广东及六地区电力现货市场燃煤机组均价预测报告（2026年5月9日）

核心结论：5月9日为五一假期调休补班工作日，强对流天气与负荷温和回升并存，供给侧压制大于需求侧拉动，预计广东燃煤均价运行区间370–390元/MWh，中枢380元/MWh。

一、广东：燃煤机组均价预测

发电侧加权燃煤均价：370–390元/MWh，中枢380元/MWh

维度一：气象条件——强对流持续压制新能源出力

5月9日，受西风波动和弱冷空气持续影响，粤西市县有中到大雨，雷州半岛局部暴雨或大暴雨，珠三角中南部市县有小到中雨，局部大雨，其余市县多云到阴天有阵雨；全省大部分市县最高气温介于23℃～26℃。

气温较5月5-7日依然偏低，空调制冷需求尚未全面启动。云量持续偏高，光伏出力较晴好天气下降50%以上。强降水伴随8级左右短时大风，可能引发输电线路跳闸、风电停机等运行风险。综合评估：新能源出力在五档Scale中处于极低位（约30%理论值），需求侧降温效应与供给侧新能源压制相互抵消。

维度二：统调负荷——补班日负荷温和回升

5月9日为五一假期调休补班工作日。多数制造业正常开工，第三产业用电基本恢复至工作日水平。①广东5月6日统调负荷已提前破亿，达1.00025亿千瓦，较去年同期增长24.48%；②当前时段统调负荷处于100,000–110,000 MW区间，电价对负荷波动的响应相对“迟钝”，报价曲线前端由新能源、核电、水电等低变动成本机组构成。估算取107,000 MW。

维度三：A类机组扣减——西电丰水期高功率叠加降水

西电东送受西南丰水期支撑出力同比提升，外来电充裕。五一期间闽粤联网工程已将福建向广东输电功率提升，全月外来电将保持高位。

A类机组构成：西电送粤约3400万kW（丰水期+5月季节性爬坡中），省内小水电因持续来水预计维持在400-450万kW出力，未入市保障新能源约200万kW，预估A类合计4100万kW。竞价负荷=107,000 MW–4100万kW≈66,000 MW。

维度四：检修容量——节后检修窗口持续压缩供给

5月在炉供给侧检修面偏大：

· 某电厂2×320MW燃煤机组检修，服务期限覆盖5月1日至7月31日。

· 广东某发电有限公司#3炉A、B送风机检修、#3机组环保CEMS仪表项目更换等均处于检修窗口。

· 粤东某电厂2026年度一期机组低压电机能效升级改造同步进行。

· 某某等全省重点大型煤机检修工程也处于密集执行期。

检修总容量估算约460万千瓦，超过4000MW基准线，触发燃煤报价溢价修正。

维度五：燃料成本——煤价高位叠加LNG强势，燃煤报价底部支撑坚挺

煤炭端：环渤海动力煤价格指数报收于702元/吨（环比上行7元/吨），5500K热值现货综合价为816元/吨，长协689元/吨，长协占比90%。秦港5500大卡煤价已触及820元/吨。发运成本端，秦皇岛至广州5-6万吨船舶煤炭平均运价72.6元/吨，环比上行9.1元/吨，海运费上涨持续推高南方到港煤综合成本。

天然气端：5月全国LNG出厂（站）均价预计在6300-6450元/吨，华南进口LNG供给及价格高企。国际LNG现货价格持续高位，东北亚LNG现货交付价格约19.067美元/百万英热，折合含税及接收站加工费后进口成本约7330.9元/吨。上游气源成本高企，为燃气机组的远期报价提供强底部支撑。

综合燃料成本分析：煤价高位运行叠加进口煤成本传导持续，现仅燃煤机组的完全度电成本底部强劲（约380-410元/MWh），叠加检修等多因素，燃煤报价区间底部上升至365-390元/MWh。

维度六：报价结构与市场心态

5月3日最高价高达1187元/MWh、零价及以下容量与600元以上容量的波动较大，反映节前避险情绪和节后回归平缓心态并存。近期全省均价在380-405元/MWh附近窄幅波动，强对流条件下卖方对供给侧的收紧预期加重，报价心态偏强但不至于极端（8级预警事件已部分计入报价）。叠加省级中长期价格483.43元/MWh的价格锚定效应，当前偏强心态对价格形成+5～+10元/MWh的溢价。

综合六维度交叉校验

①气象：强降雨→新能源出力降幅60%，对均价+10～+15元（供给侧被动紧）。②负荷：补班日回暖温和，环比+3-5%，对电价中性偏微增。③西电A类扣减：外来电放量压制，对电价-5～-10元。④检修：可用容量吃紧→报价区间上移，对均价+10～+15元。⑤燃料成本：边际高位托底→基础价上行15～20元。⑥报价心态：市场预期稳定偏强→溢价+5～+10元。

各项正负对冲后，380元/MWh中枢值分布合理。基础均价参考范围365-385元/MWh，输出380元/MWh，置信区间370-390元/MWh。

二、六地区燃煤机组均价预测（5月9日）

山东 170–180

中枢175 新能源持续主导，五一节后负荷温和恢复，日前均价略高于节前，但燃煤出清空间仍窄。

蒙西 120–140

中枢130 高新能源渗透率持续压制，节后负价缓解但负荷温和回升，燃煤出清窗口窄，预计130元/MWh左右。

山西 160–180

中枢170 5月6日秦港动力煤价周环比+8元/吨、长协+6元/吨，煤成本上移推高底价。燃煤早晚峰出清为主，预计170元/MWh。

河北 200–230

中枢215 服务业用电增长，燃煤掺烧低价出清权重下降，出清价中枢维持在215元/MWh。

浙江 270–290

中枢280 受端省份省间支撑强劲，峰谷价差全国居前，燃煤均价维持省间高位。

江苏 230–250

中枢240 节后复工复产加速，燃煤均价逐步回升至240元/MWh附近。

注：山西煤价传导效应和新能源压制时间双重影响下，实际出清价与山东交错，暂列山东排序之后但二者接近。蒙西为实时出清价参考，其余省份为日前燃煤均价。

三、风险提示

1. 强对流冲击超预期风险：5月9日强降水若异常扩大至珠三角核心区，光伏接近零出力，燃煤出清占比大幅跃升，均价可能突破395–405元/MWh。叠加8-9级雷雨大风引发输电线路跳闸，局部节点将突破1450元/MWh。

2. 节后复工负荷跳变风险：若工业企业加速满产，统调负荷快速攀升至115,000 MW以上，边际机组将由百万千瓦级上调至60万千瓦级乃至内陆机组，均价中枢上探至395–410元/MWh。

3. 西电减送风险：丰水期虽整体充裕，若送端省水力波动或通道检修临时限送，竞价负荷激增，燃煤出清量跳升，均价可能额外上修10–15元。

4. 粤东断面阻塞持续溢价：粤东至珠三角断面（厂广线等）近期维持高负载率，阻塞溢价持续存在，全省加权均价向上轨靠拢，预测中枢整体偏向上端。

免责声明： 本报告基于公开气象、燃料市场及电力市场运行数据，采用V3.7模型推演，所有数据和预测仅供参考，不构成任何交易决策的任何依据。市场有风险，交易需谨慎。