多地出現(xiàn)“負電價”，既然賣電“不掙錢”，為何電廠不愿停機？ 電力過剩與市場機制共推！臨近今年國慶中秋長假之際，四川電力現(xiàn)貨市場在結算試運行過程中出現(xiàn)全天負電價現(xiàn)象。9月20日當天，省內電力現(xiàn)貨價格最高為-34.8787元/兆瓦時（即-0.034元/度），最低為-50元/兆瓦時（即-0.05元/度），引發(fā)廣泛關注。

此前，山東、浙江、內蒙古等地也出現(xiàn)過類似情況。負電價通常發(fā)生在電力供應過剩、市場需求不足的情況下。我國各地電力現(xiàn)貨市場設有交易限價，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)如山東和內蒙古，之前就曾出現(xiàn)過負電價。例如，2019年山東電力現(xiàn)貨市場在國內首次出現(xiàn)負電價，出清價格為-0.04元/度；2023年，山東電力現(xiàn)貨市場連續(xù)21小時出現(xiàn)負電價；2024年“五一”期間，山東電力現(xiàn)貨市場連續(xù)22小時出現(xiàn)負電價。到了2025年，負電價現(xiàn)象進一步擴展，1月浙江首次出現(xiàn)負電價，連續(xù)兩日報出-0.2元/度的最低電價；4月內蒙古首次出現(xiàn)負電價，蒙西電網電力現(xiàn)貨市場日出清最低價為-0.004元/度；9月，四川電力現(xiàn)貨市場結算試運行階段出現(xiàn)全天負電價。

電力市場出清是根據(jù)市場規(guī)則和所有買家及賣家的報價，最終確定發(fā)電量和用電量的過程。某發(fā)電企業(yè)中層人士解釋，若某天某個時間點，電力現(xiàn)貨市場需要100萬度的電力，所有發(fā)電廠商和用戶在同一平臺報價，市場組織者收集全網的發(fā)電資源和用電需求，按發(fā)電企業(yè)報價從低到高排序，逐一形成成交電力，直到滿足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)報價即為該時段的市場出清價，也稱為邊際電價。如果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。

負電價現(xiàn)象與電力系統(tǒng)的物理特性和市場機制設計密切相關。固有負電價是在高比例新能源滲透背景下必然發(fā)生的現(xiàn)象，主要由傳統(tǒng)電源短期調節(jié)能力有限引起。例如，燃煤機組為避免頻繁啟停帶來的高昂成本，會選擇在自身最低技術出力限制以下報出負價，以維持不停機運行。此外，近零變動成本的新能源發(fā)電主體在現(xiàn)貨市場中傾向于報較低的邊際成本價，以獲取更多的發(fā)電小時數(shù)和環(huán)境權益收益。機制負電價則與不同電力市場的具體機制設計相關，如保障性收購機制、高比例中長期合約以及用戶側價格傳導受限等。

即使現(xiàn)貨市場出現(xiàn)負電價，發(fā)電企業(yè)仍可通過中長期差價合約獲得補貼激勵，從而確保整體收益穩(wěn)定。中長期交易相當于“預售”，買賣雙方約定好未來某段時間的電量和價格；現(xiàn)貨交易則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)的賣電收益并非簡單地以“發(fā)了多少度電×單價”進行結算。

負電價現(xiàn)象背后的原因復雜多樣。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)擠壓了傳統(tǒng)發(fā)電市場空間。四川則與當前所處的豐水期有關，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大幅增長，導致供大于求。發(fā)電廠必須上網交易電力才能獲得電量指標，因此即使收入目標未能完成，只要完成了電量指標就行。某些情況下，發(fā)電企業(yè)即使面臨負電價，也會選擇繼續(xù)發(fā)電以確保電量指標的完成。

按照“136號文”要求，過去新能源享受的部分市場化加部分保障性收購政策成為歷史。自2025年6月1日起投產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，這可能減少報負價的頻率。然而，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)化趨勢難以避免。專家建議正確認識負電價，完善機制設計，避免超高頻率的負電價現(xiàn)象出現(xiàn)，并采用先進的電力市場數(shù)據(jù)分析方法，構建定量警示指標體系，確保電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行及新能源高質量發(fā)展。