导语：2026年5月，新疆电力现货市场进入春夏转换关键阶段，气温升高带动居民降温负荷逐步启动，工商业用电保持平稳增长，整体用电负荷区间有所抬升；风光出力受气象条件扰动增强，出力波动性进一步加大。日内电价延续峰谷分化特征，部分时段电价差明显拉大。受工业用电稳增、电网阻塞造成新能源消纳减少、西北互剂需求增强等多重因素共同作用，现货均价与中长期交易均价环比上行明显。

一、新疆电力现货市场整体情况

2026年5月，新疆电力现货市场进入春夏交替运行阶段。全月中长期交易总量约202.06亿千瓦时，中长期均价171.36 元/兆瓦时，环比上升11.26%；受气温抬升带动用电负荷上行、新能源局部时段出力偏小等因素影响，供需紧平衡场景有所增加，全月现货均价124.03元/兆瓦时，环比上升13.52%。

二、发电结构分析

（一）装机容量

截至2026年5月底，新疆发电装机容量26071万千瓦，其中火电8364万千瓦，占比32.08%；水电1084万千瓦，占比4.16%；风电8025万千瓦，占比30.78%；光伏8597万千瓦，占比32.98%。与4月份装机结构对比，各类电源装机规模未发生明显变动，光伏、风电装机合计占比达63.76%，延续新能源主导的装机格局，新能源装机规模持续与火电形成体量互补，进一步夯实新疆以新能源为主体的电力装机基础。

（二）发电量

2026年5月，新疆电网发电量432.83亿千瓦时，其中火电255.96亿千瓦时，占比59.80%；水电26.67亿千瓦时，占比6.23%；风电86.34亿千瓦时，占比20.17%；光伏59.09亿千瓦时，占比13.80%。对比4月出力特征，5月火电发电占比有所回落，风电、光伏发电占比小幅抬升，主要受5-7月份进入大风季影响；水电出力保持平稳，整体电力供给结构持续向新能源倾斜，新能源发电的出力贡献度稳步提升。

三、交易量价分析

（一）从交易电量分布来看，5月新疆电力交易呈现滚撮交易规模最大、中长期双边交易互为补充的运行特征。

全月三类交易总电量为15173217.26兆瓦时，其中滚撮交易电量 7821699.74兆瓦时，占比51.55%，为占比最高的交易品类，体现出日内高频交易在市场中的核心作用，能够灵活匹配新能源出力波动，保障电力实时供需平衡；月度双边、年度双边交易电量分别占比 26.04%、22.41%，体现年度、月度双边市场存在较大的价格分歧，难以达成一致，成交比例低于大部分省份。

（二）从价格水平对比来看，5月新疆电力交易继续延续“等的越久价格越低”的整体趋势

年度双边成交均价210.88元/兆瓦时，月度双边成交均价188.24元/兆瓦时，滚撮交易成交均价133.44元/兆瓦时。中长期交易因提前锁定未来电量，承担了未来供需波动的不确定性风险，价格水平更高；滚撮交易贴合实时电力供需，价格受当期新能源出力、用电负荷等因素直接影响，价格水平最低。

四、边界条件分析

（一）用电负荷分析

5月新疆地区用电负荷整体呈现“先平稳震荡、月末冲高抬升”的演变态势，延续4月春季复苏上行基底，同时随气温持续走高、夏季制冷负荷逐步前置叠加，负荷中枢较4月整体上移，与4月稳步缓升的走势形成差异化特征，充分反映出供暖负荷完全出清后，工业生产持续高景气、初夏升温带动居民降温用电增量释放的双重驱动特征。

从日内负荷波动来看，全月始终延续稳定清晰的日度峰谷运行规律，日内负荷周期性波动特征显著。月内多数时段日内最高负荷稳定维持43000-44000MW 区间，月中低谷时段最低负荷下探至38000MW附近；进入5月下旬后，日间峰值负荷持续突破前期区间，月末最高负荷冲高至45000MW以上，日内最低负荷同步抬升，整体负荷曲线底部同步上移，峰谷差值小幅走阔。这一变化体现出新疆工业生产保持稳定满负荷运行，叠加气温攀升催生降温用电需求，日间、夜间用电需求同步增加，用电规模整体扩容。

