2026年4月的广东电力市场，正在经历一场令所有参与者始料未及的价格风暴。
短短一周多时间，广州及广东全省的电力现货日前均价从310元/兆瓦时飙升至678元/兆瓦时，涨幅超过118%，4月14日更逼近700元大关，刷新近年纪录 。
实时市场更为惊人，部分单日均价突破0.975元/千瓦时，逼近1元大关 。
这一价格水平与2025年全年现货均价（日前加权均价0.317元/千瓦时、实时加权均价0.314元/千瓦时）相比，涨幅超过100% 。
而与售电公司在2025年底签订的年度长协均价372.14元/兆瓦时相比，价差高达306元/兆瓦时，这意味着每卖一度电，售电公司平均要倒贴约0.23至0.30元 。
2026年以来，广东电力现货价格经历了平稳、探底、陡升三个阶段。1月份实时市场均价0.302元/千瓦时，2月份因春节影响探底至0.233元/千瓦时，3月份均价大幅上涨至0.387元/千瓦时，环比上升66%，4月份涨势进一步扩大 。
面对如此剧烈的批零倒挂，部分售电公司开始铤而走险，诱导用户解除零售合同。
4月16日，广东电力交易中心紧急发布《广东电力市场零售交易风险提示》，对这一行为发出严正警告 。
广东现货电价走高的最直接推手，来自燃料成本端的剧烈波动。
截至2026年4月中旬，中国LNG综合进口到岸价格指数达134.59，环比上涨9.38%，受中东局势影响，供应不确定性推高气价 。
国际LNG现货价格随地缘溢价持续高位震荡，气价走势对广东电力市场具有决定性影响。
截至2025年底，广东省燃气机组装机57.0GW，占总装机比例高达21.9% 。在电力现货市场的边际机组定价机制下，当用电需求攀升至一定水平，低成本的新能源和煤电出力无法满足全部需求时，气电机组便成为决定市场出清价格的“最后一台机组” 。
由于广东天然气价格与电价的联动比例已提至100%，气电机组的边际成本被充分反映在现货价格中 。
此外，作为广东省内第一大电源类型，煤电同样面临成本端压力。截至2025年底，广东省燃煤机组装机78.9GW，占总装机比例为30.3%，煤电与气电合计占比超过52% 。
近期环渤海动力煤价格指数（BSPI）报693元/吨，内外贸煤价持续倒挂，进口煤价提升带来的成本端压力直接传导至现货市场报价 。
广东作为全国电力现货市场先行者，电价由供需和发电成本动态决定 。当燃料成本上升，火电和气电企业提高报价以覆盖成本，导致现货均价飙升。
2026年4月，实时均价最高达0.823元/千瓦时，日前均价最高达0.678元/千瓦时，均远高于2025年全年均值 。
这种成本传导在现货市场机制下表现得尤为充分。与中长期合约的“价格锁定”不同，现货市场每15分钟出清一次，真实反映即时的供需关系和边际发电成本 。
当燃料价格高企时，现货市场成为发电成本的放大器，将上游能源价格波动直接传递至下游。
2026年3月下旬以来，广东经历了异常高温天气。3月下旬广东工业负荷全面恢复，部分空调制冷负荷提前启动，系统最大负荷接近1.3亿千瓦，达到去年最大用电负荷的80% 。
这种刚性需求对价格不敏感，即便电价上涨，用户也很难快速减少用电，直接倒逼市场调用更高成本的边际机组 。
此外长时间雨水天气削弱了新能源出力，光伏发电有效时长显著缩短 。广东电力交易中心发布的2026年3月发电侧实时市场同类型电源加权平均价格显示，光伏均价0.206元/度，环比增长91.09%，迎来近5个月内最大涨幅 。
这一数据反证了新能源在3月份的出力波动，当光伏出力不足时，其市场价值反而因稀缺性而上升。
尽管截至2025年底广东光伏装机占比已达23.5%，位列第二 ，但在阴雨天气下，光伏发电量骤降，无法有效替代火电的基荷与调峰作用。
这印证了行业内的普遍判断，新能源装机占比提升并不必然带来电价下降，关键在于其出力特性与用电负荷曲线的匹配程度 。
尽管2025年广东火电新增装机达1400万千瓦，但2026年4月现货价格仍大幅上涨 。新增机组多为高效超超临界燃煤机组，仍依赖进口煤，成本传导未中断 。
更重要的是，新增装机并未显著改变广东的边际定价结构，在新能源出力不足的时段，火电和气电依然是压舱石，在保供和调峰中不可替代 。
广东能源集团的数据也印证了这一点，尽管该集团2025年新能源装机突破2000万千瓦，清洁能源占比超56%，但火电仍是压舱石 。
