导语：2月份，新疆电力市场可以概括为“风火博弈”。受本月几次冷空气导致的新能源出力波动与火电企业抬高报价双重影响，现货价格在特定时段出现了明显的宽幅震荡，整体呈现“月初高位运行，月中断崖下跌”的显著L型特征。对于参与交易的电力用户而言，本月的核心不仅在于大宗交易合理报价，更在于如何通过精细化的中长期仓位管理来实现最大程度规避风险和套利。

一、新疆电力市场整体情况

2026年2月，受需求不足影响，全月中长期交易总量仅138亿千瓦时，中长期均价214.14元/兆瓦时，环比下降14.6%；受春节假期需求不足影响，新能源出力对日前出清价格的边际影响显著抬升，全月现货均价186.46元/兆瓦时，环比下降37.07%。

二、发电结构分析

（一）装机规模：截止1月底，新疆地区总装机为25846万千瓦。其中，火电（8350万千瓦）仍是重要支柱，新能源（风电7870万千瓦 + 光伏8546万千瓦）从装机规模上已经大幅超越火电，标志着新能源已成为新疆电力供应的绝对主力。但在同期的发电量结构图中，火电依然发挥着“压舱石”的关键作用。

（二）发电量：由于2月份发电量数据暂未公布，但1-2月份均属于冬季供暖期，具有可参考性。1月份发电量556.25亿千瓦时，火电发电量411.36亿千瓦时，占比达到73.95%，风电和光伏仅分别贡献了 74.49 亿千瓦时和 50.12 亿千瓦时的电量，呈现“装机大但发电量小”的特点，充分反映了在冬季及新能源波动期间，火电在保障电力可靠供应方面的核心地位，也让火电在冬季现货市场拥有极高的市场定价权 。

三、交易量价分析

从交易电量来看，由于新疆年度双边交易价格较高，市场呈现以月度交易为主导的特征：滚撮交易表现最为活跃，占比达38.8%（53.5亿千瓦时），反映出市场较强的短期调节需求；月度双边交易紧随其后，占比 34.2%（47.2亿千瓦时），是市场稳健运行的中坚力量；年度双边交易（2月分摊）占比 27.0%（37.3亿千瓦时），年度成交比例远低于全国大部分现货运行省份，发用两侧博弈基本进入到日交易阶段进行成交，成交活跃度远高于其它现货运行省份。

从交易电价来看，2月份新疆地区整体呈现“等的越久，电价越低”趋势，受现货市场价格逐步走低影响，双边成交市场价从280元/兆瓦时逐步下降至滚撮交易价格211.2元/兆瓦时，由于部分发售一体公司可能存在内部价格调整，最终发布年度双边价格232.3元/兆瓦时，月度双边价格193.6元/兆瓦时。

四、边界条件分析

（一）用电负荷走势：2月上旬，新疆地区用电负荷保持在较高的运行水平。随着春节临近，日均负荷从月中开始呈现断崖式下跌，并在一周左右的时间内处于低位运行的“凹陷区”，反映了春节期间社会用电量大幅收缩的真实情况。随后在2月24日后，随着复工复产的推进，日均负荷曲线开始稳步回升，整体呈现出明显的“U型”演变态势，体现了宏观经济活动随传统佳节节奏而起伏的过程。

（二）新能源出力分析：由于新疆地区光照时间新能源出力（光伏影响）远高于用电负荷，白天现货电价基本呈现“地板价40元/兆瓦时”，通过分析每日夜间至凌晨时段（1-9点及20-24点）的新能源出力水平，剔除光伏发电影响，更真实地反映了风能等其他新能源在低负荷时段的供给能力，可以发现新疆现货夜间电价与新能源出力呈现完全的非线性负相关关系。

  （三）现货电价分析：

月初阶段（高价期）：2月上旬，市场日均电价持续处于较高水平。这一现象主要由于新能源出力偏低，火电定价权增加影响，在供给侧的强势博弈下，市场出清价格被整体推高，形成了本月的电价高地。

月中以及月末阶段（低谷期）：进入月中（2月13日以后），电价出现断崖式下跌，并触及全月最低点。一方面，随着农历新年的到来，大量工商业企业停工放假，全网用电负荷出现季节性的大幅下降；另一方面，该时段叠加大风天气过程，风电等低边际成本的新能源出力猛增。在“需求疲软”与“低价电供给充裕”的双重挤压下，市场均价被大幅拉低。

