过低价格签下大量固定价合约，且截至1月初全省仍有超过4000家市场化用户未与售电公司绑定，加大了市场波动性。

图9 | 安徽省2026年1月发电侧与用户侧结算情况

各窗口价格对比

现货价格分析

安徽省1月日前均价365.71元/兆瓦时，后半月受到负荷增加影响价格有所上行，高价段集中在19日至22日降雪期间，整体来看气温和雪天对价格影响较大。分时层面，价格呈现“早晚高、午间低”特征，与竞价空间变化趋势基本一致。从报价行为看，前半月市场主体报价整体偏高，后半月尤其下旬报价水平有所降低，主要受气温逐步回暖影响，叠加中下旬集中交易后市场主体持仓量增加，报价行为趋于缓和。

图10 | 安徽省2026年1月分日分时现货价格

中长期价格分析

年度交易：2026年安徽省年度交易总成交均价为369.91元/兆瓦时，较2025年的412.35元/兆瓦时同比下降10.3%，降幅符合市场预期。主要得益于供给侧能力充足、新能源装机占比持续提升以及市场化改革的深入推进。然而年度均价的下行并不意味着全年电价水平也将走低，后续月度、日前等中短期交易价格仍是关键变量。

1月各中长期窗口对比：从图中可见，1月各中长期交易环节中，日滚动成交电量远超其他窗口，约为位居第二的年度集中交易电量的十倍，其余环节市场参与度相对有限。价格方面，年度集中交易均价最高，月内日滚动紧随其后，这主要由于市场整体中长期持仓水平偏低，推高了日滚动盘面的交易价格。

图11 | 安徽省1月各中长期窗口成交情况对比

月内其他交易环节，例如中下旬集中交易以及绿电周摘挂牌交易，则反映了市场对现货价格的短期预期。以中旬集中交易为例，其出清价低至320.9元/兆瓦时，体现了市场对中旬气温回升后现货价格走低的预判。相比之下，绿电周摘挂牌价格始终维持较高水平且相对稳定，受现货波动影响较小，这主要由于新能源主体倾向于在此环节博弈高价，加之可供选择的中长期交易窗口充裕、交易紧迫性不强，故呈现报价偏高、成交量偏低的特征。

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策略建议与未来展望

尽管安徽火电主体交易竞争强劲，但售电公司并非只能被动承压——2026年安徽电力中长期交易已构建起覆盖年度、月度、月内（旬/周/多日）的连续开市窗口，为市场主体提供了极为充裕的仓位调整空间。1月的价格波动与其规律已充分证明，在对极端天气、供需边际变化等情况有一定预估的前提下，可对价格趋势做出判断，从而在月内众多窗口中有选择性锁定低成本电量、错峰平移持仓，可以规避部分风险。

精准把握市场中长期持仓变化，是预判日滚动价格走势、择机套利的关键前提。若市场在其他环节持仓较少，为规避考核风险会在日滚动窗口集中进行补仓，从而推高价格。若能在前期准确识别年度、月度等环节的持仓缺口，不仅可预判后续日滚动窗口将面临较强的补仓压力与价格上行空间，还可以通过持仓判断发电侧报价动力，从而在价格相对平稳的窗口提前布局、择时套利，将被动补仓转化为主动风险管理。