现货价格的飙升与售电公司已签订的零售合同价格形成了巨大价差。
年度长协均价仅为372.14元/兆瓦时，而现货市场实时价格已逼近甚至突破1000元/兆瓦时 。售电公司被迫以高价从现货市场购电，再以低价向用户售电，批零倒挂的剪刀差使得每度电的亏损达到0.23至0.30元 。
对一家月用电量1亿度的中型售电公司而言，4月单月亏损可能高达2300万至3000万元，相当于一个月亏掉全年利润 。
这种亏损规模对于资本金普遍有限的民营售电公司而言，几乎是毁灭性的。
行业危机的根源，并非全在外部环境，更多是售电公司自身低价签约的恶果。
2025年底，广东明确年度交易底价372厘/千瓦时，这本是风险保底线，可众多售电公司为抢占客户，不仅底价签约，还通过场外返利变相降价 。
究其原因，过去三年现货电价持续下跌，让行业形成“电价只跌不涨”的错误预期，售电公司纷纷赌现货价格继续下行，赚取差价盈利。
与此同时，2026年1月安徽售电公司已出现批零价格倒挂，合计亏损超1.1亿元，这样的前车之鉴，并未让广东售电行业警醒 。
雪上加霜的是，售电公司想靠后续盈利弥补亏损的路径也被堵死。按照广东2026年新规则，售电公司批零差价超上限部分，需按2:8与用户分成，即便后续市场好转，大部分收益也要返还用户，粗放的盈亏对冲模式彻底失效 。
这场危机正在加速售电行业的洗牌。2026年开年两个月，全国已有360余家售电公司退市。而2025年全年，超3200家售电公司注销，约占全行业三分之一 。
广东市场亦不例外，2026年初，广东电力交易中心即公示26家售电公司因未持续满足注册条件且整改不力，被正式启动强制退市程序 。而在更早的2025年下半年，交易中心已分三批次对111家售电公司进行了持续满足注册条件的核查 。
面对巨额亏损，部分售电公司开始向用户抛出危险的橄榄枝——以“转为保底售电用户结算价更低”为由，诱导用户解除零售合同 。
这一行为的本质，是将市场风险转嫁给用户和保底售电体系。
4月16日，广东电力交易中心紧急发布风险提示，明确指出，由于保底售电公司没有年度中长期合约，保底售电用户的结算价格与现货价格走势强相关，电力用户转为保底售电用户后的结算价格具有较大不确定性 。用户转为保底售电用户需先在交易平台解除线上零售合同，解除后原结算条款将终止执行 。
保底售电制度的初衷，是为市场化进程中因经营不善、资金链断裂等原因退出市场的售电公司所代理的用户提供兜底供电服务 。但这一制度并不是真正的市场自由交易 。
政策对保底售电规定了“不亏也不赚”的原则，但实际上如果用户执行保底服务持续满3个月仍未找到公司签零售或批发合同，其保底零售价格则按当月日前市场月度加权平均综合电价的2倍来执行，若退出电力市场，则按电网代理电价的1.5倍来执行 。
对一季度转为保底售电的用户而言，4月起巨大的价格风险敞口正式开启，在现货价格高企的背景下，保底电价可能远高于正常市场水平。
早在2025年11月，广东交易中心就发布《关于规范开展广东电力市场2026年交易签约的提示》，警示杜绝低价诱导、恶意毁约等市场乱象 。2026年4月17日，交易中心又通报6家售电公司因未按要求及时更新带时标信息，未能动态满足持续注册条件，被限时整改并限制新增零售交易资格 。
从江苏到广东，多地交易中心已发布风险预警，指出部分售电公司以违背市场常理的“超低固定价”诱导签约，一旦市场涨价，极易亏损导致合同无法正常履约，甚至恶意跑路毁约 。
2026年售电市场正在经历的残酷进化，不是周期性的行业低谷，而是结构性、不可逆的市场重构 。
发电侧，新能源企业在负电价中“付费发电”，火电机组为保系统安全被迫亏损运行；售电侧，民营售电公司批量退出市场，行业集中度急剧提升；用户侧，看似享受了低价电力，却面临着供电稳定性下降、服务质量滑坡的隐性成本 。
2026年4月的广州现货电价风暴，加速了行业的优胜劣汰，倒逼售电公司从价差套利的粗放模式向综合服务的精细运营转型。
在这个过程中，能够存活下来的，将是那些具备燃料成本预判能力、拥有储能等灵活性资源、善于运用金融工具对冲风险、能够为用户提供能效管理等增值服务的综合性能源服务商。
电力市场化改革没有回头路。风暴过后，行业将迎来新生。
电力
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