全國多地出現(xiàn)負電價 供需失衡引關注！四川電力現(xiàn)貨市場在9月20日出現(xiàn)全天負電價，最高出清價為-34.8787元/兆瓦時，最低達-50元/兆瓦時，引發(fā)廣泛關注。此前山東、浙江、內(nèi)蒙古等地也已出現(xiàn)類似現(xiàn)象。

負電價指電力市場出清價格為負值，即發(fā)電企業(yè)需“付費發(fā)電”。其形成與電力供需失衡密切相關。我國多數(shù)省份設定電力交易最低限價為0元/度，但允許負電價的地區(qū)如山東、內(nèi)蒙古，在供大于求時可能出現(xiàn)負價。

近年來，負電價從偶發(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小時負電價；2024年“五一”期間達22小時。清華大學副教授郭鴻業(yè)指出，截至2024年，山東日前與實時市場負電價占比分別約11%和14%。2025年負電價范圍擴大：1月浙江連續(xù)兩日報出-0.2元/度；4月蒙西電網(wǎng)最低至-0.004元/度；9月四川進入結算試運行階段即出現(xiàn)全天負電價。

電力市場出清按報價由低到高排序，滿足負荷需求的最后一臺機組報價即為出清價。若該機組報負價，則全市場按此負價結算。當供給遠超需求，低價甚至負價機組成為邊際機組，便導致負電價。

郭鴻業(yè)將負電價成因分為兩類：固有負電價與機制負電價。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。例如燃煤機組啟停成本高昂，為避免頻繁啟停損失，常選擇以負價維持運行。新能源發(fā)電變動成本趨近于零，傾向于低價競爭搶占電量。此外，綠證、碳市場等環(huán)境權益收益使新能源即便在負電價下仍可獲得綜合收入，促使其報負價以增加發(fā)電小時數(shù)。

機制負電價則與市場設計相關。保障性收購機制過去讓新能源部分電量按燃煤基準價結算，形成保底收益激勵，促使其低價搶電量。盡管“136號文”要求新能源全面參與市場，但差價合約仍提供場外補貼，影響未完全消除。中長期高比例簽約壓縮現(xiàn)貨優(yōu)化空間，大部分電量通過中長期合約鎖定價格，僅小部分受現(xiàn)貨負價影響，整體收益仍穩(wěn)定。用戶側價格傳導受限，分時電價機制固定，難以響應批發(fā)市場的負電價信號，用戶無法及時增加用電，導致過剩電力難以消納，延長負電價持續(xù)時間。

即便現(xiàn)貨價格為負，發(fā)電企業(yè)可通過中長期差價合約獲得補償。根據(jù)《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》，電能量收益由中長期差價、日前與實時市場三部分構成，實際收益未必為負。發(fā)電企業(yè)不愿停機還因電量是核心考核指標。電廠收入主要來自賣電，完成電量指標對新能源企業(yè)尤為關鍵。此外，停運風機或棄水可能造成資源浪費和社會質(zhì)疑。

各地負電價成因各異：山東等省因節(jié)假日負荷下降疊加新能源大發(fā)；四川則因豐水期水電出力激增而需求未同步增長。梁華提醒，若負電價頻繁發(fā)生，將壓低新能源平均收益預期，影響中長期交易價格走勢，進而抑制投資積極性，威脅產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展?！?36號文”規(guī)定2025年6月1日后投產(chǎn)的新能源項目全部電量參與市場競價，僅部分按機制電價結算。如山東風電70%、光伏80%為機制電量，其余按現(xiàn)貨定價，有望提升報價理性程度，減少負價行為。

郭鴻業(yè)認為，在新能源全面市場化背景下，負電價常態(tài)化恐難避免。應建立包含負電價小時數(shù)、均值、滲透率等在內(nèi)的定量警示體系，結合人工智能技術識別風險，完善監(jiān)測與防范機制，保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定與新能源高質(zhì)量發(fā)展。全國多地出現(xiàn)負電價 供需失衡引關注！