丰水期，电价为什么不跌反涨？——四川 2026 年 7 月市场的"预期背叛"|丰水期|四川省|新型电力系统|水库|电厂|预期

7 月 15 日 21 时 26 分，四川电网用电负荷冲到 7810.2 万千瓦。

往前翻三天：7 月 13 日，7431.8 万，破纪录。14 日，7621 万，再破。15 日晚上，又破了。三天三刷，像一根被不断拧紧的弦。

同一周，另一组数字也在往上走：现货市场部分时段出清价突破 500 元/MWh，峰段均价 223.6 元，火电机组从月初的 7 台暴增到 25 台，省间外购通道全部满载——市场力缓解机制随之触发，出清价格上限被重新锚定在省间中长期与现货外购均价的均值上。

在大多数人的认知里，四川的 6 到 10 月是这样的：江水滔滔，水电机组满发，电力过剩，现货出清价趴在地板上。偶尔还能看到负电价。"丰水期 = 低价期"几乎成了肌肉记忆。

但是 2026 年 7 月，现实打破了大家的认知。

负荷一年比一年高，来水一年比一年不确定，外送从"送出去"变成了"留下来"，现货价格从 10 元跳到 500 元只用了两周。整个系统在极限工况下发出了一串结构性信号。

站在光里，不要光站在那里。

1. 推手：三件事同时发生

高温、来水、通道——这三件事，哪件单独拎出来都够市场喝一壶。偏偏撞在了一起。

1.1 负荷，和它的非线性

先说第一件：热。

7 月以来，成都、达州、广安多地气温突破 40°C。电网负荷应声而起：成都、绵阳、德阳、眉山、遂宁、广安、内江、资阳，加上天府新区——至少九个市州同步刷新了历史最高负荷纪录。成都一市就冲到 2398.4 万千瓦。

但负荷增速不全是高温的锅。还有一个容易被忽略的数字：今年上半年，成都大工业用电量同比涨了 8%。工厂也在满转。高温叠加生产，两层因素一并发力，用电峰值比往年提早了将近一个月。

这就引出一个更麻烦的问题：空调负荷是非线性的。气温从 35°C 升到 36°C，负荷增加的不是 1/35，是指数级的。2025 年 8 月，四川降温负荷已经突破 3000 万千瓦——在 7800 万的尖峰里，将近四成是空调。这四成的每一度温度变化，都在往系统身上加分量。

关键数字：负荷涨了 17.5%，水电只涨了 7.5%。缺口怎么补？火电顶上（+51.5%），外购翻倍（+105.7%），外送砍近四成（-39.8%）。

1.2 来水：什么叫"正常"

四川省防办 6 月 30 日的会商结论：主汛期降水偏少，盆地西北部偏少 2 到 5 成。7 月，广元、德阳、绵阳、成都四市已出现中度伏旱，盛夏可能扩大到 11 个市，局部重度。

与此同时，另一个口径是"全省水电水库蓄水充足，7 月保供压力较小"。这两个说法放在一起，矛盾吗？

不矛盾——只要看清楚参照系。"蓄水充足"是以 2022 年极端干旱为参照来说的。去年的来水也偏枯，所以今年"比去年好一些"就是"蓄水充足"。但跟多年平均比呢？盆地西北部偏少两到五成，来水算不上正常。

截至 7 月上旬，四川水电上网电量同比仅增长 7.54%。同期网供用电增长了 17.54%。水的增速不到电的一半。缺口靠两样东西填：火电顶上 51.46%，外购翻了一倍多，同比飙升 105.71%。外送砍掉近四成，同比减少 39.81%。

换句话说：水比去年是多了一点，但远不够填负荷的新窟窿。

还有一个很少被拿出来说的数字：四川水电装机里，56.4% 是径流式电站。来多少水发多少电，没有库容可以调节。来水偏少的那一周，不是下周能补回来的——过了就没了。

金沙江、雅砻江、大渡河三大流域确实有龙头水库，两河口、锦屏一级这些工程具备年调节能力。但水库调度的逻辑是长周期的"汛期多发、枯水期蓄水"。当极端天气把时间尺度压缩到周甚至天，水库调度的回旋余地就很窄了。

