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11月广东省全省平均温度预计约20.25℃，较10月（21.85℃）继续下降。全省气温仍呈现南高北低的空间分布特征，雷州半岛及南部沿海地区为高温区，粤北山区气温相对较低。降水方面，全省平均降水量预计约2.78 mm/day，较10月（3.28 mm/day）偏少；降水主要出现在上旬后期和中旬。10 m风速全省月均约2.97 m/s，自11月中旬起风速出现阶段性增强。

珠三角：月均气温约20～26℃，属于全省较高温区域，其中珠江口附近气温相对较高，预计制冷需求较10月继续减弱；10 m风速高于内陆，月平均降水量则低于粤西沿海。

粤西：气温仍居全省高位，其中雷州半岛、湛江一带月均气温约26～27℃，为全省高温中心。且沿海风速和月平均降水量也均偏高，17日至19日雷州半岛南端降水最为集中。

粤东：月均气温约19～24℃，明显低于粤西地区。

粤北：月均气温约16～19℃，为全省最低；降水量也少于粤西地区。

基于多模型预测结果，今年东太平洋关键区域（nino3.4）海温异常偏暖3℃以上，超强厄尔尼诺预计在11月至年底达到峰值，将对我国气候产生重要影响，整体呈现气温较往年偏暖但阶段性强冷空气扰动增多的特征。广东区域需重点关注气温较往年偏高、冷空气活动间歇性增强及降水时空分布异常等风险。若冷空气活动偏弱，可能出现阶段性偏暖、降水偏少等现象；若冷空气南下与南海暖湿气流交汇，也可能出现阶段性低温阴雨、寒潮和沿海大风天气。

基于气象与负荷的历史关系，预计2026年11月全省统调月均负荷为9.4万MW至10.3万MW，较10月有所降低。

从气象条件来看，预计2026年11月全省气温将进一步下降，逐步进入深秋时节，制冷需求总体减弱。珠三角及粤西地区气温相对较高，其中雷州半岛、湛江一带仍将维持较高气温，对全省负荷形成一定支撑，但支撑作用较10月有所减弱；粤东、粤北地区气温相对较低，制冷需求相对较弱。降水过程主要集中在上旬和中旬，与此同时，风速存在阶段性增强的现象，可能伴随一定的降温效应，进一步减弱制冷需求。此外，受超强厄尔尼诺事件影响，2026年秋冬过渡期气温分布及冷空气活动可能出现阶段性异常，需关注较往年整体偏暖与阶段性强降温并存的可能性，并防范剧烈降温等天气过程对负荷产生的阶段性影响。

综合来看，受气温持续回落、制冷需求减弱，以及超强厄尔尼诺事件背景下气候变化不确定性等因素的共同影响，预计2026年11月广东省统调月均负荷较10月总体有所下降。

2026年6-10月西电送量先抬升、后逐月回落。6月全月中枢在3.1-3.5万MW区间，下旬起明显抬升，峰值约3.65万MW；7月送电水平最高，峰值冲高至4万MW附近，全月中枢维持在3.6-3.8万MW区间；8月继续高位运行，全月中枢在3.4-3.8万MW区间，下旬起有所回落。进入9月后送电明显转弱，9月上旬峰值冲高至3.95万MW附近，但中下旬快速回落，9月送电均值约3.22万MW，较8月下降约0.39万MW，较2025年同期减少约0.53万MW（下降约14%）。10月送电进一步回落，月均约2.57万MW，中枢在2.47-2.7万MW区间，峰值约2.98万MW，中旬约2.51万MW；最近7天均值约2.51万MW，与10月中旬基本持平，同比减少约0.3万MW（下降约11%），同比降幅较小主要因上年同期送电已明显回落。从去年同期看，2025年10月下旬西电送电已回落至约2.7万MW，11月上旬约2.15万MW、中旬回升至约2.43万MW、下旬回落至约2万MW，月均约2.19万MW，较2025年10月（约3.14万MW）明显回落。综合判断，10月西电送入量明显低于去年同期。参照上年10月至11月西电送入明显回落的季节规律，预计2026年11月西电送入量将在10月基础上继续回落；今年10月中旬起送电已处于较低水平，继续回落的空间可能小于上年，回落幅度仍有不确定性，整体水平可能接近或低于2025年11月（月均约2.19万MW）。若按此判断，11月西电东送对广东日间及平段电价的压制作用将较10月进一步减弱，也可能弱于2025年同期；西电送入量减少后本地机组出力需求相应上升，对电价形成一定支撑，晚高峰及尖峰时段的价格波动风险需重点关注。

