负电价：高比例新能源背景下电力市场新常态

在传统认知中，电价总是正值，毕竟电力作为一种商品，消费电力需支付相应费用。然而，在高比例新能源电力系统的大背景下，负电价这一电力市场“新现象”正逐渐走入人们的视野。负电价，简单来说，就是指电力市场中出现严重的供大于求导致市场出清价为负值。这也意味着，发电企业每发出一度电，非但无法获得收益，还需要向购电者支付费用，购电者不仅不需要付电费，反而可以从发电企业取得收入。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：唐俊）

从全球范围来看，负电价的出现并非偶然。2007年，德国电力现货市场的日内市场中首次出现负电价，此后，负电价现象在欧美成熟电力市场中频繁出现，尤其是新能源比例高的市场更为频繁。2020年，美国部分批发市场节点的实时市场出清价格出现负电价；2021年，欧洲多国频繁出现负电价，法国、德国、比利时、丹麦等多个欧洲国家均出现负电价，其中德国负电价出现的时段数最多，全年超过200小时。在中国，2019年12月11日13:00，山东电力现货市场的日前市场出现了负电价（-0.04元/kW∙h），2021年12月至2023年5月10日，山东日前市场累计出现负电价1012.5小时，实时市场累计出现负电价1169.25小时；最近的2025年春节期间，浙江省内工商业负荷大幅下降，电力显著供大于求，浙江现货市场也出现了负电价。

可见，负电价在全球范围内均有发生且十分常见，并非现货市场设计失误，导致价格异常或畸变，而是高比例新能源电力系统运行反映在市场中的正常现象。长时间负电价反映了整体上供大于求，是新能源消纳需求对市场价格的影响。

负电价缘何而来

（一）供需失衡：新能源大发与负荷低谷的碰撞

以山东2023年“五一”假期期间电力市场情况为例，其负电价现象就清晰地展现了供需失衡。连续5天的小长假，许多企业调整了生产经营计划，使得山东用电负荷大幅下降。2023年5月1日，山东最大负荷为64.92GW，较节前典型工作日下降约16.00GW，降幅约20%。而在供给端，春夏之交正是风光大发时期，风电出力持续保持在17.00GW左右，5月2日白天实际最高出力更是达到32.05GW，新能源实际出力占负荷比例最高达51%，达到电网的消纳能力极限。一边是负荷大幅下降，一边是新能源持续大发，这就导致了电力严重供过于求。为了给新能源消纳腾出空间，调度机构采取了直调机组停机备用和深度调峰、调用全部抽水蓄能机组抽水和储能充电、参与华北省间调峰辅助服务等措施，但即便如此，仍难以满足新能源消纳需求，市场机组竞价空间被压缩至10.00-12.00GW，不足峰值负荷的20%。

与此同时，大量调节性煤电机组停机退出，电网安全冗余也大幅减少，系统处于低转动惯量水平，抗扰动能力大幅下降，如同一块“精密机械钟表”，被拿掉关键的稳定齿轮组件，稍有外力干扰，指针走动就会紊乱甚至停摆。电力市场释放的负电价信号，站在市场角度看，也可以视为“电力系统安全性”在“电价”中的具体表现。

（二）市场申报与出清机制的助推

除了供需失衡这一关键因素外，市场申报与出清机制也在负电价的产生过程中起到了推波助澜作用。

在市场申报环节，新能源场站考虑到政府电价补贴和容量补偿费用等因素，为了争取减少弃电，基本按下限-0.08元/kW∙h申报。部分中长期合约签订比例较高的煤电机组，为了保持长期开机，在低出力时段也申报低价，其中有10台共3.08GW的煤电机组为避免停机，最低出力时段也按-0.08元/kW∙h)进行报价。

市场出清过程中，2023年5月1日07:30-17:00、5月2日00:00-16:00，市场竞价空间极小，已不能满足预留规定负备用和直调煤电机组的最小出力，甚至发生了新能源弃电现象。此时，新能源成为决定市场出清价格的边际机组，市场出清价维持在-0.08元/kW∙h。而在实时市场运行中，由于5月1至2日光伏出力较日前预测高出1.1-2.7GW，风电出力较日前预测量高出1.1-2.1GW，而用电负荷与日前预测量基本持平，使得实时市场的竞价空间进一步缩小，负电价时段增加，最终导致5月1日20:15至5月2日17:00实时市场出现连续21小时的-0.08元/kW∙h出清价格。

