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市场发展历程：三阶段稳步推进，新规开启常态化运行

宁夏是全国电力体制改革的重点推进区域之一。2022年-2023年，宁夏电力现货市场先后完成两轮模拟试运行，期间对电力现货市场的组织流程、规则体系、技术支持等方面进行了充分的检验和评估，为下一步开展电力现货市场结算试运行做好了充足的准备；2023年至今，宁夏电力现货市场正式进入结算试运行阶段，期间整体沿着“短周期结算试运行探索—长周期结算试运行验证—连续结算试运行常态化”的路径逐步推进。

2023年12月-2024年7月为短周期结算试运行探索期，先后开展三次时长4天至14天的结算试运行，迈出了从“模拟推演”到“真金白银结算”的关键一步，让各类市场主体切实感受到电力市场化改革的实际影响；2024年11月起进入长周期结算试运行验证期，期间首次实现整月结算试运行，后续两轮结算试运行周期逐步拉长，规则体系同步迭代更新，推动多方主体深度参与；2025年10月正式启动连续结算试运行，现货市场迈入常态化运行阶段，2026年4月升级实施V2.0方案，进一步强化了市场对电力价格的锚定作用和资源配置的优化效能。

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供需结构：新能源装机超六成，工业负荷支撑需求基本盘

从装机结构来看，宁夏发电装机整体形成“风光新能源为主体、火电为基础支撑”的电源供给格局。截至2026年5月底，宁夏电网统调总装机容量9112.53万千瓦。其中：火电3103.04万千瓦，占比34.05%；水电45.93万千瓦，占比0.50%；风电1565.94万千瓦，占比17.18%；光伏4397.62万千瓦（含分布式光伏267.86万千瓦），占比48.26%。新能源总装机容量5963.56万千瓦，占比65.44%。

从发电结构来看，宁夏发电量分布与装机占比相互匹配，火电承担核心保供职能、新能源为重要出力补充，整体出力水平随季节风光资源禀赋呈现周期性变化。截至2026年5月底，宁夏电网统调发电量922.77亿千瓦时，同比增长3.96%；其中火电发电量570.74亿千瓦时，水电发电量6.25亿千瓦时，风电发电量135.69亿千瓦时，光伏发电量210.09亿千瓦时。

从各产业用电量来看，宁夏全社会用电呈现第二产业绝对主导的鲜明特征，整体用电规模保持较快增长态势。2026年1-5月，宁夏全区全社会累计用电量为668.02亿千瓦时，同比增长13%。其中，第一产业用电量6.15亿千瓦时，占比1%；第二产业用电量539.14亿千瓦时，占比81%；第三产业用电量55.85亿千瓦时，占比8%；城乡居民用电量66.88亿千瓦时，占比10%。

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边界条件拆解：三大变量共同驱动竞价空间宽幅波动

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竞价空间分析

竞价空间是反映电力现货市场供需格局的核心指标，对于宁夏而言，竞价空间由区内用电负荷、跨省跨区联络线外送、新能源出力和非市场化机组出力等因素共同决定，其走势与现货价格高度联动。

2026年1-6月，宁夏日前竞价空间整体呈现“高位开年→突降探底→震荡回升”的运行特征。开年1月，市场供需相对紧张，竞价空间处于上半年绝对高位；2月受春节假期因素冲击，供需宽松程度明显提升，竞价空间显著降低；3月虽有较高回弹，但4-5月持续回落至低位区间，供需宽松态势持续强化；进入6月后，供需格局有所收紧，月均竞价空间回升至2302兆瓦，前期持续宽松的市场态势迎来收紧趋势。

从分时结构看，各月午间新能源大发时段均会出现竞价空间转负的情况，供需在单日之内即可完成从紧张到过剩的快速切换，波动区间极宽。

整体而言，负荷的相对平稳、外送的月度波动、新能源的高幅振荡共同塑造了竞价空间的运行形态，下文将从这三大边界条件逐一展开分析。

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用电负荷分析

如前文所述，宁夏用电负荷以工业用电为主体，叠加季节性取暖用电，整体呈现较强的平稳性，波动幅度较小。

2026年1-6月，宁夏用电负荷整体呈平缓下降的波动走势。1月受冬季取暖需求拉动，月均负荷超16000兆瓦，处于上半年最高位；2月受春节假期工业生产放缓影响出现回落，3-5月取暖季结束后负荷中枢平稳下移；进入6月，气温抬升带动制冷需求释放，同时工业生产稳步发展，负荷水平小幅回升，月均日前负荷达15248兆瓦。

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联络线外送分析

跨省跨区联络线外送是宁夏电力消纳的重要渠道，深刻影响着区内的供需格局。

2026年1-6月，宁夏联络线外送呈现明显的季节性波动特征：1月外送需求旺盛，处于上半年最高水平；2月受春节假期跨省跨区用电需求下降影响，外送规模出现回落；3月随着上下游产业的复工复产有所提升；4-5月持续维持低位运行；进入6月后，跨省用电需求逐步回暖，外送规模显著走高，月均日前外送出力达10473兆瓦，回到上半年第三高水平。

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新能源出力分析

如前文所述，新能源是宁夏供给侧占比最高、波动性最强的电源类型，其出力的分时与分月波动是竞价空间宽幅震荡的核心驱动因素，更是午间时段竞价空间转负的直接原因。

2026年1-6月，宁夏新能源日前出力整体呈“平稳开局—春夏冲高”的运行特征：1-3月出力水平相对稳定，4月随大风天气增多、日照增强，达到上半年峰值14073兆瓦，5-6月出力小幅回落，月均日前新能源出力仍高达13486兆瓦。

