廣東電價暴漲VS山東負電價：南北電價兩極分化何解？

正當北方的山東省和遼寧省負電價肆虐之際，南方經濟與用電大省廣東卻頻頻跑出了近1元的高電價。業內外很多人士發問：南北電價“冰火兩重天”，真的就沒辦法“中和”一下嗎？

華夏能源網注意到，4月7日，廣東電力交易中心公布的數據顯示，廣東電價發電側實時現貨均價0.976元/千瓦時；4月11日，該數據繼續攀升，達到了0.978元/千瓦時。

有了廣東領頭，4月份南方區域電價出現了普遍上漲。廣州電力交易中心公布的數據顯示，4月1日至23日，南方區域現貨日前均價達0.468元/千瓦時，較3月上漲38%，其中廣東、廣西、云南、貴州、海南分別為0.533元/千瓦時、0.382元/千瓦時、0.399元/千瓦時、0.356元/千瓦時、0.493元/千瓦時。

與南方區域的高電價形成鮮明對比的，是同期山東、遼寧等北方省份的低電價甚至是負電價。4月，山東省現貨市場實時平均價格23:00最高，為0.488元/千瓦時；11:00最低，為-0.023元/千瓦時——即使是最高價，也不及廣東電價的一半。

同一月份，南北電價差距如此懸殊，這背后到底是何原因？如果說山東、遼寧產生負電價是發電太多，廣東電價畸高是因為缺電，那么，通過“省間互濟”能解決掉南北兩方的尷尬嗎？

都很尷尬，但機理不同

廣東高電價與山東、遼寧低電價、負電價，在成因上是大不一樣的。概括來說就是，廣東高電價是周期性的，山東、遼寧低電價、負電價則是結構性的。

廣東省4月份高電價，原因很多。一方面來自需求側。廣東工業生產旺盛，制造業用電保持高位，一季度用電同比增長了7.57%；同時，地區高溫相較往年提前，帶動空調負荷增加，這些都推高了用電需求，廣東最大電力負荷比去年提前15天突破1.3億千瓦。

另一方面來自供給側，這是廣東電力現貨價格顯著上漲的首要驅動力。中東地緣政治局勢持續惡化，使得燃料成本大幅上升。作為對進口燃料高度依賴的外向型電力體系，廣東省的電源結構中燃煤與燃氣裝機分別占30.3%和21.9%（截至2025年底），合計超過52%。

根據現有市場機制，在現貨市場中，最后被調用的那臺發電機組（通常是成本最高的燃氣機組）決定了整個市場的電價。天然氣因為國際局勢變得很貴，燃氣電廠的成本居高不下，所以最后的電價也跟著被拉得很高。

與廣東高電價受能源與經濟周期影響不同，山東、遼寧的低電價、負電價在成因上是結構性的。

數據顯示，截至2025年底，山東省火電裝機逾1.1億千瓦，水電、核電、生物質發電2000萬千瓦，風光新能源裝機1.25億千瓦（光伏裝機高達9485萬千瓦，風電裝機3013萬千瓦）。

華夏能源網注意到，“十四五”期間，在火電、水電、核電裝機沒有下降（微增）的情況下，山東省新能源裝機的?年均復合增長率約為25%?（2021—2025年五年間，山東省新能源和可再生能源裝機規模增長約?2.6倍），對應全社會用電需求?年均復合增長率約為5%。這導致的結果是——供求失衡。而供求失衡的結果，是中午光伏大發時的負電價。

山東的供求失衡，還要考慮到與之聯網的省份。山東近二成電是外來電，主要來自內蒙古、陜西、寧夏、甘肅（隴東）、山西及東北區域（通過華北電網間接送入）?，這些省份都是自身用電負荷很少的新能源大省，山東光伏發電反送這些省份幾無可能。

可見，由于成因不同，要解決廣東高電價和山東負電價，方式是不同的。那么，能不能如行業專家設想的那樣，拉條專線將山東、遼寧等北方地區的電送到廣東，通過互相支援、調劑余缺，實現降電價？

需要特別指出的是，廣東另有近8000萬千瓦的新能源裝機?（風電約1800萬千瓦+光伏約6200萬千瓦），新能源場站壓低了白天時段的電價。因此，廣東地區這一輪周期性的高電價，主要是出現在用電晚高峰時段。

而山東、遼寧等北方地區的低電價、負電價，主要是出現在光伏集中發力的中午時段。這也就是說，將廣東和山東遼寧放在一起進行省間互濟根本匹配不上。北方低價的光伏電，解決不了南方的高電價。

省間互濟，兩大堵點待解

設想用山東、遼寧的低電價、負電價，來中和廣東的周期性高電價，是太過理想主義了。但這并不意味著省間互濟沒有價值。

事實上，隨著新型電力系統的加速構建，電力系統涌現出的諸多矛盾，都需要省間互濟去幫助克服與解決。這也正是中央不遺余力推進全國電力統一大市場建設的目的所在。

但是，省間互濟實際推動起來卻很難。在這方面，水電大省四川2022年的電荒，就是很好的前車之鑒。

當年8月，四川經歷了一輪罕見的電荒和限電。彼時，高溫干旱催生了額外的電力需求，四川的最大瞬時負荷達到6500萬千瓦。而電源端，四川8000萬千瓦的水電裝機，因來水偏枯出力只有50%左右。更嚴重的是，四川水電跨省外送（主要是華東）裝機容量超過3000萬千瓦。因此，即使算進來2000萬左右的煤電與氣電裝機，四川仍然是無法保持本地的電力平衡。

當時，行業就有建議四川用省間互濟的辦法來渡過危機。但是，確實可行的省間互濟卻沒有發生，主要原因就是電力全國統一大市場還沒有打通，可行的、經濟的省間互濟存在諸多堵點。

其中一個堵點就是各方詬病較多的省間壁壘和過于看中本地GDP。比如，用電大省為了將稅收和就業留在本地，傾向于本省自建電源，包括煤電、氣電。建好之后，電價再高，也不愿意將這部分發電權讓渡給外來電。

實際上，用電大省更應該站在更高層面來看問題。長三角、珠三角等經濟發達、用電需求旺盛的地區，新能源資源嚴重不足，新建電源只能選擇火電，但是火電廠污染嚴重，自建電廠的成本還非常高，如此下去本地電價不可能低。而高電價必然影響到營商環境，不利于當地經濟發展，總算賬大不如多用外來電。

南方電網、國家電網核心數據對比

省間互濟不暢的第二個堵點，在于國家電網、南方電網的利益分割。兩大電網之間雖然是有“路”（輸電通道）相連，但彼此的市場規則、交易系統、電價機制不互通，使得兩張網之間的電力無法自由、高效地流通。

由于市場隔離，兩大電網間的電力互濟模式非常“原始”且低效，目前主要依賴政府間框架協議或應急調度，采取“一線一議、一事一議”的方式進行。這種方式頻次少、規模小、靈活性差，難以實現南北電力互濟、時空互補。要打通兩個電網的市場分割，就必須統一規則，這背后涉及到龐大的利益調整和話語權分配。

在這個問題上，國家已經明確態度，要推進這項工作。華夏能源網注意到，去年7月，國家發改委、能源局批復通過了《跨電網經營區常態化電力交易機制方案》，要求國家電網、南方電網進一步統一市場規則、交易品種和交易時序，實現跨電網交易常態化。這是建設全國統一電力大市場的標志性事件，對于打破市場分割、優化電力資源配置有重要意義。