2026年7月新疆电力市场分析报告

导语

2026年7月新疆进入盛夏高温负荷峰值期，全疆用电负荷一路走高，最大用电负荷突破5200万千瓦。7月电力供需呈现"负荷创新高、价格反下行"的反差走势：用电负荷在高温驱动下稳步攀升，但新能源出力大幅增长、水电来水转丰，叠加电网线路检修大幅减少，日前市场电价较6月明显下降，晚高峰电价大幅下挫，峰谷价差显著收窄。日前与实时价差方向主要由风电出力主导：大风天实时价格低于日前，中小风天实时价格高于日前，中旬新能源出力波动期间价差最为显著。

一、新疆电力市场基础概况

（一）发电供给与用电负荷

1.发电供给

从7月实际运行数据看，全疆电力供应能力较6月明显增强。新能源日均出力4989.5万千瓦，环比增长10.7%，最大出力达10887万千瓦（约1.09亿千瓦），午间光伏大发时段（10:00—17:00）平均出力7505万千瓦，夜间风电时段（1:00—8:00）平均出力2923万千瓦，环比分别增长7.7%和16.2%。水电日均出力577.5万千瓦，环比增长37.5%，最大出力847.2万千瓦，来水情况较6月明显转丰，水电高峰保障能力增强。火电继续承担兜底保供作用，在凌晨及晚高峰新能源出力下降时段补足电力缺口。

2. 用电负荷与外送

7月全疆全社会用电需求持续攀升，日前最大负荷5195.7万千瓦，较6月增长5.7%，创历史新高。负荷曲线呈"午间次高、晚间主峰"形态，制冷负荷推动午间形成次高峰，晚高峰22—23时段为全天负荷最高点。与此同时，跨省外送规模同步扩大，7月累计外送约176.4亿千瓦时，日均56.9万兆瓦时，环比增长15.5%，其中午间光伏大发时段外送增幅达20%—27%，有效消纳了区内富余新能源电力，部分时段午间电价突破5分/千瓦时。

（二）中长期与现货价格对比

7月中长期分时段价格曲线与日前现货价格走势一致，均呈"早晚双峰、午间深谷"形态，但中长期价格全面高于现货，24个时段无一例外。中长期算术平均价格169元/MWh，日前现货算术平均价格110.9元/MWh，价差58.1元/MWh，中长期均价为现货的1.69倍。

售电公司策略建议

大宗中长期合约在月前签订，持仓比例应基于对当月风况的预判确定：若预测大风天偏多，凌晨及晚高峰现货价格大幅低于中长期，应压减中长期持仓、以滚撮购电为主；若预测小风天偏多，凌晨现货可能飙升至中长期之上，应保持一定中长期持仓锁定凌晨成本，但午间和晚高峰现货仍低于中长期，这两个时段不宜多持。

7月实际大风天和中风天共21天，占全月三分之二，现货全面低于中长期，整体低持仓策略占优；但10个小风天凌晨的极端高价也说明完全空仓存在风险。

二、7月日前现货市场分析

对比2026年6月运行数据，7月用电负荷创新高，新能源与水电出力增长，电力充裕，电价随之走低。

（一）日前用电负荷：全时段稳步攀升，负荷明显增长

核心特征

全时段负荷环比增长4.0%—5.7%，负荷曲线整体上移。7月负荷在6月已抬升的基础上继续稳步增长，增幅相对温和但绝对水平再上新台阶。

负荷峰值进一步抬高。7月日前最大负荷5195.7万千瓦，较6月最大值4915.7万千瓦增长5.7%，出现在7月3日晚高峰第23时段。日最大负荷超过5100万千瓦的天数集中在7月3日—5日、20日—22日，均为持续高温天气过程。

负荷曲线形态延续"午间次高、晚间主峰"特征。午间制冷负荷形成次高峰，段22—段23晚高峰为全天负荷最高点；夜间基础负荷环比增长约4.4%—4.9%，呈稳步抬升态势。

（二）新能源出力：全时段大幅增长，午间出力突破8700万千瓦

核心特征

新能源整体出力环比大幅增长10.7%，24个时段出力全部环比增加，增幅6.4%—17.6%。分时段看，夜间风电时段（1—8时段）增幅最为突出，普遍在13.8%—17.6%；午间光伏大发时段（10—17时段）增幅6.4%—9.1%，出力基数已处高位，增量相对温和但绝对水平可观。

