最高實時均價逼近1元/度，廣東電力現貨價格為何大漲？

21世紀經濟報道記者 曹恩惠

近期，廣東電力現貨市場價格“飆升”的現象引發業內關注。

廣東電力交易中心微信公眾號發布的數據顯示，廣東電力現貨市場4月16日的發電側日前加權平均電價為0.528元/千瓦時，環比下降2.28%；4月14日發電側實時成交平均電價則為0.775元/千瓦時，環比下降5.78%。

21世紀經濟報道記者注意到，4月13日以來，廣東電力現貨市場發電側日前均價最高為0.678元/千瓦時，較上一周（4月6日至4月12日）的最高均價上漲8.57%。在實時電價端，本周發電側最高的實時成交均價暫為4月13日的0.823元/千瓦時，較上一周的最高均價下降15.89%。

從實時成交的電價來看，本周廣東電力現貨市場目前的最高電價雖然較上一周有所減少，但整體仍處于高位。

廣東電力交易中心發布的《2025年廣東電力市場年度報告》顯示，廣東電力市場去年現貨價格的日前加權均價為0.317元/千瓦時，實時加權均價則為0.314元/千瓦時。這意味著，就今年4月份的表現來看，廣東電力交易市場的日前均價和實時均價均遠遠高于2025年的水平。

且從時間線上來看，廣東電力現貨市場價格走高始于今年3月底——3月28日，廣東電力現貨市場實時成交均價飆升至0.841元/千瓦時，環比大漲54.80%。

為何廣東電力現貨市場的價格突然走高？部分業內人士對21世紀經濟報道記者表示，燃料成本上漲是核心因素。

截至2025年底，廣東電網統調裝機容量為2.608億千瓦。其中，燃煤、光伏和燃氣裝機容量占比位列前三位，分別為30.3%、23.5%、21.9%。

不可否認的是，近些年來廣東的新能源裝機量有了顯著提升，但從上述裝機結構占比來看，其燃煤、燃氣整體的結構占比仍然較高，合計超過52%。于是，火電和氣電成為廣東電力市場的主要電力供給，而這兩種電源的燃料成本走勢便直接左右發電價格。

然而，近期進口煤以及進口LNG價格高位震蕩，直接推動煤電機組和氣電機組發電報價的提升。

參照BSPI（環渤海動力煤價格指數），4月15日，該指數報693元/噸，價格環比持平。《秦皇島煤炭網》分析認為，美伊談判不及預期，外盤貨源供應持續偏緊，國際煤價高位運行，疊加油價成本等推高國際海運費，進口到岸成本維持高位，內外貿煤價持續倒掛，沿海終端對進口煤采購拿貨謹慎，需求多轉向內貿市場采購，有效抑制國內市場煤價下跌空間。

在氣價方面，近期國際LNG現貨價格的溢價部分雖有所回落，但中東局勢影響下霍爾木茲海峽通航能力恢復存在不確定性，也導致LNG價格持續上漲。中國LNG綜合進口到岸價格指數4月15日的數據顯示，4月6日至4月12日，該指數為134.59，環比上漲9.38%，同比上漲0.73%。

21世紀經濟報道記者注意到，過去幾年，廣東電力現貨市場也曾多次出現高電價的情況。以2022年3月14日為例，其現貨日前成交價一度高達1.2元/千瓦時，日前成交均價則突破0.75元/千瓦時。且現貨高電價情況曾多次造成大多數售電公司陷入虧損狀態。

目前，進一步完善發電側容量電價機制、推動電力市場化改革成為全國各大電力交易市場的重要工作方向。

廣東電力交易中心今年的工作安排中就有四項與其相關——一是研究建立發電側可靠容量補償機制，配套完善市場交易和價格機制，適時調整中長期市場交易價格下限；二是完善年度交易常態化開展相關機制，設計零售市場分時價格套餐，推動取消人為規定的分時電價與時段，促進批發-零售價格的有效傳導；三是配合做好日前市場出清與可靠性機組組合分離結算運行，省內同步轉入市場與計劃不解耦模式，推動用戶側“報量報價”參與現貨交易落地，實現負荷類虛擬電廠入市；四是研究建立可持續發展價格結算機制綠電分配機制，更好滿足企業綠色消費需求。