1.3 通道：送出去容易，留回来难

第三件事发生在省间上。

往年丰水期，四川大量外送富余水电。今年完全反了：外送少了近四成，外购翻了一倍多。德宝直流满功率入川，所有省间外购通道全部满载。

这不止是量的反转。外购的价格不由四川省内市场决定——省间有它自己的供需。当四川缺电需要大量外购时，省间的成交价往上走，而这个价格通过市场力缓解机制传导到省内。机制的设计是：丰水期供需紧张触发市场力缓解后，合理申报价取省间中长期外购均价和省间现货外购最高价的均值，各机组高于这个价的报价段被替换掉，出清价格上限也同步替换为这个均值。

换句话说，天花板不是被"限制"的——是被重新计算的。用的是省间两个价格的中间值。

今年 4 月，国家发改委和能源局批复修订了省间现货交易规则，把省间现货从"应急互济"升级为"实物交易"。这个调整本身合理：让价格信号更有效地引导跨区配置。但在供需紧张的时候，它也意味着省间价格对省内的影响更直接了。

四川从"送端"变成了"受端"。不是今年 7 月才发生的——但今年 7 月，这个转变的量级被拉到了历史极值。

2 电源：水电大省的软肋

四川的水电很强。强到让人容易忘记它也有命门。

2.1 铭牌容量 ≠ 有效容量

先说一个容易被混淆的问题：四川到底有多少水电装机？

在不同场合看到的数字可能差一倍。公开报道说水电装机突破 1 亿千瓦，全国第一。但看省调口径——真正在四川电力市场里参与交易的机组——只有 5710 万千瓦。

差出来的那 4000 多万，是国调大水电：二滩、锦屏、溪洛渡、向家坝……这些电站的容量挂在四川，但电量大部分通过特高压直流直送华东。留川消纳的比例，大约两成。

所以"1 亿千瓦水电"这个数字，对四川本省的保供，需要打个折扣。

再往下拆：省调 5710 万千瓦里，径流式占 56.4%。没有库容，来多少发多少。坝式占 39.2%，有一定调节能力，但周期有限。真正具备季以上调节能力的水库电站，40 座、装机 2392 万千瓦。

来水正常的时候，这些都不是问题。来水偏枯的时候，每一层都会放大缺口。

2.2 负荷在狂奔，可控电源在散步

时间轴拉长一点，剪刀差更清楚。

2023 年夏天，四川最高负荷 5989 万千瓦。2024 年，6929 万。2025 年，7419 万。2026 年，7810 万。

三年，净增 1821 万。涨幅超过 30%。

而在这三年里，真正能"兜底"的可控电源——主要是火电——涨了多少？

2022 年缺电之后，四川确实在补课。气电、煤电项目密集上马，电源结构中的火电占比持续提升。以 2026 年 7 月为例，火电机组最大开机容量已达 1290 万千瓦。但同期负荷增加了将近 2000 万千瓦。火电在追，负荷跑得更快。

简单的算术题：假设来水重复 2022 年的剧本——水电日发电从 9 亿千瓦时跌到 4.5 亿千瓦时，降幅过半。2022 年最高负荷 5910 万千瓦，缺口约 2000 万千瓦，靠有序用电硬扛。

同样的来水条件，放到 7810 万千瓦的负荷上：缺口不是 2000 万，是 3500 到 4000 万千瓦。火电加外购加储能加需求侧响应——所有可调度资源加在一起，大约 2800 到 3200 万。净缺口，可能在 800 到 1200 万千瓦区间。