从全月负荷演变趋势来看，5月上中旬用电负荷以区间震荡为主，日均负荷中枢稳定在41000-43000MW区间，气温尚处温和区间，制冷负荷增量有限，负荷小幅起伏、整体无明显单边涨跌；月中时段受阶段性检修、生产节奏微调影响，负荷短暂下探，谷值较上旬有所走低；进入5月下旬后负荷开启持续性快速回升通道，日均负荷底部不断抬升，日间峰值接连刷新当月新高，一方面化工、新能源制造、矿产加工等重点工业行业持续加码生产，工业用电刚性需求稳步增长；另一方面新疆区域气温快速升高，叠加旅游和古尔邦节，居民、商业场所空调等制冷负荷逐步启动，新增用电需求持续释放，双重因素拉动负荷单边走高，月末负荷创出当月峰值。

（二）新能源出力分析

随着5月光照资源稳定充足，午间光伏大发时段新能源总出力持续维持高位，电力供给大幅富余，现货电价长期运行在低价区间；而每日早高峰7-9点、晚高峰19-23点光伏出力快速回落，仅依靠风电和火电兜底供电，风光出力的起伏变化与现货电价呈现极强负相关关系，是决定日内电价高低、拉大峰谷价差的核心因素。

1.全月整体出力运行特征（平稳高出力期）

5月全月新疆风光资源条件平稳，无长时间极端天气扰动，日内出力分化特征突出，午间13-16点光伏出力冲高至近100000MW形成单峰，远超区域用电负荷，供需宽松；凌晨、夜间仅风电维持80000-30000MW基础出力，昼夜出力落差最大超70000MW，日内昼夜边界点价格波动幅度显著。

2.全月现货价格运行特征（两极分化波动期）

5月现货电价全程呈现“午间持续探底、早晚负荷高峰大幅冲高”的两极分化走势，日内价格镜像新能源出力曲线，月度价格运行分化特征显著。一方面，每日午间新能源满发造成电力过剩，现货价格持续下探至40-60元/ MWh低位区间，长时间低价运行拉低全月市场均价，直观体现高比例新能源大发对市场价格的持续压制效果；另一方面，每日早晚负荷高峰时段光伏出力快速衰减，系统供电缺口依靠高成本火电填补，部分火电机组爬坡速率不足，造成现货价格频繁冲高形成高价尖峰，单日电价峰值接近700 元/ MWh，日内峰谷价差悬殊。

3.供需联动与市场格局（量价错配博弈期）

5月整体市场供需形成稳定的反向博弈格局，全月市场定价逻辑由新能源日内出力波动主导，午间供给单边宽松压制低价，早晚供给收紧火电抬升高价，长期存在日内深度调峰、电力消纳的刚性压力；市场博弈核心从单一负荷驱动转变为风光出力、用电负荷双向联动博弈，也凸显出配套储能、跨省外送、火电灵活性改造对于平抑价差、改善新能源场站盈利的必要性。

五、日前-实时价差分析

2026年5月新疆电力市场日前-实时价差呈现月度宽幅震荡、日内三段式分化运行特征，全月价差波动幅度、价格峰值均明显高于4月。

日内分时分段特征（单日分时曲线）

段1-9：价差小幅收敛，市场供需紧张。凌晨至早间时段供需偏紧，代表实时电价的红线、代表日前电价的绿线走势一致，价差中枢维持低位小幅收窄。夜偏差电量整体呈现负向波动，市场处于负荷偏弱带来的供需紧张环境，实时电价明显高于日前电价。

