多地现“负电价”，电厂缘何不停机？

临近今年国庆中秋长假时，四川电力现货市场结算试运行出现奇特现象。9月20日，省内电力现货价格全天呈负电价，出清最高价格为 -34.8787元/兆瓦时（即 -0.034元/度），最低价格为 -50元/兆瓦时（即 -0.05元/度），引发广泛关注。

此前，山东、浙江、内蒙古等地也出现过负电价。负电价是如何产生的？对电厂收益有何影响？发电企业为何在电价为负时仍不停机发电？《每日经济新闻》记者采访了多位发电企业、能源专家和高校学者，探寻负电价背后的真相。

1. 负电价频率逐步增加

业内人士表示，负电价的形成与我国电力现货市场的限价规则有关。我国各地电力现货市场设有交易限价，多数省份最低限价为0元/度，山东、内蒙古等允许负价格的地区曾出现过负电价，通常在电力供应过剩、需求不足时发生。

近年来，国内电力市场负电价现象增多，呈现“从单点到多省、从短时到长时”的趋势。2019年，山东电力现货市场首次出现 -0.04元/度的负电价；2023年，出现连续21小时负电价；2024年“五一”期间，连续22小时负电价。清华大学电机系副教授郭鸿业透露，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%。

2025年，负电价范围扩大。1月，浙江首次出现负电价，连续两日报出 -0.2元/度的最低电价；4月，内蒙古首次出现负电价，蒙西电网日出清最低价为 -0.004元/度；9月，四川电力现货市场结算试运行阶段全天负电价。

乌东德、白鹤滩等6座梯级水电站构成世界最大清洁能源走廊，图为三峡大坝和外送输电线路 新华社发（郑家裕摄）

负电价数值如何确定？电力市场出清是确定“谁发电、发多少、谁用电、用多少、按什么价格结算”的过程。某发电企业中层人士解释，若某电力现货市场某时段需100万度电，发电厂商和用户在同一平台报价，市场组织者收集资源和需求，发电企业报卖电量和价格，用电方报买电量。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，直到满足用电需求。最后一家满足需求的发电企业报价即为市场出清价，若为负数，该时段电价就是负值。

现货市场出清价格通过竞价排序产生，特定时段电力供给大于需求时，可能产生负电价。

2. 负电价出现与保障性收购、新能源结算机制相关联

我国负电价现象从少见变为频繁，原因多样。郭鸿业表示，负电价是多重因素作用的结果，与电力供需时空维度的结构性失衡有关，涉及新能源并网、传统电力系统调节能力及制度体系与市场规则等方面。他将负电价成因归结为固有负电价与机制负电价两类。

固有负电价是高比例新能源渗透下的必然现象，在国内外电力现货市场普遍存在，主要由电力系统物理特性和市场运行特征造成。如高比例新能源渗透的电力系统中，传统电源短期调节能力有限。一台燃煤机组从停机到满负荷出力需十几个小时，一次启停循环成本达十几万元甚至更高。为避免频繁启停成本，传统燃煤机组会在最低技术出力限制以下报负价，以维持运行，承担短期损失规避更大成本，并具备快速响应调节能力。

此外，集中式现货市场出清价格由边际机组申报价格决定。新能源发电主体为享受火电机组作为边际机组时的市场价格，会报较低边际成本价。新能源渗透率高的地区，个别时段新能源发电供给可能超过需求，低报价新能源机组成为边际机组，导致电价降低或为负。而且新能源发电主体可从绿证市场和碳市场获取环境权益收益，会倾向报负电价抢占电量，牺牲部分电能量收益获取更多环境权益收益。

机制负电价与电力市场机制设计有关。郭鸿业列举了三类可能引发或加剧负电价的机制。一是激励新能源发展的保障性机制。“136号文”执行前，新能源按高比例保障电价结算，虽保障了收益，但激励企业报低价上网。“136号文”出台后，新能源上网电量全部参与市场，仍可获场外补贴激励，未完全消除对负电价频率的影响。英国电力市场已暂停负电价时段对新能源主体的差价补贴。二是中长期高比例签约限制现货优化空间。高比例中长期合约使发电企业大部分电量按提前确定价格结算，锁定收益。现货市场负电价时，企业仅承担小部分电量亏损，整体收益稳定甚至盈利，削弱了现货市场价格信号作用。这就是“负电价不等于负电费”，发电主体不会真“付费发电”，只是让出部分利润。三是用户侧价格传导受限。我国用户侧分时电价机制时段和价格相对固定，难与批发市场负电价有效响应，用户无法感知实时价格波动，导致负电价持续时间拉长，过剩电力无法传导给用户。

辽宁省铁岭市大青水库拍摄的光伏发电板 新华社记者 杨青 摄

3. 即便负价，发电厂商仍可通过差价合约获得补贴激励

负电价不意味着发电企业负收益，它只是现货市场实时交易价格。我国电力交易分中长期和现货交易，相互补充。中长期交易是“预售”，约定未来电量和价格；现货交易根据实时需求当场撮合，价格随行就市。发电企业卖电收益由三部分构成：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。

某发电企业高层人士梁华举例说明，省内现货市场发电机组A某日某时，即便现货市场出清价为负，发电商仍可通过中长期差价合约获得补贴激励，负电价对电厂收益总体影响有限。

发电机组A在某一时刻的各项电费综合收益情况

4. 更频繁的负电价将影响中长期交易价格走势

山东、内蒙古、浙江、四川等地出现负电价的共同原因是电力供应过剩，但各地电源结构、气候条件不同，具体成因有别。山东等新能源大省，节假日用电企业负荷减少，新能源大发挤压传统发电市场空间；四川处于丰水期，水电站发电能力提升，需求未同步增长，导致供大于求。

很多人疑惑，电力过剩时发电企业为何不减少供应。多位能源专家表示，发电厂必须上网交易电力才能获得电量指标。梁华称，我国发电厂收入主要来自卖电，火电厂有少量容量电费和辅助服务收入。电量是发电企业考核下属电厂的重要指标，某些情况下完成电量指标比收入目标更重要，对新能源企业尤其如此。

梁华提醒，未来低电价或负电价更频繁发生，将影响新能源平均价格和收益预期，进而影响中长期交易价格走势。若新能源企业长期收益下降，将难以吸引投资，威胁新能源产业健康发展。

“136号文”实施后，新能源增量项目实现机制电价。郭鸿业认为，这能增加新能源在现货市场的理性报价，减少负电价发生。但在新能源市场化和取消强制配储政策背景下，负电价常态化趋势难以避免。他建议正确认识负电价，完善机制设计，采用先进数据分析方法辨析负电价构成比例，构建定量警示指标体系，完善实时监测与防范机制，确保电力系统稳定和新能源高质量发展。

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