当然，2026 年多了几道 2022 年没有的防线。成都五座储能电站已经投运，50 万千瓦。30 座虚拟电厂建成，储备资源库 900 万千瓦。成都 500 千伏立体双环网 4 月投运，主网承载提到 2500 万千瓦以上。12 项迎峰度夏重点工程加 28 项配套，新增变电容量超 1200 万千伏安。新能源装机已突破 3200 万千瓦（风+光），在午间时段可提供可观出力。省间互济能力也远非 2022 年可比，多通道可同时满功率支援。

防线在加固。缺口比 2022 年大幅收窄，但压力累积的速度仍然快于建设。

储能最诚实：50 万千瓦，在 7810 万千瓦尖峰面前，占比不到 0.7%。它的真正价值不在"顶"——在"爬"。傍晚六点到七点光伏出力骤降的那段窗口，储能的秒级响应第一次被实战验证了。但当缺口以千万千瓦为单位时，储能离规模化替代还有数量级的差距。

3 电网：电在川西，人在成都

有电是一回事。把电送到对的地方是另一回事。

四川的电源和负荷在地理上是撕裂的。川西北——甘孜、阿坝——装机占全省六成以上，但用电负荷不到 5%。成都平原反过来：负荷占三成五，本地装机不到 4%。

这条鸿沟被概括为"三送三受"——川西北送、攀西送、川南送；成都受、川东北受、川南受。每条通道都有天花板。

康甘断面最难受：甘孜有超过 800 万千瓦的装机，但送出来的通道容量只有 320 万。丰水期水电满发的时候，受限率超过六成。甘孜有六成的电出不来。

阿坝通道同样紧：当前能力 370 万千瓦。好消息是，阿坝到成都东的 1000 千伏特高压交流工程 6 月完成全线组塔，年底投运后送出能力翻倍到 740 万千瓦。攀西特高压 3 月已开工，总投资 232 亿。

但这些——再好、再快——都是明年的事。2026 年这个夏天，通道格局最大的增量是 4 月投运的成都双环网。它把成都主网承载能力提到了 2500 万千瓦以上，对迎战今夏负荷起了作用。

不过电网层面还有一个更隐蔽的约束："强直弱交"。

四川有 7 条特高压直流外送通道——复奉、锦苏、宾金、白鹤滩到江苏、金上到湖北、雅中到江西，加上德宝直流。跨区跨省外送能力超过 6260 万千瓦，全国前列。但这些直流线路主要是为西电东送服务的：把川西大水电直送华东。

省内交流网架跟不上。当多条直流同时满功率外送华东，省内的 500 千伏交流通道安全裕度被大幅压缩。外送越多，省内剩下的传输余量越少。一个负反馈。

简单说：四川电网是连接西南电源和华东负荷的枢纽节点，但这个枢纽更擅长"过路"，不太擅长"自用"。

4 交易：当所有人都在赌丰水期便宜

前三章聊的是物理层面的供需。这一章聊的是人心——市场参与者的预期怎么形成的，又被什么打碎了。

4.1 130 块的集体赌注

先看一组数。

2026 年度四川电力批发市场交易电量 2007.80 亿千瓦时，首次突破 2000 亿大关，占全年市场化交易的 83%。427 家水火风光电厂及 1 家独立储能、290 家售电公司、73907 家零售用户——整个市场的年度仓位，在去年 12 月底就摆好了。

市场的预期很明确：丰水期就该便宜。年度集中交易丰水期均价 130.27 元/MWh，折合一毛三一度电。全市场用真金白银投票的结果。

零售侧更直观：售电公司给用户的丰水期签约均价约 138.3 元/MWh，平水期 268.8 元，枯水期 385.5 元。丰水期一度电一毛四，比平水期便宜将近一半。这种定价结构本身就是基于"丰水期水电充裕、现货地板价"的预设。

4.2 一根曲线的两副面孔

市场对丰水期的想象是一根平滑的低价位直线。但 2026 年 7 月的实际走势，是三个台阶。

地板价的惯性。6 月下旬，现货出清价在 10 到 40 元/MWh 的区间里波动。水电大发，大部分日子贴着 10 元地板价，波澜不惊。所有人熟悉的丰水期剧本。没人觉得需要动仓位。不过 6 月 24 日（28.5 元）、27 日（30.5 元）、29 日（38.7 元）已经露出了几丝上扬的苗头，只是当时很少有人留意。

