就在臨近今年國慶中秋長假之際，四川電力現(xiàn)貨市場在進入結(jié)算試運行過程中出現(xiàn)了一個奇怪的現(xiàn)象——9月20日當天，省內(nèi)電力現(xiàn)貨價格出現(xiàn)全天負電價，出清最高價格為-34.8787元/兆瓦時（即-0.034元/度），最低價格為-50元/兆瓦時（即-0.05元/度），引發(fā)各界的熱議。

此前負電價已在山東、浙江、內(nèi)蒙古等多地發(fā)生，它是如何產(chǎn)生的？會如何影響電廠收益？明知電價為負，發(fā)電企業(yè)為何選擇不停機繼續(xù)發(fā)電？

《每日經(jīng)濟新聞》記者（以下簡稱每經(jīng)記者）采訪了多位發(fā)電企業(yè)、能源專家和高校學(xué)者，試圖還原負電價背后的真相。

負電價頻率逐步增加

采訪中有業(yè)內(nèi)人士告訴記者，負電價的形成與我國電力現(xiàn)貨市場的限價規(guī)則相關(guān)。

我國各地電力現(xiàn)貨市場都會設(shè)置交易限價，多數(shù)省份最低限價為0元/度。部分允許價格為負的地區(qū)如山東、內(nèi)蒙古，此前就曾出現(xiàn)過負電價，這通常發(fā)生在電力供應(yīng)過剩、市場需求不足的情況下。

每經(jīng)記者梳理發(fā)現(xiàn)，近幾年來，國內(nèi)電力市場的負電價現(xiàn)象從零星出現(xiàn)到逐漸增多，并呈現(xiàn)“從單點到多省、從短時到長時”的趨勢。

2019年，山東電力現(xiàn)貨市場在國內(nèi)首次出現(xiàn)負電價——-0.04元/度的出清價格；2023年，山東電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)連續(xù)21小時負電價；2024年“五一”期間，山東電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)連續(xù)22小時負電價。

清華大學(xué)電機系副教授郭鴻業(yè)接受每經(jīng)記者書面采訪時透露，截至2024年，山東日前市場（電力現(xiàn)貨市場中的主要交易形式，以一天作為時間提前量組織市場）和實時市場出現(xiàn)負電價的時間占比分別約為11%和14%。

到了2025年，負電價出現(xiàn)范圍有所擴大。

1月，浙江首次出現(xiàn)負電價，浙江電力現(xiàn)貨市場連續(xù)兩日報出-0.2元/度的最低電價，成為中國第二個具有現(xiàn)貨負電價的現(xiàn)貨市場；

4月，內(nèi)蒙古首次出現(xiàn)負電價，蒙西電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場日出清最低價為-0.004元/度；

9月，四川電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行階段出現(xiàn)全天負電價……

烏東德、白鶴灘、溪洛渡、向家壩、三峽、葛洲壩6座梯級水電站沿長江干流自上而下排列構(gòu)成了世界最大清潔能源走廊，圖為三峽大壩和外送輸電線路 新華社發(fā)（鄭家裕攝）

不少人好奇，負電價的數(shù)值究竟是如何確定的？

首先要了解，電力市場出清就是根據(jù)市場規(guī)則和所有買家及賣家的報價，最終確定“誰發(fā)電、發(fā)多少、誰用電、用多少、按什么價格結(jié)算”的過程。

某發(fā)電企業(yè)中層人士向每經(jīng)記者進一步解釋，若某天某個時間點，某電力現(xiàn)貨市場需要100萬度的電力，所有發(fā)電廠商和用戶都在同一平臺報價，市場組織者收集全網(wǎng)的發(fā)電資源和用電需求，發(fā)電企業(yè)報的是自己愿意賣出的電量和價格，用電方報的是想買的電量。市場運營機構(gòu)按發(fā)電企業(yè)報價從低到高的順序排序，逐一形成成交電力，直到可提供的電力疊加起來能滿足100萬度的用電需求。

最后一家滿足市場負荷需求的發(fā)電企業(yè)報價，就是當天該時段的市場出清價，也叫作邊際電價。因此這個時段中，所有中標發(fā)電機組的發(fā)電量都按照這一價格結(jié)算電費。若最后這家電廠的報價為負數(shù)，該時段的電力現(xiàn)貨市場電價就是這一負值。