2025年11月广东全省电网检修条数日均约19条，检修容量日均约0.607万MW，500kV、220kV检修条数分别约7条和12条。进入2026年下半年后，8月迎峰度夏期间检修处于低位，检修条数日均约34条、检修容量日均约0.186万MW；9月起检修逐步恢复，9月检修条数均值约63条、检修容量均值约0.639万MW；10月进入检修季后明显抬升，检修条数均值约109条、检修容量均值约2.041万MW，最近7天约135条、1.946万MW，500kV和220kV最近7天分别约52条和82条。

因此，2026年11月检修侧走势取决于检修季收尾节奏。从图5、图6看，2026年10月检修条数和容量与2025年同期大体相当、略低，而2025年检修季在10月末至11月初明显退坡；近期检修条数仍在高位，检修容量已较10月均值有所回落。若今年节奏与上年相近，11月检修将较10月明显回落，月初仍可能处于相对高位。当前最近7天检修容量约为2025年11月均值的3.2倍；若检修计划延续至11月中下旬，机组容量检修对供应的约束将明显强于2025年11月。输变电检修条数处于高位时，局部网架约束和高负荷日晚峰可能放大现货价格波动。

2025年11月沿海电煤5500K成交价月均约810元/吨，天然气价格月均约4366元/吨。2026年燃料侧的同比位置：煤价8-9月月均约852-938元/吨，10月均值升至约997元/吨，最新报价约1004元/吨，较2025年11月均值高约194元/吨（约24%）；天然气价格8-9月月均约5755-5993元/吨，10月均值升至约6874元/吨，最新报价约7344元/吨，较2025年11月均值高约2978元/吨（约68%）。

据此判断，2026年11月一次能源价格对电价的成本约束明显强于2025年11月。煤价近几个月逐月上行、近期在高位小幅上行，11月可按约1004元/吨的高位处理，若继续上行将进一步抬高燃煤机组成本底部；天然气价格持续走高并处于明显高位，将继续支撑气电边际报价，尤其限制18-22时晚高峰价格下行空间。综合看，11月燃料侧为“煤价高位小幅上行、气价持续走高”的结构，对月均价格是偏上影响，对晚峰价格是更直接的上行风险来源。

日前现货市场日均预计约454元/兆瓦时（月度日均中枢，逐日中位数约462元），跨日波动范围287~526元/兆瓦时。晚高峰时段（18-22时）均值约574元/兆瓦时，最高约647元（19时）；日间光伏出力窗口（10-16时）均值约343元/兆瓦时。工作日日均（约469元）明显高于周末（约418元）。11月日前统一结算价较10月（约482元）有所回落；上年同期价格由10月（约333元）明显回落至11月（约250元），本月回落幅度小于上年同期，下旬回落更明显（下旬中枢约416元）。同比2025年11月约+81%，燃料成本明显高于上年同期且仍在上行、西电送入预计不高于上年同期，对价格形成支撑；检修季收尾节奏是需要跟踪的背景因素，上行空间则受新能源高渗透率压低日间边际成本约束。80%置信区间（P10-P90）月均为[294, 527]元/兆瓦时。

基于小时级预测曲线，对11月典型日00:00-23:00日前统一结算价进行估算如下。预测中枢对应常规天气和正常送受电条件，日均约454元/兆瓦时；上行情景对应负荷偏高、冷空气扰动、阴天云量偏多压制光伏出力、晚峰爬坡或局部约束放大的情况，日均约527元/兆瓦时。

