再探“负电价”

来源：南方能源观察 时间：2025-11-10 11:29

　　来水同比偏丰、气温下降导致负荷同比下降，四川电力现货市场2025年9月20日出现了全天“负电价”。

　　此前，山东、浙江等地已多次出现“负电价”，但持续时间未达到全天。随着我国新能源装机持续增长且全面入市及电力现货市场全面铺开，2024年以来，零负电价逐渐从偶发走向常态化，其出现频率和持续时长的变化值得关注。

　　10月31日，在国家能源局举行的新闻发布会上，国家能源局市场监管司副司长张燕秦表示，这既是供需关系呈现时段性不平衡的直接体现，也是新能源消纳通过现货市场价格的直接反映。短时出现“负电价”，可以看作电力市场的“信号灯”，能够激励机组深调、用户填谷，引导储能等各类新型主体投资建设，共同为清洁能源发电让出空间。如果长期出现“负电价”，可能意味着电力明显供大于求，需要根据市场价格信号进一步优化电力系统调节能力。

　　近日，多位电力行业从业者对《南方能源观察》（以下简称“eo”）记者表示，应将零负电价视为信号，以此为契机推动系统性规划、完善市场机制设计。

　　回顾四川全天负电价

　　2025年9月，沉寂了一段时间的四川电力现货市场再度启动。根据《四川电力现货市场2025年结算试运行工作方案》，四川9月开展短周期结算试运行，10月开展整月结算试运行，11—12月进入连续结算试运行，逐步实现四川电力现货市场常态化运行。不同于以往的丰水期“水电现货”和平枯水期“火电现货”，这次四川运用了“水火同台”新模式。

　　9月20日，四川电力现货市场就出现了全天负电价，最高出清价为-34.8787元/兆瓦时，最低为-50元/兆瓦时，全天达到下限价格的时段有56个，引发业内关注。

　　四川有着我国为数不多以水电为主的省级电力现货市场，水电装机占比高达73%。同风电、光伏发电一样，水电边际成本接近零。公开信息显示，2025年9月，四川水电上网量同比飙升34.7%，风电、光伏等新能源上网量同比增长28.7%，供给端“火力全开”。然而，气温下降让四川的居民及工商业制冷用电锐减，经济结构调整又使工业用电增速放缓，网供用电同比下降18.1%。

　　多位业内人士在接受eo记者采访时透露，四川来水较往年同期偏丰，部分具备调节能力的水电站9月采取蓄水策略，在9月20日左右恰好达到库容临界值，于是申报负电价发电来缓解库容压力。

　　此前四川电力现货市场规则并未允许报负电价。2025年1月27日，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）规定，适当放宽现货市场限价，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定。四川在2025年8月发布的《四川电力现货市场规则体系V2.0（征求意见稿）》中，将电能量申报价格、出清价格上下限定为-50—800元/兆瓦时，开始允许报负电价。

　　据eo记者不完全统计，目前，我国山东、浙江、内蒙古、辽宁、江西等地允许现货市场出现负电价，除山东、浙江外，多地是在136号文发布之后首次允许现货市场价格下限为负。

　　对发用双方来说，负电价不等于负电费。四川新能源机组有机制电价，煤电机组有政府授权合约，2025年煤电政府授权合约价格为439.2元/兆瓦时。此外，四川煤电容量电价为165元/（千瓦·年）（含税），高于全国多数省份。

　　公开信息显示，综合中长期市场、新能源补贴及煤电容量电价等因素后，四川负电价对发电侧总体收益影响有限。9月20、21日，四川水电结算均价183元/兆瓦时，甚至略高于9月月度结算均价（177元/兆瓦时），煤电、新能源发电额外获得政府授权合约、可再生能源电价补贴后，平均收益更高。

　　四川电力现货市场备受业内关注的不止负电价，还有价格波动。多位业内人士透露，四川除9月20—28日密集出现负电价外，9—10月还多次“摸高”现货市场价格上限。

　　2025年9月29日，国网四川电力调度控制中心发布的《关于实施市场价格异常风险防范措施的公告》（以下简称《公告》）要求，当全天实时出清价格累计8个小时低于0，次日申报时取消水电作为价格接受者的参与方式，同时对水电分段容量系数、燃煤火电报价分段价差系数等进行调整；当全天实时出清价格累计8个小时达到电能量出清价格上限，次日申报时调整水电报价分段容量系数。

