广东及7地电力现货市场日前价格预测报告（2026年5月21日）
一、核心结论汇总（单位：元/MWh）
发电侧加权均价 360
燃煤机组 358
燃气机组 445
新能源机组 250
上述预测感觉价格有点低，未人工干预，待检验。
解读： 5月21日广东大部有中（雷）阵雨局部大雨或暴雨，部分市县伴有8级局部10级雷雨大风，最高气温雷州半岛和粤东29-32℃，其余市县25-28℃。西电按丰水期取值35,000 MW。暴雨持续压制光伏出力，新能源均价维持低位；燃气机组调用量较前一日有所增加。
二、广东：详细预测依据
2.1 负荷预判（
据气象预报，5月21日广东大部有中（雷）阵雨局部大雨或暴雨，部分市县伴有8级局部10级雷雨大风。最高气温：雷州半岛和粤东市县29-32℃，其余市县25-28℃。广州中雨转雷阵雨，24-28℃。深圳雷阵雨转多云，24-28℃。佛山中雨转雷阵雨，25-28℃。东莞中雨转雷阵雨，25-29℃。
统调最高负荷预测：5月21日天气类似，按暴雨动态修正系数取 129,000 MW。日最低负荷 72,000 MW（凌晨4-5时）。
2.2 新能源出力（暴雨天气）
· 光伏：全省累计并网容量 6,544万kW（分布式占比74.9%）。暴雨天气下采用缩放系数，全天预计平均出力约 170-200 MW。
· 风电：日常5,500 MW恒定。
· 新能源总出力：白天约5,600-5,700 MW，夜间5,500 MW。
· 新能源均价：取值 250元/MWh。
2.3 A类机组与竞价负荷
· 西电送粤：丰水期周爬坡，5月下旬取值 35,000 MW。
· 小水电：汛期 4,000 MW。
· 未入市保障新能源：200 MW。
· A类合计 = 35,000 + 4,000 + 200 = 39,200 MW。
· 竞价负荷 L_bid(t) = L_hour(t) - 39,200 MW。
2.4 逐时净负荷与供给曲线匹配
低价电源总容量≈ 66.0 GW。
时段 累计低价容量(GW) 是否调用气电 边际机组
凌晨（0-8时） 70-88k 31-49k 66.0 否 百万/60万煤电
上午（9-11时） 95-110k 56-71k 66.0 否（接近阈值） 常规CFB
中午-下午（12-16时） 115-123k 76-84k 66.0 部分时段少量 档8早期气
晚高峰（17-20时） 123-125k 84-86k 66.0 调用气电 档9常规气
夜间（21-23时） 100-85k 61-46k 66.0 否 煤电
· 负荷按129GW测算，峰值约89 GW，需调用气电约20 GW，调用时长约4-5小时（集中在晚高峰时段），调用量少于5月19日。
2.5 供给曲线各档报价（11档）
档位 电源类型 报价（元/MWh） 容量（MW）
1 新能源 0-300（均价250）
2 核电+储能 380 6,500
3 超超临界CFB 254 700
4 百万千瓦煤机 263 19,000
5 常规CFB（300MW） 272 4,050
6 60万千瓦煤机 318 18,000
7 内陆30万千瓦煤机 355 12,000
8 大鹏/早期合同气（H级） 380-400 不限
9 大鹏/金湾系常规气 410-440 不限
10 九丰现货气/省网高价气 460-500 不限
11 F/E级气电 550-700 不限
2.6 燃煤机组报价修正
5月中下旬动力煤价格维持高位。截至5月18日，“CCTD环渤海动力煤现货参考价”5500K规格品收于834元/吨，环比持平。环渤海动力煤价格指数报收704元/吨，周环比上涨0.28%。
燃煤机组报价修正如下：
机组类型 基础中值 煤价修正 预计报价中值
超超临界CFB 240 +4.5 254
百万千瓦 260 +3.6 264
常规CFB 220 +4.2 272
60万千瓦 315 +3.6 319
内陆30万 370 +4.8 375，修正→356
三、七地区燃煤机组均价预测（5月21日）
地区 累计光伏(万kW) 新能源占比特征 预测燃煤均价(元/MWh) 核心逻辑
山东 9,573.2
全国最大光伏装机，分布式占比约64% 50 新能源全量入市，午间负电价频发。5月上旬日前均价最低155.89元/兆瓦时，燃煤实际出清极少。21日晴间多云，光伏大发，午间深度低价延续，燃煤均价维持50元/兆瓦时。
蒙西（内蒙古） 6,149.1
新能源渗透率全国最高，分布式占比低 25 5月上旬日前均价一度降至25.97元/兆瓦时（-10.52元）。21日晴转多云，风力资源较好，新能源大发，实时均价贴近零电价，燃煤出清窗口极窄，均价维持25元/兆瓦时。
山西 5,048.2
集中式占比较高（约69%），午间光伏压制强 105 5分钟高频出清机制下午间光伏持续压制燃煤出清区间。21日晴间多云，午间光伏零报价下煤电出清窗口仍窄，均价约105元/兆瓦时，远低于燃煤基准价302元/兆瓦时。
河北8,567.3
分布式占比约43%，冀北风电资源丰富 160 新能源装机大省，21日晴间多云，高煤价支撑燃煤报价下限，但新能源持续高发压制出清权重，均价约160元/兆瓦时，低于燃煤基准价。
甘肃 3,888.3
集中式新能源为主，总装机占比较高 42 3月日前均价已降至110-120元/兆瓦时。21日多云，新能源持续高发，燃煤仅凌晨极少量出清，均价约42元/兆瓦时，不到燃煤基准价307.8元/兆瓦时的七分之一。
江苏 9,458.1
分布式光伏占比约70%，午间压制强 212 5月集中竞均价338.07元/兆瓦时，低于煤电基准价391元/兆瓦时。21日多云，午间光伏持续压制，但火电需求刚性维持，燃煤均价约212元/兆瓦时。
浙江 6,662.7
分布式占比全国最高（约82%） 222 受端省份（约1/3电力依赖外送）省间现货需求持续支撑。21日多云有阵雨，负荷较前日回落，但受端刚性较强，燃煤均价约222元/兆瓦时。
四、风险提示
1. 强对流天气冲击风险：5月21日部分市县伴有8级局部10级雷雨大风。若强对流导致输电通道跳闸或光伏骤降，可能引发局部节点电价飙升，拉高全省加权均价，气电调用时间可能延长至6-7小时。
2. 粤东/雷州半岛高温风险：雷州半岛和粤东市县最高气温29-32℃。若实际气温突破32℃，空调负荷集中释放，统调负荷可能升至130GW以上，气电调用量增加，燃煤均价可能升至375-385元/MWh。
3. 西电爬坡速率偏差：5月下旬西电按35,000 MW测算，若西电增送超预期至36,000-37,000 MW，外来电占比提高，燃煤出清压力下降，均价可能小幅下移。
4. 煤价滞后窗口调整影响：若15-25天前煤价均值高于765元/吨（如因长协比例变化），燃煤报价上移，出清价同步上修5-10元/MWh。
5. 七地数据时效性：蒙西为实时出清价参考；其余省份基于近期周报及研报数据推演，当日实际出清价可能因区域供需突变产生偏离。
免责声明： 本报告基于内部模型及公开气象、行业动态推算。天气变化、外来电调度存在实际偏差。所有预测仅供参考，不构成交易决策任何依据。市场有风险。