由此可见，负电价的出现并非偶然，供给充裕、电力需求减少、电力系统安全约束要求、竞价空间小、大量机组申报负价等因素相互交织，导致了“五一”期间出现长时间的负电价现象。

对市场主体的影响

负电价的出现，犹如一颗投入平静湖面的石子，在电力市场中激起层层涟漪，对煤电、新能源以及电力用户等不同主体的成本收益产生了显著影响。这种影响既体现在短期的收益波动上，也关乎各主体在电力市场变革中的长期发展战略。

（一）煤电：短期收益提升，长期需适应新角色

在负电价的环境下，煤电机组的发电空间受到新能源大发的挤压，这是不争的事实。以山东电力现货市场为例，2023年“五一”期间，新能源的大量发电使得煤电机组的发电出力低于中长期合约曲线。不过，煤电机组通过差价合约结算机制获得了收益增长。其减发电量由新能源代为履约，从而获取中长期电价（0.375元/kW∙h）与现货电价（-0.08元/kW∙h）价差收益。进一步考虑容量补偿费用，2023年5月1至2日山东煤电机组的最终度电收益达到0.61元/kW∙h，较4月度电收益（0.52元/kW∙h）增长17%，较山东燃煤标杆基准电价（0.3949元/kW∙h）上浮54%。

从长期来看，煤电机组面临着诸多挑战。随着新能源在电力市场中的占比不断提高，煤电机组需要逐渐适应从传统的主要发电角色向“发电+调节+顶峰”的灵活性电源角色转变。这种转变意味着煤电机组要不断提升自身的灵活性，以更好地应对新能源发电的波动性和间歇性。频繁启停对煤电机组的设备寿命和性能影响较大，还会增加发电成本。但在新能源大发导致电力供过于求的情况下，煤电机组又不得不降低出力甚至停机。如何在保障电力供应稳定的同时，降低运营成本，提高灵活性，是煤电机组在长期发展中需要解决的关键问题。

（二）新能源：度电均价下降，市场主体收益差异大

对于新能源场站而言，负电价带来的直接影响是度电均价下降。2023年5月1至2日，自愿选择全电量参与现货市场的风电场站结算均价为0.305元/kW∙h，较4月均价降低0.072元/kW∙h，降幅23.6%。受中长期合约签约比例等交易策略和预测水平影响，不同场站结算均价存在较大差异。某A风电场5月2日结算电价为0.4062元/kW∙h（中长期电量占比为110%），较4月均价上浮0.0288元/kW∙h，涨幅7.6%；某B风电场结算电价为0.2200元/kW∙h（中长期电量占比为58%），较4月均价下降0.1574元/kW∙h，降幅41.7%。未全面入市的集中式新能源场站（预计10%当期电量参与市场）5月1至2日的结算电价在0.3508元/kW∙h左右，较4月均价降低0.0266元/kW∙h，降幅8.2%。

现货市场负电价引导煤电机组压低出力甚至停机，新能源消纳空间得以增加，新能源累计减弃增发电量157GWh。再加上74%的新能源场站享有政府补贴，其中风电平均补贴0.2元/kW∙h，光伏补贴0.44元/kW∙h，现货市场通过减弃增发为新能源场站合计增加了1.05亿元的收益。这表明，尽管新能源场站面临度电均价下降的压力，但通过增加发电量和政府补贴，仍带给新能源一定空间的总收益增长。

从长远发展看，新能源产业必须摆脱补贴依赖，通过技术创新降低成本，如研发更高效的光伏电池、风力发电设备，提高能源转换效率；优化运营管理，利用大数据、人工智能精准预测发电出力，合理安排发电计划，提升市场竞争力。同时在项目前期做好投资决策。基于未来项目在电力市场中的电价和消纳，优选项目类型、建设地点以及装机规模，降低投资风险和投运后的营销难度。

（三）电力用户：用电成本微降，引导用电行为改变

负电价对电力用户的用电成本略有下降。2023年5月1日，售电公司、批发用户中长期电量占比97.62%，现货电量占比仅为2.38%；5月2日，售电公司、批发用户中长期电量占比97.94%，现货电量占比仅为2.06%。按照差价合约结算机制，现货市场负电价对售电公司及批发用户电价影响微小，但对于实际用电超过中长期电量较多的电力用户，电价有所下降，起到了鼓励用户多用电的作用，进而增加了新能源消纳空间。而对于用电曲线与中长期交易曲线基本相同的用户，用电成本基本没有变化。