　　上述业内人士表示，这意味着水电机组在负电价频发时，不但要报量报价参与现货市场，而且只能报较少比例的低电价，目的是减少负电价发生，报价分段容量系数调整也将抑制现货高电价产生。

　　有业内人士认为，这一规则调整存在干预市场的嫌疑。

　　2025年10月16日，四川发布《四川电力现货市场规则体系V3.0（征求意见稿）》，在市场干预相关章节中新增“常态化价格监测”，要求异常时及时汇报，新增“丰水期电量供需比≤1.25”作为市场力触发条件。

　　“地板价”多地频发

　　近年来，我国负电价逐步从偶发走向常态化。公开信息显示，2019年，山东首次出现-40元/兆瓦时的负电价；2023年，山东出现连续21个小时负电价；2024年“五一”期间，山东负电价达22个小时。2025年负电价范围扩大，1月，浙江连续两日报出-200元/兆瓦时的负“地板价”；4月，蒙西电网最低至-4元/兆瓦时；9月，四川出现全天负电价。

　　早在四川出现全天负电价之前，零负电价就已成为2025年多场电力市场论坛与会嘉宾讨论的热点。有与会嘉宾介绍，山西、山东、甘肃等省负电价或“地板价”情况较为频繁。

　　清华大学电机系副研究员郭鸿业透露，山东电力现货市场2024年日前和实时市场年均负电价频率分别为10.93%和14.21%。除负电价外，零电价作为部分省区的价格下限也体现出现货市场极端供需情况愈加频繁。2024年，山西日前电力市场中的零电价频率年均值为4.92%，大多发生在中午时段。山东和山西的零负电价存在典型的分季节和分时段特征，冬天和春天正午12点到14点零负电价较为高频出现，此时正是光伏大发的时候。

　　甘肃作为高比例新能源典型省份，频频“触底”40元/兆瓦时的正“地板价”。由于甘肃新能源渗透率高于山东和山西，2024年日前市场和实时市场的“地板价”频率也高于山东和山西。

　　2024年，欧洲频繁发生负电价，持续时间比过去两年更长。2024年，德国全年负电价时间长达468小时，占比达5%；同年，法国、英国、西班牙等国负价时长也呈现持续增长趋势。

　　该现象在2025年仍然延续，根据国际能源署（IEA）发布的《2025年中期电力更新报告》，2025年上半年，德国、荷兰和西班牙等国电力批发市场上的负电价时段占比达到8%—9%，高于2024年的4%—5%。

　　欧洲出现负电价的直观原因是短时间内电力供应过剩及电力需求不足。据2024年11月14日欧洲能源监管合作机构（ACER）发布的《欧盟电力批发市场整合进展——2024年市场监测报告》（以下简称《报告》），风能和太阳能等可再生能源在有利天气条件下同时大量发电，导致供大于求。传统“非响应性”电厂，如核电、热电联产电厂等，由于无法快速调整输出功率，在风电和太阳能大发时仍继续运行，会加剧短时间内的供需失衡。负电价反映出电力系统缺乏储能、需求侧响应等灵活性调节资源。

　　影响几何

　　“对发电侧市场主体来说，零负电价肯定有影响，但因为可以用中长期合约等工具对冲风险，依然有套利机会。”一位发电集团电力交易从业者对eo记者说。

　　目前我国大多数省份中长期市场价格与现货市场价格存在明显价差，而现货市场交易电量占比一般在10%以内，中长期合约保障了发电企业电量电价的“基本盘”。

　　然而，136号文规定，允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容。据eo记者了解，甘肃等地已基本取消中长期强制签约比例。

　　部分受访者认为，随着中长期合同签约比例的放开，现货市场价格将更能向中长期市场传导，导致两者价格趋同。在此市场预期下，零负电价对发电侧的影响将越来越大。

　　不过，多位受访者认为，零负电价对发电侧主体的影响，要分不同电源品种，以及短期和长期来看。

　　对火电机组来说，零负电价最直接的短期影响是火电机组在现货市场中结算的电量不仅没有收入，反而可能需要“付费”发电，没有足够中长期合约覆盖或合约价格不佳的火电机组会即时亏损。启停成本高、技术惯性大的火电机组无论是报零负电价维持运行避免停机损失，还是主动降低出力或停机，都将面对更为复杂的运行政策和市场报价策略。

　　也有受访者表示，目前在大多数省区，零负电价对火电影响比较有限，因为在光伏大发等零负电价高发时段，火电本已压最小技术出力发电，又通常有相应的市场机制补偿启停成本和空载成本。“但如果出现四川这样的全天负电价，火电还是会面临损失。”

