2026年6月30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年6月30日（周二） · 日前均价377.0元/MWh · 环比-5.7% · 含7/1(周三)预测
一、核心指标概览
6月30日（周二），广东电力市场日前均价377.0元/MWh，较周一400.0元下降23元（-5.7%）。这是典型的周一→周二回落，均价从近400元降至377元区间。但关键异常在于——峰价455.0元出现在00:00而非晚高峰，颠覆了”19时为全天最高价”的常规认知。燃机最大开机61台（16:00），较周一52台略有下降但仍在高位。负荷Max达152.2GW——季节性空调负荷持续高位但已从周一的峰值平台回落。
核心信号·四维度拆解：① 枯风压力：风电仅4.89万MWh，虽较周一环比+37.0%，但绝对水平仍处低位，零成本替代不足，燃煤持续65%+高占比。② 峰价时点异常：455.0元在00:00——夜间风电低谷+燃机接替初期形成”凌晨峰价”，日间光伏+风电压制下晚高峰反低于凌晨。③ 拥堵格局：珠海全天均价592.0元居首，但19时节点价从周一1200+元降至约642.0元，显著缓解。④ 周二降温：较周一-5.7%，在正常回落范围，负荷从高峰平台回落+风电小幅回升是主因。
竞价空间占比约51.0%，正备用11.0GW（占负荷7.3%），安全裕度充足。风电4.89万MWh与光伏6.0万MWh合计新能源占比6.0%。
二、日前电价24小时走势
① 凌晨段（00-07时）：均价362.0元，较周一343.0元+19元。00:00的455.0元峰价是全天异常信号——凌晨风电尚未爬升、光伏为零、燃机尚未完全启动（00时仅36台），供需紧张推高价格。随后01-07时快速回落，07时谷价324.0元。煤机122台基荷稳定。
② 午间段（09-15时）：均价365.0元，较周一438.0元-73元。光伏午间出力配合风电日间爬升形成压制，午间价格全天偏低但未出现极端谷价——枯风限制了进一步下行空间。
③ 晚高峰段（17-21时）：均价414.0元，较周一455.0元-41元。晚高峰低于凌晨峰值——非典型模式。光伏退出+风电回落+燃机接替（晚高峰61台），但负荷回落使压力可控。
[ 24h电价走势图 · ch1]三、近30日电价趋势
[ 30日趋势柱状图 · ch2]四、地市节点电价分析
4.1 晚高峰19时节点电价TOP10
19时节点电价·拥堵聚焦珠三角南部：中山以644.0元、珠海642.0元位居前二。较周一19时拥堵（珠海1200+元）显著缓解——珠海从1200+降至约642.0元，中山从1100+降至约644.0元。送端湛江仅277.0元，受端/送端价差约365元，拥堵溢价显著回落。
[ 19时城市电价排行 · ch3]4.2 全天24小时平均电价排行
全天均价·结构性拥堵持续：珠海以592.0元/MWh位居首位（较全省均值+215.0元），中山、深圳紧随。粤西送端（湛江228.0元、茂名363.0元）持续为全省最低区域。最高-最低价差约364.0元，较周一显著收窄。多数城市环比回落5-10%，符合周二自然降温特征。
[ 全天均价城市排行 · ch4 ]五、出清结构分析
燃煤占比65.3%（环比+1.0%），燃气15.4%（环比+0.9%），风电4.89万MWh（环比+37.0%），光伏6.0万MWh（环比+27.1%）。燃煤持续65%+高占比——风电绝对水平偏低是核心原因，枯风环境下煤机被迫高负荷运行。燃气15.4%占比合理，燃机61台开机集中在凌晨和晚高峰。风电虽环比+37.0%，但这是从周一极端低位反弹——绝对水平仍远低于6月中旬的10-15万MWh。
燃机24h曲线：凌晨00-01时36-23台（与凌晨峰价对应），日间回落至53台（12时谷值），晚高峰回升至61台。全天U型走势，与负荷曲线高度吻合。
[ 电源结构环形图 · ch5 ]
[ 燃机24h开机台数 · ch6 ]六、负荷与供需分析
最大负荷152.2GW，日均负荷134.0GW，较周一151.6GW环比+0.6GW。周二负荷从周一峰值自然回落——工业负荷部分恢复（周一高位可能含周末积压订单），回落至152.2GW属正常工作日区间（6月下旬典型范围145-160GW）。
