2026年5月21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
2026-05-21
2026年5月21日（周三） · 日前均价 376.19 元 · 环比 -6.85% · 燃机43台@19:00
日前电价三线对比
①凌晨段（00-07时）：均价365元，较前日362元微升+3元。风电出力约1500-3500MW，燃机16-25台低位运行，煤机基荷锚（边际成本约350元）主导定价——凌晨电价几乎由燃料成本决定，供需博弈空间极小。
②午间段（09-15时）：均价362元，较前日370元下降-8元。光伏峰值2.84万MWh（环比-18.8%），但午间”地板价”效应仍然显著：12时谷价346元仅比前日343元高了3元。光伏缩减本应推高午间价格，但全网负荷（日均+1.3%）+燃机午间22-38台（低于前日24-44台）的”双重抑制”抵消了这一效果——燃机减少的降价效应与光伏减少的推价效应相互对冲。
③晚高峰段（17-21时）：均价410元，较前日517元暴跌-107元（-20.7%）。这是今日最核心的变化。19时全省峰价463元（前日597元，-134元），燃机从45→43台（-2台）看似微小，但每台燃机的边际报价约600-750元/MWh——2台退出意味着晚高峰边际定价从”高价燃机锚”向”低价煤机锚”滑动，全省均价因此系统性下移。
30日柱状图
近7日均价中枢374元。5月中旬以来均价从370→400元区间反复，5/20创近期峰值404元后，5/21急转直下至376元。30日振幅约421元。当前376元处于30日均值附近——既非极端高位也非极端低位，市场定价进入”均值回归”阶段。但燃机43台的绝对水平仍偏高，一旦负荷或新能源出现超预期波动，价格弹性仍然可观。
19时TOP10
19时晚高峰，珠海以882元/MWh领跑全省（前日902元），中山紧随其后856元（前日858元）。珠三角受端集群（珠海-中山-深圳）价格联动仍然显著，但拥堵强度较前日（珠海902元/中山858元）已明显缓解——燃机减少2台对受端节点拥堵的”减压”效应超出全省均价的降幅。
惠州异动：676元，较前日504元暴涨+33%。在全省晚峰均价暴跌107元的背景下，惠州逆势大涨，说明该节点遭遇结构性电网约束（可能的线路检修或断面受限），拥堵放大系数高达1.5x。这种”全省跌、局部涨”的分化格局是节点电价机制的核心信号——阻塞约束使局部供需扭曲形成独立的价格小气候。
全天均价排行
全天均价呈清晰三梯队：①高阻塞区（珠海,中山,梅州等3城）均价456-410元，较全省均值376元高出79+元/MWh。②均值附近（广州,河源,东莞等15城）。③供应充裕区（揭阳,汕头,潮州等3城）。最高价（珠海 456元）与最低价（潮州 340元）相差115元/MWh，反映了广东”西电东送、北电南送”电网格局下的结构性通道约束。
出清结构占比
各类型电源24小时出力
燃煤仍为绝对主力（70.2%，+1.0%），煤机115台全天几乎满开——基荷供应无任何弹性空间。燃气占比11.8%（-2.9%），总量虽小但对边际定价的影响巨大：燃机从45→43台（-2台）直接驱动全省均价-6.85%。
光伏出力2.84万MWh（-18.8%），是今日供给侧最重要的边际变化。光伏午间峰值从前日约5800MW降至约4700MW——削减约1100MW。但由于全网负荷+1.3%部分抵消了这一削减，”光伏弱→午间价升”的逻辑被弱化。风电6.37万MWh（-6.9%）相对稳定。
煤机/燃机开机台数24h对比
系统负荷曲线
最大负荷135.8GW@19h（与前日持平），日均负荷118.0GW（环比+1.3%）。量价背离信号：负荷不变甚至微增，但均价下降6.85%——说明今日价格下跌是供给侧驱动（燃机减少），而非需求收缩。
竞价空间占比57.3%（前日58.1%），微降0.8pp，仍处于>55%竞争充分区间。西电占比21.7%。竞价空间微降意味着进入市场的竞价电量略减——但被燃机减少的降价效应完全覆盖。
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午间均价362元较前日仅降8元——午间敞口风险仍处低位。建议维持午间超额申报策略（申报105-110%实际需求），锁定当前午间低价电量。
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晚高峰均价410元较前日暴跌107元（-20.7%）——受端节点晚高峰持仓可适当放大至85-90%需求（前日建议<80%），留10-15%走实时偏差结算。重点关注惠州（逆势暴涨676元）——该节点不宜放大持仓。
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峰谷差率从74%→34%，日内价差套利空间缩小。售电侧应减少”买午间卖晚峰”型套利仓位，转向关注珠海-粤西的跨区域价差套利。
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全省均价376元较前日下降27元——补仓窗口开启。中长期合约持仓不足的大用户建议在未来2-3个交易日通过挂牌补仓，参考价380-400元区间。
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惠州19时676元（拥堵放大系数1.5x）——惠州购电用户需重点关注中长期合约的节点覆盖率，避免大量敞口暴露于拥堵节点。
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燃机43台（较前日-2台），晚高峰边际报价参考600-700元区间（较前日700-800元下调）。但注意：如果明日负荷回升或风电缩减，燃机可能迅速回到45+台。
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煤机115台满开，午间346元谷价仍在边际成本（约350元）以下——午间维持最小技术出力。晚高峰以接近报价上限申报。
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光伏出力-18.8%使午间”地板价”效应减弱——午间均价362元，全额日前申报仍有正收益。风电-6%波动不大——日前申报90%预测出力。
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特别关注：若明日光伏出力恢复至5800MW以上，午间价格可能再次受压至340元以下——光伏日前申报策略应与天气预测联动：晴好天气全额申报，多云天保守申报。
次日预测电价 vs 当日日前
次日燃机开机推断
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基准选择：用近3日（5/18-5/20）日前均价约385元作为基准——优于用5/21单日（376元）做基准，因为5/21″急刹车”可能是燃机临时性减少。3日均值消除了单日波动的噪声。
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负荷估计：5/22周四负荷预计与周三接近（约136GW峰值），从5/20和5/21的负荷均值推算，取两者+500MW作为合理估计。
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燃机推断：基于分时段回归法，晚高峰峰值约53台。燃机的”边际递减”效应意味着即便开机增加，单台贡献也会下降。
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新能源：光伏出力预计与5/21持平（约4700MW峰值），午间光伏”地板价”效应将继续压制价格至314元附近。
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数据可用性：5/22 load_data尚未入库，负荷和新能源预测均为估计值——负荷偏差±5%将导致均价偏差约±15元。
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燃机偏差：燃机推断基于历史回归（R²约0.65），实际开机偏差±5台即对应晚高峰价格偏差±40-60元。
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惠州持续性：若5/22惠州拥堵持续（线路检修或断面受限未缓解），该节点19时可能再度突破800元。
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极端情景：若风电骤降50%+光伏继续衰减，燃机可能冲至55台以上——晚高峰有冲击600元可能。
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