2026年6月27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
🔴 高价区（>700元）：珠海 902元 | 深圳 875元 | 中山 867元 | 惠州 790元
🟡 均价区（500-700元）：东莞 630元 | 佛山 588元
🟢 低价区（<500元）：广州 498元 | 潮州 490元 | 茂名 483元 | 揭阳 478元 | 汕头 463元 | 云浮 443元 | 江门 441元 | 阳江 439元等
6月27日（周六）均价544.93元/MWh，较周五533.81元环比+2.08%（+11.12元）。一个周六开到这个价位，显然不是常规周末逻辑在起作用。负荷Max155.7GW（周五161.7GW），燃机最大73台，煤机122台仍处高位。
核心信号：①风电塌陷式下降，仅1.87万MWh（周五2.35万→周六1.86万，-20.57%），风光组合仅5.99万MWh，占比3.0%；②负荷周末回落偏小，周六155.7GW同比上周六125.9GW高出29.8GW；③南下拥堵扩散——珠海以1389元居首，中山1360元、深圳1288元三城破千；④凌晨0:00峰价743.34元系周五尾盘惯性传导，不代表周六日内压力定位在凌晨。
供需判断：燃煤占比65.8%、燃气19.3%，系统仍处燃机边际定价区间。风电1.87万MWh极端低位意味着每度缺口必须由边际品种填补。竞价空间约9.1万MW。周日若风电不恢复、负荷维持140GW以上，价格很难大幅回落。
二、日前电价24小时走势
① 凌晨段：均价473.94元，较周五同期488.92元-14.98元。0时743.3431元为全天最高——周五尾盘高价的直接传导，不是周六凌晨自身供需结果。7时谷价357.91元。
② 午间段：均价562.72元，较周五同期547.89元+14.83元。光伏峰值约5535MW，但风电全天极度弱势，光伏单枪匹马无法有效压制周六尚在位的空调负荷。
③ 晚高峰段：均价626.2元，较周五同期587.71元+38.49元。19-20时价格在722-642元区间，珠海/中山/深圳三城同时破千。燃机从17时63台→20时73台触顶。
横纵交叉：周六544.93元，同比上周六（6/20：335.11元）高出210.0元，涨幅超63.0%。核心差异在供给端——上周六风电14.1万MWh，本周六1.9万MWh，差了7倍。
📊 日前电价24小时走势三、近30日电价趋势
6月27日544.93元位于近30日第3高位。6月下旬三部曲：6/19触底133元→6/22反弹559元→6/23-27在480-545元区间高位震荡。剔除6/19周末低价日，近10个有效日均价约466元。
📊 近30日日前均价趋势四、地市节点电价分析
19时节点电价·拥堵三角化：珠海以1389元居首，中山1360元紧随，深圳1288元。近期首次三个节点同时站上1000元——拥堵已从珠海/中山双点扩散为珠海-中山-深圳三角结构。送端节点仅349元，受送端价差超1039元。
全天均价：珠海以902元居首（较全省+358.0元），深圳875元、中山867元。最高最低城市均价差574元。珠三角南部三个受端城市已不再只是晚高峰问题，全天均价层面都与粤北送端拉开结构性差距。
📊 地市节点电价排行五、出清结构分析
燃煤占比65.8%（-6.61%），燃气19.3%（-12.33%），风电1.8626237万MWh（-20.57%），光伏4.1320498万MWh（-6.92%）。风电-20.57%的降幅看似不大，但绝对值已跌到1.86万MWh——近期风电出力的极低水平。燃气38.9382241万MWh填补了全部缺口。
燃机运行模式：周六燃机从0时71台→20时73台触顶，全天候高位运行。不同于常规周六”午后峰→晚峰→深夜回落”，6/27的燃机在20时触顶后始终维持66台以上直到深夜。根本原因：风电全天极度弱势，燃机无法退出。
📊 出清结构图表六、负荷与供需分析
最大负荷155.7GW（环比-3.7%），日均140.1GW。周六负荷未出现常见的大幅回落——较周五仅降6.0GW（3.7%）。6月下旬空调需求已形成全天候负荷托盘。
供需弹性严重不对称：负荷侧即便周末降了6.0GW，供给侧风电从2.35→1.87万MWh的收缩完全对冲了需求减量。结果：周六均价不降反升+11.12元。这是典型的”供给侧主导的价格上行”——不是需求在推，是便宜供给在退。
📊 负荷24小时曲线七、容量与备用
正备用1.05万MW（占负荷6.7%），检修0.93万MW。安全裕度充裕，但备用充裕不等于价格便宜——燃机73台+风电1.8626237万MWh组合下，边际定价品种已推到较高水位。
八、市场环境分析
九、预警与交易策略
🔵 售电侧策略
周日预测均价约473元，周一负荷高峰建议提前锁定。晚峰17-22点净敞口控制在15%以内。珠海/中山/深圳三个节点的偏差暴露风险显著高于全省均价。
🟡 购电侧策略
周日日前申报建议90-95%覆盖率，不要因周日惯性低估风险。受端节点用户19-21时重点盯珠海/中山/深圳一线。可调负荷优先从18-21时转移至10-14时。
🔴 火电发电侧策略
燃机周六73台高位，周日推断约62台。煤机维持基荷，燃机侧报价格子不宜因周日惯性下压；晚峰仍可按边际成本上浮15-20%。
🟢 新能源发电侧策略
风电按可发量80-85%保守申报。若出现超预期风电恢复，实时市场回购风险较大。光伏10-15时正常申报，午间仍有压价窗口。
🟣 综合判断
周日负荷预计约141.0-148.0GW，燃机推断52-62台。如果风电维持低位（<5万MWh），均价将在443-493元区间。关键变量：风电恢复速度、深圳加入拥堵三角是否延续。
十、次日电价预测（6月28日 周日）
此为情景预测，非完整日前边界条件预测。6月28日负荷和容量数据尚未发布。预测采用周六实际曲线+最近周日6/21曲线混合加权，叠加午间光伏压制和晚峰溢价修正。核心判断：周日负荷自然回落，但供给侧风电能否恢复是关键变量。如果风电回到5万MWh以上，均价可能下探至420-440元；如果继续在2-3万MWh徘徊，均价将维持460-490元。
