全國(guó)多地出現(xiàn)負(fù)電價(jià) 供需失衡引關(guān)注！四川電力現(xiàn)貨市場(chǎng)在9月20日出現(xiàn)全天負(fù)電價(jià)，最高出清價(jià)為-34.8787元/兆瓦時(shí)，最低達(dá)-50元/兆瓦時(shí)，引發(fā)廣泛關(guān)注。此前山東、浙江、內(nèi)蒙古等地也已出現(xiàn)類(lèi)似現(xiàn)象。

負(fù)電價(jià)指電力市場(chǎng)出清價(jià)格為負(fù)值，即發(fā)電企業(yè)需“付費(fèi)發(fā)電”。其形成與電力供需失衡密切相關(guān)。我國(guó)多數(shù)省份設(shè)定電力交易最低限價(jià)為0元/度，但允許負(fù)電價(jià)的地區(qū)如山東、內(nèi)蒙古，在供大于求時(shí)可能出現(xiàn)負(fù)價(jià)。

近年來(lái)，負(fù)電價(jià)從偶發(fā)走向常態(tài)化。2019年山東首次出現(xiàn)-0.04元/度；2023年該省連續(xù)21小時(shí)負(fù)電價(jià)；2024年“五一”期間達(dá)22小時(shí)。清華大學(xué)副教授郭鴻業(yè)指出，截至2024年，山東日前與實(shí)時(shí)市場(chǎng)負(fù)電價(jià)占比分別約11%和14%。2025年負(fù)電價(jià)范圍擴(kuò)大：1月浙江連續(xù)兩日?qǐng)?bào)出-0.2元/度；4月蒙西電網(wǎng)最低至-0.004元/度；9月四川進(jìn)入結(jié)算試運(yùn)行階段即出現(xiàn)全天負(fù)電價(jià)。

電力市場(chǎng)出清按報(bào)價(jià)由低到高排序，滿足負(fù)荷需求的最后一臺(tái)機(jī)組報(bào)價(jià)即為出清價(jià)。若該機(jī)組報(bào)負(fù)價(jià)，則全市場(chǎng)按此負(fù)價(jià)結(jié)算。當(dāng)供給遠(yuǎn)超需求，低價(jià)甚至負(fù)價(jià)機(jī)組成為邊際機(jī)組，便導(dǎo)致負(fù)電價(jià)。

郭鴻業(yè)將負(fù)電價(jià)成因分為兩類(lèi)：固有負(fù)電價(jià)與機(jī)制負(fù)電價(jià)。前者源于新能源高比例并網(wǎng)下系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足。例如燃煤機(jī)組啟停成本高昂，為避免頻繁啟停損失，常選擇以負(fù)價(jià)維持運(yùn)行。新能源發(fā)電變動(dòng)成本趨近于零，傾向于低價(jià)競(jìng)爭(zhēng)搶占電量。此外，綠證、碳市場(chǎng)等環(huán)境權(quán)益收益使新能源即便在負(fù)電價(jià)下仍可獲得綜合收入，促使其報(bào)負(fù)價(jià)以增加發(fā)電小時(shí)數(shù)。

機(jī)制負(fù)電價(jià)則與市場(chǎng)設(shè)計(jì)相關(guān)。保障性收購(gòu)機(jī)制過(guò)去讓新能源部分電量按燃煤基準(zhǔn)價(jià)結(jié)算，形成保底收益激勵(lì)，促使其低價(jià)搶電量。盡管“136號(hào)文”要求新能源全面參與市場(chǎng)，但差價(jià)合約仍提供場(chǎng)外補(bǔ)貼，影響未完全消除。中長(zhǎng)期高比例簽約壓縮現(xiàn)貨優(yōu)化空間，大部分電量通過(guò)中長(zhǎng)期合約鎖定價(jià)格，僅小部分受現(xiàn)貨負(fù)價(jià)影響，整體收益仍穩(wěn)定。用戶側(cè)價(jià)格傳導(dǎo)受限，分時(shí)電價(jià)機(jī)制固定，難以響應(yīng)批發(fā)市場(chǎng)的負(fù)電價(jià)信號(hào)，用戶無(wú)法及時(shí)增加用電，導(dǎo)致過(guò)剩電力難以消納，延長(zhǎng)負(fù)電價(jià)持續(xù)時(shí)間。