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本文作者——赵牧野｜资深媒体人

传统上，四月正值华南“用电淡季”，往年电价平稳，但是2026年4月的广东电力现货市场，却上演了突破大众认知的颠覆性行情。广东电力交易中心数据显示，4月7日发电侧实时均价达976元/兆瓦时，4月11日攀升至978元/兆瓦时，约合0.978元/度，逼近1元/度的心理大关。这一价格较2025年同期约0.314到0.346元/度的区间，增长超过一倍。

就在4月广东均价高达533元/兆瓦的同时，广西、云南、贵州、海南等五个省份的现货电价也同步走高，南方区域整体均价较3月上涨38%——一场以广东为“震中”的区域性电价风暴已然形成。

一时间，“电价飙升”引发了公众的广泛关注。当然，需要明确的是，这波剧烈波动主要发生在面向发电企业和售电公司的电力现货批发市场 ，执行政府定价的居民生活用电价格并未随之上涨。

气电机组：被地缘政治“点燃”的边际成本

本轮导致南方地区电价飙升的源头，远在千里之外的霍尔木兹海峡。

2026年3月以来，霍尔木兹海峡的紧张的地缘局势，导致这条全球能源贸易大动脉近乎停滞。这不仅影响了石油，更冲击了液化天然气（LNG）的供应——全球约20%的LNG贸易需经此通道。对中国而言，这意味着15%以上从卡塔尔进口的天然气遭遇重大阻碍，广东能源集团与卡塔尔的长期LNG采购合同暂停执行。海关总署全球贸易监测与上海石油天然气交易中心联合发布的数据显示，4月6日到12日中国LNG综合进口到岸价格指数环比上涨9.38%。

而进口燃料涨价之所以能够重创广东电价，根本原因还是在于广东独特的电源结构。截至2025年底，广东燃煤与燃气装机占比分别达30.3%和21.9%，合计超过52%，其中燃气机组规模位居全国前列。更为关键的是，电力现货市场实行“边际出清定价”——所有成功成交的发电企业均按最后一台为满足负荷而开机的机组报价结算。而当需求攀升、供需收紧的时候，启动的往往是那批成本最高的燃气机组，其高昂报价会瞬间“传染”至全网，将气价的上涨几倍放大。

2026年，广东气电价格上限已经从每度0.649元上调到了1.118元，高峰电价天花板被直接抬高72%。

换句话是，霍尔木兹的地缘政治危机，通过“LNG→气电→边际出清→现货电价”这一漫长链条，精准传导到了我国华南地区。

提前入夏与工业高负荷：需求端的双重张力

如果说能源价格的上涨，是供给侧的重锤，那么超预期的需求爆发，则给了电价飙升这匹“烈马”，来了狠狠地来了一鞭子。

2026年一季度，广东全社会用电量达2012.21亿千瓦时，同比增长利润7.57%，远超2025年同期仅2.5%的增速。进入4月，制造业“抢出口”、数据中心等高耗能新业态持续扩张，用电增速不减反增。

与此同时，广东于4月14日宣布全省入夏，部分地区入夏时间较常年提早近一个月。4月省内多地最高气温逼近30℃，原本要到5、6月份才集中释放的空调制冷负荷提前启动，与工业需求形成叠加。

而另一头的供应端却因为客观的自然规律，被迫“不给力”了——南方流域来水偏枯，水电出力有限，叠加部分火电机组进入春季检修周期，本地供电能力阶段性收缩。

如此，多空交错，限电让位于价格飙升，供需缺口最终以电价高企的形式被消化。

为何“远水难解近渴”：省间互济的现实困境

面对广东等南方地区现货电价飙升，民众很自然地就会追问：不是还有“西电东送”么，西南地区水电为什么不能来“救救急”呢？

现实是，尽管2026年一季度南方电网“西电东送”电量达415亿千瓦时，同比增长13.3%，创历史同期新高，但在现货的瞬时维度上，这一互济机制仍有三大软肋。

其一，正如前文所谓当前正值枯水期，西南各省自身水电出力不足，外送富裕电量极为有限——云南、贵州自己也是本次电价暴涨的“灾区”。其二，跨省输电通道存在物理容量上限，2024年广东发用电差额已经超过了2000亿千瓦时，通道扩容远跟不上负荷增长。其三，也是最具刚性的约束——省间壁垒。各省首先要保障本省电力供应与电价稳定，在自身吃紧时向邻省低价送电，既不符合地方利益，也面临复杂的行政博弈。

目前，南方区域电力市场虽然已经启动了连续结算试运行，但正如相关人士坦言，这套省间协调机制“仍在磨合和完善阶段”，交易组织存在不稳定性。

指望省间互济在现货尖峰时刻大幅平抑广东等地区的电价，目前还是不切太实际的奢望。

新常态：告别低电价幻觉

展望后市，价格高位波动的走势短期内难以消退。

目前看来，霍尔木兹海峡危机导致的供应损失短期难以完全恢复，为此睿咨得能源预判，高气价将贯穿会2026年二、三季度，即便四季度供需趋于平衡，价格也难以回落至冲突前水平。如果夏季出现极端高温，广东空调负荷占比突破40%，上述峰谷矛盾将会有增无减。

而一个关键前提是，当前飙升的仅是电力现货市场中的交易电价，直接影响主体是工商业大用户与售电公司。广东超80%的工商业电量通过年度长协锁定，长协价格区间为0.372至0.554元/度，不会受现货波动直接冲击；居民用电更执行政府定价，不在本次风暴半径之内。

但是随着2026年全国电力现货市场全覆盖的政策落地，以及2030年市场化交易电量占比升至70%的目标推进，现货价格信号向零售端传导的机制将逐步畅通。类似去年四川秋季“负电价”和今年广东春末电价飙升这样的极端行情，将从罕见现象演化为市场新常态。

对中国电力体制而言，这既是一次压力测试，也是一场清醒剂。在能源地缘政治日益碎片化的时代，气电出口的定价魔咒、省间互济的制度瓶颈、极端天气下负荷弹性的不确定性，正在共同塑造一套全新的定价逻辑。

另一方面，习惯了廉价电力的中国制造业和工商业用户们，需要开始为一个高波动的电价时代做好准备。

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