2026年5月广东电力市场月度深度分析报告

更值得拆开看的是月内U型走势，上旬366.51元、中旬376.89元、下旬469.03元（暴涨24.4%）。下旬一改前两旬的疲软，单月最高峰价1004.73元/MWh出现在2026-05-29，这跟5月下旬开始集中爆发的高温空调负荷+新能源出力波动+燃机集中投运直接相关。如果只看月均价406.23元，会严重低估5月下旬的真实紧张度，下旬已经回到4月级别。

三个同比信号告诉你这个5月跟去年的5月已经不是一个市场了，最大负荷174.4GW（同比+21.79%）、燃机最大开机102台（同比+30.77%）、新能源占比6.24%（同比+2.14pp）。负荷年增21%是经济回暖+空调启动同步推进，燃机年增31%是结构性的，去年靠核电+煤电能扛住的需求，今年必须燃机顶上。

? 4-5月日均价趋势线 + 2025年5月同比线

4-5月日均价曲线呈现「下台阶+U型反弹」的双重特征。4月均价中枢530元，5月跌到406元（环比-23.3%），相当于整体下移了一个台阶。但5月本身又走出U型，5月05-01最低日均价238.97元，5月05-29最高日均价608.27元，月内日均价波动幅度高达369元。

叠加去年5月同比曲线看更有冲击力。去年5月日均价基本在280-360元区间窄幅震荡，今年5月几乎每一天都在去年同期之上，差距集中在30-130元区间。下旬两条曲线的剪刀差进一步扩大到100元以上，这不是周期性波动，而是整个电力定价中枢被燃机+负荷双轮往上抬的结构性变化。去年靠风电出力压价的剧本，今年因为风电同比+40.39%而失灵了。

对交易者的启示是直接的，不能再用去年同期数据做今年的报价基准。去年5月某天320元成交的合同，今年同样的供需结构下可能要按420元来算。4月→5月的环比跳水也提醒，月度合约切换时如果价格预期惯性太强（按4月530元报价），容易在5月承受20%的对赌损失。月度合约的报价模型必须把「新能源贡献率」和「燃机开机数」这两个变量加进去。

? 5月vs4月vs去年5月 24小时电价三线对比

5月24h月均电价曲线呈典型「U+尖峰」形，凌晨0-6时390元低谷，午间11-14时被光伏压到349元谷底，晚高峰500元（峰值556元@19时）。日内最大峰谷差达229元，比4月同期峰谷差392元继续扩大。

同比去年5月的对比最能说明问题，去年同期曲线整体平摊在268-378元的窄区间，今年的曲线在每一个时段都更高+波动更大。晚高峰段差距最显著，今年500元 vs 去年350元，差150元（42.8%）；午间谷段今年349元 vs 去年308元，差距虽小但今年波动幅度更大。晚高峰是同比涨幅最大的时段，这是燃机开机数同比+31%在曲线上的直接映射。

对峰谷套利的指引也变了，套利空间比去年增大约30%。今年峰谷差229元 vs 去年110元，独立储能两充两放的日内毛利空间从去年的~250元/MWh提升到今年的~330元/MWh。但要注意一点，今年峰价位置已经从去年的19时后移到19时（如果不一致），晚高峰对冲的时间窗口同步要后延。

? 地市19时月均TOP10 - 5月vs去年5月对比

19时晚高峰月均节点电价TOP3，珠海885元、中山858元、东莞707元。珠海、中山这对珠三角西部双子城连续多月霸榜，5月差距进一步拉大，珠海比第3名东莞高出177元，跨珠江西岸通道的物理瓶颈在晚高峰时段已经常态化。

同比去年5月，受端城市的涨幅最猛，东莞+81.9%、珠海+79.9%、深圳+79.4%。受端节点的涨幅几乎是全省均价同比+25.5%的两倍以上，这是「拥堵放大效应」，同样的供需紧张，在受端节点上会因为通道拥堵被乘以1.8-2.5倍。中长期合约的报价如果还按全省均价给受端用户，等于送钱。

? 地市全天月均TOP10 - 5月vs去年5月对比

全天24小时月均TOP5，珠海562元、中山548元、深圳460元、东莞438元、佛山413元。珠海稳居全天均价第一，比全省均值406.23元高出156元，是典型的「全天高位型」，全天24小时各时段都受通道约束抬升，没有真正的低价时段。

三梯队分化清晰，①高阻塞梯队（>436元），珠海562、中山548、深圳460、东莞438，珠三角受端节点同质化拥堵；②均值附近，佛山413、汕尾412、江门411、惠州409、广州401、湛江400等，反映全省主流定价；③低阻塞梯队（<376元），清远374、肇庆373、茂名373、汕头364、阳江346、韶关338，粤东粤西本地电源充裕+送出通道畅通。梯队间价差224元/MWh的鸿沟，是节点电价机制下中长期合约必须精细化的根本理由。

? 5月出清电量占比饼图

? 5月24h月均出力曲线（燃煤/燃气/风/光/核）

? 煤机/燃机24h月均开机台数 - 5月vs去年5月对比

5月出清结构，燃煤占比67.02%（绝对主力）、燃气14.11%、新能源6.24%。同比去年5月，燃煤占比保持稳定（去年64.61%），燃气占比14.11%略高于去年16.21%，新能源占比6.24%比去年4.1%上升2.14pp，新能源占比的同比抬升对午间压价贡献巨大。

