自“十四五”规划实施以来，新疆发电总装机容量实现快速增长。截至2025年9月底，新疆发电总装机容量达到22344万千瓦，同比增长35.82%。其中，火电8286万千瓦，同比增长13.02%；水电1079万千瓦，同比增长0.52%；风电5334万千瓦，同比增长42.8%；光伏7445万千瓦，同比增长78.48%。
表1 新疆电网装机情况
截至2025年9月底，除火电外，新疆各类电源发电量均呈增长态势。新疆电网总发电量为4106.22亿千瓦时，同比增长4.11%。其中，火电2724.37亿千瓦时，同比降低0.31%；水电304.82亿千瓦时，同比增长0.76%；风电631.19亿千瓦时，同比增长6.53%；光伏434.89亿千瓦时，同比增长37.91%。
表2 新疆各类型发电数据
截至2025年9月底，新疆全社会用电量为2768.45亿千瓦时，同比增长1.5%。其中，第一产业用电量26.1亿千瓦时，同比增长5.51%；第二产业2173.61亿千瓦时，同比降低0.81%；第三产业400.8亿千瓦时，同比增长12.83%；城乡居民生活用电167.93亿千瓦时，同比增长7.57%。
表3 新疆全社会用电量
从用电结构来看，第一产业占全社会用电量的0.94%；第二产业占78.51%，是新疆用电的主要部分；第三产业占14.48%；城乡居民用电占6.07%。
表4 新疆全社会用电量占比
2024年12月，新疆首次开展电力现货市场结算试运行（12月23日-29日）。进入2025年后，市场建设进一步加速：3月进行一周试运行，其中27、28日依据《新疆电力现货市场结算试运行工作指引》实际结算；4月进行一周试运行，23-25日实际结算；5月进行10天试运行，19-23日实际结算；6月实现整月试运行，13日-22日实际结算，并启用新版规则文件《新疆电力现货市场结算试运行工作指引3.0》；7月31日、8月31日均开展为期一天的现货结算试运行，并在8月起执行《新疆电力现货市场结算试运行工作指引4.0》；9月实现全月现货结算试运行，市场规则进一步成熟；10月于11日-31日开展结算试运行；11月实现整月运行并结算。
表5 新疆现货历程
2025年6月之前，新疆电力现货市场执行《新疆电力现货市场结算试运行工作指引》；6月起实施《新疆电力现货市场结算试运行工作指引3.0》，该版本进一步完善了市场主体申报、结算等流程；8月推出《新疆电力现货市场结算试运行工作指引4.0》，在“3.0”基础上明确了对中长期和现货超额获利回收的规定，显著增强了市场的平衡性与规范性。
与前期试运行相比，9月结算在规则上进行了重要调整，突出体现在超额获利回收机制上。在“3.0”规则中，中长期偏差收益按日回收、按月返还，全天合同发电量在80%-120%区间内不予处罚。而“4.0”规则调整为：当中长期净合约分小时月累计量与实际发电分小时月累计量之间的偏差超过限值时，对相关收益进行回收。
日滚动交易周期由原来的D日至月底，调整为D日至D+2、D+3或D+4日。同时，限价机制由原来的峰平谷限价改为统一限价区间40-650元/兆瓦时，进一步注入市场活力，提升了市场开放度。
9月现货日前均价86.39元/兆瓦时，实时均价90.27元/兆瓦时；发电侧结算电量159.03亿千瓦时，电费40.35亿元，结算均价253.73元/兆瓦时。其中火电结算电量69.17亿千瓦时，均价298.8元/兆瓦时；水电结算电量13.01亿千瓦时，结算均价221.15元/兆瓦时，风电结算电量43.45亿千瓦时，结算均价232.67元/兆瓦时；光伏结算均价39.87亿千瓦时，结算均价226.17元/兆瓦时。
用电侧结算电量116.66亿千瓦时，电费25亿元，结算均价214.26元/兆瓦时。
图1 新疆9月现货电价（每日）
图2 新疆9月分时现货电价
新疆9月现货电价较低，原因有以下几点：
新疆电力重要进程
1、发电侧年度和月度合约成交较多，在现货市场中报价意愿偏低。
2、风电、光伏装机快速增长，尤其在10:00-16:00时段，光伏出力稳定，电价接近最低限价40元/兆瓦时。
3、全社会用电量没有明显增加，整体呈现供大于求的局面。
通过2025年9月全月现货结算试运行，新疆现货市场建设得到了进一步完善。本次试运行优化了日滚动市场组织方式，提升了市场运行规范性，同时促使发电侧与用户侧更加重视超额获利回收问题。
在9月的日滚动中，白平白峰时段远高于现货价格，甚至在日滚动交易中高于夜平夜峰价格，反映出不同时段供需关系的差异。该现象提示各交易主体应在前期合理规划仓位，避免潜在的回收考核风险。
随着新疆电力现货市场飞速发展，电力交易工作需不断适应市场变化，提升专业能力。
月度交易：发电侧应精准把握月度交易机会，密切关注省间外送交易。通常情况下，新疆省间外送（无论是集中交易还是挂牌交易）在谷段价格上较省内更具优势，建议每日关注相关交易机会。
旬交易：旬交易难度高于月度交易，需结合气象预测、历史竞价空间等数据，分析未来趋势，提前制定下一旬的交易策略。
日滚动交易：日常工作中需加强数据分析能力，依据新能源出力、负荷、非市场化出力、水电出力等因素，精准判断竞价空间与电价走势。飔合科技聆风电力交易平台提供了气象预测、仓位统计及竞价空间计算等功能，能够为交易决策提供更科学的依据，有效提升策略精准度与交易整体效率。
除交易层面，还需要交易员与运维生产及时沟通。受“4.0”中机组考核费用相关规则影响，若功率预测与实际发电能力出现严重偏差，将导致高额考核扣费。此时就需要交易员与运维生产沟通，不断优化功率预测准确率，降低相关考核风险。
中长期合约履约不足所产生的超额获利回收费用需要重点关注。受此回收机制影响，在9月与10月期间，部分时段的日滚动出清价格攀升至250-400元/兆瓦时，而该时段对应的现货基准价格仅为40元/兆瓦时。这就要求市场主体提升对市场走势的判断能力，提前布局并动态调整持仓策略，实现收益与风险的平衡。
总体来看，新疆电力现货市场发展迅速，市场机制不断完善，同时也对电力交易工作带来更大挑战，对市场主体的数据分析能力、市场敏锐度以及与运维团队的高效协作能力提出了更高要求。而合理利用专业工具、深入理解市场规则，已成为有效应对市场变化的核心支撑。
无论在中长期市场，还是“中长期+现货”复合场景下，新能源发电企业的交易业务均需在不断试错与优化中，逐步构建与市场环境相匹配的方法论体系。每一次现货结算试运行都是交易人员提升交易能力、迭代交易策略的宝贵机会，更是市场主体夯实竞争基础，构筑核心竞争力的重要过程。
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