中國儲能網(wǎng)訊：來水同比偏豐、氣溫下降導(dǎo)致負荷同比下降，四川電力現(xiàn)貨市場2025年9月20日出現(xiàn)了全天“負電價”。
此前，山東、浙江等地已多次出現(xiàn)“負電價”，但持續(xù)時間未達到全天。隨著我國新能源裝機持續(xù)增長且全面入市及電力現(xiàn)貨市場全面鋪開，2024年以來，零負電價逐漸從偶發(fā)走向常態(tài)化，其出現(xiàn)頻率和持續(xù)時長的變化值得關(guān)注。
10月31日，在國家能源局舉行的新聞發(fā)布會上，國家能源局市場監(jiān)管司副司長張燕秦表示，這既是供需關(guān)系呈現(xiàn)時段性不平衡的直接體現(xiàn)，也是新能源消納通過現(xiàn)貨市場價格的直接反映。短時出現(xiàn)“負電價”，可以看作電力市場的“信號燈”，能夠激勵機組深調(diào)、用戶填谷，引導(dǎo)儲能等各類新型主體投資建設(shè)，共同為清潔能源發(fā)電讓出空間。如果長期出現(xiàn)“負電價”，可能意味著電力明顯供大于求，需要根據(jù)市場價格信號進一步優(yōu)化電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。
近日，多位電力行業(yè)從業(yè)者對《南方能源觀察》（以下簡稱“eo”）記者表示，應(yīng)將零負電價視為信號，以此為契機推動系統(tǒng)性規(guī)劃、完善市場機制設(shè)計。
回顧四川全天負電價
2025年9月，沉寂了一段時間的四川電力現(xiàn)貨市場再度啟動。根據(jù)《四川電力現(xiàn)貨市場2025年結(jié)算試運行工作方案》，四川9月開展短周期結(jié)算試運行，10月開展整月結(jié)算試運行，11—12月進入連續(xù)結(jié)算試運行，逐步實現(xiàn)四川電力現(xiàn)貨市場常態(tài)化運行。不同于以往的豐水期“水電現(xiàn)貨”和平枯水期“火電現(xiàn)貨”，這次四川運用了“水火同臺”新模式。
9月20日，四川電力現(xiàn)貨市場就出現(xiàn)了全天負電價，最高出清價為-34.8787元/兆瓦時，最低為-50元/兆瓦時，全天達到下限價格的時段有56個，引發(fā)業(yè)內(nèi)關(guān)注。
四川有著我國為數(shù)不多以水電為主的省級電力現(xiàn)貨市場，水電裝機占比高達73%。同風電、光伏發(fā)電一樣，水電邊際成本接近零。公開信息顯示，2025年9月，四川水電上網(wǎng)量同比飆升34.7%，風電、光伏等新能源上網(wǎng)量同比增長28.7%，供給端“火力全開”。然而，氣溫下降讓四川的居民及工商業(yè)制冷用電銳減，經(jīng)濟結(jié)構(gòu)調(diào)整又使工業(yè)用電增速放緩，網(wǎng)供用電同比下降18.1%。
多位業(yè)內(nèi)人士在接受eo記者采訪時透露，四川來水較往年同期偏豐，部分具備調(diào)節(jié)能力的水電站9月采取蓄水策略，在9月20日左右恰好達到庫容臨界值，于是申報負電價發(fā)電來緩解庫容壓力。
此前四川電力現(xiàn)貨市場規(guī)則并未允許報負電價。2025年1月27日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》(發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”）規(guī)定，適當放寬現(xiàn)貨市場限價，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定。四川在2025年8月發(fā)布的《四川電力現(xiàn)貨市場規(guī)則體系V2.0（征求意見稿）》中，將電能量申報價格、出清價格上下限定為-50—800元/兆瓦時，開始允許報負電價。