注：表格底色按本表内预测中枢和上行情景电价统一归一化生成，绿色表示相对低价窗口，红色表示相对高价风险窗口，颜色越深表示相对偏离越明显。

分旬预测与价格分布

进一步满足产销协同和检修计划安排需要，11月预测不建议拆解到单日刚性价格，但可以按上旬、中旬、下旬叠加工作日、周末和天气扰动特征进行分层判断。总体看，工作日价格中枢明显高于周末；日内相对高价风险主要集中在18:00-22:00晚峰（19时约647元为日内最高），17时和0时前后价格也处于相对高位；10:00-16:00日间光伏出力窗口仍是相对低价时段（11时约264元为日内最低）。

分旬看，上旬价格中枢约479元，为三旬高位；中旬约467元，略高于全月均值；下旬约416元，为三旬低位，明显低于全月均值。检修集中与西电送入回落叠加时，晚峰价格上行风险更集中。

2026年1-10月现货运行分析与11月日前价格参考

（1）2026年1-10月月度运行复盘

2026年1-10月现货月均结算价：1月324元（同比+7%），2月248元（-28%），3月346元（-2%），4月507元（+48%），5月401元（+24%），6月437元（+47%），7月366元（+16%），8月399元（+48%），9月459元（+56%），10月约482元。波动由新能源入市、季节性负荷、春节假期、检修密集度和迎峰度夏负荷五因素叠加驱动；其中3月下旬至4月初，新能源入市后的首轮高价波动与检修、负荷因素叠加，带动4月月均显著冲高，5-8月回落但仍维持在较高区间，9-10月在燃料成本上行、检修增多和西电送入回落的背景下再度走高，同比整体明显抬升。

（2）11月日前价格参考

基于预测月度中枢454元（逐日中位数约462元）和P10-P90区间[294, 527]元/兆瓦时，全月日前统一结算价参考中枢约在416-479元/兆瓦时。工作日中枢约469元，周末约418元。燃料成本对晚高峰的支撑增强，交易定价可在中枢基础上保留适度上行预留。

2026年1-11月峰平谷价格结构

2026年1-10月数据显示：平段均价多数月高于峰段均价。根本原因是现行峰段包含10-11时午间光伏压价时段，而平段包含19-21时真正晚高峰。11月预测峰段约430元、平段约458元、谷段约471元，谷段高于平段、平段高于峰段，谷段较峰段高约10%；10月峰段约465元、谷段约492元，谷段偏高的幅度较10月有所扩大。

晚峰溢价

11月晚峰溢价明显：18-22时均值约574元/兆瓦时，较全月日均高约26%，其中19时约647元为日内最高；10-16时日间光伏出力窗口均值约343元/兆瓦时。

按用户实际用电曲线看：工业用户（8-17时）用电集中在日间相对低价时段；商业用户（10-22时）兼顾日间与晚峰；晚间负荷占比较高的一般工商业用户（19-23时）需重点关注晚峰价格风险。

（1）周内价格模式

入市后稳态期（2025-11至2026-03-19）数据：工作日日均约289元，周末约281元，价差约9元。工作日与周末的差异在晚峰（17-21时）和午间光伏压价时段（11-13时）均有体现：工作日晚峰约411元、周末约388元；午间工作日约180元、周末约144元，午间价差大于晚峰。11月预测工作日（约469元）与周末（约418元）价差约51元，明显大于稳态期价差水平。

（2）周交易定价参考

11月典型周（非假期）周度日前价格参考中枢约423-474元/兆瓦时，其中前三周约466-474元，11月23-29日一周回落至约423元。若遇冷空气或临时检修集中周，应结合临近天气、检修和实际价格信息调整风险溢价。

（3）日交易与日前现货

每日下午需结合小时级价格预测、检修计划和气象预报判断日前价格。11月检修季收尾节奏和西电送入变化对日前价格扰动加大，建议结合临近天气、检修和实际价格信息动态调整。

11月日前统一结算价的80%置信区间（P10-P90）月均约[294, 527]元/兆瓦时，上行情景主要对应晚峰负荷偏高、新能源出力偏弱、检修集中或燃料成本继续上行。若出现持续高负荷、冷空气扰动或临时检修集中，晚高峰价格上行风险将扩大，需结合临近天气、检修和实际价格信息动态调整。