一、 各省电力交易动态与电价变化情况

在2026年4月底至5月初期间，国内电力市场经历了显著的波动，尤其是南方区域现货市场价格出现了强烈的阶段性上行信号，成为本周电力交易市场的核心焦点。

1. 南方区域（广东等省份）现货电价飙升

• 价格异动： 4月份以来，南方五省区（广东、广西、云南、贵州、海南）电力现货市场价格持续高位运行。南方区域日前现货均价一度达到468元/兆瓦时，较3月上涨38%。其中，广东省的现货电价波动最为剧烈，实时交易均价多次逼近1元/度（如4月中旬曾达0.978元/千瓦时），创下仅次于2022年历史最高水平的纪录。至4月底（4月25日前后），实时市场均价维持在0.536元/千瓦时，每度电同比上涨约0.2元。4月底至5月初，随着调控发力和省外送电增加，现货价格总体平稳回落至0.45-0.55元/千瓦时区间波动。

• 供需两端诱因：

• 需求端异常旺盛： 南方多省入夏较去年提前约20天，降温负荷激增；叠加宏观经济向好，尤其是广东制造业（新能源车生产用电增长超40%）及外贸复苏，驱动区域最高负荷攀升至2.35亿千瓦，同比增长13.0%。

• 供给端短期收紧： 当前正值枯汛交替期，受西南枯水期及阴雨天气影响，4月水电日均电量环比下降23%，光伏等新能源出力减弱。同时，为迎峰度夏做准备，全网约1800万千瓦机组正处于集中检修期。

• 定价机制传导： 在低价电源减少的背景下，成本较高的燃气机组和煤电机组成为“边际定价机组”，直接推高了现货市场出清价格。

2. 用户侧电费影响及售电公司大考

• 终端电价平稳： 尽管现货价格高企，但因居民、农业用电执行政府核定电价，不受市场波动影响；同时，南方区域发用两侧中长期合约签约比例高达约84%（且中长期均价同比下降约3.8%），现货电量占比极低。据测算，4月现货价格上涨对广东工商业用户的总体用电成本推高仅在1%左右。

• 售电侧风险暴露： 部分过度依赖“单边降价抢客”、缺乏中长期合约风险对冲的售电公司面临“高价买、低价卖”的严重亏损甚至退市风险。这一现象倒逼售电市场从投机套利向精细化风险管理转型。

3. 跨省与跨境资源互济

为平抑电价和保障供应，广州电力交易中心联合北京电力交易中心在4月连续组织了14次跨区现货及中长期交易，满通道增购省外低价电源（5月份增购达200万千瓦）。同时，跨境电网常态化交易作用凸显，老挝新能源及水电经市场交易向南方区域送电，有效补充了区域电力缺口。

二、 天然气价格趋势与LNG、管道气供求情况

2026年4月底至5月初，国内天然气市场呈现出“管道气稳固底盘，LNG现货价格冲高”的结构性特征。

1. 价格趋势：LNG价格年内创新高

截至2026年4月底（4月28日至30日），国内天然气现货市场整体延续上涨态势。受多重因素叠加影响，国内液化天然气（LNG）基准价格在4月28日达到6060元/吨，创下2026年年内新高，多地LNG现货集中调涨，行业价格指数显著上行。

2. 供求情况分析

• 管道气（供应充裕，发挥压舱石作用）： 国内管道气长协资源稳定，国产气产能稳步释放（国内气田保持高位生产，2026年全国总产量预期增长约3.4%-3.8%）。充裕的管道天然气有效挤占了部分LNG的调峰刚需，保障了国家整体能源供应的基本盘，使得此次LNG价格上涨并未引发大面积的“气荒”。

• LNG（受外部冲击与需求边际拉动双重影响）：

• 地缘政治与进口成本传导： 受中东地缘冲突（霍尔木兹海峡局势、卡塔尔产能扰动、美伊关系等）以及国际航运溢价影响，全球LNG短期供应处于紧平衡状态。国际气价的攀升直接传导至国内沿海LNG接收站，拉高了进口现货的到岸成本。

• 气电需求激增： 前述南方区域持续的高温和电力供需吃紧，促使广东等地占比约20%的燃气发电机组大面积启动以顶峰发电，短时大幅增加了对LNG的采购需求。

三、 国家及各省能源与电力政策动态

2026年作为“十五五”规划的开局之年，在4月至5月期间，多项旨在深化电力市场化改革及推动能源转型的关键政策开始落地见效。

1. 取消固定分时电价，深化电力市场化改革

进入2026年二季度，全国已有包括湖北在内的9个省市/地区密集出台政策，明确“取消直接参与电力市场交易用户的固定分时电价”。这一政策的核心在于打破行政化定价干预，让工商业用户的分时电价彻底与电力现货市场或中长期市场价格信号联动，还原电力的商品属性，引导用户主动进行削峰填谷。

2. 推进零碳园区建设与绿电直连

在“十五五”规划框架下，国家发改委及相关部门加速推进100个国家级“零碳园区”的落地。2026年5月即将召开的“第四届中国能源周”重点将“零碳园区与新型电力系统破局”作为核心议题。

• 绿电消纳约束： 政策逐步强化对高耗能行业及数据中心的绿色电力消费比例的硬性约束（如数据中心绿电比例要求达到80%）。

• 绿电直连机制： 政策允许新能源发电不经公共电网，通过专线直接输送给零碳园区用户，大幅降低了企业用能成本，并在输配电费方面（如不再缴纳系统备用费等）给予政策倾斜。

3. 储能政策与独立主体身份确立

伴随《电力中长期市场基本规则》与《电力现货市场基本规则》的深化执行，储能行业全面告别“强制配储”时代。政策从国家和省份层面（如内蒙古、河北、山东等）确立了独立储能的“双重身份”（放电为发电企业，充电为电力用户），并逐步完善容量电价机制与辅助服务补偿标准。储能企业正加速从“政策合规成本”向“市场化独立盈利中心”转变。