大地量子创始人王驰在广东代理一些场站的电力交易，这个月以来，他的策略是让电量更多地走现货交易出清。王驰说，火电机组是广东电力现货价格上涨中最受益的电源。因为火电可以灵活地改变自己的出力曲线，多发电进现货市场就能“躺赚”。
广东电力现货价格在3—4月份长期稳居高位。3月31日全省发电侧加权价格曲线（燃气机组）部分节点突破900元/MWh（兆瓦时），4月14日19时突破1000元/MWh，即每度电超过1元。广州、深圳、东莞等用电节点长期高于800元/MWh。均价上，4月14日全省发电侧日前加权平均电价约0.678元/kWh，去年同期约0.308元/kWh（千瓦时），同比上涨超过120%。
广东现货电价首次站上1元后，不同主体面临不同选择：用电侧因为主要由中长期协议供电而尚未受到太大影响，但主要参与市场交易的售电公司则面临较大挑战。
王驰判断，因为电力中长期价格和现货价格的差异主要来源于预期差，如果大家都预测夏天电价走高，中长期价格和现货价格的价差会缩小。
远景能源电力市场和资产管理总经理陈帝澎认为，广东省的电力现货价格上涨有其特殊性，但随着现货市场建设推进，电价不再只遵循原有的“稳中有降”的线性逻辑，而会越来越真实地反映供需紧张程度、燃料成本和系统灵活性稀缺程度。
为何走高？
陈帝澎分析，本轮广东电力现货价格走高，本质上是短期供需偏紧与一次能源成本抬升共同作用的结果。
据他介绍，短期供需上，广东近期负荷增长较快，主要是气温偏高带动空调制冷负荷明显上升以及工业生产在年后出现恢复。供应端上，广东多地出现春季检修、局部输电受限、来水偏弱等事件，整体供应减少。
今年4月初，广东大部平均气温比常年同期偏高2—4℃，其中清远、肇庆、云浮、佛山等部分地区偏高4—6℃。深圳3月份月平均气温已经达到21℃，已经入夏，比常年平均偏早约1个月。4月14日，广东全省入夏。
陈帝澎说，广东电源结构里气电占比较高，当供需偏紧时，需要高成本机组进行发电，燃气发电成为边际定价电源，天然气价格直接影响广东电力现货价格。
美以伊冲突以来，国际天然气价格尤其是LNG价格出现迅速上涨。欧洲TTF价格长期处于40欧元/MWh以上。
陈帝澎表示，广东电力现货价格飙涨，不一定代表未来全国电力现货价格均会出现飙涨。他认为，广东的“特殊性”在于，广东本身是负荷大省，外向型经济特征明显、气电比例高、受西电东送和区域资源配置影响更强，价格对燃料、天气和供需变化会更敏感。
但他也表示，如果后续出现全国性持续高温、来水不足、风光欠发、一次能源价格再度上行，那么全国范围内出现阶段性电价抬升是完全有可能的。
他提醒，气和煤之间存在替代关系，国际气价上行不只是影响气电省份，未来也可能通过煤炭价格传导到更广泛地区。
市场博弈
一家在广东年签约量数亿度电的售电公司负责人对经济观察报表示，在这个行情下，很多售电公司都在亏。但他们会“尊重市场价格波动，在自己可控范围内采取各种策略应对此类极端价格变化”。
另一家广东售电公司则表示，正在考虑如何将电力现货价格上涨传导给用户。根据广东电力交易中心规定，今年售电公司和电力用户签订的电力零售合同中，至少有8%的电量的电价联动现货价格、2%的电量的电价联动月度价格。最多90%的电量的价格可以选择一口价。
4月16日，广东电力交易中心发布《广东电力市场零售交易风险提示》，提出近期个别售电公司以现货价格持续走高，转为保底售电用户的结算价格可以更低为由，要求用户配合完成相关操作。广东电力交易中心表示，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。
苏州生利新能能源科技有限公司营销总监卓云开向经济观察报表示，当前电力现货市场的供需关系，主要受未通过中长期交易覆盖的电量，以及中长期电量与实际发用电负荷之间的缺口影响。如果售电公司持有的月度中长期电量高于其代理用户的实际用电量，超额部分可在现货市场出清；若其持有的中长期电量不足，则需要在现货市场购入相应电量，以弥补缺口。
因此，当现货价格走高时，中长期电量覆盖比例较低的售电公司，需要以高于中长期价格的现货电价购电，而发电企业则可以通过在现货市场以高于中长期的价格出售电力，并因此获利。
2026年4月，广东电力市场月度中长期交易综合价约0.372元/kWh，远低于4月份现货均价。
陈帝澎向经济观察报表示，很多售电公司在和用户签零售合同时，并不知道未来真实的批发购电成本。某种意义上，它签一个固定价或弱联动的零售合同，本质上就是在做空未来电价。如果此后批发成本平稳，售电公司可以赚钱；但一旦批发价格剧烈上升，而它又缺乏有效套保手段，就会非常被动。
何时回落？
根据广东电力交易中心数据，广东电力现货价格正在回落。4月20日—23日，全省发电侧日前加权平均电价分别为 589.02元/MWh、525.99元/MWh、635.86元/MWh和549.47元/MWh。广州、深圳、东莞等地均保持大于800元/MWh。
陈帝澎介绍，随着春季检修高峰逐渐退出，机组可用容量会逐步恢复；后续西南地区来水有望改善，可发水电有望增加，西电东送能力会逐步增强；跨省跨区支援电量增多，也可以缓解本地供需紧张。此外，跨省跨区调电是电力市场的重要补充，西电东送之外，随着区域现货和跨经营区交易机制逐步完善，外部资源可以更快地参与补充。
今年一季度，南方电网西电东送累计完成电量达415亿kWh，较计划多47亿kWh。
在送出端，今年年初南方电网全网水电蓄能处于历史同期最好水平，叠加四大流域（红水河、乌江、澜沧江、金沙江）来水总体好于去年，一季度全网水电发电量同比增长22.6%。
在接收端，今年一季度南方五省区用电量呈快速增长态势。一季度全网系统发受电量3726.8亿千瓦时，同比增长6.2%，其中广东、海南电力需求增长势头迅猛，同比分别增长7.8%、10.9%。
如果全国同时偏紧，比如夏季全国大范围持续高温，或者来水普遍偏弱、风光普遍欠发，那么外部电力也会变贵，输电通道或会成为稀缺资源。跨区调电可以缓解局部紧张，但不能代替本地电源结构优化和系统灵活性建设。
陈帝澎预测，广东现货价格短期内会回落，但中长期看高波动将会成为常态，而不是例外。电力现货市场不是“低价市场”而是风险暴露最直接的市场，当供需宽松时，现货价格可能较低，但一旦碰上高温、缺水、燃料涨价、系统灵活性不足等事件时，现货会迅速反映紧张程度和成本压力。发电企业、售电企业和电力用户未来都要重新建立对于电价波动的认知。
陈帝澎说：“本轮广东电力现货价格暴涨，实质上反映的是电力市场正在从‘低价预期主导’走向‘风险定价主导’”。
陈帝澎说，如果政策长期只强调压低电价、压缩售电公司利润，却不允许市场主体合理反映风险和损失，那么最终很难形成健康、可持续的市场生态。真正成熟的市场，不是只允许赚钱、不允许亏钱，而是要让价格信号、风险承担和风控工具相互匹配。
