导语：3月份，新疆从冬季供暖末期转向春季过渡期，受春节结束工商业复工、气温回升供暖负荷下降、新能源出力上升三重因素影响，现货价格整体呈现“月初回升、月中震荡、月末回落”态势，市场交易重心从“风险规避”转向“成本精细优化”，中长期与现货价格价差收窄，市场运行更趋理性。

一、新疆电力市场整体情况

2026年3月，受节后工商业复工、供暖负荷下降影响，全月中长期交易总量146亿千瓦时，中长期均价172.98元/兆瓦时，环比下降19.22%；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162.45元/兆瓦时，环比下降12.88%。

二、发电结构分析

（一）装机规模

截至2月底，新疆地区总装机稳定在25912万千瓦，新能源装机持续扩容：

火电：8348万千瓦（装机占比32.22%）；

风电：7913万千瓦（装机占比30.54%）；

光伏：8568万千瓦（装机占比33.07%）；

水电：1083万千瓦（装机占比4.17%）。

新疆地区总装机容量延续了新能源主导的格局，光伏、风电装机合计占比六成，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

由于3月份发电量数据暂未公布，考虑3月份前三周仍属于冬季供暖期，2月份发电量数据依旧具有可参考性。总体上火电发电量占比69.42%，虽较1月供暖期的73.95%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16.30%，光伏发电量占比11.01%，新能源合计发电量占比提升至27.31%，较1月（22.4%）实现明显增长，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。

整体来看，3月新疆电力系统延续了“新能源装机占绝对主力、火电发电量压舱”的核心格局，同时随着季节转换，新能源发电量稳步上升，既体现了新疆新能源高比例装机的发展成果，也凸显了火电在保障电力系统稳定运行、平抑新能源出力波动中的不可替代作用，为区域电力现货市场的定价与运行提供了基础支撑。

三、交易量价分析

（一）从交易电量分布来看，3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。全月总交易电量达146.35亿千瓦时，其中滚撮交易占比高达46.2%，远高于内地20%平均水平，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，是平抑新能源出力波动、保障电力实时平衡的核心载体。

（二）从价格水平对比来看，3月新疆电力交易延续“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2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。

月度双边交易成交均价178.22元/兆瓦时，较2月的193.6元/兆瓦时明显回落，反映出在新能源出力稳步上升时期，火电的竞价优势逐步减弱。

滚撮交易成交均价167.1 元/兆瓦时，较2月的211.2 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）用电负荷走势

3月新疆地区用电负荷整体呈现“先高位运行、后阶梯式回落”的演变态势，与 2月春节扰动下的“U 型”走势形成鲜明对比，充分反映了节后复工复产常态化、气温回升带动用电需求变化的特征。

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45000-46000MW区间，最低负荷围绕39000-41000MW波动，日度负荷曲线形态稳定，体现出新疆社会生产、居民用电节奏已完全回归春节前的常态化水平，工业生产、商业用电等负荷持续平稳释放。

从日均负荷趋势来看，3月上旬日均负荷维持在43000-44200MW的高位区间，是节后复工复产需求持续释放、供暖期用电需求尚未完全退去的叠加体现；3月中旬负荷出现阶段性波动调整，日均负荷中枢回落至42500-43500MW，受气温回升、供暖负荷逐步退出影响，用电需求出现阶段性回落；3月下旬日均负荷呈现持续下行趋势，从42300MW逐步回落至41500MW左右，随着春季气温持续升高，供暖负荷全面退出，叠加工业用电需求平稳，整体用电负荷回归春季常态水平。

整体来看，3月新疆用电负荷彻底摆脱了春节假期的扰动，回归常态化运行轨道，负荷走势清晰反映了供暖季退坡、气温回升对用电需求的影响，同时也体现出区域经济活动在节后持续平稳运行的态势。

（二）新能源出力分析

2026年3月，新疆地区新能源出力呈现出显著的时段分化特征：受春季光照条件持续改善影响，白天光伏大发时段新能源出力远高于用电负荷，现货电价持续维持“地板价”水平。通过聚焦每日夜间至凌晨时段（1-9点及20-24点）的新能源出力，剔除光伏发电的干扰后，可直观反映风电等新能源在低负荷时段的真实供给能力，其走势与现货电价呈现出极强的负相关关系。