夜间风电出力明显改善。1:00—8:00新能源平均出力2923万千瓦，较6月的2516万千瓦增长16.2%，风电资源好于6月，有效压低了凌晨时段电价。

对市场电价的传导作用：新能源出力全时段增长是7月电价下降的核心驱动因素。夜间风电增发缓解了凌晨供需；晚高峰新能源出力基数抬升则缩小了光伏退坡后的电力缺口，促成晚高峰电价大幅下降。

（三）日前水电：来水转丰出力大增，晚高峰支撑作用显著

核心特征

7月日前水电日均出力577.5万千瓦，较6月增长了37.5%；24个时段水电出力全部环比增长，增幅23.6%—65.1%，是除新能源外供给端增量的另一重要来源。

晚高峰21:00—24:00水电平均出力804.1万千瓦，环比增长41.2%，其中第23、24时段出力分别达813.9万、814.8万千瓦，与晚高峰负荷高峰高度重合，高峰支撑作用显著；凌晨1:00—8:00平均出力707.6万千瓦，环比增长31.6%，夜间保障能力增强；午间10:00—17:00光伏大发时段水电主动压低出力至平均379.3万千瓦（环比仍增43.9%），为新能源消纳腾出空间，其中第10时段增幅最大达65.1%。

来水在月内分布均匀。上、中、下旬水电日均出力分别为581.3万、575.3万、575.9万千瓦，三旬基本持平，未出现大起大落，为全月电力供应提供了稳定的调节支撑。

对市场电价的影响：水电晚高峰顶峰出力超过800万千瓦，有效弥补了光伏退坡后的电力缺口，是推动7月晚高峰电价大幅下降的重要支撑；共同压低了夜间价格。

（四）日前电价：大幅下降，晚高峰电价"腰斩"

整体变化特征

7月日前电价较6月全面下降，24个交易时段中有20个时段环比下降。日前电价仍维持"早晚双峰、午间深谷"的U型走势，但峰段高度大幅压缩、峰谷价差显著收窄。7月日前平均电价108.8元/MWh，较6月的168.2元/MWh下降34.1%。6月晚高峰（21—24时段）平均电价292.1元/MWh，7月大幅降至113.1元/MWh，降幅达61.3%；

分时拆解

凌晨时段风电出力环比增长16%以上，叠加水电出力增加，夜间电力供给充裕，推动该时段价格明显下移。但需注意，7月仍有个别时段电价超过500元/MWh，集中在凌晨1—8时段，主要分布在7月1日、12日及20—22日等新能源短期出力偏低的日期。

晚高峰时段（21—24时段）电价大幅下挫：该区间是7月电价下降最显著的区段，环比降幅达53.3%—67.4%。主要原因是新能源整体出力基数抬升、水电出力增强，晚高峰电力供给保障水平提高。

综合来看，7月电价走低的核心时段在晚间20:00—24:00；凌晨时段均价虽也有所走低，但个别新能源低发日期仍出现高价。

典型日对比：低风日与高风日的价差

以7月10日（高风低价日）和7月12日（低风高价日）对比：10日风速6.6m/s，新能源午间最大出力突破1亿千瓦，全天日前电价平稳运行在40—80元/MWh；12日风速仅2.8m/s，新能源午间最大出力仅约6300万千瓦，凌晨1—8时段电价飙升至470—620元/MWh，两日辐照度相近，但风速差异导致新能源出力和电价天壤之别。

两日对比表明，在辐照条件相近的情况下，风速差异会导致电厂报价段跳涨至高价区间，进而决定凌晨时段价格水平；午间光伏主导时段价格均被压至下限，风速影响有限。

（五）跨省外送电量：外送规模扩大，午间消纳富余电力

核心特征

7月全时段外送电量环比增长7.5%—27.4%，月累计外送约176.4亿千瓦时，日均56.9万兆瓦时，较6月日均增长15.5%。外送增长最显著的时段集中在午间10:00—17:00，增幅普遍在20%—27%，其中第13时段增幅27.4%，与午间光伏大发时段高度重合，外送通道有效消纳了新疆午间富余的新能源电力。

晚高峰外送维持高位。20:00—23:00用电高峰时段，外送电量仍维持在较高水平，环比增长7.6%—12.4%，没有因本地负荷创新高而缩减，反映出跨区外送合同执行有力、通道送电能力充裕。

对本地市场的影响：外送规模扩大在午间发挥了消纳富余电力、缓解弃电的积极作用；但在晚高峰本地负荷高位时段，外送仍按计划执行，在一定程度上分流了本地电力供给，不过由于7月新能源与水电供给同步增长，其对价格的推升作用较6月明显减弱。