　　郭鸿业认为，短期看，火电在电能量市场的收益必然受到侵蚀，长期看则将加速部分火电机组退役，推动火电机组灵活性改造，体现容量价值。

　　零负电价对新能源的影响因省而异。在部分光伏大省，光伏可能50%的电量在零负电价时段发出，补贴项目使负电价下探幅度更不合理，平价光伏项目若没有机制电费，预计受损严重。“短期可操作空间不大，长期要靠合理投建新能源。”上海绿肆数创新能源科技有限公司技术总监龚昭宇直言。

　　另一位受访者则认为，新能源要学会报零电价主动弃电，以及通过主动配储增强调节能力。

　　郭鸿业认为，新能源短期内会有一定收益损失，未受机制电量保护的部分直接面对市场价格，负电价预计将打击部分投资积极性，以及对市场交易策略提出更高要求。

　　零负电价利好储能发展是众多业内人士的共识。短期通过价格信号直接驱动储能经济性提升，长期随着零负电价激发更多用户侧灵活性，将倒逼储能迭代与精细化管理。不过，也有受访者指出，利好程度有限，储能依然需要容量补偿。

　　对用户侧来说，虽然目前零负电价信号的直接传导有限，但随着现货市场全面铺开，现货价格会进一步影响用户侧。郭鸿业分析，批发用户受负电价直接影响，能够根据价格信号优化资源配置，降低购电成本，释放灵活性；零售用户受负电价间接影响，通过分时价格信号优化资源配置，降低购电成本。

　　“2025年现货市场价格走低，售电公司已经有了降价预期，现在正在自发为用户降价。当价格传导到用户侧之后，用户自然地会在零负电价时段增加用电，零负电价必然越来越少。”一位山东受访者说。

　　另有受访者以江苏为例指出，当午间低谷电价被设定在较低水平，当地企业展现出较强的适应性，快速调整生产计划增加低价时段的用电量。“用户侧是具备调节能力的。”

　　“终有一天，发电侧将学会如何弃电，用户侧将学会如何削峰填谷，零负电价会减少，这可能是一个比较漫长的过程，需要耐心。”另一位受访者说。

　　缓解零负电价的“四个配方”

　　零负电价的频繁出现，使得近年来国内外出现调整边际出清价格机制的声音。然而，大多数业内人士依然认为，边际出清是目前反映电能量价值、调峰调频价值、阻塞成本的最好方法。市场机制的调整应围绕“让价格真实反映供需与成本，并激励灵活性资源”这一核心目标展开。

　　郭鸿业分析，负电价可分为固有负电价和机制负电价，其中，固有负电价是电力系统物理特性与电力市场边际出清基本原理导致的负电价，即在节点出清机制下，网络阻塞与机组组合可能会产生网络中特定节点的出清电价为负，是当前电力系统不可避免的现象。

　　但也不排除会有某些由于特定市场机制诱发的负电价，也就是机制负电价。机制负电价的发生频率随新能源渗透率提升而显著提升，随市场机制而变化。

　　“对于固有负电价，应当允许其在合理范围内体现市场的供需关系，激励资源进行优化配置，优化电力系统的供需结构。对于机制负电价，应该通过完善市场机制，防止由于不合理的市场机制设计造成过高频率负电价，影响现货市场价格信号意义。”

　　1、场外补贴机制：抑制负价冲动

　　当市场主体拥有一些现货市场“场外机制”带来的收益时，其在现货市场中的报价会“有恃无恐”，因此扭曲现货市场价格信号。

　　剑桥大学教授迈克尔·波利特（Michael Pollitt）在接受eo记者采访时表示，欧洲负电价的其中一个成因是，部分可再生能源开发商无论其电力是否对系统有价值都能获得补贴，并通过补贴获得收益，因此无须考虑市场实际的供需平衡状况。

　　由于可以获得上市电价补贴（Feed-in-Premiums，简称FIP），德国可再生能源往往没有动力在大发时减少发电量。

　　相关研究建议，补贴方案应激励可再生能源生产商在对电力系统有利时发电，可以通过应用差价合约（Contracts-for-Difference, CfDs）实现这一目标。波利特建议欧洲重新设计补贴方案合约框架，例如,当出现负电价时，规定可再生能源企业不得参与市场投标。“要求发电商暂停发电一小时后，在其补贴合约期满后延长一小时补贴时长。仅通过这种补贴机制的简单调整，就足以消除大量负电价。”