據(jù)eo記者不完全統(tǒng)計，目前，我國山東、浙江、內(nèi)蒙古、遼寧、江西等地允許現(xiàn)貨市場出現(xiàn)負電價，除山東、浙江外，多地是在136號文發(fā)布之后首次允許現(xiàn)貨市場價格下限為負。
對發(fā)用雙方來說，負電價不等于負電費。四川新能源機組有機制電價，煤電機組有政府授權(quán)合約，2025年煤電政府授權(quán)合約價格為439.2元/兆瓦時。此外，四川煤電容量電價為165元/（千瓦·年）（含稅），高于全國多數(shù)省份。
公開信息顯示，綜合中長期市場、新能源補貼及煤電容量電價等因素后，四川負電價對發(fā)電側(cè)總體收益影響有限。9月20、21日，四川水電結(jié)算均價183元/兆瓦時，甚至略高于9月月度結(jié)算均價（177元/兆瓦時），煤電、新能源發(fā)電額外獲得政府授權(quán)合約、可再生能源電價補貼后，平均收益更高。
四川電力現(xiàn)貨市場備受業(yè)內(nèi)關(guān)注的不止負電價，還有價格波動。多位業(yè)內(nèi)人士透露，四川除9月20—28日密集出現(xiàn)負電價外，9—10月還多次“摸高”現(xiàn)貨市場價格上限。
2025年9月29日，國網(wǎng)四川電力調(diào)度控制中心發(fā)布的《關(guān)于實施市場價格異常風險防范措施的公告》（以下簡稱《公告》）要求，當全天實時出清價格累計8個小時低于0，次日申報時取消水電作為價格接受者的參與方式，同時對水電分段容量系數(shù)、燃煤火電報價分段價差系數(shù)等進行調(diào)整；當全天實時出清價格累計8個小時達到電能量出清價格上限，次日申報時調(diào)整水電報價分段容量系數(shù)。
上述業(yè)內(nèi)人士表示，這意味著水電機組在負電價頻發(fā)時，不但要報量報價參與現(xiàn)貨市場，而且只能報較少比例的低電價，目的是減少負電價發(fā)生，報價分段容量系數(shù)調(diào)整也將抑制現(xiàn)貨高電價產(chǎn)生。
有業(yè)內(nèi)人士認為，這一規(guī)則調(diào)整存在干預(yù)市場的嫌疑。
2025年10月16日，四川發(fā)布《四川電力現(xiàn)貨市場規(guī)則體系V3.0（征求意見稿）》，在市場干預(yù)相關(guān)章節(jié)中新增“常態(tài)化價格監(jiān)測”，要求異常時及時匯報，新增“豐水期電量供需比≤1.25”作為市場力觸發(fā)條件。
“地板價”多地頻發(fā)
近年來，我國負電價逐步從偶發(fā)走向常態(tài)化。公開信息顯示，2019年，山東首次出現(xiàn)-40元/兆瓦時的負電價；2023年，山東出現(xiàn)連續(xù)21個小時負電價；2024年“五一”期間，山東負電價達22個小時。2025年負電價范圍擴大，1月，浙江連續(xù)兩日報出-200元/兆瓦時的負“地板價”；4月，蒙西電網(wǎng)最低至-4元/兆瓦時；9月，四川出現(xiàn)全天負電價。
早在四川出現(xiàn)全天負電價之前，零負電價就已成為2025年多場電力市場論壇與會嘉賓討論的熱點。有與會嘉賓介紹，山西、山東、甘肅等省負電價或“地板價”情況較為頻繁。
清華大學電機系副研究員郭鴻業(yè)透露，山東電力現(xiàn)貨市場2024年日前和實時市場年均負電價頻率分別為10.93%和14.21%。除負電價外，零電價作為部分省區(qū)的價格下限也體現(xiàn)出現(xiàn)貨市場極端供需情況愈加頻繁。2024年，山西日前電力市場中的零電價頻率年均值為4.92%，大多發(fā)生在中午時段。山東和山西的零負電價存在典型的分季節(jié)和分時段特征，冬天和春天正午12點到14點零負電價較為高頻出現(xiàn)，此時正是光伏大發(fā)的時候。
