2026年4月的廣東電力市場，正在經歷一場令所有參與者始料未及的價格風暴。
短短一周多時間，廣州及廣東全省的電力現貨日前均價從310元/兆瓦時飆升至678元/兆瓦時，漲幅超過118%，4月14日更逼近700元大關，刷新近年紀錄 。
實時市場更為驚人，部分單日均價突破0.975元/千瓦時，逼近1元大關 。
這一價格水平與2025年全年現貨均價（日前加權均價0.317元/千瓦時、實時加權均價0.314元/千瓦時）相比，漲幅超過100% 。
而與售電公司在2025年底簽訂的年度長協均價372.14元/兆瓦時相比，價差高達306元/兆瓦時，這意味著每賣一度電，售電公司平均要倒貼約0.23至0.30元 。
2026年以來，廣東電力現貨價格經歷了平穩、探底、陡升三個階段。1月份實時市場均價0.302元/千瓦時，2月份因春節影響探底至0.233元/千瓦時，3月份均價大幅上漲至0.387元/千瓦時，環比上升66%，4月份漲勢進一步擴大 。
面對如此劇烈的批零倒掛，部分售電公司開始鋌而走險，誘導用戶解除零售合同。
4月16日，廣東電力交易中心緊急發布《廣東電力市場零售交易風險提示》，對這一行為發出嚴正警告 。
廣東現貨電價走高的最直接推手，來自燃料成本端的劇烈波動。
截至2026年4月中旬，中國LNG綜合進口到岸價格指數達134.59，環比上漲9.38%，受中東局勢影響，供應不確定性推高氣價 。
國際LNG現貨價格隨地緣溢價持續高位震蕩，氣價走勢對廣東電力市場具有決定性影響。
截至2025年底，廣東省燃氣機組裝機57.0GW，占總裝機比例高達21.9% 。在電力現貨市場的邊際機組定價機制下，當用電需求攀升至一定水平，低成本的新能源和煤電出力無法滿足全部需求時，氣電機組便成為決定市場出清價格的“最后一臺機組” 。
由于廣東天然氣價格與電價的聯動比例已提至100%，氣電機組的邊際成本被充分反映在現貨價格中 。
此外，作為廣東省內第一大電源類型，煤電同樣面臨成本端壓力。截至2025年底，廣東省燃煤機組裝機78.9GW，占總裝機比例為30.3%，煤電與氣電合計占比超過52% 。
近期環渤海動力煤價格指數（BSPI）報693元/噸，內外貿煤價持續倒掛，進口煤價提升帶來的成本端壓力直接傳導至現貨市場報價 。
廣東作為全國電力現貨市場先行者，電價由供需和發電成本動態決定 。當燃料成本上升，火電和氣電企業提高報價以覆蓋成本，導致現貨均價飆升。
2026年4月，實時均價最高達0.823元/千瓦時，日前均價最高達0.678元/千瓦時，均遠高于2025年全年均值 。
這種成本傳導在現貨市場機制下表現得尤為充分。與中長期合約的“價格鎖定”不同，現貨市場每15分鐘出清一次，真實反映即時的供需關系和邊際發電成本 。
當燃料價格高企時，現貨市場成為發電成本的放大器，將上游能源價格波動直接傳遞至下游。
2026年3月下旬以來，廣東經歷了異常高溫天氣。3月下旬廣東工業負荷全面恢復，部分空調制冷負荷提前啟動，系統最大負荷接近1.3億千瓦，達到去年最大用電負荷的80% 。
這種剛性需求對價格不敏感，即便電價上漲，用戶也很難快速減少用電，直接倒逼市場調用更高成本的邊際機組 。
此外長時間雨水天氣削弱了新能源出力，光伏發電有效時長顯著縮短 。廣東電力交易中心發布的2026年3月發電側實時市場同類型電源加權平均價格顯示，光伏均價0.206元/度，環比增長91.09%，迎來近5個月內最大漲幅 。
這一數據反證了新能源在3月份的出力波動，當光伏出力不足時，其市場價值反而因稀缺性而上升。
盡管截至2025年底廣東光伏裝機占比已達23.5%，位列第二 ，但在陰雨天氣下，光伏發電量驟降，無法有效替代火電的基荷與調峰作用。
這印證了行業內的普遍判斷，新能源裝機占比提升并不必然帶來電價下降，關鍵在于其出力特性與用電負荷曲線的匹配程度 。
盡管2025年廣東火電新增裝機達1400萬千瓦，但2026年4月現貨價格仍大幅上漲 。新增機組多為高效超超臨界燃煤機組，仍依賴進口煤，成本傳導未中斷 。
更重要的是，新增裝機并未顯著改變廣東的邊際定價結構，在新能源出力不足的時段，火電和氣電依然是壓艙石，在保供和調峰中不可替代 。
廣東能源集團的數據也印證了這一點，盡管該集團2025年新能源裝機突破2000萬千瓦，清潔能源占比超56%，但火電仍是壓艙石 。