　　德国《可再生能源法》（EEG 2023）规定，2024年和2025年，电力现货市场价格连续三个小时以上为负时，补贴降至零。

　　对于我国的可再生能源，龚昭宇说，应该鼓励补贴和非补贴项目都报量报价参与现货市场，给予其与其他发电主体相同的权利，但在制定申报价格下限时可以非补贴项目真实可获取的场外收益为参考，否则可能使补贴项目非理性报下限价格，抢占非补贴项目的合理发电空间。

　　2、中长期：从“铁饭碗”到风险管理工具

　　长久以来，中长期市场被定位为“压舱石”，在零负电价频发背景下，“压舱石”是否还能压得住？

　　中国社会科学院工业经济研究所研究员冯永晟在2025电力市场秋季论坛上说，目前很多被定为“压舱石”的措施，某种程度上反而加剧了负电价出现的频率，如要求签订高比例中长期合约，强化刚性执行。

　　郭鸿业也持有类似观点，高比例中长期合约虽然在一定程度上稳定了长期电力价格，但是不可避免地削弱了现货市场价格信号的作用，使现货市场中的非理性投标增多。他测算，对于一个火电机组，如果中长期持仓达到90%，那么其在现货市场进行非理性报价的成本损失仅为3%，严重削弱其理性报价的动机。

　　多位受访者认为，应逐步降低中长期电量的强制比例，并推广灵活、可调整的中长期合约。使其价格更好反映现货市场的预期，让中长期合约真正成为风险管理工具，而非“铁饭碗”。

　　但也有观点认为，不宜完全放开中长期市场签约比例，需靠一定规模的中长期市场为发用双方提供相对稳定的发电收益和用电成本预期，便于其安排投资和生产。

　　3、容量与辅助服务机制日渐重要

　　业界普遍认为，单一的电能量市场无法完全体现所有资源的价值，需建设多元化的市场。容量电价或容量市场被广泛提及，单独补偿机组因“随时可用”能力而产生的固定成本。在容量收入保障下，火电等机组在能量市场面临负电价时，也能生存并愿意保持开机以提供灵活性。

　　此外，建立市场化、竞争性的辅助服务市场，为储能、需求侧响应等灵活性资源提供新的收入来源。一位资深业内人士曾指出，零负电价反映的本质是系统灵活性资源不足，利用价格机制激励灵活性资源投资，是有效的解决方案之一。

　　另有受访者强调，在火电负荷率下降的背景下，还需警惕其在关键时段行使市场力抬高价格。需建立有效的市场力监测、识别和干预机制，防止任何市场主体操纵价格，保障市场公平竞争。

　　4、规划：从单一电源到系统搭配

　　多位受访者在接受eo记者采访时表示，部分时段出现零负电价本质上是电力系统结构性矛盾在市场化环境下发出的信号，其根源在于电力规划未能实现电源、负荷与电网之间的协同发展。

　　以往规划阶段过度依赖行政手段与补贴推动风电、光伏等零边际成本新能源装机发展，却未同步提升电网输送能力、跨省区电力交换能力和本地灵活性调节资源，这是导致特定时段电力严重过剩、引发零负电价的关键，暴露了规划时对系统整体调节能力建设缺乏重视。

　　“规划时往往片面追求单一电源品种的装机规模与建设成本，未能充分评估高比例新能源接入后带来的系统平衡成本、备用成本和容量成本。这些隐藏成本最终通过现货市场价格波动显性化。”一位受访者认为。

　　多位受访者建议，电力规划应超越装机容量的单一目标，注重电源品种的多样性、地理分布的合理性及发电时序的互补性，避免新能源在类型与区域上的过度集中。“建议将储能、需求侧响应、虚拟电厂等调节资源置于与发电资源同等重要的战略地位，进行专项规划与投资引导，以支撑高比例新能源消纳与系统安全稳定运行。”

　　波利特认为，电力系统中存在大量柔性需求，若要实现深度脱碳，还需通过电力制取氢能与合成燃料，当电力基础负荷需求不足以消纳可再生能源发电量时，氢能便可大规模吸纳过剩电力，充当默认兜底角色。“长远来看，随着储能系统大规模部署及氢能增长，负电价问题将逐步被化解。在合理的市场机制下，投资者若无法获得足够回报，就不会盲目新建可再生能源项目。”（韩晓彤）

　　责任编辑：江蓬新