第一道裂缝。7 月 2 日，现货均价毫无征兆冲破 130 元。一天之内，从地板跳到年度定价线。然后更怪的事发生了——7 月 3 日，同一个交易日里，既有时段冲高，又有时段出清到地板价附近。市场在 24 小时内，在两个极端之间来回跳。

发生什么了？来水在放缓，气温在爬升，负荷上来了。当最后一度电的边际机组从径流式水电（成本趋近于零）跳到火电或省间外购（成本 300 到 800 元），出清价就从一个世界跳到了另一个世界。供需没有翻天覆地——只是"谁来发最后那一度电"变了。

全面突破。7 月第2 周（7 月 4 日至 10 日），峰段均价冲至 223.6 元，平段 157.9 元，谷段 191.5 元——三个时段的均价全部突破了年度丰水期定价。到 7 月中旬，日均现货持续在 200 元/MWh 以上运行，7 月 14 日晚高峰时段甚至突破了 500 元。

最扎眼的数字：在价格最高涨的第2周，谷段均价 191.5 元/MWh，比年度丰水期定价的 130.27 元高出 47%——夜里的电，比市场给整个丰水期的全年预期价还要贵。整个 7 月前 19 天，谷段均价也达到 138.6 元，比年度定价高出 6.5%。往年丰水期最便宜的后半夜，今年也不便宜了。

4.3 谁在裸泳

三类主体，三种处境。

售电公司：年度签了丰水期电量——锁定了 130 元成本的仓位，指望在现货市场低价补仓——现在反了。现货价远高于合约价，在现货里裸奔。

发电企业，尤其是火电：年度低签的利润被现货大幅反哺。火电从月初 7 台暴增到 25 台、容量拉到 1290 万千瓦，每多发一度电都在兑现高价。

交易员：一个更根本的认知在松动。往年丰水期是"躺平"的季节——中长期价格一路走低，只需要补够仓位就好。2026 年 7 月，中长期市场出现了"优质买点"。丰水期也要做主动交易了。这个冲击可能比一轮行情本身更持久。

4.4 市场力缓解机制是怎么回事

6 月 27 日起，中长期交易"无休"开市，周末和节假日都开放。这个调整说明主管部门预见到了波动。但波动还是超出了预期。

这里有一个容易被误读的机制。

四川电力市场 V4.0 规则里，丰水期的市场力缓解是这么触发的：电力供需比小于等于 1.01，或电量供需比小于等于 1.25。触发之后，市场会算一个"合理申报价"——取省间中长期外购均价和省间现货外购最高价的平均值。所有高于这个价的机组报价段被替换掉，出清价格上限也同步替换。

所以这个机制不是"把天花板抬到 800"。天花板是被重新算出来的：两个省间价格的平均值。如果省间中长期均价是 500 元、现货最高成交到 800 元，那天花板就是 650 元，不是 800 元。

风控的初衷是对的——防止机组利用供需紧张哄抬报价。但这条规则在设计和执行上有一个值得注意的逻辑：省间均价走高，意味着省外也在缺电，省内天花板跟着上移本身没有问题——稀缺信号应该被传导。问题是，当省内也同时在缺电时，天花板的上移就不再是单纯的反市场力措施，它变成了一个正反馈：越缺电，上限越高，出清价越靠近上限。规则没错，但它假设的场景里，省内的供需紧张和省间的价格高企不会同时发生。

