2026年5月11日广东电力现货市场日前出清均价 399.46 元/MWh，环比▲+15.99%，市场整体价格中枢上移明显。
峰价 604.38 元/MWh（19:00），谷价 331.26 元/MWh（12:00），峰谷差率 82.5%，峰谷价差 46.2 元/MWh。
近30日（04-11 至 05-11）日前均价最高 702.92 元/MWh（04-14），最低 238.97 元/MWh（05-01），波动区间 463.95 元/MWh。
5月11日均价399.46元/MWh处于30日中 第7高 位，较5月初节假日低谷（238.97元/MWh）大幅回升，反映节后复工负荷回暖趋势。
东莞以 1395.32 元/MWh的峰价领跑，深圳（1114.20）、中山（1108.15）紧随其后，前三名均突破1100元/MWh。对比前日，各节点峰价普遍大幅上涨，其中东莞环比+190.2%、珠海环比+77.8%，涨幅最为突出。
日均节点价方面，东莞（592.33）、深圳（528.94）、珠海（520.52）位列前三，粤西及粤北节点（韶关 331.33、潮州 342.16）价格相对较低。珠三角核心负荷区与外围区域价差达 261.0 元/MWh，反映省内输电断面约束仍然显著。
煤电仍为绝对主力，占比 72.4%，环比▲+4.7%；燃气占比 11.8%，环比▲+84.1%，增幅显著。
光伏出力集中在06:00-19:00，午间12-13时达到峰值约6000MW，对午间电价形成明显压制。燃气机组在16-21时集中发力，与晚高峰负荷高度吻合。风电全天出力维持在400-730MW区间，环比大幅下降64%，对系统支撑有限。
燃机开机台数从前日的最多24台暴增至48台，环比增幅达100%，创近期新高。煤机最大开机116台，较前日114台小幅增加1.8%，维持高位运行。
煤机峰时（15:00）均出力 442 MW/台，接近满发状态；燃机峰时（18:00）均出力 314 MW/台，同样接近额定容量，显示高峰时段火电出力已接近极限。
风电全天最大出力 730 MW（18:00），较前日大幅下降64%，来风偏弱导致风电对系统支撑显著减弱。光伏最大出力 5979 MW（12:00），环比增长20.2%，天气晴好助力光伏满发。
风光合计在午间12-13时提供约6400MW出力，有效压低午间电价；但18时后光伏快速退出，叠加风电低迷，形成"晚高峰新能源断崖"格局，直接推升19时峰价至604元/MWh。
5月11日最大负荷 132.0 GW（19:00），环比增长 13.9%，前日最大负荷 115.9 GW。负荷曲线呈现典型的"双峰"特征：午峰10-11时约114-115 GW，晚峰19-20时达到132 GW。
负荷率 82.8%，日内波动 46.2 GW，峰谷差 54.0%。负荷水平较前日大幅提升，反映五一节后全面复工及气温升高带来的制冷需求增长。
正备用容量 9.85 GW，占最大负荷的 7.5%，较前日 10.05 GW略有下降，但仍在合理区间（7-10%）。必开机组 1.96 GW，与系统最低技术出力要求一致。
必停机组 3.13 GW，较前日 2.22 GW增加 0.91 GW，增幅 41.0%，表明部分机组因故障或计划停运被迫退出，进一步收紧了可用容量。检修容量维持 12.12 GW不变。
1. 价格趋势：五一节后价格快速修复，399元/MWh已接近4月均价水平。预计未来2-3个工作日价格将维持在380-420元/MWh区间，周末略有回落。
2. 负荷展望：132GW的日最大负荷显示广东已提前进入夏季负荷模式。若气温持续走高，5月中旬可能突破140GW，届时峰价或将突破650元/MWh。
3. 机组策略：燃机开机数翻倍信号明确，建议燃机电厂抓住高电价窗口期优化报价策略。煤电机组应关注必停容量变化，防范非计划停运对收益的影响。
4. 风险提示：①风电出力持续低迷可能延续，若叠加高温天气，晚高峰供需矛盾将进一步加剧；②必停容量环比增加，需警惕连锁故障风险；③西电东送通道若因送端高温限流，广东正备用将进一步承压。