甘肅作為高比例新能源典型省份，頻頻“觸底”40元/兆瓦時的正“地板價”。由于甘肅新能源滲透率高于山東和山西，2024年日前市場和實時市場的“地板價”頻率也高于山東和山西。
2024年，歐洲頻繁發(fā)生負電價，持續(xù)時間比過去兩年更長。2024年，德國全年負電價時間長達468小時，占比達5%；同年，法國、英國、西班牙等國負價時長也呈現(xiàn)持續(xù)增長趨勢。
該現(xiàn)象在2025年仍然延續(xù)，根據(jù)國際能源署（IEA）發(fā)布的《2025年中期電力更新報告》，2025年上半年，德國、荷蘭和西班牙等國電力批發(fā)市場上的負電價時段占比達到8%—9%，高于2024年的4%—5%。
歐洲出現(xiàn)負電價的直觀原因是短時間內(nèi)電力供應(yīng)過剩及電力需求不足。據(jù)2024年11月14日歐洲能源監(jiān)管合作機構(gòu)（ACER）發(fā)布的《歐盟電力批發(fā)市場整合進展——2024年市場監(jiān)測報告》（以下簡稱《報告》），風能和太陽能等可再生能源在有利天氣條件下同時大量發(fā)電，導(dǎo)致供大于求。傳統(tǒng)“非響應(yīng)性”電廠，如核電、熱電聯(lián)產(chǎn)電廠等，由于無法快速調(diào)整輸出功率，在風電和太陽能大發(fā)時仍繼續(xù)運行，會加劇短時間內(nèi)的供需失衡。負電價反映出電力系統(tǒng)缺乏儲能、需求側(cè)響應(yīng)等靈活性調(diào)節(jié)資源。
影響幾何
“對發(fā)電側(cè)市場主體來說，零負電價肯定有影響，但因為可以用中長期合約等工具對沖風險，依然有套利機會?！币晃话l(fā)電集團電力交易從業(yè)者對eo記者說。
目前我國大多數(shù)省份中長期市場價格與現(xiàn)貨市場價格存在明顯價差，而現(xiàn)貨市場交易電量占比一般在10%以內(nèi)，中長期合約保障了發(fā)電企業(yè)電量電價的“基本盤”。
然而，136號文規(guī)定，允許供需雙方結(jié)合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內(nèi)容。據(jù)eo記者了解，甘肅等地已基本取消中長期強制簽約比例。
部分受訪者認為，隨著中長期合同簽約比例的放開，現(xiàn)貨市場價格將更能向中長期市場傳導(dǎo)，導(dǎo)致兩者價格趨同。在此市場預(yù)期下，零負電價對發(fā)電側(cè)的影響將越來越大。
不過，多位受訪者認為，零負電價對發(fā)電側(cè)主體的影響，要分不同電源品種，以及短期和長期來看。
對火電機組來說，零負電價最直接的短期影響是火電機組在現(xiàn)貨市場中結(jié)算的電量不僅沒有收入，反而可能需要“付費”發(fā)電，沒有足夠中長期合約覆蓋或合約價格不佳的火電機組會即時虧損。啟停成本高、技術(shù)慣性大的火電機組無論是報零負電價維持運行避免停機損失，還是主動降低出力或停機，都將面對更為復(fù)雜的運行政策和市場報價策略。
也有受訪者表示，目前在大多數(shù)省區(qū)，零負電價對火電影響比較有限，因為在光伏大發(fā)等零負電價高發(fā)時段，火電本已壓最小技術(shù)出力發(fā)電，又通常有相應(yīng)的市場機制補償啟停成本和空載成本?！暗绻霈F(xiàn)四川這樣的全天負電價，火電還是會面臨損失。”
郭鴻業(yè)認為，短期看，火電在電能量市場的收益必然受到侵蝕，長期看則將加速部分火電機組退役，推動火電機組靈活性改造，體現(xiàn)容量價值。