現貨價格的飆升與售電公司已簽訂的零售合同價格形成了巨大價差。
年度長協均價僅為372.14元/兆瓦時，而現貨市場實時價格已逼近甚至突破1000元/兆瓦時 。售電公司被迫以高價從現貨市場購電，再以低價向用戶售電，批零倒掛的剪刀差使得每度電的虧損達到0.23至0.30元 。
對一家月用電量1億度的中型售電公司而言，4月單月虧損可能高達2300萬至3000萬元，相當于一個月虧掉全年利潤 。
這種虧損規模對于資本金普遍有限的民營售電公司而言，幾乎是毀滅性的。
行業危機的根源，并非全在外部環境，更多是售電公司自身低價簽約的惡果。
2025年底，廣東明確年度交易底價372厘/千瓦時，這本是風險保底線，可眾多售電公司為搶占客戶，不僅底價簽約，還通過場外返利變相降價 。
究其原因，過去三年現貨電價持續下跌，讓行業形成“電價只跌不漲”的錯誤預期，售電公司紛紛賭現貨價格繼續下行，賺取差價盈利。
與此同時，2026年1月安徽售電公司已出現批零價格倒掛，合計虧損超1.1億元，這樣的前車之鑒，并未讓廣東售電行業警醒 。
雪上加霜的是，售電公司想靠后續盈利彌補虧損的路徑也被堵死。按照廣東2026年新規則，售電公司批零差價超上限部分，需按2:8與用戶分成，即便后續市場好轉，大部分收益也要返還用戶，粗放的盈虧對沖模式徹底失效 。
這場危機正在加速售電行業的洗牌。2026年開年兩個月，全國已有360余家售電公司退市。而2025年全年，超3200家售電公司注銷，約占全行業三分之一 。
廣東市場亦不例外，2026年初，廣東電力交易中心即公示26家售電公司因未持續滿足注冊條件且整改不力，被正式啟動強制退市程序 。而在更早的2025年下半年，交易中心已分三批次對111家售電公司進行了持續滿足注冊條件的核查 。
面對巨額虧損，部分售電公司開始向用戶拋出危險的橄欖枝——以“轉為保底售電用戶結算價更低”為由，誘導用戶解除零售合同 。
這一行為的本質，是將市場風險轉嫁給用戶和保底售電體系。
4月16日，廣東電力交易中心緊急發布風險提示，明確指出，由于保底售電公司沒有年度中長期合約，保底售電用戶的結算價格與現貨價格走勢強相關，電力用戶轉為保底售電用戶后的結算價格具有較大不確定性 。用戶轉為保底售電用戶需先在交易平臺解除線上零售合同，解除后原結算條款將終止執行 。
保底售電制度的初衷，是為市場化進程中因經營不善、資金鏈斷裂等原因退出市場的售電公司所代理的用戶提供兜底供電服務 。但這一制度并不是真正的市場自由交易 。
政策對保底售電規定了“不虧也不賺”的原則，但實際上如果用戶執行保底服務持續滿3個月仍未找到公司簽零售或批發合同，其保底零售價格則按當月日前市場月度加權平均綜合電價的2倍來執行，若退出電力市場，則按電網代理電價的1.5倍來執行 。
對一季度轉為保底售電的用戶而言，4月起巨大的價格風險敞口正式開啟，在現貨價格高企的背景下，保底電價可能遠高于正常市場水平。
早在2025年11月，廣東交易中心就發布《關于規范開展廣東電力市場2026年交易簽約的提示》，警示杜絕低價誘導、惡意毀約等市場亂象 。2026年4月17日，交易中心又通報6家售電公司因未按要求及時更新帶時標信息，未能動態滿足持續注冊條件，被限時整改并限制新增零售交易資格 。
從江蘇到廣東，多地交易中心已發布風險預警，指出部分售電公司以違背市場常理的“超低固定價”誘導簽約，一旦市場漲價，極易虧損導致合同無法正常履約，甚至惡意跑路毀約 。
2026年售電市場正在經歷的殘酷進化，不是周期性的行業低谷，而是結構性、不可逆的市場重構 。
發電側，新能源企業在負電價中“付費發電”，火電機組為保系統安全被迫虧損運行；售電側，民營售電公司批量退出市場，行業集中度急劇提升；用戶側，看似享受了低價電力，卻面臨著供電穩定性下降、服務質量滑坡的隱性成本 。
2026年4月的廣州現貨電價風暴，加速了行業的優勝劣汰，倒逼售電公司從價差套利的粗放模式向綜合服務的精細運營轉型。
在這個過程中，能夠存活下來的，將是那些具備燃料成本預判能力、擁有儲能等靈活性資源、善于運用金融工具對沖風險、能夠為用戶提供能效管理等增值服務的綜合性能源服務商。
電力市場化改革沒有回頭路。風暴過后，行業將迎來新生。
電力
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