本月市场表现再次验证了“新能源出力波动”对现货价格的强耦合关系。在当前的电力市场环境下，供暖期火电高负荷定价权增加可以在短期内支撑价格，但在极端供需失衡（如大风+低负荷）面前，市场出清逻辑仍受物理供需主导。

五、日前-实时价差分析

（一）日前-实时价差整体分析：从2月份各时段日前与实时市场的平均价格走势来看，全天价格呈现典型的“深谷曲线”特征。日前价格（蓝线）与实时价格（橙线）在趋势上保持了高度的协同性，反映出日前市场对实时走势具有较强的预测导向作用。下方的绿色柱状图显示，白天价差基本为零，夜间全月平均价差在多数时段为正值，表明日前价格普遍略高于实时结算价格，充分体现了春节保供时期电网预测特点，整体市场运行平稳且符合预期。

（二）日前-实时价差极值分析：为了进一步挖掘市场的波动风险，本图统计了每个时段日前-实时价差绝对值最高前7个样本（约占全月样本的25%）的平均水平。分析显示，市场的极端价格波动具有明显的时段集中性：晚高峰（20-次日2点）日前-实时价差指标值显著高企，最高突破了400元/兆瓦时，这反映出在晚高峰时段，受边界条件突变影响，极易产生巨大的日前实时电价偏差，对交易团队来说这些时间段的风险控制尤为重要。

六、日滚撮量化交易分析

（一）日滚撮价格与现货价格市场预期因子：从全时段分布图来看，2月价差分布并未呈现理想的向零对称分布，滚撮价格并非严格按照现货价格为基准进行摆动。主要由于：一是火电行为不可预见性，火电集团作为市场核心控价方，其在滚动撮合阶段的申报行为具有高度集中性，难以提前开展行为分析，导致市场预期的形成缺乏稳定的参考基准。二是春节长假存在“远期盲区”，受春节假期影响，大量标的日距离最后交易日跨度过大。在缺乏即时供需信号支撑的情况下，市场参与者无法对远期价格进行准确预估，导致“滚撮预期”与“日前现实”产生严重断层。

（二）不同日前价格下的市场情绪因子：从2月份现货价格分布来看，可以分为低价区（现货价格小于150元/兆瓦时）、中价区（现货价格150-400元/兆瓦时）、高价区（现货价格大于400元/兆瓦时）。

低价乐观区的“价值高估”：观察图中绿色曲线（低价/乐观区），其分布中心在多个时段显著落入负值区间。这客观反映了月初市场参与情绪极其激昂，在滚撮阶段给出了过高的价格预期；然而日前出清时，现实供需并未支撑这一溢价，导致日前价格大幅低于滚撮价格。

高价悲观区的“预期不足”：与之形成鲜明对比的是红色曲线（高价/悲观区），其价差多呈现正值偏态。这表明在绝对价格处于 400 元/MWh 以上的高位运行段时，市场主体心态转为保守，在滚撮阶段不敢过分看高；但日前实际出清价格往往受火电挺价或系统压力影响而高于保守预期，形成了正向偏差。

中价区的“共识缺失”：蓝色曲线（中价区）分布最为散乱且呈现多峰形态，进一步佐证了在 150-400 元/MWh 的中间地带，市场完全失去了统一的基准锚点，博弈行为呈现高度的随机性。

七、小结

2026年新疆地区已经开展了现货连续结算试运行，已构建起由“年度-月度-月内（旬/多日）”组成的交易连续开市体系，叠加新能源造成的高波动，市场流动性超过全国大部分现货运行省份。这种高度灵活的交易架构，为市场主体提供了极其宽裕的仓位对冲空间与持仓平移机会，也对交易团队提出了更高要求。

2月的实测数据证明，价格波动并非无迹可寻。在对极端天气（如月中大风）、供需边际显著变化等前置变量有精准预估的前提下，交易员完全可以在月内多窗口联动中，深挖市场规则红利，建立基于持仓变化的动态分析框架，寻找影响市场价格变化的关键因子，规避现货和日前-实时极端波动风险，在剧烈波动的市场中实现稳健的收益管理。