段10-19：价差锚定地板价，极致供大于求。午间新能源集中大发，红线、绿线同步下探至日内最低区间、近乎重合，价差中枢跌至日内底部，市场进入极致宽松阶段。风光供给过剩主导定价，实时、日前电价同步被压制在低位；偏差电量持续维持负偏差，仅小幅起伏，市场对午间“新能源超发、负荷走低”预期高度统一，价格分歧降至最低，无价差大幅走阔现象。

段20-24：价差大幅走阔，供需双向激烈博弈。晚间负荷快速攀升、风光出力同步衰减，供需格局快速反转，实时红线与日前绿线曲线显著分离，价差中枢大幅抬升，实时红线多次冲高并显著高于日前绿线。偏差规模同步明显放大，正负偏差交替出现，市场预期分歧快速扩大，价格由午间新能源单边压制切换为“晚间高峰紧缺、午间供给富余”的双向博弈，全天价差波动幅度在此阶段达到峰值。

六、日前-滚撮价差分析

2026年5月新疆电力日前-滚动撮合价差延续日内两段式分化特征，月度波动幅度、极端价差脉冲强度显著高于4月，全月价差走势与风电夜间大发、日间光伏出力波动、日内峰谷供需错配深度绑定。

日内分时段价差运行规律（单日分时曲线）

1.夜间及凌晨时段（段20-次日段2）：滚撮价格大幅低于日前价格，正向价差走阔，极端负脉冲频发。

晚高峰结束至次日凌晨时段，代表滚撮电价的红线大幅下探，持续运行在代表日前电价的绿线下方，价差呈正向分化，本月多次出现红线大幅向下击穿基准线的极端低价脉冲，价差极值显著超过4月；紫色偏差电量同步呈现大额正向偏差。

日前市场于前一日集中出清，出清模型核心依托中长期新能源气象预测出力、日前负荷预测开展安全约束优化定价，新能源预测出力是决定日前电价中枢的核心变量：若日前预测夜间风电出力偏低，系统会预留火电调节容量，推高日前出清电价（绿线维持高位）。而滚动撮合市场无完整机组组合优化约束，仅由市场主体基于运行日临近交割的短期供需预期自主报价撮合成交，价格受市场预判情绪影响。5月夜间预测风电大发，市场主体形成“夜间供给过剩”的统一短期预期，压低滚撮红线，形成“日前电价持续高于滚撮电价”正向价差，在滚撮中持续加仓买入即可赚取丰厚利润。

2.日间及午后时段（段3-段19）：滚撮价格整体高于日前价格，价差为负，午间风光大发时段价差收敛。

凌晨后至晚高峰前全时段，市场进入供需宽松时段，日前价格整体走低造成滚撮价格偏高，滚撮红线中枢稳定运行在日前绿线上方，形成持续负价差；其中段10-段18光伏大发核心区间，两条曲线高度粘合，价差中枢无限趋近于零，偏差电量同步收缩至零线附近，波动幅度极小。

七、小结

交易团队可依托中长期风光出力预测、日内实时负荷动态变化，分时段差异化制定多时序联动交易策略，精准捕捉分时价格拐点，在严控偏差考核的基础上压降购电成本、稳定发电收益：

夜间凌晨（段20 -次日段2）：以滚动撮合市场为主要购电补仓渠道，分多批次锁定短期宽松低价电量，仅通过日前市场预留少量基础仓位对冲风电骤降、预期反转带来的价格反弹；在考核安全边际内适度开展跨标的日价差套利，全程实时跟踪风电出力变化，一旦预判供给收紧，快速缩减超额仓位，规避极端价格波动吞噬价差收益。

日间全时段（段3-段19）：午间光伏大发窗口优先通过月度双边或旬交易市场足额锁定基础用电/发电仓位，依托新能源预测形成的稳定低价，规避后续需求波动被迫在高价滚撮市场补量；早间、晚高峰前置时段，针对冗余仓位择机高价卖出，赚取市场情绪溢价空间，5月下旬晚高峰紧缺预期增强，抛售仓位但仍需预留充足缓冲，防止负荷超预期推高实时购电成本。