2026年6月新疆正式进入夏季高温用电周期，区域电力供需格局发生明显转变。现阶段新疆电源装机形成新能源主导、火电兜底的稳定结构，工业用电占据全社会用电绝对主体，为夏季电力市场运行奠定基础盘。

对比5月市场运行数据，6月高温催生负荷全面走高，叠加光伏光照资源衰减、跨省外送规模持续扩张多重因素交织，推动日前市场负荷、外送电量同步增长，新能源出力环比回落，全时段日前电价大幅上行，峰谷价差显著拉大，早晚高峰时段供需紧张、价格风险凸显。

一、新疆电力市场基础概况

（一）电源装机与发电供给

1.装机容量

截至 2026 年6 月，新疆发电装机容量26734万千瓦，同比增长 22.20%，环比2026年5月增长2.11%。

• 其中火电 8366 万千瓦，同比增长 4.04%，环比微增0.02%；

• 水电 1085 万千瓦，同比增长 0.90%，环比小幅下降0.14%；

• 风电 8476 万千瓦，同比增长 55.23%，环比提升4.87%；

• 光伏 8808 万千瓦，同比增长 20.64%，环比增长1.84%。

从装机结构来看，截至2026年6月，风电、光伏合计占总装机比重达6成，新能源装机规模大幅超过火电，牢牢占据装机主体地位；火电占比31.29%、水电占比4.06%，常规电源装机体量基本保持稳定。6月新增风电装机413万千瓦，是主要增长因素。

2.发电量

2026年6月，新疆总发电量519.9亿千瓦时，较2026年5月480.41亿千瓦时环比增长8.21%。

• 其中火电284亿千瓦时，环比小幅上涨5.46%；
  

• 水电42亿千瓦时，环比增长24.87%；

• 风电110亿千瓦时，环比提升8.98%；

• 光伏84亿千瓦时，环比上涨15.79%。

从发电结构特征来看，火电仍是当前发电量第一支撑电源，但风电、光伏新能源合计占比超三成，绿色供电出力持续增强；水电发电量规模相对偏低。各类电源整体出力较2026年5月全面增长，丰水期水电出力环比增幅最为突出。

（二）全社会用电结构

2026年6月，全社会用电量合计336.35亿千瓦时，较5月313.01亿千瓦时环比增长7.46%，用电规模显著提升。

• 其中第二产业用电量259.16亿千瓦时，环比小幅增长1.46%，仍是用电核心支撑；

• 第三产业用电量57.58亿千瓦时，环比大幅增长41.37%，提升幅度明显；

• 城乡居民生活用电16.62亿千瓦时，环比增长14.07%。

• 第一产业用电量2.99亿千瓦时，环比增长30.00%。

从用电结构特征来看，第二产业用电绝对主导，占全社会用电量近 77%，工业是用电核心；第三产业服务业用电规模位居其次，消费带动用电需求稳定释放；城乡居民生活、第一产业农业用电需求体量偏小。

6月各领域用电需求同步抬升，第三产业用电环比增幅最为显著，主要由于新疆持续高温天气带动空调负荷增长，第一产业与居民生活用电同步明显上升，工业用电保持平稳小幅增长，整体用电负荷稳步走高。

（三）中长期与日前分时价格对比分析

2026年6月，新疆电力市场全面进入夏季高温迎峰阶段。全月中长期综合均价193.25元/兆瓦时，环比上涨8.8%；日前综合均价168.22元/兆瓦时，环比大幅走高35%。受持续高温拉动全域用电负荷大幅增长、日间光伏出力不及预期、跨省外送规模扩容多重因素叠加影响，市场供需持续偏紧，日内呈现早晚高峰日前价格高于中长期、午间光伏大发时段日前价格大幅低于中长期的分化特征，早晚高峰现货价格上行压力显著加剧。

二、6月日前现货市场分析

进入 6 月高温夏季，对比2026年5月运行数据，2026年6月日前用电负荷、跨省外送电量全线环比上行，新能源整体出力呈回落态势。

（一）日前用电负荷

核心特征

1. 全时段负荷同步走高，所有时段负荷环比增幅均突破12%，其中11:00-18:00区间增幅表现最为突出，多数时段涨幅超15%。

2. 日前负荷曲线结构发生明显变化

• 5月、6月用电高峰均集中在22:00-23:00；但6月15:00-16:00午后负荷提升幅度显著加大，高温天气带动制冷用电需求快速释放。

• 夜间低谷4:00-6:00负荷环比增长约13%，高温天气造成部分用电时段转移至夜间谷段。

3. 整体用电规模迈上全新台阶，负荷上行主要受气温持续升高、社会经济生产活动全面回暖双重因素驱动。

（二）日前电价：全时段大幅上行

整体变化特征

相较5月，6月24个交易时段日前电价全部实现环比上涨，日前电价依旧维持“早晚双峰、午间低谷”的经典“深U型”走势，但峰谷价差较5月显著拉大。5月日均电价区间集中在40~200元/MWh，6月电价区间抬升至45~320元/MWh，全时段加权均价环比涨幅区间45%~50%，涨价幅度可观。

