2026年6月24日广东电力市场现货出清分析及明日电价预测
广东电力市场现货出清分析报告
一、核心指标概览
📍 广东省21地市全天均价热力图（元/MWh · 环比%）
色阶：■ >600元■ 全省均价以上■ 400元以上■ <400元
6月24日是周三，日前全省均价480.27元/MWh，较前一日505.23元回落4.94%。但这个回落不能被读成市场宽松。负荷均值升至147.7GW，峰值168.3GW，燃机最大开到95台，这几个数摆在一起，说明系统还在高温区。
核心信号可以拆成四块，需求端继续上行，竞价空间均值81.3GW，环比+7.2%；供给端风电只有6.9万MWh，环比-30.4%；机组端燃气电量46.1万MWh，燃机均值65.8台；区域端，最高城市深圳686.6元，最低城市韶关292.5元，城市均价差394.1元。
所以这一天不是简单的降价日。更准确的说法是，高负荷、高燃机、低风电条件下，节点拥堵溢价没有继续外扩。价格下来了，但压力还在。交易上真正要盯的，是这种压力会不会在下一天重新回到晚峰和受端城市。
二、日前电价24小时走势
凌晨00-07时均价413.0元，较前日+1.8%。夜间价格没有打到很低，说明高负荷背景下，系统并没有留下充裕的低谷缓冲。07时最低价347.95元，只是相对低点，不是低价信号。
午间09-15时均价457.7元，是全天相对缓冲区。光伏仍然提供了压价窗口，但风电偏弱，午间并没有出现6月19日那种塌陷式低价。晚峰17-22时均价600.6元，比午间高142.9元/MWh，19时最高价691.86元。
三、近30日电价趋势
6月24日均价480.3元，近7日均值395.6元，近30日均值463.3元，在30日样本中处于第15高附近。6月22日至24日连续三天站在高位区间，虽然均价从559元回到505元、480元，但负荷和燃机没有同步回落。
判断是，当前处在高价平台的二次定价阶段。第一阶段由负荷和燃机把价格推上去，第二阶段由拥堵范围、边际机组报价和实时偏差决定上沿。6月24日处在第二阶段，回落但没有解除风险。
四、地市节点电价分析
4.1 晚高峰19时节点电价TOP10
19时前五城市为珠海1002.7元、中山1000.3元、东莞942.8元、深圳938.3元、惠州748.1元。珠海、中山、东莞、深圳继续处在高价阵营，说明受端节点风险并没有因为全省均价回落而消失。晚峰节点价本来就容易放大，而6月24日还叠加了高负荷、高燃机、高竞价空间。
4.2 全天24小时平均电价排行
全天均价前五为深圳686.6元、珠海657.5元、中山629.1元、惠州525.2元、东莞511.7元。深圳、珠海、中山明显高于全省均价，最高最低城市均价差394.1元。
比较有意思的是，6月24日没有出现前两日那种全面冲顶式扩散。对售电侧是好消息，也是坏消息。好消息是局部溢价暂时收敛，坏消息是市场容易因此放松晚峰风控。如果6月25日负荷继续站在165GW以上，城市间价差仍有再扩大的空间。
五、出清结构分析
燃煤出清129.8万MWh，占比60.9%。燃气出清46.1万MWh，占比21.6%，燃机平均开机65.8台，峰值95台。一个市场如果需要把燃机推到95台，它就不能被简单描述为宽松。
新能源这边，风电6.9万MWh，环比-30.4%，光伏7.2万MWh，环比-3.8%。风电回落以后，晚峰缺口更多交给燃机和煤机爬坡，边际成本自然下不去。
六、负荷与供需分析
日前负荷均值147.7GW，峰值168.3GW，环比+1.7%。竞价空间均值81.3GW，最高99.9GW，环比+7.2%。这组数据比均价更重要，因为它说明系统压力没有退。
供需平衡的关键，是负荷继续上行但新能源没有同步支撑。风电从前日10.0万MWh降到6.9万MWh，少了3.0万MWh；光伏也从7.4万MWh降至7.2万MWh。这个缺口只能由常规机组补。
对负荷侧而言，6月24日不是简单的高峰避让问题，而是要把全天负荷曲线重新看一遍。午间还有一定缓冲，但晚峰没有。工业可调负荷如果能从17-22时切到10-15时，经济性比单纯做尖峰规避更稳定。
七、容量与备用
容量侧，正备用1.16万MW，负备用0.30万MW，检修容量0.98万MW。正备用绝对值看着不低，但在负荷峰值168.3GW和燃机峰值95台背景下，备用不能只看静态数。
必开容量0.20万MW，必停容量0.22万MW，系统调节空间并不是无限的。燃机已经开到95台，说明便宜弹性正在变少。
八、市场环境与异常信号
① 价格回落和负荷上行并存，日前均价环比-4.9%，负荷均值环比+1.7%。② 风电继续弱，风电出清6.9万MWh，晚峰对常规机组依赖加重。③ 燃机峰值95台，机组侧压力没有解除。④ 城市价差仍有394.1元，区域分化仍在。⑤ 6月25日边界数据缺失，明日判断只能做情景预测。
这一组异常信号合在一起，指向一个结论，6月24日不是防守解除，而是高位震荡里的溢价回吐。交易策略不能因为均价跌了5%就切到低价日逻辑。
九、预警与交易策略
🔵 售电侧策略
晚峰17-22时均价600.6元，较午间高142.9元/MWh。建议晚峰敞口用户设置不低于640.6元/MWh的风险传导阈值，17-22时未锁定电量控制在预测用电量15%以内。
🟡 购电侧策略
日前申报建议维持90%-95%覆盖率，不要在高运行温度下赌实时回落。可调负荷优先从18-21时转移至10-14时，每转移1MWh可减少约142.9元的日前价格暴露。
🔴 火电发电侧策略
煤机维持基荷和爬坡能力，晚峰报价不宜过早下压。燃机侧在17-22时可按边际成本上浮15%-25%报价，午间低价时段重点核算启停成本。
🟢 新能源发电侧策略
风电按可发量80%-85%保守申报，避免低估偏差导致实时高价回购。光伏在10-15时保持95%以上日前申报，同时留5%-8%云量偏差安全边际。
🟣 综合判断
短期1-3天按高位震荡处理，核心盯三个数，负荷是否继续高于165GW，燃机是否维持80台以上，风电是否低于8万MWh。三个条件同时成立，明日均价上沿看539.1元附近。
十、次日电价预测（6月25日 周四）
6月25日情景预测样本剔除6月19日低价异常工作日，采用6月24日、23日、22日、18日高运行温度工作日加权。预测均价494.1元，峰值717.9元，谷值336.7元。
明天的核心判断是，高位震荡但不默认继续冲顶。6月24日已经证明，在燃机95台的条件下，价格仍可能从前日回落，说明拥堵溢价有所收缩。但如果6月25日负荷继续高于165GW，风电仍低于8万MWh，燃机维持90台附近，峰段价格重新上探并不奇怪。