現(xiàn)貨市場出清價格通過競價排序產(chǎn)生，當某特定時段電力供給大于需求時，就可能產(chǎn)生負電價

負電價出現(xiàn)與保障性收購新能源結(jié)算機制相關(guān)聯(lián)

我國負電價現(xiàn)象從罕見到頻次增加，導(dǎo)致負電價出現(xiàn)的因素并不相同。

郭鴻業(yè)進一步告訴每經(jīng)記者，負電價是多重因素共同作用的結(jié)果，其形成原因與電力供需在時空維度上的結(jié)構(gòu)性失衡有關(guān)，既有新能源高比例規(guī)?；⒕W(wǎng)的必然性，也暴露出傳統(tǒng)電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的局限性，并且部分制度體系與市場規(guī)則也助推了負電價頻率的提升。

他按照成因?qū)⒇撾妰r歸結(jié)為兩大類：固有負電價與機制負電價。

“固有負電價是在高比例新能源滲透背景下必然會發(fā)生的現(xiàn)象，在不同的電力市場中具有共性特征，普遍存在于我國和國際上許多電力現(xiàn)貨市場中，其主要由電力系統(tǒng)物理特性和電力市場運行特征造成。例如，在高比例新能源滲透的電力系統(tǒng)中，傳統(tǒng)電源受技術(shù)和經(jīng)濟的雙重約束，短期調(diào)節(jié)能力有限。”

郭鴻業(yè)進一步舉例：一臺燃煤機組從停機狀態(tài)啟動到滿負荷出力狀態(tài)可能需要十幾個小時，而完成一次完整的啟停循環(huán)，其綜合成本可能達到十幾萬元甚至更高。因此，傳統(tǒng)燃煤機組為避免頻繁啟停帶來高昂的成本損失，會選擇在自身最低技術(shù)出力限制以下報出負價。這一策略是確保機組能持續(xù)運行在最小出力水平及以上，以維持自身不停機運行，通過承擔短期收益損失來規(guī)避啟停產(chǎn)生的更大成本，并具備快速響應(yīng)后續(xù)調(diào)節(jié)的能力。

另外，按照集中式現(xiàn)貨市場出清原理，市場出清的價格為考慮電力系統(tǒng)物理約束后的邊際機組（滿足需求的最后一個機組）的申報價格。這意味著，對于近零變動成本的新能源發(fā)電主體來說，在現(xiàn)貨市場中盡可能地報較低的邊際成本價并享受火電機組作為出清邊際機組時的市場價格，是最優(yōu)策略。然而，在新能源滲透率較高的地區(qū)，個別時段出現(xiàn)新能源申報的發(fā)電供給總量超過實際用電需求的情況是比較常見的。此時，低報價的新能源機組將會成為邊際機組，導(dǎo)致電力市場出清價格降低或進入負電價區(qū)間。

另外，新能源發(fā)電主體還可以從綠證市場和碳市場等渠道獲取環(huán)境權(quán)益收益，新能源在負電價的情況下仍舊能夠保持一定的綜合收入。因此，多種市場收益結(jié)構(gòu)導(dǎo)致了部分新能源主體傾向于報負電價搶占更多的出清電量，以犧牲部分電能量收益為代價，來增大其發(fā)電小時數(shù)，以獲取更多的環(huán)境權(quán)益收益。

機制負電價則與不同電力市場的具體機制設(shè)計密切相關(guān)。

由特定市場機制所誘發(fā)的負電價，其頻率會隨著新能源滲透率的提升而顯著增加。郭鴻業(yè)又列舉了我國三類可能引發(fā)或加劇負電價的電力市場機制。

第一類是激勵新能源大規(guī)模發(fā)展、穩(wěn)定新能源收益的保障性機制。在《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（以下簡稱“136號文”）執(zhí)行前，我國許多地區(qū)的電力市場中，新能源仍按高比例保障電價進行結(jié)算。

郭鴻業(yè)以某省新能源實際發(fā)電量的10%按照現(xiàn)貨價格結(jié)算、90%電量按照燃煤發(fā)電基準價結(jié)算，與國家/地方財政補貼形成（已逐步退出）的上網(wǎng)電價價格結(jié)算的模式為例解釋，前述機制通過人為設(shè)定結(jié)算比例，保障了新能源主體的基礎(chǔ)收益，但也形成了保底收益鎖定和超額收益的雙重激勵結(jié)構(gòu)。在這種機制下，新能源發(fā)電企業(yè)為了爭取更多的電量交易，傾向于報低價，以確保更多電量能夠上網(wǎng)，讓收益最大化。