分时拆解

1. 早高峰时段（1-9交易时段）电价涨幅居高不下：该区间电价环比涨幅普遍突破25%，7、8、9时段涨幅均超55%，其中第9时段涨幅达59.95%，为全天最高；7时段电价环比增量超107元/MWh，8时段增量接近100元/MWh，是本轮电价上行的核心区间。早高峰用电负荷快速攀升，叠加新能源出力走弱，市场供需格局收紧，直接拉动电价大幅冲高。

2. 平段、午后低谷（10-20交易时段）电价小幅抬升：5月该区间电价基数偏低，单时段电价环比增量仅2~37元/MWh，涨幅分化明显。10:00-18:00区间涨幅集中在6%~19%，涨价力度温和；19、20时段涨幅骤然走高至40.94%、59.18%，午后用电负荷持续回升、新能源出力同步下滑，带动电价快速走高。

3. 晚高峰时段（21-24交易时段）电价大幅上涨：区间电价环比增量58~98元/MWh，涨幅区间24%~40.81%，晚间工业生产与高温空调用电叠加，用电需求持续高位，支撑电价维持高位运行。

综合来看，电价涨幅峰值集中于早间7:00-9:00、晚间20:00-23:00两大用电高峰，直观反映夏季高温环境下高峰时段电力供需紧张程度加剧；午间10:00-17:00电价涨幅相对有限，仍是日前电价低位窗口。

（三）新能源出力

核心特征

1. 整体出力环比回落，时段间表现差异悬殊：午间10:00-18:00出力降幅最为明显；凌晨至夜间1:00-8:00出力降幅收窄至1%~3%，21时等个别时段出力甚至小幅回升。

2. 光伏出力下滑是新能源整体减量的核心诱因：6月受限电等因素影响，午间至下午光伏大发时段出力缩水明显，光伏占比越高的时段出力降幅越大；风电出力运行相对平稳，但整体新能源资源禀赋弱于5月同期水平。

3. 对市场电价传导作用：新能源整体出力衰减叠加用电负荷持续增长，火电竞价空间进一步增长，推升日前市场成交电价。

（四）跨省外送电量（负值代表净送出）

核心特征

1. 全时段外送规模同步扩容，各时段净送出电量环比增幅介于12.9%~27.3%。其中22:00-24:00夜间高峰、15:00-16:00午间区间外送增量最为突出，依托夜间本地高负荷、午间新能源富余电力资源，跨省输电通道潜力充分释放，全网电力资源配置效率持续提升。

2. 高峰时段外送刚性抬升加剧本地供需压力：20:00-23:00用电高峰时段，外送电量未随本地负荷走高而缩减，侧面反映区域发电装机供给能力充足，但跨区外送合同约束、受电区域用电需求旺盛，持续分流本地电力供给，压缩本地供需平衡空间。

3. 外送规模扩张带来的价格传导效应：外送电量增加等同于本地可消纳电力总量缩减，在全社会用电负荷同步走高的背景下，进一步加剧本地电力供需紧张局面，成为推动日前电价上行的重要因素之一。

（五）6 月日前现货市场综合结论

1. 2026年6月区域电力供需格局显著趋紧，用电负荷刚性增长、新能源出力不及预期、跨区外送电量刚性扩容三重因素共振，共同驱动日前市场电价中枢大幅抬升；

2. 早晚两大用电高峰时段价格风险高度集中，核心时段电价涨幅均超50%，为风险管控重点关注区间；

3. 新能源供给端收缩是加剧供需紧张的核心负面因素，出力衰减影响集中体现在日间光伏大发时段。

三、6月日前-实时价差分析

1. 日内分时分化极强，午间光伏大发时段价差趋近于零

每日 10:00—18:00 午间光伏大发区间，绝大多数时段日前、实时价格稳定在 40 元 / MWh 左右，价差多为 0 或小幅正负波动，供需宽松，两层市场价格高度贴合；凌晨、早高峰、晚高峰、夜间深谷时段价差剧烈偏离，是偏差成本高发区间。

2. 早晚高峰两大时段价差双向极端分化 

早间 01:00—09:00、晚间 20:00—24:00 两大用电高峰存在两种极端行情：上旬、中旬多出现大幅负价差（实时高价）；中下旬高温极端负荷日出现大幅正价差（日前高价、实时回落），反映极端高温下日前负荷预测与日前实际新能源出力持续错配。

3. 实时价格上行弹性显著高于日前价格 

同等供需收紧场景下，实时价格冲高幅度远大于日前，多数紧张时段价差为负；仅极端高温、早高峰火电爬坡受限、日前过度预判供需紧张时，才出现大幅正向价差。

小结

2026年6月新疆高温致用电负荷全面攀升，叠加新能源出力走弱、跨省外送扩容，日前电价大幅上涨，早晚高峰价格风险突出。对比日前、实时数据，午间两层市场价差平稳，早晚高峰预测偏差大，实时价格波动更剧烈。整体本月现货供需偏紧，需重点管控高峰用电与电量偏差风险。