竞价空间占比约51.0%，处于中等竞争水平。负荷回落使竞价空间相应收窄，市场供需紧张程度较周一有所缓解——这也是价格从400元回落至377.0元的驱动力。
七、容量与备用分析
正备用11.0GW（占最大负荷7.3%），负备用3.0GW，检修容量8.0GW。正备用率7.3%处于安全区间——充裕的备用容量为市场提供了安全垫。迎峰度夏前集中检修仍在进行（检修8.0GW），未对供需平衡产生实质性挤压。
关键风险：枯风环境下，若检修机组不能按时归调且风电持续低迷，周三供需平衡将依赖煤机高负荷运行和燃机增量开机——备用裕度虽充裕但成本推升效应不可忽视。
八、市场环境与异常信号
① 凌晨峰价异常：00:00价格455.0元 > 19:00约410元——颠覆常规”晚高峰峰值”认知。根因：凌晨枯风+光伏为零+燃机尚未完全启动（00时仅36台），供需短暂失衡。
② 枯风持续：风电4.89万MWh，虽较周一极端低位反弹，但仍处6月下旬低位区间。连续两日枯风使煤机占比被动推高至65%+。
③ 珠海/中山结构性拥堵：珠海全天592.0元，高于全省均价377.0元超215.0元。虽较周一峰值缓解，珠三角南部送电通道约束仍是常态化拥堵源。
④ 周一”假阴跌”确认解除：6/29周一均价仅399.53元（看似回落但燃机52台+负荷高位），6/30的377.0元是真实的周二自然降温——负荷从周一峰值平台回落+风电小幅回升，价格下行有基本面支撑。
九、预警与交易策略
售电侧策略
周二均价377.0元处于6月下旬中低位，较上周四/五530+元高位已回落约150元。建议中长期合同覆盖70-75%后，留25-30%现货敞口捕获当前377.0元相对低位。需警惕枯风逆转：若风电回升至10万MWh+，价格可能下探至320-350元；若枯风持续，价格可能在周三反弹至420+元。
购电侧策略
377.0元均价处6月下旬价格低位，对有弹性采购窗口的用户，周二是较好现货买入时点。建议周三前完成60%日前申报，锁定低于400元的价格水位。若周三枯风持续，价格可能回升至420-480元区间。
火电侧策略
燃煤65.3%高占比+燃机61台，火电整体出力充分。煤机建议维持基荷运行（111-122台），边际成本约350-380元，当前377.0元均价仅略高于边际成本线——不具备大幅增开经济激励。燃机策略：凌晨和晚高峰段维持36-61台，日间可适度降至53台以下。
新能源侧策略
风电4.89万MWh连续两日枯风，预计周三仍维持偏低水平（4-7万MWh）。光伏6.0万MWh处于6月正常范围。建议风电/光伏场站保持全额申报——枯风期间零报价策略无效，全额出清是最优策略。
综合判断
周二市场处于”高位回落后平台期”——较上周四/五530+元已大幅降温，但枯风限制进一步下行空间。周三核心变量：① 风电能否回升至8万MWh+（将推动价格下探至350元以下）② 负荷是否维持150GW+（若低于145GW将加速下行）③ 珠海/中山拥堵是否持续。综合判断：周三大概率在380-430元区间震荡，中性偏多。
十、明日（7/1 周三）电价预测
[ 预测电价曲线 · ch9 ]
[ 预测燃机台数 · ch10 ]预测方法：周一+周二混合基准 × 周三溢价 + NE修正
基准修正：原方法C（3工作日均值）使用6/25+6/26+6/29基准约488元，但包含上周四/五极端高价（530+元），已不反映当前市场温度。修正后使用6/29(周一399.53元)+6/30(周二377.0元)混合基准（75%周二权重），均价约382元，更能反映530→400→377的降温趋势。
周三溢价：周二→周三工作日+3%溢价。NE修正：预计7/1风电维持4-7万MWh枯风，早间+5、午间+8、晚峰+10、深夜+3元/MWh。修正后预测均价401.0元。
⚠ 预测不确定性：① 7/1无日前负荷/容量数据，此为情景预测。② 枯风若持续（<5万MWh），实际价格可能触及430-450元。③ 若风电回升至8万MWh+，价格可能跌至360-380元。④ 珠海/中山拥堵若周三重新加剧，19时节点价可能再次逼近700+元。
燃机推断：基于6/30实际燃机曲线+3台上调，预测最大64台。若周三负荷维持150GW+且枯风持续，燃机可能触及65-68台。
⚠ 本报告基于公开出清数据和历史规律撰写，不构成投资建议，仅代表个人观点。以上，如果觉得有收获，欢迎分享给更多电力行业的伙伴。