四川电力市场负电价现象引热议：成因、影响与对策

就在今年国庆中秋长假前夕，四川电力现货市场结算试运行过程中出现了罕见的负电价现象——9月20日全天，省内电力现货价格均为负值，最高为-34.8787元/兆瓦时（即-0.034元/度），最低为-50元/兆瓦时（即-0.05元/度），这一奇观引发了社会各界的广泛关注。

负电价并非首次出现，此前已在山东、浙江、内蒙古等地屡见不鲜。那么，它是如何产生的？对电厂收益有何影响？为何发电企业明知电价为负，仍选择不停机继续发电？

《每日经济新闻》记者（以下简称每经记者）采访了多位发电企业代表、能源专家和高校学者，试图揭示负电价背后的深层原因。

1

负电价现象日益频繁

据业内人士透露，负电价的形成与我国电力现货市场的限价规则密切相关。我国各地电力现货市场均设有交易限价，其中多数省份的最低限价为0元/度。在电力供应过剩、市场需求不足的情况下，部分地区如山东、内蒙古曾出现负电价。

近年来，国内电力市场的负电价现象逐渐增多，从个别现象演变为多省份的普遍现象，持续时间也从短时增加到长时。例如，2019年山东电力现货市场首次出现负电价，而到了2024年“五一”期间，山东电力现货市场连续22小时出现负电价。

清华大学电机系副教授郭鸿业在接受每经记者采访时表示，截至2024年，山东日前市场和实时市场出现负电价的时间占比分别约为11%和14%。进入2025年，负电价的出现范围进一步扩大。

1月，浙江首次出现负电价；4月，内蒙古首次出现负电价；9月，四川电力现货市场在结算试运行阶段也迎来了全天负电价……

负电价的数值究竟是如何确定的？首先需了解电力市场出清机制。它根据市场规则及买卖双方报价，确定“谁发电、发多少、谁用电、用多少、按什么价格结算”。

某发电企业中层人士进一步解释，若某时段某电力市场需要100万度电，所有发电厂商和用户在同一平台报价。市场运营机构按发电企业报价从低到高排序，形成成交电力，直至满足用电需求。最后一家满足需求的发电企业报价即为该时段的市场出清价（边际电价），所有中标机组的发电量均按此价格结算。若最后报价为负，则该时段电力现货市场电价即为该负值。

2

负电价与新能源结算机制相关

我国负电价现象从罕见到频繁发生，其成因不尽相同。郭鸿业将负电价分为固有负电价和机制负电价两大类。

“固有负电价”在高比例新能源渗透背景下必然发生，普遍存在于我国和国际上许多电力现货市场中，主要由电力系统物理特性和市场运行特征造成。例如，在高比例新能源渗透的电力系统中，传统电源受技术和经济双重约束，短期调节能力有限。

郭鸿业举例：燃煤机组从停机到满负荷出力可能需要十几个小时，且一次启停成本可能高达十几万元。因此，传统燃煤机组为避免高昂的启停成本，会选择在最低技术出力限制以下报出负价，以维持运行并快速响应后续调节。

此外，新能源发电主体还可从绿证市场和碳市场等渠道获取环境权益收益。因此，部分新能源主体倾向于报负电价以增大发电小时数，获取更多环境权益收益。

“机制负电价”则与不同电力市场的具体机制设计密切相关。例如，《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》（简称“136号文”）执行前，我国许多地区的新能源仍按高比例保障电价结算。这种机制虽保障了新能源收益，但也形成了保底收益和超额收益的双重激励结构，导致新能源发电企业倾向于报低价。

“136号文”出台后，新能源上网电量全部参与市场，但仍可通过差价合约获得场外补贴激励。然而，这并未完全消除负电价频率增加的影响。

3

发电厂商通过差价合约获得补贴

为何产生负电价却不会给发电企业造成负收益？因为前者只是现货市场实时交易价格，并非最终收益。

我国电力交易分为中长期交易和现货交易。中长期交易相当于“预售”，买卖双方约定未来电量和价格；现货交易则根据实时需求当场撮合交易。

因此，不同的交易方式和比例决定了发电企业的卖电收益。按照《电力现货市场基本规则（试行）》，发电企业的电能量收益由三部分构成：中长期差价合约收入、日前市场收入及实时市场电量偏差收入。

4

更频繁的负电价将影响中长期交易价格

造成负电价的原因复杂多样。博众智合能源转型中国电力项目主任尹明表示，共同原因是电力供应过剩。不过各地电源结构、气候条件不同，导致供大于求的具体成因也各异。

“既然电力用不完，为何不减产？”这一问题困扰着许多人。多位能源专家提到：发电厂必须上网交易才能获得电量指标。

“电量是考核的重要指标。”某发电企业高层人士梁华透露，我国发电厂几乎无其他收入来源，电量完成情况是考核关键。

“尽管负电价不等于负电费，”梁华提醒，“但未来若低电价或负电价更频繁发生，将对新能源平均价格和收益预期产生深远影响。”

“如果新能源企业长期面临收益下降困境，”梁华担忧，“将难以吸引足够的投资用于项目建设和技术研发。”

“尽管‘136号文’要求新能源增量项目通过年度自愿竞价形成机制电价，”郭鸿业表示，“但全面推动新能源市场化与取消强制配储政策下，负电价常态化趋势恐难避免。”

“应正确认识负电价，”郭鸿业建议，“完善机制设计避免高频负电价出现。”他强调采用先进数据分析方法辨析固有和机制负电价比例，构建定量警示指标体系并实时监测风险。