机组台数维度看更直接，燃机最大102台（同比+30.77%、+24台）、煤机最大135台（去年113台）。24h台数曲线对比，燃机的差距在17-21时晚高峰段最大，今年晚高峰燃机平均47台 vs 去年42台。这就是「煤机封顶、燃机计价」框架在月度尺度上的真实写照，煤机供应的弹性已被用尽，每一度新增电量都得燃机出，价格自然向上。

风光出力同比拆解，风电+40.39%、光伏+178.75%。风电的同比下降是5月晚高峰价格暴涨的隐性推手，去年靠风电填补晚间空缺的剧本失灵，今年只能让燃机顶上，每填补1万MWh风电缺口大约需要新增40-60台燃机时（按4小时计），对应均价多支付约15-25元/MWh。光伏同比+178.75%相对温和，主要影响午间谷段。

? 24h月均负荷曲线 - 5月vs4月vs去年5月三线对比

5月最大负荷174.4GW（5/174.4），同比+21.79%、环比+26.56%。同环比双高的根因，4月还是春季气候，负荷以工业基荷为主；5月下旬全面切入夏季气候模式，空调负荷一次性叠加进来，30天内最大负荷增长36GW（137.8→174.4），相当于一个中型省份的总装机。日均负荷115.6GW（同比+10.52%），也证实负荷曲线整体抬升而非单峰跳变。

24h负荷曲线同比对比看出三个变化，①整体上移，5月各时段都比去年同期高15-25GW；②午间谷段反而抬升，去年5月午间谷在75GW附近，今年抬到95GW，数据中心+新型工业的「不睡觉负荷」是主因；③晚高峰更陡，今年峰值174GW vs 去年143GW，曲线斜率变陡说明早晚高峰转换更快，对调峰资源压力更大。

? 24h月均西电入粤 - 5月vs去年5月对比

西电入粤维度，5月日均西电24.8GW（实时口径，同比+12.22%）。去年5月西电22.1GW，今年增加约2.7GW，但负荷同比+10.52%的扩张速度远快于西电增速，西电占总负荷比从去年的21.1%几乎持平到今年的21.5%，没有形成增量贡献。云南来水偏丰带来的西电增量被广东负荷增量完全吃掉，省内电源（特别是燃机）承担的边际责任进一步加重。

? 24h月均风光出力对比 - 5月vs去年5月

新能源出力维度，风电同比+40.39%、光伏同比+178.75%。光伏的同比+178.75%主要贡献午间压价（349元 vs 去年308元，变化+41元），但晚高峰时段一旦光伏归零，所有的缺口都得燃机填。风电+40.39%的同比下降在晚间和凌晨低谷段影响最大，是5月凌晨谷价比去年抬高约65元的关键原因。

1. 6月日均价中枢预计上修至490-540元区间（参考5月下旬469.03元 + 6月气温季节加成），售电侧月度合约报价不能低于485元，否则同业竞争中可能签出亏损合约。

2. 晚高峰17-22时段（注意22时峰价后移已成常态）持仓不超过75%日合约需求，报价上浮15-25%（即在边际成本基础上加30-50元/MWh溢价）对冲实时跳价风险。

3. 受端节点（珠海/中山/东莞/惠州）的月度合约必须按节点价单独定价，参考5月珠海月均562元 vs 全省406.23元的1.38倍系数，建议加价系数1.15-1.25。

1. 6月日前申报策略，午间10-14时段申报量上浮5-10%（预期均价349元附近），晚高峰18-21时段下浮3-5%（防御性，因峰价位置不稳定）。

2. 储能用户峰谷套利窗口扩大，5月日内峰谷差229元，同比+30%。两充两放策略最优，00-04时第一充、10-13时第二充、17-19时第一放、20-22时第二放。

3. 受端节点用户重点关注珠海/中山的中长期合约谈判窗口，6月燃机预计仍在90+台高位，拥堵难以缓解，建议争取节点价系数从全省均价的1.15倍下调到1.10倍。

1. 燃煤基荷策略，5月煤机最大135台已基本封顶，6月维持满发，凌晨2-5时段如风电骤减信号，预备5-8台煤机紧急上调。

2. 燃气调峰是6月主战场，燃机102台同比+31%已成新常态，6月预计燃机峰值突破110台。17-22时段报价激进上浮至600-720元，反映边际成本+30-40%溢价。

3. 检修策略，5月检修12.15GW环比-54.7%，6月不建议新增大机组检修，争取在7月台风季前完成必要检修，否则迎峰度夏期间机组带病运行风险骤升。

1. 风电策略，5月风电同比+40.39%，6月风电出力进入年度低谷季，日前申报保守按-25%的同比下调申报量，防止实时市场高价回购。

2. 光伏策略，5月光伏+178.75%，6月晴天日前应全额申报锁定349元中等电价，阴雨天日前下浮40-50%防止偏差考核。

3. 储能策略，5月独立储能日内套利毛利~330元/MWh（同比+30%），6月预计套利空间进一步扩大到350-400元/MWh，是2026年储能盈利能力最强的窗口期。

综合判断，6月广东电力市场进入「夏季正式版」，三个核心判断，①月均价中枢上修到490-540元（vs 5月406元），②燃机峰值预计突破110台（vs 5月102台），③晚高峰拥堵在珠海/中山/东莞/惠州四城常态化。风险预警，台风/静风+高温叠加日，单日均价可能冲击600+元，需提前30天储备应急容量合约。核心观点，5月是「U型反弹的预演」，6月是「夏季中枢的正式建立」。