导语：2026年4月，新疆电力现货市场全面进入春季高新能源占比运行阶段，工商业负荷持续高位，风光出力同步进入春季高发窗口，日内价格“深谷—尖峰”形态极致化、波动幅度显著高于3月。受工业用电、新能源大发、跨区外送与储能调节共振影响，现货价格整体呈现“月初低位震荡、月中价差拉大、月末波动收敛”特征。中长期与现货价格分化加剧，市场交易重心从“季节性过渡”转向“高波动下的精准风控”。

一、新疆电力现货市场整体情况

2026年4月，新疆电力现货市场彻底进入春季运行常态。全月中长期交易总量近144亿千瓦时，中长期均价152.04元/兆瓦时，环比下降12.11%；受春季季风及日照时间增加影响，新能源出力稳步抬升，全月现货均价109.26元/兆瓦时，环比下降23.24%。

二、发电结构分析

（一）装机容量

截至2026年3月底，新疆发电装机容量26026万千瓦，同比增长34.16%。其中火电8364万千瓦，同比增长7.55%；水电1083万千瓦，同比增长0.9%；风电8011万千瓦，同比增长64.15%；光伏8569万千瓦，同比增长51.15%。

新疆地区总装机容量延续了新能源主导的格局，光伏、风电装机合计占比近七成，新能源装机规模持续保持对火电的绝对领先，进一步巩固了新疆电力系统以新能源为主体的装机结构。

（二）发电量

2026年3月，新疆电网发电量498.26亿千瓦时，同比增长9.25%。其中火电 333.08亿千瓦时，同比增长3.39%；水电20.23亿千瓦时，同比降低1.04%；风电79.77亿千瓦时，同比增长21.03%； 光伏60.72亿千瓦时，同比增长29.68%。

总体上火电发电量占比67.5%，虽较2月供暖期的69.42%有所回落，但仍占据绝对主导地位，持续发挥着电力供应“压舱石”的核心作用；风电发电量占比16.2%，光伏发电量占比12.3%，合计发电量占比提升至28.5%%，较2月有所提升，反映出春季光照条件改善、风电资源回暖带动新能源出力水平提升。

三、交易量价分析

（一）从交易电量分布来看，4月新疆电力交易呈现滚撮交易绝对主导、日内交易高度活跃的鲜明特征。全月总交易电量约143.84亿千瓦时，其中滚撮交易占比高达50.42%，充分反映出新疆电力市场发用两侧在日内的高频博弈与灵活交易，呈现出比较高的金融化特点。

（二）从价格水平对比来看，4月新疆电力交易延续了3月“等的越久，电价越低”的核心趋势，各品类交易价格形成清晰梯度，且整体价格中枢较3月进一步下行，与春季新能源出力提升、电力供给趋于宽松的市场环境高度匹配。

滚撮交易成交均价122.23元/兆瓦时，较3月的167.11元/兆瓦时大幅下降，充分体现了短期现货市场对供需变化的灵敏响应，新能源出力增加带来的电量增量有效平抑了短期电价。

四、边界条件分析

（一）用电负荷分析

4月新疆地区用电负荷整体呈现“低位企稳、逐步回升”的演变态势，与3月供暖季退坡期的“阶梯式回落”走势形成鲜明对比，充分反映了春季气温稳定、供暖负荷全面退出后，工业生产持续发力、经济活动稳步复苏的特征。

从日内负荷波动来看，全月实际负荷始终保持稳定的日度峰谷规律，日内最高负荷维持在43000-44000MW区间，最低负荷围绕38000-39000MW波动，日度负荷曲线形态稳定，峰谷差维持在合理区间，体现出新疆社会生产、居民用电节奏已完全进入春季常态化运行状态，工业生产、商业用电等负荷持续平稳释放，未出现大幅波动。

从日均负荷趋势来看，4月上旬日均负荷维持在41000-42000MW的低位区间，是供暖负荷全面退出、气温回升带动居民采暖用电需求消退的直接体现；4月中旬负荷出现阶段性企稳回升，日均负荷中枢抬升至41500-42500MW，受工业生产持续提速、项目复工复产节奏加快影响，用电需求出现边际改善；4月下旬日均负荷呈现持续回升态势，从42000MW逐步抬升至43000MW左右，随着区域经济活动持续活跃，工业用电、商业用电需求稳步增长，整体用电负荷回归春季常态化上行通道。

整体来看，4月新疆用电负荷彻底摆脱了供暖季用电结构的影响，进入春季平稳运行轨道，负荷走势清晰反映了气温回升、供暖负荷退坡对用电需求的阶段性影响，同时也体现出区域经济活动在节后持续平稳复苏、工业生产活力逐步释放的良好态势。

