當廣東電力現貨價格漲到1元之后

大地量子創始人王馳在廣東代理一些場站的電力交易，這個月以來，他的策略是讓電量更多地走現貨交易出清。王馳說，火電機組是廣東電力現貨價格上漲中最受益的電源。因為火電可以靈活地改變自己的出力曲線，多發電進現貨市場就能“躺賺”。

廣東電力現貨價格在3—4月份長期穩居高位。3月31日全省發電側加權價格曲線（燃氣機組）部分節點突破900元/MWh（兆瓦時），4月14日19時突破1000元/MWh，即每度電超過1元。廣州、深圳、東莞等用電節點長期高于800元/MWh。均價上，4月14日全省發電側日前加權平均電價約0.678元/kWh，去年同期約0.308元/kWh（千瓦時），同比上漲超過120%。

廣東現貨電價首次站上1元后，不同主體面臨不同選擇：用電側因為主要由中長期協議供電而尚未受到太大影響，但主要參與市場交易的售電公司則面臨較大挑戰。

王馳判斷，因為電力中長期價格和現貨價格的差異主要來源于預期差，如果大家都預測夏天電價走高，中長期價格和現貨價格的價差會縮小。

遠景能源電力市場和資產管理總經理陳帝澎認為，廣東省的電力現貨價格上漲有其特殊性，但隨著現貨市場建設推進，電價不再只遵循原有的“穩中有降”的線性邏輯，而會越來越真實地反映供需緊張程度、燃料成本和系統靈活性稀缺程度。

為何走高？

陳帝澎分析，本輪廣東電力現貨價格走高，本質上是短期供需偏緊與一次能源成本抬升共同作用的結果。

據他介紹，短期供需上，廣東近期負荷增長較快，主要是氣溫偏高帶動空調制冷負荷明顯上升以及工業生產在年后出現恢復。供應端上，廣東多地出現春季檢修、局部輸電受限、來水偏弱等事件，整體供應減少。

今年4月初，廣東大部平均氣溫比常年同期偏高2—4℃，其中清遠、肇慶、云浮、佛山等部分地區偏高4—6℃。深圳3月份月平均氣溫已經達到21℃，已經入夏，比常年平均偏早約1個月。4月14日，廣東全省入夏。

陳帝澎說，廣東電源結構里氣電占比較高，當供需偏緊時，需要高成本機組進行發電，燃氣發電成為邊際定價電源，天然氣價格直接影響廣東電力現貨價格。

美以伊沖突以來，國際天然氣價格尤其是LNG價格出現迅速上漲。歐洲TTF價格長期處于40歐元/MWh以上。

陳帝澎表示，廣東電力現貨價格飆漲，不一定代表未來全國電力現貨價格均會出現飆漲。他認為，廣東的“特殊性”在于，廣東本身是負荷大省，外向型經濟特征明顯、氣電比例高、受西電東送和區域資源配置影響更強，價格對燃料、天氣和供需變化會更敏感。

但他也表示，如果后續出現全國性持續高溫、來水不足、風光欠發、一次能源價格再度上行，那么全國范圍內出現階段性電價抬升是完全有可能的。

他提醒，氣和煤之間存在替代關系，國際氣價上行不只是影響氣電省份，未來也可能通過煤炭價格傳導到更廣泛地區。

市場博弈

一家在廣東年簽約量數億度電的售電公司負責人對經濟觀察報表示，在這個行情下，很多售電公司都在虧。但他們會“尊重市場價格波動，在自己可控范圍內采取各種策略應對此類極端價格變化”。

另一家廣東售電公司則表示，正在考慮如何將電力現貨價格上漲傳導給用戶。根據廣東電力交易中心規定，今年售電公司和電力用戶簽訂的電力零售合同中，至少有8%的電量的電價聯動現貨價格、2%的電量的電價聯動月度價格。最多90%的電量的價格可以選擇一口價。