5 全国棋局：四川缺水，华东冒汗

四川的缺口不止是四川的事。

5.1 西电东送的单点风险

川滇黔三省，全球最大的水电基地，装机合计超 1.6 亿千瓦。通过 7 条四川特高压直流、南方电网"八交十一直"通道，供应了华东和华南超过 20% 的电力。

2025 年，仅南方电网西电东送就送出 2616 亿千瓦时。云南"西电东送"三十年来，累计超 1.5 万亿千瓦时。

这组数字的反面是什么？如果四川和云南的来水同时出问题，影响的地理范围远不止西南。

2022 到 2023 年，川滇同时偏枯，华东电力市场同步承压。这件事在历史上发生过。

5.2 500 亿千瓦时是什么概念

据南方电网数据，云南送广东的电量，丰水年和枯水年之间的最大差值，能超过 500 亿千瓦时。

500 亿千瓦时，广东大约大半个月的用电量。

如果四川再少送四成、云南也因偏枯少送——华东和华南需要多开多少火电？煤耗涨多少？现货价格被推到哪里？没有人给过精确测算。两个送端同时大幅减送，在历史上还没有同时发生过。

但条件在累积。

5.3 2026 年的同步信号

2026 年 7 月，四川外送同比少了 39.81%，省间外购翻倍。华东自己的负荷也在创新高——浙江 7 月已经破了 1 亿千瓦。

如果四川的外送进一步被省内需求挤压，华东就要用自己的火电去补。500 到 700 万千瓦的增量，对华东现货的影响不是线性的。西南一角的水，通过特高压直流，会变成千里之外的电价。

6 如果 2022 年重来一次

是一道必须严肃思考的压力测试。

6.1 2022 年发生了什么

2022 年 8 月，极端高温叠加六十年一遇的干旱。7 月来水偏枯四成，8 月扩大到五成。水电日发电量从 9 亿千瓦时腰斩到 4 亿。猴子岩、亭子口、长河坝——主力水库全部逼近死水位。

当年最高负荷 5910 万千瓦。缺口约 2000 万千瓦。15 个市州严重受灾，1.3 万户工业企业停产。上海致函四川，请求优先保障汽车产业链供电。

缺口是靠有序用电——拉闸限电——扛过去的。

6.2 把 2022 年的来水放进 2026 年

同样的来水。同样的水电出力腰斩。

但负荷不是 5910 万，是 7810 万。

多了 1900 万千瓦的负荷。缺口会从 2000 万放大到 3500 到 4000 万。但 2026 年也多了 2022 年没有的牌：新能源装机已超 3200 万千瓦（午间可提供显著出力），省间互济通道更多、更强，需求侧响应资源池近千万千瓦，虚拟电厂投入实战——综合考虑这些增强的防御能力，净缺口可能在 800 到 1200 万千瓦之间。

比 2022 年好了不少。但仍有缺口。

不是有序用电能轻松覆盖的量级。

6.3 连锁反应如果发生

四川大规模限电，接下来是：

外送直流被迫进一步削减——锦苏、复奉、宾金，满载华东的特高压全部受影响。华东少了一道电力来源，本地火电全开，现货价格飙升，保供警报拉响。国网全网调度——西北、华北、东北电力紧急驰援。

然后是高耗能产业。四川和云南是中国光伏硅料、锂电池、电解铝的核心产区——这些产业的电力成本占总成本的比例极高。电力供应被压缩，产业链上游减产会迅速传到下游价格。

2022 年的剧本局限在四川一省。但同样的干旱落在 2026 年——负荷高了三分之一、对外送依赖更深、全国电力互联程度更高——涟漪会比上次远得多。

6.4 补的还不够

2022 年之后四川确实在补。火电持续新增，成都双环网投运，主网承载翻倍。阿坝到成都东特高压年底投运，攀西特高压已开工。储能和虚拟电厂开始进入实战。新能源装机大幅扩张。

但同时负荷也在以每年近千万千瓦的速度增长。所有增量的总和，在面对极端来水时，仍然有缺口。

更根本的问题是：这些防线是线性的。而极端事件的烈度可能是非线性的。

2022 年"六十年一遇"。2023 年继续偏枯。2026 年盆地西北部偏少两到五成。过去五年，异常来水的频率远高于历史水文统计的预测。四川水电系统的设计基准——历史来水概率分布——在失效。