值得注意的是，日前—实时偏差也是新能源出力的显著特征之一。2026年1-6月，日前预测出力普遍高于实时运行出力，偏差整体呈扩大趋势，5月达到上半年峰值6240兆瓦，6月偏差有所收窄，午间大发时段弃光现象仍较为明显。

风电出力分析

2026年1-6月，风电出力随季节更迭呈波动态势，6月受季风气候影响，月均日前风电出力降低至2871兆瓦，处于上半年最低水平。从时段分布来看，风电出力多集中在晚平峰时段与谷段，对相应时段的现货价格有明显压制作用。

光伏出力分析

光伏出力水平与日照时长、光照强度高度相关，上半年整体呈逐月抬升的季节性规律。2026年1-6月，光伏出力中枢持续上移，6月日前光伏月均出力突破1万兆瓦，达到上半年最高水平。光伏出力高度集中在午间时段，是造成谷段竞价空间转负、现货价格长时间维持在地板价的核心原因，午间供给过剩的特征随光伏出力提升也愈发突出。

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现货价格运行分析：供需划定边界，报价行为放大价格弹性

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日前价格走势分析

宁夏现货价格与竞价空间呈现高度同频的变动规律，竞价空间收缩对应价格下行，竞价空间扩大对应价格提升，供需格局是价格走势的核心决定因素。

2026年1-6月，宁夏日前现货价格整体呈“高位开年→突降探底→震荡回升”的走势，与竞价空间变化完全呼应。1月、3月供需相对偏紧，价格分别处于上半年次高位和最高位；2月起随供需宽松化，价格中枢快速下移，后续在4-5月维持低位运行；进入6月，随着外送回暖、供需收紧，价格中枢大幅上移，日前均价回升至约188元/兆瓦时。

分时来看，价格分时特征十分突出，与竞价空间的正负变化完全对应：午间新能源大发、竞价空间转负时段，价格长久维持在下限价40元/兆瓦时；早晚供需收紧，价格随之明显抬升，6月晚平峰时段价格接近300元/兆瓦时，峰谷价差接近250元/兆瓦时。

整体来看，当前市场供需格局仍处于相对宽松状态，价格中枢持续大幅上行的可能性不高；而新能源出力的分时大幅波动，造成了“午间地板价、平峰高电价”的典型分时价格结构。

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电厂报价行为分析

从竞价空间与现货价格的拟合曲线来看，电厂报价呈现明显的截断性特征，其影响力度与供需松紧程度高度相关。当竞价空间处于负值区间、供给严重过剩时，各月的价格拟合曲线高度重合，均贴近下限价40元/兆瓦时，此时电厂几乎没有抬价空间，报价行为对价格的影响可以忽略不计。

当竞价空间转正并逐步扩大后，各月拟合曲线开始出现明显的差异化：2月、4-5月供需相对宽松阶段，曲线斜率较为平缓，整体位置偏低，反映出电厂抬价意愿偏弱、抬价力度有限；进入6月后，拟合曲线的斜率显著增大，同时整体位置上移，说明在相同的竞价空间下，电厂报价水平更高，抬价意愿与力度均出现明显增强。

总而言之，竞价空间划定了价格的运行边界，而电厂报价则在供需收紧阶段放大了价格的上行弹性，成为影响价格上行幅度的重要变量。

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交易机会梳理：中长期与日融合市场的差异化策略方向

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中长期市场交易机会分析

2026年上半年，宁夏中长期价格表现较为平稳，与现货价格形成持续的正价差，全时段以卖出机会为主。需要说明的是，本文所提及的中长期价格为各交易窗口的月度均价，因此整体来看确定性的买入窗口较少，买入套利机会更多集中在月内旬交易间的价格波动时段。

分时来看，午间新能源大发时段现货价格长期处于低位，中长期最低限价155.7元/兆瓦时仍持续高于现货，是上半年最稳定的卖出机会；平峰时段现货价格随竞价空间回升走高，价差快速收窄，仅3月、6月等个别月份的平峰段出现低频负价差，存在短暂的买入机会。

分月来看，1月、3月、6月供需偏紧阶段，整体价差收窄；2月、4-5月供需宽松阶段，卖出机会的覆盖时段与收益水平同步提升。

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日融合市场交易机会分析

日融合市场价格相较中长期更贴近现货走势，整体价差空间小于中长期市场。

分时来看，午间新能源大发时段仍是确定性最高的卖出窗口，2月、4-5月单时段卖出机会峰值突破110元/兆瓦时，收益空间稳定；晚平峰时段价差快速收窄，1月、6月多个高峰时段出现买入机会，买入套利窗口多于中长期市场。

分月来看，1月、3月、6月供需紧张阶段，平峰时段存在少量的低收益买入机会，2月、4-5月供需宽松阶段卖出机会与收益双双走高。

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结语与展望：宽松基调延续，分时精细化交易为核心策略

2026年上半年是宁夏电力现货市场连续结算试运行深化推进的关键阶段，伴随V2.0的规则落地实施，市场定价机制与运行体系进一步完善，市场运行的成熟度与稳定性持续提升。

整体来看，上半年市场供需呈现“新能源供给占主导、火电保供托底、外送影响供需”的格局，整体供需环境偏宽松，竞价空间月度起伏显著、分时宽幅震荡，带动现货价格较强的分月分时的差异化特征，中长期市场与日融合市场也对应衍生出差异化的交易机会。

展望下半年，随着夏季制冷负荷与冬季采暖负荷的相继释放，叠加新能源出力季节性波动、跨省跨区外送的动态变化，市场供需或出现阶段性收紧，但高比例新能源供给仍是大势所趋，整体宽松的大环境预计仍会持续。对于市场主体而言，锚定分时价差规律、精细化布局不同交易窗口，仍是赚取收益、控制风险的核心方向。