（三）现货电价分析

1.月初阶段（高位震荡期）

3月上旬，新疆电力现货市场日均电价呈现高位震荡、峰谷分化的运行特征。受供暖期余热支撑、用电负荷维持高位、夜间风电出力阶段性偏弱等多重因素影响，火电在供需博弈中仍具备较强定价权，体现了供暖季末期火电保供对电价的支撑作用。

2.月中阶段（剧烈波动期）

进入3月中旬，电价走势呈现“大起大落、极端分化”的鲜明特征，全月价格极值均出现在该时段。一方面，受风电出力大幅波动影响，叠加用电负荷阶段性回落，市场电价快速下探，触及全月最低42.6元/兆瓦时的地板价；另一方面，3月14日、19日前后风电出力骤降，电力供给缺口扩大，火电出力需求激增，电价随之大幅冲高，3月19日达到全月最高354.1元/兆瓦时，峰谷价差超310元 /兆瓦时，充分反映新能源出力波动对现货价格的极端影响。

3.月末阶段（稳步回落期）

3月下旬，随着气温持续回升、供暖期全面结束，用电负荷呈现阶梯式回落，同时风电出力中枢逐步下移，市场供需格局趋于宽松，日均电价进入持续下行、中枢回落的通道。全月电价从3月下旬初的330元/兆瓦时以上，逐步回落至月末的80-90元/兆瓦时区间，整体呈现“供需宽松”格局，回归春季新能源主导的市场逻辑。

五、日前实时价差分析

（一）日前实时价差整体分析

从3月份各时段日前与实时市场的平均价格走势来看，新疆电力市场日前与实时价格走势延续了2月的高度协同性。从整体价格曲线看，日前价格（蓝线）与实时价格（橙线）全程走势高度同步，日前市场对实时出清价格具有清晰的预判导向作用。从时段价差特征（绿色柱状图）来看，3月价差分布呈现“白天趋近于零、夜间持续为正”的结构化特征。白天新能源出力高带动价差收敛，夜间供给结构变化推动价差放大，全月价差始终为正。这种价格与价差的双重协同运行，既保障了电力系统在春季新能源出力波动下的安全稳定，也完善了日前-实时市场的价格传导机制，为市场主体的交易策略制定提供了明确依据。

（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。

从统计图中可以清晰看到，全月价差绝对值的高值区主要分布在20：00至次日10：00区间。其中，8：00-10：00时段价差绝对值达到全月峰值，显著高于其他时段，接近350元/兆瓦时的高位区间；与之形成鲜明对比的是， 12:00-18:00时段价差绝对值极低，基本维持在10元/兆瓦时的窄幅区间。

全月数据表明，20：00至次日10：00区间是交易团队风险防控的核心时段。此阶段极易出现日前价格与实时价格的巨大偏差。建议交易团队针对该时段，重点优化电量申报策略，强化对夜间风电出力的精细化预测，同时预留充足的调峰容量与风险对冲工具，以应对极端时段内价格的剧烈波动，保障交易收益稳定。

六、日滚撮量化因子分析

（一）日滚撮价格与现货价格市场预期因子

从2026年3月新疆电力交易价差（日前-滚撮）的全时段微观分布图来看，全月价差分布呈现出显著的时段分化特征，滚撮价格与现货价格的联动性、预期有效性在不同时段呈现出明显差异，深刻反映了高比例新能源出力波动下，市场预期形成的结构性规律。

1.日间时段：价差收敛，预期有效性显著。

在日间光照充足的时段（11:00-19:00），价差分布呈现出向零轴高度收敛、分布集中的特征，多数时段价差分布紧密围绕0值，尾部风险极低。这一现象表明，在白天光伏大发、供需格局相对稳定的环境下，滚撮价格能够以现货价格为基准形成有效预期，市场参与者对日间供需、新能源出力的预判准确性较高。

2. 夜间及凌晨时段：价差分化，预期偏差凸显。

在夜间至凌晨时段（20:00- 次日10:00），价差分布呈现出明显的非对称偏移、尾部风险放大的特征。价差分布显著偏离零轴，滚撮价格与现货价格出现系统性偏差，反映出夜间风电出力的强间歇性、不确定性，导致市场参与者难以对夜间供需形成稳定、准确的预期；部分时段价差分布出现长尾特征，极端价差样本占比提升，进一步体现了夜间边界条件（风电出力突变、负荷波动）的不可预见性，对市场预期形成造成扰动。

