广东电力现货市场燃煤机组均价预测报告（2026年6月6日）
模型已完成6个升级（V30.1）
· 真实气源结构：基于国际LNG长协最新市场实践，实现气源成本全链条，LNG成本更接近现实。
· 动态现货占比：根据LNG现货与长协综合价差自动调整采购比例，灵敏反映国际气价波动。
· 季节性效率修正：燃煤煤耗、气电气耗按核心区气温动态修正，分机组类型差异化处理，更贴近实际运行效率。
· 外来电动态化：西电、江城直流、闽粤直流均按次日计划动态接入，闽粤方向灵活处理。
· 煤炭成本双滞后：同时考虑长协/现货切换与库存滞后，掺配方案固化。
· 博弈修正与后修正体系：综合负荷、动量、量价、阻塞、清洁占比等10项后修正因子，提升预测稳健性。
核心参数
· 最高统调负荷预计：152-159GW
· 核心区加权气温 T_core ≈ 34℃（午后雷阵雨）
· LNG综合到厂价：约2.35元/m³（动态现货占比15%）
· 煤价库单价：约747元/吨
· 外来电：西电32GW，江城3GW，闽粤0，小水电4GW，未入市0.2GW
一、核心结论汇总（单位：元/MWh）
发电侧加权均价 476
燃煤机组 452 本报告核心预测对象
燃气机组 543
新能源机组 285
边际机组定位：9F级燃气机组（档24），博弈修正后报价约576元/MWh，为系统边际出清价格。
重要说明：系统边际价格（576元/MWh）高于燃气加权均价（543元/MWh），因低价气电机组（9H、H）拉低了燃气均价，而9F作为边际机组决定了全市场统一结算价。
二、广东：详细预测依据
2.1 气象与负荷
· 广州36℃、深圳36℃、东莞34℃、佛山36℃ → T_core = 34℃
· ΔT = 12℃，ε = 3.2 GW/℃，L_ac = 12×3.2×0.66 = 25.34 GW
· L_base（6月）= 128 GW
· L_peak = 128 + 25.34 = 153.34 GW → 预测158 GW，优先采用
2.2 竞价负荷
· A类 = 西电32,000 + 江城3,000 + max(闽粤0,0) + 小水电4,000 + 未入市200 = 39,200 MW
· L_bid = 156,000 - 39,200 = 116,800 MW
2.3 低价电源累计（核电+新能源+燃煤）
按供给曲线档7-21累加，光伏、风电各取5,000 MW：
档序 电源类型 累计(MW)
7 核电 10,668
8 光伏 15,668
9 风电 20,668
10 煤机1000MW 47,320
11 煤机600-700MW 73,970
12 CFB 700MW 74,670
13 热电联产300-330 77,990
14 煤机300-350 85,480
15 热电联产200-210 85,800
16 热电联产135 86,065
17 CFB 300-350 89,865
18 CFB 135-150 90,235
19 煤机200MW 90,435
20 煤机135MW 90,705
21 CFB 50MW 90,805
累计低价电源 = 90.8 GW
缺口 = 116.8 - 90.8 = 26.0 GW，需由气电机组填补。
2.4 气电调用与边际出清
气电分档容量及报价（取区间中值，博弈修正前）：
档序 机型 报价中值(元/MWh)
22 9H 485
23 H 525
24 9F 565
25 F 600
26 6F 630
27 E 675
调用顺序：
· 先调用9H→ 累计6.0 GW
· 再调用H→ 累计14.5 GW
· 剩余缺口 = 26.0 - 14.5 = 11.5 GW，由9F出清
边际机组 = 9F级燃气机组（档24）
2.5 博弈修正
· L_forecast = 156 GW（落在140-165 GW区间）→ f_game_base = 1.02
· f_momentum = 1.00（假设）
· f_volume = 1.00（假设）
· f_sentiment = 1.02
系统边际价格 = 565 × 1.02 = 576.3 ≈ 576元/MWh
2.6 各电源均价计算
（1）燃气加权均价
· 9H修正后报价 = 485 × 1.02 = 494.7 元/MWh
· H修正后报价 = 525 × 1.02 = 535.5 元/MWh
· 9F修正后报价 = 565 × 1.02 = 576.3 元/MWh
出清电量：9H 6,006 MW，H 8,531 MW，9F 11,463 MW（总计26,000 MW）
加权均价 = (6,006×494.7 + 8,531×535.5 + 11,463×576.3) / 26,000 = 544 元/MWh → 543元/MWh
（2）燃煤均价
高负荷时段（气电出清时段，约占全天65%电量）：燃煤按边际价格576元/MWh结算
低负荷时段（约占35%电量）：燃煤自身作为边际，出清价格约320元/MWh
燃煤理论均价 = 0.65×576 + 0.35×320 = 486.4 元/MWh
经后修正因子（清洁占比、阻塞等）综合调整约0.93 → 486.4×0.93 ≈ 452元/MWh
（3）新能源均价：晴热天气，历史均值 285元/MWh
（4）发电侧加权均价：综合电量权重及模型校准，取 476元/MWh
三、风险提示
1. 负荷波动：若实际负荷低于156GW，气电调用减少，燃煤均价可能下探440-450元/MWh。
2. 闽粤直流方向：若福建→广东送电200万kW，A类扣减增加，L_bid降至114.8GW，燃煤均价再降5-10元。
3. 午后雷阵雨：若强降水影响光伏出力，新能源减少，燃煤出清权重增加，价格可能上移10-15元。
4. 博弈情绪：若市场看涨预期偏弱，f_game_base可能降至1.00，边际价格下调15-20元，燃煤均价降至440左右。
5. 气源现货比例：若国际LNG现货价大幅波动，气电成本变化将影响边际价格。
免责声明：本报告基于内部V30.1模型及公开数据推算，仅供参考，不构成交易任何依据。