电价变化，实际是在引导电力用户改变用电行为。在负电价时段，用户可以适当增加用电设备的使用，如电热水器、空调等可控制的用电设备，将用电集中在此时段，以充分利用低价甚至负电价的优势，降低用电成本。从宏观角度来看，用户用电行为的改变有助于平衡电力供需关系，提高电力系统的整体运行效率，促进新能源的消纳，这对于构建可持续的电力市场具有积极意义。

负电价背后的风险与启示

山东“五一”假期长时间负电价现象，不仅是电力市场极端供需关系的体现，更是对新能源发展、电力系统平衡耦合关系以及各类电源协同发展的一次深刻警示。它如同一面镜子，映照出当前电力市场在转型过程中存在的问题与挑战，也为我们未来的发展方向提供了启示。

（一）新能源发展的潜在风险

新能源参与电力市场存在收益下降风险。随着新能源装机容量比例不断提升，其在电力市场中的份额逐渐增大。然而，新能源的低边际成本和高消纳成本，使其在市场竞争中面临独特的挑战。在光伏发电时，由于其出力受光照等自然条件影响，往往在发电量多的时段，现货市场价格较低。这种“有量无价、有价无量”的实际问题，直接影响了新能源的收益。随着新能源发电的进一步普及，低电价或负电价现象可能会更加频繁地发生，这将对新能源的平均价格和收益预期产生深远影响，进而影响中长期交易价格的走势。如果新能源企业长期面临收益下降的困境，将难以吸引足够的投资用于项目建设和技术研发，这无疑会对新能源产业的健康发展构成严重威胁，不利于新能源投资建设。

（二）新能源面临的环境复杂性

在传统电力系统中，各类主体的收益主要取决于其发电成本和市场电价，影响因素相对较为单一。但在负电价环境下，影响各类主体整体收益的因素变得更加复杂且各种因素交互影响。发电企业不仅需要考虑自身的技术特性和运行成本，如新能源发电的间歇性和波动性对发电稳定性的影响，以及煤电、气电等常规机组的启停成本和运行效率等属性；还需要考虑场外的机制电价、绿电、绿证等政策性多重“经济”因素；新能源企业在制定发电计划和报价策略时，需要综合考虑补贴政策额度和期限、中长期合约价格和电量、现货市场的价格波动等因素，以实现收益最大化。这对市场主体在投资和运营全生命周期综合决策能力提出了更高要求。

（三）各类电源协同发展的重要性

在“双碳”目标的引领下，新能源的规划发展备受重视，但我们不能忽视火电、燃气、储能等各类灵活调节资源和电网网架结构的规划发展。现货市场形成的分时价格信号和节点电价信号，能够反映电力市场的供需情况和资源稀缺程度。我们应充分利用这些信号，引导各类电源在时间和空间维度上合理规划布局。在新能源大发时段，通过价格信号引导火电、燃气等灵活调节电源降低出力，为新能源消纳腾出空间；在新能源出力不足时，及时调整灵活调节电源的出力，保障电力供应的稳定。其次，加强电网网架结构的建设和优化，提高电力输送和分配的效率，也是实现新能源利用率提升和各类电源协同发展的关键。

在变革中寻找平衡

负电价现象的出现，是电力市场在新能源快速发展背景下的一次深刻变革。它既是电力供需关系失衡的直接体现，也是新能源消纳难题在市场价格上的反映。连续运行的现货试点地区实践表明，适当放宽现货市场限价，能够有效引导发用电行为，驱动各类市场主体调整运行方式，价格过低时，发电深调、用电多用、储能充电，增加新能源消纳；价格过高时，发电顶峰、用电少用、储能放电，促进电力保供。

负电价对新能源产业的收益和发展预期带来了挑战，也促使我们重新审视电力系统中各类电源的协同发展关系。在能源转型的大背景下，新能源的发展是必然趋势，但这并不意味着可以忽视火电、燃气、储能等其他电源的重要性。各类电源应在市场机制的引导下，实现优势互补，共同保障电力系统的稳定运行。

习近平总书记多次强调，改革要破立并举、先立后破。负电价客观反馈了系统安全面临的挑战与电力消纳难题，长期来看，负价机制的存在可以有效激励灵活电源发展，有利于保障电力系统长期安全，因此，要敞开胸怀，要有面对和承担负电价的勇气与胸襟。在未来的能源发展道路上，应不断探索和创新，以适应新能源大规模接入带来的变化。通过完善市场机制，优化资源配置，实现电力系统的稳定运行和可持续发展，为经济社会的发展提供可靠的能源保障。