4月16日，廣東電力交易中心發布《廣東電力市場零售交易風險提示》，提出近期個別售電公司以現貨價格持續走高，轉為保底售電用戶的結算價格可以更低為由，要求用戶配合完成相關操作。廣東電力交易中心表示，保底售電公司沒有年度中長期合約，保底售電用戶的結算價格與現貨價格走勢強相關，電力用戶轉為保底售電用戶后的結算價格具有較大不確定性。

蘇州生利新能能源科技有限公司營銷總監卓云開向經濟觀察報表示，當前電力現貨市場的供需關系，主要受未通過中長期交易覆蓋的電量，以及中長期電量與實際發用電負荷之間的缺口影響。如果售電公司持有的月度中長期電量高于其代理用戶的實際用電量，超額部分可在現貨市場出清；若其持有的中長期電量不足，則需要在現貨市場購入相應電量，以彌補缺口。

因此，當現貨價格走高時，中長期電量覆蓋比例較低的售電公司，需要以高于中長期價格的現貨電價購電，而發電企業則可以通過在現貨市場以高于中長期的價格出售電力，并因此獲利。

2026年4月，廣東電力市場月度中長期交易綜合價約0.372元/kWh，遠低于4月份現貨均價。

陳帝澎向經濟觀察報表示，很多售電公司在和用戶簽零售合同時，并不知道未來真實的批發購電成本。某種意義上，它簽一個固定價或弱聯動的零售合同，本質上就是在做空未來電價。如果此后批發成本平穩，售電公司可以賺錢；但一旦批發價格劇烈上升，而它又缺乏有效套保手段，就會非常被動。

何時回落？

根據廣東電力交易中心數據，廣東電力現貨價格正在回落。4月20日—23日，全省發電側日前加權平均電價分別為 589.02元/MWh、525.99元/MWh、635.86元/MWh和549.47元/MWh。廣州、深圳、東莞等地均保持大于800元/MWh。

陳帝澎介紹，隨著春季檢修高峰逐漸退出，機組可用容量會逐步恢復；后續西南地區來水有望改善，可發水電有望增加，西電東送能力會逐步增強；跨省跨區支援電量增多，也可以緩解本地供需緊張。此外，跨省跨區調電是電力市場的重要補充，西電東送之外，隨著區域現貨和跨經營區交易機制逐步完善，外部資源可以更快地參與補充。

今年一季度，南方電網西電東送累計完成電量達415億kWh，較計劃多47億kWh。

在送出端，今年年初南方電網全網水電蓄能處于歷史同期最好水平，疊加四大流域（紅水河、烏江、瀾滄江、金沙江）來水總體好于去年，一季度全網水電發電量同比增長22.6%。

在接收端，今年一季度南方五省區用電量呈快速增長態勢。一季度全網系統發受電量3726.8億千瓦時，同比增長6.2%，其中廣東、海南電力需求增長勢頭迅猛，同比分別增長7.8%、10.9%。

如果全國同時偏緊，比如夏季全國大范圍持續高溫，或者來水普遍偏弱、風光普遍欠發，那么外部電力也會變貴，輸電通道或會成為稀缺資源。跨區調電可以緩解局部緊張，但不能代替本地電源結構優化和系統靈活性建設。

陳帝澎預測，廣東現貨價格短期內會回落，但中長期看高波動將會成為常態，而不是例外。電力現貨市場不是“低價市場”而是風險暴露最直接的市場，當供需寬松時，現貨價格可能較低，但一旦碰上高溫、缺水、燃料漲價、系統靈活性不足等事件時，現貨會迅速反映緊張程度和成本壓力。發電企業、售電企業和電力用戶未來都要重新建立對于電價波動的認知。

陳帝澎說：“本輪廣東電力現貨價格暴漲，實質上反映的是電力市場正在從‘低價預期主導’走向‘風險定價主導’”。

陳帝澎說，如果政策長期只強調壓低電價、壓縮售電公司利潤，卻不允許市場主體合理反映風險和損失，那么最終很難形成健康、可持續的市場生態。真正成熟的市場，不是只允許賺錢、不允許虧錢，而是要讓價格信號、風險承擔和風控工具相互匹配。

（作者 潘俊田）

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潘俊田

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