（六）7月日前现货市场综合结论

7月新疆电力市场呈现"负荷创新高、供给更充裕、价格走低"的格局。用电负荷在高温驱动下突破5200万千瓦创历史新高，但新能源出力增长10.7%、水电出力增长37.5%，供给端增加幅度超过需求增长，推动日前平均电价环比下降34.1%。

晚高峰电价大幅下降是7月最显著的市场特征，21—24时段电价平均下降61%，高价风险由晚高峰向凌晨新能源波动时段转移。

三、7月日前-实时价差分析

（一）价差整体特征

7月日前-实时价差均值为-10.26元/MWh（价差=日前价-实时价，下同），即实时价格整体高于日前约10元/MWh，方向较6月反转（6月为+6.39元/MWh）。但全月正负价差时段各占约47%和48%，价差在±10元/MWh以内的时段占53.5%，说明均值主要由少数极端时段贡献，两层市场价格多数时候贴合运行。价差的方向性和幅度与风电出力密切相关，需按风况分类分析。

（二）风况决定价差方向

按夜间（1—8时）新能源出力（风电为主）将7月31天分为大风天（11天）、中风天（10天）、小风天（10天）三类，不同风况下价差方向截然不同。

大风天：实时价格低于日前

大风天夜间风电出力充沛，日前价格已压至70—90元/MWh，但实时阶段风电往往高于日前，实时价格进一步低于日前：凌晨1—8时价差+3.3元/MWh（日前高于实时），晚高峰20—24时价差+6.8元/MWh。午间光伏时段价差-3.7元/MWh，方向与夜间相反。

中风天：实时价格大幅高于日前，价差最大

中风天（夜间新能源均值2833万千瓦）是价差最显著的场景：日前市场按中等风电预期定价（凌晨日前均价93元/MWh），但实际风电波动频繁、实时平衡难度大，实时均价达148.7元/MWh，凌晨价差-55.7元/MWh，第8时段价差甚至达-82元/MWh；晚高峰价差-33.3元/MWh。中风天日前价格看似不高，但实时冲高幅度最大，是价差收益最丰厚的风况。

小风天：凌晨分化、晚高峰实时溢价显著

小风天（夜间新能源均值1649万千瓦）凌晨时段电价整体处于高位（日前405元/MWh），但价差方向随时段反转：深夜1—3时实时价格继续冲高（价差-31.8元/MWh），而4—8时日前已充分定价、实时反而下降（价差+40.9元/MWh）。晚高峰是小风天确定性最高的负价差时段，实时均价182元/MWh、高出日前34.8元/MWh。

午间光伏时段：风况影响消失

无论大风、中风还是小风天，10—17时段价差均在-2.5—-3.9元/MWh之间，价格稳定在40—55元/MWh，光伏出力主导市场，日前-实时两层市场价格高度贴合。

（三）售电公司申报策略建议

根据新疆偏差结算规则，售电公司日前申报量可在实际用电的80%—120%之间浮动，偏差部分按实时价格结算。因此：预判实时高于日前时报高至120%，超报的20%按实时价回售，赚取（实时-日前）×20%；预判实时低于日前时报低至80%，少购的20%按实时价补购，赚取（日前-实时）×20%。

大风天：报低为主

大风天凌晨及晚高峰实时价格低于日前，应报低：凌晨收益胜率86%，晚高峰胜率71%，确定性较高。午间光伏时段方向反转，报高胜率60%。

中风天：坚决报高

中风天全时段实时均高于日前，应报高至120%。凌晨收益高达11.1元/MWh，为全月最优策略区间；午间虽薄（0.5元/MWh）但方向一致。中风天是双向策略中最值得重仓操作的风况。

小风天：分时段双向操作

小风天需区分时段：晚高峰报高，胜率56%；但凌晨4—8时方向反转，应报低，胜率54%——此时日前已按小风紧张预期定出高价，实时价格反而下降，报低补购更为有利。午间光伏时段报高，胜率60%。

小结

2026年7月新疆电力市场在盛夏高温负荷走高的背景下，走出了与6月截然不同的行情。用电负荷突破5200万千瓦，但新能源出力增长10.7%、水电来水转丰增长37.5%，供给端充裕程度超过需求增长，推动日前平均电价环比下降34.1%，晚高峰受新能源出力明显增加影响，电价大幅下降61%。与此同时，实时价格整体高于日前约10元/MWh，中旬新能源波动期间偏差风险与套利机会较大，凌晨风电波动时段仍有脉冲式高价。