郭鴻業(yè)強調(diào)，當“136號文”出臺后，新能源上網(wǎng)電量雖然全部參與市場，但其依然可以通過差價合約獲得場外補貼激勵，也未能完全消除其對負電價頻率增加的影響。此類問題也常見于國際上使用差價合約（CfD）保障新能源收益的市場，例如英國電力市場和德國電力市場。為此，英國電力市場從今年開始暫停了負電價時段對新能源主體的差價補貼。

第二類是中長期高比例簽約限制現(xiàn)貨優(yōu)化空間。在高比例中長期合約的約束下，發(fā)電企業(yè)的大部分電量以提前確定的價格進行結(jié)算，鎖定了大部分收益。

即使現(xiàn)貨市場出現(xiàn)負電價，發(fā)電企業(yè)僅需承擔剩余小部分電量的虧損，整體收益仍能保持穩(wěn)定甚至實現(xiàn)盈利。高比例的中長期合約在一定程度上削弱了現(xiàn)貨市場價格信號的作用，降低了經(jīng)營主體在現(xiàn)貨市場理性競爭程度。

這也就是人們常說的“負電價不等于負電費”——由于有高比例中長期合約的保障，在結(jié)算層面不會出現(xiàn)發(fā)電主體真的“付費發(fā)電”的情況，至多是讓出了一部分發(fā)電利潤。

第三類是用戶側(cè)價格傳導(dǎo)受限。我國用戶側(cè)分時電價機制的時段劃分是提前設(shè)定的，價格數(shù)值也相對確定，難以與批發(fā)市場的現(xiàn)貨負電價有效響應(yīng)。因此用戶側(cè)無法感知現(xiàn)貨市場的實時動態(tài)價格波動，特別是無法接收負電價信號，響應(yīng)能力不足從而導(dǎo)致負電價的持續(xù)時間拉長。

遼寧省鐵嶺市大青水庫拍攝的光伏發(fā)電板 新華社記者 楊青 攝

因此，在新能源發(fā)電量較高時，盡管在批發(fā)市場存在負電價，但是無法傳導(dǎo)至參與零售市場的廣大用戶處，無法引導(dǎo)他們消納過剩的電力。這個現(xiàn)象也導(dǎo)致了即便負電價的頻率已經(jīng)很高，但是其帶來的低價用能社會福利并沒有充分傳遞給廣大的終端用戶群體。

即便負價，發(fā)電廠商仍可通過差價合約獲得補貼激勵

為何產(chǎn)生負電價卻不會給發(fā)電企業(yè)造成負收益？根據(jù)電力交易規(guī)則，前者只是現(xiàn)貨市場實時交易價格，因此不能理解成發(fā)電企業(yè)最終收益。

我國電力交易方式按照交易周期，分為中長期交易和現(xiàn)貨交易，兩者相互補充。中長期交易相當于“預(yù)售”，買賣雙方約定好未來某段時間的電量、價格；現(xiàn)貨交易是提前一天或當天根據(jù)實時需求當場撮合交易，價格隨行就市。

因此，不同的交易方式和交易比例，決定了發(fā)電企業(yè)的賣電收益，不是簡單地以“發(fā)了多少度電×單價”來進行結(jié)算。

按照《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》要求，R電能量= Q中長期 × (P中長期 ? P日前) + P日前 × Q日前+ P實時 × ( Q實時 ? Q日前)。即發(fā)電企業(yè)的電能量收益（即賣“電”的錢）由三部分構(gòu)成：中長期差價合約收入、日前市場收入及實時市場電量偏差收入的部分。

某發(fā)電企業(yè)高層人士梁華（化名）告訴每經(jīng)記者，結(jié)合負電價出現(xiàn)的場景，以運行日前市場的省內(nèi)現(xiàn)貨市場發(fā)電機組A某日某時的電費收益舉例說明：