（二）新能源出力分析

2026年4月，新疆地区新能源出力呈现出“光伏大发时段电价持续低位、夜间供需波动放大价差”的典型特征。随着春季光照条件持续优化，白天光伏大发时段新能源出力显著高于用电负荷，现货电价长期维持“地板价”水平；而每日夜间至凌晨时段（1-9点及20-24点），剔除光伏发电影响后，风电出力的波动与现货电价呈现极强的负相关关系，成为影响电价波动的核心变量。

A.月初阶段（低位震荡期）

4月上旬，新疆电力现货市场日均电价整体维持低位震荡、峰谷分化的运行特征。随着供暖期全面结束，用电负荷中枢回落，叠加光伏大发时段出力充足，市场供需整体宽松，火电定价权持续弱化。仅在夜间风电出力阶段性偏弱时，电价出现小幅抬升，但整体中枢已脱离供暖季支撑，进入新能源主导的低电价区间。

B.月中阶段（宽幅波动期）

进入4月中旬，电价走势呈现“光伏时段持续探底、供需缺口时段大幅冲高”的分化特征，全月价格极值集中出现在该时段。一方面，受光伏大发叠加风电出力阶段性偏强影响，市场电价多次触及地板价，全月最低电价出现在该时段，充分体现新能源大发对价格的压制作用；另一方面，4月19日前后风电出力骤降，叠加晚高峰用电负荷抬升，电力供给缺口扩大，火电保供压力凸显，电价随之大幅冲高，全月最高电价出现在该时段，峰谷价差进一步拉大，极端价差超550元/兆瓦时，直观反映了新能源出力波动对现货价格的剧烈影响。

C.月末阶段（稳步修复期）

4月下旬，随着气温持续回升、用电负荷企稳回升，同时风电出力中枢阶段性抬升，市场供需格局逐步从“宽松”向“紧平衡”过渡，日均电价进入低位修复、中枢抬升的通道，部分火电调整报价策略放弃低价抢电。全月电价从4月下旬初的70-80元/兆瓦时区间，逐步回升至月末的100-110元/兆瓦时区间，整体呈现“供需紧平衡”格局，价格中枢回归春季常态化水平，市场逻辑从“新能源单边压制”向“供需双向博弈”转变。

五、日前-实时价差分析

1.日前-实时概览

呈现出显著的“先收敛、后分化” 的分段式运行特征，与日内、时段性供需变化高度绑定。

段1-9：价差持续收窄，日前电价（红线）与实时电价（绿线）的曲线高度贴合，价差中枢持续收窄并维持在低位区间。这反映出市场对该时段的新能源大发、负荷回落的供需格局判断趋于一致，日前市场定价充分吸收了宽松预期，与实时市场的价格分歧度被显著压缩。同时，该阶段偏差电量（紫色柱）以负偏差为主，规模相对稳定，说明市场整体处于“新能源出力超预期、负荷低于预期”的单边宽松环境，实时电价长期被压制在低位。

段10-19：价差进入“地板价”区间，市场进入极致宽松状态中段交易时段，两条曲线同步下探并贴近运行，价差中枢降至日内最低水平，市场整体处于极致宽松状态。这一阶段的核心特征是：新能源大发主导了市场价格，实时电价与日前电价均被压制在低位，偏差电量规模虽有波动，但价差并未同步放大，说明市场对“供大于求”的预期已完全形成，价格分歧度降至最低。

段20-24：价差再次走阔，市场从“单边宽松”转向“双向博弈”。日前电价与实时电价曲线再次出现明显分化，价差中枢显著抬升。其中，实时电价一度向日前电价靠拢甚至反超，偏差电量规模也随之扩大，说明市场预期再次出现分歧，价格从“新能源单边压制”向“供需双向博弈”转变，价差的波动也随之放大，存在一定的不确定性。

2.日前-实时策略

段1-9：以日前市场锁定成本为主该阶段市场预期高度一致，价差风险较低。新能源场站可按实际出力预期合理申报，避免过度保守或激进；用户侧/售电主体可优先通过日前市场锁定低价电量，降低实时市场波动风险。

段10-19：重点防控负偏差考核风险.该阶段新能源大发、市场极度宽松，实时电价长期处于低位。新能源场站需适度下调日前申报量，避免因超发形成大规模负偏差，被实时市场低价压制收益；用户侧可通过日前市场集中锁定低成本电量，优化购电成本结构。

段20-24：强化偏差精细化管理，对冲价格波动该阶段市场预期分歧度回升，实时电价波动风险加大。用户侧/售电主体可通过“中长期合约+日前市场” 的组合策略，选择在日前平仓，防范实时电价上行带来的成本压力。

