电力现货市场周评:广东领涨全国,甘肃负价凸显

当前，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江等电力现货市场已正式步入常态化运行阶段，市场机制日益成熟。近期国际能源价格剧烈波动、新能源装机持续攀升、省间供需格局加速演变，多重因素叠加下，各省现货市场出清价格呈现显著分化态势。本文基于最新公开数据，分析七大电力现货市场价格走势及背后的市场逻辑。

一、日前出清算术均价情况（山东安徽领跑，广东异军突起)

从日前出清算术均价（日最高值口径）来看，全国现货市场价格呈现明显的梯队分布。

高价位区域（>400元/兆瓦时）安徽以423.16元/兆瓦时领跑全国，山东以406.39元/兆瓦时紧随其后。安徽作为典型的煤电主导型受端省份，叠加皖电东送通道持续运行，省内电力供需持续偏紧，推动现货价格高位运行。山东则延续其现货价格高波动特征，本周最高日均价突破400元/兆瓦时，反映出火电装机大省在新能源出力波动时段的边际定价能力依然强劲。

中高位区域（300-400元/兆瓦时）包括辽宁（385.83元/兆瓦时）、江苏（362.86元/兆瓦时）和山西（285.00元/兆瓦时）。辽宁本周价格异动明显，3月23日-29日当周日前均价最高仅254.99元/兆瓦时，而本周飙升至385.83元/兆瓦时，涨幅超过51%，且日前均价最低降至-53.73元/兆瓦时，正负价差近440元/兆瓦时，显示新能源大发时段出现深度负电价。江苏作为华东经济大省，电力需求基数大、峰谷差明显，现货均价保持在较高区间，但价差相对可控。

中低位区域（200-300元/兆瓦时） 包括陕西（242.38元/兆瓦时）。陕西价格在各省中处于相对温和区间，与其煤电资源充裕、新能源装机快速增长的供需结构相匹配。

低位区域（<200元/兆瓦时） 中，山西日前出清算术均价最低为136.70元/兆瓦时，在本次统计省份中处于底部。这与山西风电、光伏装机规模大、新能源渗透率高的结构特征直接相关。

值得特别关注的是广东。据相关统计显示，3月30日-4月5日当周广东日前发电侧均价最高为610.54厘/千瓦时（即610.54元/兆瓦时），东方证券研报则显示截至4月10日广东日前电力现货周均价已达442元/兆瓦时（最高日均价为578元/兆瓦时），同比大幅上涨35.7%。

二、实时出清算术均价情况（价差收窄但价格中枢有所上移）

实时市场作为日前市场的“纠偏”环节，其价格波动往往更直接地反映电网实际运行状态。本周各省实时出清算术均价呈现出“价差收窄、中枢上移”的整体特征。

安徽实时均价最高为425.98元/兆瓦时，略高于日前最高值，反映实时市场供需更趋紧张。山东实时均价最高375.15元/兆瓦时，较日前降低约31元/兆瓦时，市场机制发挥了有效的价格发现功能。江苏实时均价最高349.16元/兆瓦时，与日前水平基本持平，显示市场出清效率较高。辽宁实时均价最高336.71元/兆瓦时，较日前降低约49元/兆瓦时，但仍处高位。山西实时均价最高294.20元/兆瓦时，略高于日前水平。陕西实时均价最高234.83元/兆瓦时，与日前基本一致。

实时均价最低值方面，辽宁降至-6.15元/兆瓦时，但较日前的-53.73元/兆瓦时大幅收窄，显示实时市场对日前新能源出力预测偏差进行了有效修正。蒙西实时加权均价最低仅为37.2元/兆瓦时，处于全国最低区间。

值得注意的是，广东实时发电侧均价最高达到662.62元/兆瓦时，高于日前最高值约52元/兆瓦时，显示实时市场供需更为紧张。

三、区域市场情况

1.广东

广东无疑是本周现货市场最大的看点。截至4月10日，广东日前电力现货周均价442元/兆瓦时（最高日均价578元/兆瓦时），同比上涨35.7%。

价格上涨的核心逻辑在于双重燃料成本传导。从气电看，广东气电机组装机达57.0GW、占总装机21.9%，在用电高峰期及新能源出力较弱时段往往成为现货市场边际定价机组。近期中东局势等地缘风险引发国际LNG价格飙升，JKM（日韩LNG标杆价格）随之上行，气电机组报价中枢从成本端被推高。从煤电看，截至4月10日CCTD环渤海5500大卡动力煤现货参考价周环比上涨4元/吨至763元/吨，虽然当前正值电煤消费淡季，终端电厂以长协拉运为主，但进口煤价提升带来的成本压力不容忽视。

