北京
文/武魏楠
2026年4月，廣東電力現貨市場價格的飆升引發了全行業的關注，部分時段突破1元/千瓦時的高價直接擊穿了市場主體的心理預期。甚至出現了售電公司意圖“甩出”用戶以求自保的離譜行為。
目前各媒體和自媒體對價格沖高的原因以及做了很多分析，集中在：氣溫偏高導致負荷增加、氣電機組受LNG高價影響抬高邊際電價、火電機組集中檢修導致供給減少等。
以上內容我們將不再贅述，而是挖掘潛藏在背后的深層次原因。
01
被低估的“底氣”
2025年中國液化天然氣（LNG）進口表現一反常態，全年進口量約為6843萬噸，較2024年的7655萬噸大幅下滑10.6%。
由于長期購銷協議（長協）通常是剛性交付的，這意味著這10%的減量切掉了靈活的“現貨蛋糕”。
這種量價齊跌的市場假象，可能會讓進口商在2026年初產生一定的戰略誤判：在需求預期不明確的情況下，進口商并未積極鎖定2026年初的現貨資源，甚至出現了某種程度的“采購怠慢”。
即便沒有出現這種情況，低價也有可能會間接影響LNG的庫存。
要知道，和原油庫存不一樣，LNG（液化天然氣）是通過冷凍到-162°C變成液態后存放在巨大的全包容儲罐里的。
盡管有極好的隔熱層，LNG依然會因為吸熱而少量氣化（稱為BOG，蒸發氣）。所以庫存不能死存，必須保持“流動”，通過外輸管道或槽車不斷送走，再補充新的低溫液體。
LNG庫存通常只能維持幾周的供應緩沖。如果2025年進口量減少，意味著各大接收站的周轉效率下降，庫存水平可能長期處于低位運行。
2026年4月，如果廣東地區的LNG儲備仍未完成有效回補，發電端將徹底喪失對沖市場波動的屏障。
在長協履約受阻與實物保障緊缺的雙重壓力下，電廠將被迫在國際高價現貨市場進行剛性補倉。根據電力現貨市場的邊際定價邏輯，這一高企的一次能源成本將毫無阻礙地傳導至電力出清環節，最終導致廣東省乃至周邊區域的電力現貨價格出現非理性的結構性飆升。
02
遲到的反應
盡管地緣政治在3月份就已經風聲鶴唳，但廣東電力現貨市場在3月并沒有提前發出“預警”。
據統計，今年1季度廣東電力現貨市場均價最高也只是在0.4元/千瓦時到0.5元/千瓦時之間，屬于正常水平。
另一個數據或許可以解惑。
《經濟觀察報》報道，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%。
因為水電蓄能處于歷史高位，所以1季度的西南水電采取了“大膽放水、多發多送”的策略。這不僅可以增收，還能提前給5月雨季騰出庫容。
進入4月，局勢急轉直下。云南省應急管理廳在3月31日曾發文預告4月云南省強對流天氣頻繁，氣象干旱將進一步發展。這側面說明西南地區在5月雨季之前，難有大規模降水增補水庫庫容。
在西南地區水電騰出庫容之后，非雨季顯然無法提供太多的水電出力，所以當廣東因為氣溫回升出現負荷缺口、需要西南水電加大支援時，送端省份已無多余水能可用。西電東送能力的結構性萎縮，迫使廣東本地高成本的燃氣機組必須全量頂上，進一步夯實了電價的“天花板”。
LNG進口問題背后交織著復雜的國際政治與海運風險，短期內幾乎無法通過商業談判解決。也許1元/千瓦時的價格只是短時現象，但近期普遍高于0.6元/千瓦時的均價還是不斷沖擊著市場主體和用戶的神經。
市場正在集體寄希望于5月雨季的如期而至，唯有西南地區通過大規模降雨快速回補庫容，重啟高密度的西電東送，才能將廣東從“1元電價”的焦慮中解救出來。
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