六、日前-滚撮价差分析

1.日前-滚撮概览

A.夜间及凌晨时段（段20-次日段3）：日前价格显著高于滚撮价格，价差为正。

价格表现：段 20（晚高峰后）至次日段 3（凌晨），日前电价（红线）持续高于滚撮电价（绿线），价差呈正向扩大后逐步收窄，偏差电量同步呈正向分布。

市场逻辑：晚高峰后，光伏出力退坡、负荷回落，风电出力进入夜间大发阶段，实际供需格局呈现“供大于求”；日前市场仍延续晚高峰“供需紧平衡”的定价逻辑，对新能源出力的超预期增长预判不足，定价偏谨慎；滚撮市场则直接反映了夜间风电大发的宽松格局，价格被持续压制，与日前市场形成显著价差。

B.日间及午后时段（段4-段19）：日前价格持续低于滚撮价格，价差为负。

价格表现：段4（凌晨后）至段19（晚高峰前），日前电价始终低于滚撮电价，尤其在段10-段18（光伏大发核心时段），两条曲线几乎完全重合，价差中枢趋近于0，偏差电量也同步收敛至零线附近。

市场逻辑：凌晨后，负荷缓慢抬升，风电出力阶段性回落，叠加光伏逐步进入大发阶段，市场供需从“单边宽松”向“紧平衡”过渡；日前市场提前吸收了 “光伏大发+供需宽松”的预期，定价持续偏低；滚撮市场在实际运行中，受新能源出力波动、局部供需变化影响，价格中枢略高于日前市场，形成稳定的负价差；光伏大发的核心时段（段10- 段18），市场供需格局极度宽松，日前与滚撮价格均被压制在地板价附近，价格分歧度降至最低，几乎无套利空间。

2.日前-滚撮策略

段20-次日段3：优先通过滚撮市场补充仓位，降低购电成本，把握跨市场套利窗口。

A.基础购电策略：以滚撮市场为主，日前市场为辅。

该时段滚撮价格因夜间风电大发被持续压制，显著低于日前定价，应优先通过滚动撮合市场补充基础购电仓位，锁定低价电量，降低整体购电成本。对于刚性用电需求，可通过日前市场锁定部分基础仓位，再通过滚撮市场分批补充低价电量，实现“基础需求稳价+增量需求低价”的组合配置，避免因过度依赖日前市场承受高价成本。

B.进阶套利策略：适度超额购买，利用跨市场价差实现套利。

基于对该时段“滚撮价格大概率低于日前价格”的确定性预期，可在滚撮市场适度超额购买电量（控制在偏差考核允许范围内），在日前市场以更高价格卖出对应仓位，通过跨市场价差实现无风险套利。

套利操作需严格控制仓位规模，结合偏差考核规则设定安全边际，避免因超额购买超出偏差范围，触发考核成本，抵消价差收益。同时需实时跟踪风电出力与负荷变化，若出现出力骤降、价格快速回升的极端情况，及时调整仓位，规避价格反转风险。

段4-段19：优化仓位管理，规避考核风险，把握高价卖出的成本优化窗口。

A.低价时段：提前买入足够仓位，锁定低价成本，规避偏差考核。

风光大发时，日前价格处于低位区间，且滚撮价格因负荷回升、新能源出力波动出现阶段性抬升。应在该时段通过日前市场买入足额基础仓位，覆盖刚性用电需求，避免因实际用电需求超出日前计划，被迫在高价的滚撮市场补电，产生额外购电成本与偏差考核风险。

B.高价时段：择机卖出冗余仓位，通过现货强制结算实现成本优化。

针对段4-段9、段19，日前价格受供需紧平衡预期影响出现抬升，此时若前期已通过日前市场买入足额仓位，且实际用电需求低于计划仓位，可在日前市场高价卖出冗余仓位，将仓位调整至与实际用电需求匹配的水平，剩余部分通过现货市场强制结算，利用高价卖出的价差收益，冲抵整体购电成本。卖出操作需结合负荷预测与晚高峰供需情况，若预测晚高峰负荷超预期增长，需保留足够的基础仓位，避免因卖出过度，后续被迫在现货市场高价补电，反而推高成本。

七、小结

本月，供暖季全面退坡，市场供需彻底切换为新能源主导模式，价格波动规律清晰，呈现“夜间风电主导价格、白天光伏压制电价”的特征，且价格拐点可预判性强。日内时段分化明显：段20-次日段3，日前价格高于滚撮/实时价格，形成低成本购电及套利窗口；段4-段19，日前价格低于滚撮/实时价格，光伏大发时段价差趋近于零，核心聚焦仓位管理与偏差风险规避。

交易团队可依托新能源出力、负荷变化预判，利用多交易窗口联动，精准捕捉价格拐点，规避市场波动风险，在控制偏差的前提下优化持仓，在高波动时段以高比例基础持仓+风险调仓策略为主，在低波动时段以低比例基础持仓+价差套利策略为主。