全國多地出現(xiàn)負電價供需失衡引關(guān)注

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2025-10-30 14:45:27 DoNews

全國多地出現(xiàn)負電價供需失衡引關(guān)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(guān)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(guān)。我國多數(shù)省份設(shè)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(xué)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(jié)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(jié)算。當供給遠超需求，低價甚至負價機組成為邊際機組，便導(dǎo)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(quán)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(shè)計相關(guān)。保障性收購機制過去讓新能源部分電量按燃煤基準價結(jié)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(cè)價格傳導(dǎo)受限，分時電價機制固定，難以響應(yīng)批發(fā)市場的負電價信號，用戶無法及時增加用電，導(dǎo)致過剩電力難以消納，延長負電價持續(xù)時間。

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