發(fā)電機組A在某一時刻的各項電費綜合收益情況

因此，即便現(xiàn)貨市場出清價處于負價，發(fā)電商仍可通過中長期差價合約獲得補貼激勵，也決定了負電價對電廠收益的總體影響是有限的。

更頻繁的負電價將影響中長期交易價格走勢

既然造成負電價的原因復(fù)雜多樣，目前我國已經(jīng)出現(xiàn)負電價的山東、內(nèi)蒙古、浙江、四川等省份，背后原因又有何不同？

博眾智合能源轉(zhuǎn)型中國電力項目主任尹明接受每經(jīng)記者電話采訪時表示，共同原因是電力供應(yīng)過剩。不過各地電源結(jié)構(gòu)、氣候條件等因素不同，導(dǎo)致電力供大于求的具體成因也有所不同。

像山東等新能源大省，主要因為節(jié)假日用電企業(yè)負荷減少，同時新能源大發(fā)又擠壓了傳統(tǒng)發(fā)電市場空間。而四川則與當前所處的豐水期有關(guān)，由于豐水期水電站的發(fā)電能力極大提升，但電力需求并未同步出現(xiàn)大幅增長，最終也會導(dǎo)致供大于求。

“既然電力出現(xiàn)用不完的情況，發(fā)電企業(yè)為啥不直接減少供應(yīng)？比如讓風機暫停運轉(zhuǎn)、水庫直接排水不發(fā)電？”這樣的問題，成為不少人關(guān)注負電價時的困惑。

多位能源專家均向記者提到一大重要原因——發(fā)電廠必須上網(wǎng)交易電力，才能獲得電量指標。

梁華透露，我國發(fā)電廠的收入來自賣電，除此之外幾乎沒有其他收入渠道，其中火電廠會涉及容量電費（保障電廠固定成本回收）和輔助服務(wù)收入（提供備用、調(diào)頻等服務(wù)的收益），但收入較少。因此，電量是發(fā)電企業(yè)對下屬電廠考核的一個重要指標。某些情況下，即使收入目標未能完成，但只要完成了電量指標就行，特別是對新能源企業(yè)更是如此。

雖然負電價不等于負電費，但梁華也向每經(jīng)記者提醒，若未來低電價或負電價現(xiàn)象更頻繁地發(fā)生，將對新能源的平均價格和收益預(yù)期產(chǎn)生深遠影響，進而影響中長期交易價格的走勢。

“如果新能源企業(yè)長期面臨收益下降的困境，將難以吸引足夠的投資用于項目建設(shè)和技術(shù)研發(fā)，對新能源產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展構(gòu)成嚴重威脅，不利于新能源投資建設(shè)?！绷喝A說。

不過，按照“136號文”要求，過去新能源享受的“部分市場化+部分保障性收購”政策成為歷史。既然2025年6月1日起投產(chǎn)的新能源增量項目實現(xiàn)機制電價，通過年度自愿競價形成，是否會減少報負價的頻率？

郭鴻業(yè)告訴每經(jīng)記者，增量新能源場站全部上網(wǎng)電量都需要參與市場，僅有一部分發(fā)電量可按照機制電量結(jié)算。如在山東電力市場，風電（按照機制電量結(jié)算的比例）為70%，光伏為80%，剩余電量依然需要以現(xiàn)貨市場的價格結(jié)算。這能夠在一定程度上增加新能源在現(xiàn)貨市場的理性報價程度，減少其負價地板價報價策略，從而減少負電價的發(fā)生。

“但在全面推動新能源市場化與取消強制配儲政策的背景下，負電價現(xiàn)象的常態(tài)化趨勢恐將難以避免?！?/p>

因此，郭鴻業(yè)建議，應(yīng)正確認識負電價，既承認其是高比例新能源電力系統(tǒng)的常見現(xiàn)象，同時合理完善機制設(shè)計避免超高頻率的負電價現(xiàn)象出現(xiàn)，引起社會恐慌和對能源體系發(fā)展的錯誤判斷。并且應(yīng)采用先進的電力市場數(shù)據(jù)分析方法，使用包括人工智能、數(shù)據(jù)逆向分析等技術(shù)，辨析市場中固有負電價和機制負電價的構(gòu)成比例，以引導(dǎo)更好的市場機制設(shè)計。

“此外，還應(yīng)構(gòu)建包含負電價小時數(shù)、負電價均值、新能源滲透率、市場交易均價與機制電價差額等關(guān)鍵指標的定量警示指標體系。同時完善實時監(jiān)測與防范機制，通過實時監(jiān)測及時識別風險并提前采取防范措施，確保電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行及新能源高質(zhì)量發(fā)展。”