3月价差分布的时段分化，本质上由新能源出力结构与市场信息完备度共同决定：日间光伏出力可预测性强、供需信号清晰，为市场预期提供了稳定的参考基准，滚撮价格能够有效锚定现货价格；夜间仅存风电出力，其波动性、随机性大幅提升，叠加火电作为核心控价方在滚动撮合阶段的申报行为仍存在一定不可预见性，导致市场预期的形成缺乏稳定锚点，最终表现为夜间价差的系统性偏差与极端波动。

3月数据验证了新疆电力市场“日间预期稳定、夜间预期扰动”的核心特征：日间时段滚撮交易可有效发挥价格发现、风险对冲作用；而夜间时段则是预期偏差与价格风险的高发区，需要交易团队重点强化风电出力预测、火电行为研判，优化滚撮申报策略，以平抑预期偏差带来的交易风险。

（二）不同日前价格下的市场情绪因子

从3月份现货价格分布来看，新疆电力现货市场在不同价格区间内呈现出差异化的情绪映射与预期偏差。

1.低价区（绿色曲线）分布延续了2月的负向特征，但在时间维度上呈现出更显著的向负值收敛趋势。这一现象反映出，随着光照条件改善，新能源大发时段（如中午、下午）供给极度充裕，市场主体在滚撮交易阶段普遍形成了“新能源主导、电价探底”的过度乐观预期。然而，日前出清环节受系统调峰需求、火电保底出力等物理约束影响，价格并未如预期般低迷，导致日前价格显著高于滚撮价格。绿色曲线的负向分布，验证了在新能源绝对出力高峰时段，市场参与方容易高估新能源消纳能力而低估火电调峰价值，从而在滚撮阶段产生价格“高估泡沫”，形成正向价差。

2.与低价区形成反向互补的是高价区（红色曲线），全月多数时段呈现出正向偏态特征，即价差主要集中在正值区间。这表明在极端高电价时段（>400元/兆瓦时），市场主体处于系统性悲观情绪中，在滚撮阶段报价趋于保守，不敢过度看涨。但日前出清时，受极端负荷峰值、新能源出力骤降等硬约束触发，火电承担了高额保供任务，实际出清价格往往高于滚撮预期，形成了“预期不足、现实补涨”的典型偏差。红色曲线的正偏态，反映了高电价时段市场对火电稀缺价值的定价滞后，交易主体常因过度规避风险而错失收益。

3.中价区（蓝色曲线）是全月价差分布形态最散乱、最离散的区域，且呈现多峰、宽幅分布特征。150-400元/兆瓦时作为新能源与火电博弈的“中间地带”，缺乏明确的定价锚点。此阶段供需关系处于动态平衡边缘，既无新能源的绝对碾压也无系统的保供硬约束，导致市场参与方情绪分裂、定价逻辑极不统一。这种“共识缺失”直接导致滚撮价格与日前价格在该区间内大幅离散，交易行为呈现高度随机性，是全月价差波动最不可控的区域。

七、小结

2026年新疆一季度电力现货市场连续开市，市场流动性、交易活跃度持续领跑全国多数现货运行省份。这种高度灵活的市场化架构，既为市场主体提供了更充裕的仓位对冲空间与持仓平移机会，也对交易团队的精细化研判、多窗口联动操作能力提出了更高要求。

3月的实测数据进一步验证了新疆电力市场价格波动的可预判性与可操作性：随着供暖季逐步退坡、春季新能源出力进入高波动周期，市场价格完全围绕风电出力、用电负荷的边际变化展开，呈现出 “夜间风电主导电价、白天光伏拉低电价” 的清晰规律。在对春季风电资源波动、气温带动负荷变化等前置变量进行精准预判的基础上，交易员可充分利用月内多交易窗口的联动特性，深挖市场规则红利，搭建基于新能源出力、负荷走势的动态分析框架，精准捕捉价格拐点，有效规避日前-实时极端价差、现货价格大起大落等风险，在高波动市场环境中实现稳健的收益管理，同时为高比例新能源电力系统的市场化消纳提供了实践支撑。