更深层的影响在于，广东作为火电占比较高、外向型能源依赖度高的省份，其电价对国际能源价格的敏感性显著高于内陆煤电主导省份。东方证券研报指出，若6月夏季用气高峰到来后霍尔木兹海峡通航能力无法恢复至较高水平，国际LNG价格仍存尾部暴涨风险，广东现货及长协电价均有望在成本端传导下率先走出长期下行周期。

此外，广东电力市场加权均价（反映电量权重差异）与算术均价存在显著差距。日前加权均价最高为362.858元/兆瓦时，最低为263.577元/兆瓦时，低于算术均价水平，显示大电量时段价格相对较低，价格分布呈“尖峰平谷”特征。

2.甘肃

甘肃是本周唯一出现负电价的省份之一。3月30日-4月5日当周，甘肃日前结算算术均价最低为-53.73元/兆瓦时，实时结算算术均价最低为-6.15元/兆瓦时。负电价的出现，是新能源装机规模快速增长与电网消纳能力、外送通道容量之间矛盾的直接体现。

甘肃省出清价格区间设为40~650元/兆瓦时，当前现货均价处于该区间的中低位，负电价的出现也提示市场机制仍有优化空间。

3.山东与山西

山东和山西同为传统能源大省，但现货价格走势分化明显。山东日前发电侧算术均价最高为406.39元/兆瓦时，处于全国高位；山西日前出清算术均价最低仅为136.70元/兆瓦时，处于全国低位。

山东虽为新能源装机大省，但煤电装机规模庞大且保供角色突出，火电在系统调节和边际定价中仍具较强话语权。山西则风、光资源丰富，新能源装机占比高，在新能源大发时段边际成本趋近于零，从而拉低整体出清价格中枢。此外，山西作为西电东送重要送端省份，外送通道容量约束也影响省内现货价格水平。

从市场成熟度看，山西电力现货市场已运行多年，2025年以来，“现货市场的确能够发现价格，不同时段的价格变化十分明显”，但从结算电量构成来看，与中长期交易相比现货市场电量占比相对较小，因此需要由中长期与现货市场共同引导市场主体优化发用电行为。

4.蒙西

蒙西发电侧实时加权均价最低仅为37.2元/兆瓦时，为全国最低水平；用户侧全网算数均价最低为44.89元/兆瓦时。如此低的价格水平，源于蒙西地区煤电装机充裕、新能源资源丰富、本地用电需求增长有限的供需基本面。

蒙西现货市场申报价格下限为-50元/MWh、上限为1500元/MWh，出清价格单位为5.106元/MWh。价格波动区间宽阔但实际均价处于低位，显示市场供需长期处于宽松状态。但这一价格水平对火电企业的盈利能力构成压力，需要依靠中长期合约锁定收益以弥补现货市场的低电价风险。蒙西现货加权均价的差异可以通过中长期交易来弥补，机组位置或发电特性较优的机组在现货市场具有先天优势。

5.湖北与浙江

湖北和浙江作为2025年以来加速推进现货市场建设的省份，本周价格数据体现出市场磨合期特征。湖北电力现货市场运行实施细则规定市场出清价格区间为0~1200元/兆瓦时，浙江则设申报价格上下限分别为800元/兆瓦时和-200元/兆瓦时，出清价格上下限分别为1200元/兆瓦时和-200元/兆瓦时。

浙江已出现负电价现象，从2025年1月至5月，浙江、山东现货市场均出现大范围、长时段的负电价。浙江电力市场还实施了二级限价结算规则，以日前市场和实时市场统一结算点出清价格的算术平均值作为监测值，当监测值超过二级限价触发值时，信息披露的出清价格不变，结算时同比例调整。这

6.跨省对比

横向对比来看，本周各省现货价格呈现三个典型梯队：

高价格区（400元/MWh以上），广东、安徽、山东。共同特征是火电占比较高、边际成本受燃料价格影响大，且多为电力需求大省或受端省份，供需偏紧。

中等价格区（200-400元/MWh），江苏、辽宁、山西、陕西。供需基本平衡，新能源占比逐步提升但火电仍具定价影响力。

低价格区（<200元/MWh），蒙西、甘肃（负电价）。新能源装机占比高、本地消纳能力有限，供需宽松格局下价格承压。