广西电力市场是真蓝海还是新内卷？关键要点解析

2023年12月，广西首次开展南方区域电力现货市场全域结算试运行（13-16日开展调电试运行，15-16日开展结算试运行），2024年3月21日发布《2024年第一季度广西电力现货市场结算试运行实施方案》，开展为期4天的现货结算试运行，6月分别开展为期2天、一周的现货结算试运行、8月开展为期10天的结算试运行，11月开展整月结算试运行。2025年5月10日-19日，广西跟随南方区域电力现货市场，开展结算试运行。6月29日起，南方区域电力现货市场转入连续结算试运行。

表1 广西现货历程

01 广西电力市场分析

装机情况

截至2025年9月底，广西电网的统调装机容量（不含龙滩、境外，不含分布式光伏、分散式风电，不含新能源配储、一体化储能）8350.91万千瓦，其中水电1325.83万千瓦，占比15.88%；燃煤2180.00万千瓦，占比26.10%；燃气48.00万千瓦，占比0.57%；核电453.20万千瓦，占比5.43%；风电2340.73万千瓦，占比28.03%；光伏1657.01万千瓦，占比19.84%；生物质133.00万千瓦，占比1.59%；储能213.14万千瓦，占比2.55%。新能源装机占比持续攀升，目前已接近50%。“高比例风光+低边际成本”的电源结构将广西现货电价锚定在低位区间，并带动中长期交易均价同步下行。

图1 2025年9月底广西电源装机情况

发电情况

截至2025年9月底，广西电网统调发受电量累计1569.75亿千瓦时，其中煤电363.93亿千瓦时，统调水电381.11亿千瓦时，核电243.38亿千瓦时，风电247.94亿千瓦时，光伏92.74亿千瓦时，生物质47.53亿千瓦时，气电4.57亿千瓦时，西电95.42千瓦时，云电172.61亿千瓦时，送广东、海南合计79.47亿千瓦时。新能源发电量占比从2020年的9.85%提升至2025年9月底的21.7%，广西电力市场价格下行压力显著增大。

图2 广西历史5年各发电类型发电量统计图

用电量及负荷情况

2024年，广西全社会用电量2565.03亿千瓦时，同比增长4.8%。其中，第一产业用电量增长9.9%；第二产业用电量增长3.2%，工业用电量增长3.4%；第三产业用电量增长8.5%；居民生活用电量同比增长6.6%。广西目前需求侧缺乏高弹性增量，叠加低边际成本风光满发，电价上行空间有限。

用电负荷从2023年较明显的“双峰双谷”特性（凌晨、午时低谷、早晚高峰，午时的低谷较为平缓）逐渐转变为“双峰单谷”（早高峰趋于平缓、仅有较为明显的晚高峰）。广西夏季降温负荷和冬季采暖负荷占比均较高，年负荷曲线呈现出夏冬双高峰特性，且夏季较高，尖峰负荷多出现于7-8月，预测夏、冬季节为广西现货价格的高价月份。

供需情况总结

广西2026年预计新增2台66万千瓦煤电机组，新能源增加700万千瓦，2026年末煤电装机规模达2555万千瓦、风电2880万千瓦、光伏3280万千瓦，新能源总装机达6160万千瓦，预计新能源装机占比将突破55%。统调负荷需求方面，根据近五年年均增长率测算，2026年统调负荷需求2240亿千瓦时，最大负荷3880万千瓦，叠加外电净受入预计245亿千瓦时（云电+西电-送广东）。

2026年整体供大于需，新能源消纳情况严峻，新增装机后广西电力供需由“紧平衡”转为“时段性过剩+结构性缺峰”，现货凌晨及午时低谷时段电价下行趋势明显，晚高峰则有可能出现尖峰电价，新能源机组需谨慎选择签约中长期合约价格及曲线，减小或避免因现货电价波动造成的中长期合约收益亏损。

02 广西现货电价分析

7-9月，广西日前价格及实时价格曲线如图3、图4所示。7月日前均价181.64元/兆瓦时，实时均价160.41元/兆瓦时；8月日前均价143.95元/兆瓦时，实时均价133.14元/兆瓦时；9月日前均价168.15元/兆瓦时，实时均价156.71元/兆瓦时。7-9月电价整体呈现先降后升的趋势，8月日前/实时电价大幅低于7月，9月日前/实时电价有所回升，普遍高于8月，整体供需情况从8月的“富余”转向9月的“偏紧”，推高了全时点的平均电价。日内不同时点的月度平均电价分化明显，晚高峰至凌晨时点电价较高，午间对应的时点电价处于日内低位。

图3 广西7-9月日前电价

图4 广西7-9月实时电价

9月分日来看，中上旬由于广西及广东高温，负荷及外送上涨形成现货高价，下旬由于台风来临现货价格走低，甚至部分日为全天零价，整体电价走势与竞价空间相关性较高。

图5 广西9月分日实时电价与竞价空间

从实时电价与竞价空间的联动关系来看，7-9月竞价空间持续收窄。进入8、9月后，各时段竞价空间差距已不明显，且9月整体空间进一步低于8月；然而9月实时电价却普遍高于8月，午间与晚高峰时段更是显著高于7、8两月。由此推测，核心原因或在于火电机组报价阶梯策略发生了系统性上移。

图6 广西7-9月实时电价与竞价空间

图7 广西7-9月新能源出力与省内负荷&联络线

03 广西交易情况分析

目前广西现货低价主要原因为市场电量供大于求，9月台风频发，新能源出力陡增，易出现“全天零价”极端行情；同时，广西及云南流域来水偏丰，水电大发，进一步挤压火电空间。受此影响，据我方统计，新能源场站平均限电率已攀升至20%，部分区域甚至突破30%，弃电现象突出。

现货低价迅速向中长期传导，月度集中竞价电价快速下探，常规电能量交易均价仅约145元/兆瓦时，相比之下，绿电交易价格仍坚守在240元/兆瓦时左右，溢价显著。其根本原因在于：售电公司可通过购买绿电规避“超额收益回收”风险，绿电环境价值被“政策套利”需求额外放大。

此种市场背景下，常规电能量交易套利空间小，新能源收益主要通过绿电中长期合约套利。在中长期套利收益回收考核宽松的环境下，部分场站通过“绿电+常规”组合策略，最终结算价格可达500元/兆瓦时，形成明显套利空间。

04 未来现货价格走势预测

结合广西目前现货电力市场表现来看，预计第四季度价格整体呈现先低后升、波动性加剧的走势。11月气温适宜，工业与居民用电无明显提高趋势，省内供给稳定，整体难有大幅回升；12月随着气温降低，采暖用电需求增加，叠加部分企业可能赶工冲刺产能，负荷将有所提升，可能带动现货价格提高。另外，截至2025年11月初，广西136号文相关实施细则暂未正式出台，根据《广西壮族自治区深化新能源上网电价市场化改革的实施方案（征求意见稿）》，已进入电力市场的新能源存量项目，机制电价定为0.34元/千瓦时，高于政府授权合约价格下限补偿价0.324元/千瓦时，对于已入市新能源属于利好消息。但结合广西2026年市场供需情况及近期市场情绪，整体对2026年现货价格仍持悲观态度。

对广西新能源企业而言，2026年第一次进入“全年现货结算”新纪元，136号文细则正式实施推动新能源全面入市，中长期偏差收益回收机制或将趋严，交易日前申报曲线与调度短期功率预测曲线将正式“解绑”。在此背景下，年度中长期合约价格与绿电交易价格将不再显著高于现货均价，新能源场站的交易策略与收益模式将面临更高精度、更严偏差的系统性挑战。