零負電價對新能源的影響因省而異。在部分光伏大省，光伏可能50%的電量在零負電價時段發(fā)出，補貼項目使負電價下探幅度更不合理，平價光伏項目若沒有機制電費，預(yù)計受損嚴重?！岸唐诳刹僮骺臻g不大，長期要靠合理投建新能源?！鄙虾＞G肆數(shù)創(chuàng)新能源科技有限公司技術(shù)總監(jiān)龔昭宇直言。
另一位受訪者則認為，新能源要學會報零電價主動棄電，以及通過主動配儲增強調(diào)節(jié)能力。
郭鴻業(yè)認為，新能源短期內(nèi)會有一定收益損失，未受機制電量保護的部分直接面對市場價格，負電價預(yù)計將打擊部分投資積極性，以及對市場交易策略提出更高要求。
零負電價利好儲能發(fā)展是眾多業(yè)內(nèi)人士的共識。短期通過價格信號直接驅(qū)動儲能經(jīng)濟性提升，長期隨著零負電價激發(fā)更多用戶側(cè)靈活性，將倒逼儲能迭代與精細化管理。不過，也有受訪者指出，利好程度有限，儲能依然需要容量補償。
對用戶側(cè)來說，雖然目前零負電價信號的直接傳導(dǎo)有限，但隨著現(xiàn)貨市場全面鋪開，現(xiàn)貨價格會進一步影響用戶側(cè)。郭鴻業(yè)分析，批發(fā)用戶受負電價直接影響，能夠根據(jù)價格信號優(yōu)化資源配置，降低購電成本，釋放靈活性；零售用戶受負電價間接影響，通過分時價格信號優(yōu)化資源配置，降低購電成本。
“2025年現(xiàn)貨市場價格走低，售電公司已經(jīng)有了降價預(yù)期，現(xiàn)在正在自發(fā)為用戶降價。當價格傳導(dǎo)到用戶側(cè)之后，用戶自然地會在零負電價時段增加用電，零負電價必然越來越少?！币晃簧綎|受訪者說。
另有受訪者以江蘇為例指出，當午間低谷電價被設(shè)定在較低水平，當?shù)仄髽I(yè)展現(xiàn)出較強的適應(yīng)性，快速調(diào)整生產(chǎn)計劃增加低價時段的用電量?！坝脩魝?cè)是具備調(diào)節(jié)能力的。”
“終有一天，發(fā)電側(cè)將學會如何棄電，用戶側(cè)將學會如何削峰填谷，零負電價會減少，這可能是一個比較漫長的過程，需要耐心?！绷硪晃皇茉L者說。
緩解零負電價的“四個配方”
零負電價的頻繁出現(xiàn)，使得近年來國內(nèi)外出現(xiàn)調(diào)整邊際出清價格機制的聲音。然而，大多數(shù)業(yè)內(nèi)人士依然認為，邊際出清是目前反映電能量價值、調(diào)峰調(diào)頻價值、阻塞成本的最好方法。市場機制的調(diào)整應(yīng)圍繞“讓價格真實反映供需與成本，并激勵靈活性資源”這一核心目標展開。
郭鴻業(yè)分析，負電價可分為固有負電價和機制負電價，其中，固有負電價是電力系統(tǒng)物理特性與電力市場邊際出清基本原理導(dǎo)致的負電價，即在節(jié)點出清機制下，網(wǎng)絡(luò)阻塞與機組組合可能會產(chǎn)生網(wǎng)絡(luò)中特定節(jié)點的出清電價為負，是當前電力系統(tǒng)不可避免的現(xiàn)象。
但也不排除會有某些由于特定市場機制誘發(fā)的負電價，也就是機制負電價。機制負電價的發(fā)生頻率隨新能源滲透率提升而顯著提升，隨市場機制而變化。
“對于固有負電價，應(yīng)當允許其在合理范圍內(nèi)體現(xiàn)市場的供需關(guān)系，激勵資源進行優(yōu)化配置，優(yōu)化電力系統(tǒng)的供需結(jié)構(gòu)。對于機制負電價，應(yīng)該通過完善市場機制，防止由于不合理的市場機制設(shè)計造成過高頻率負電價，影響現(xiàn)貨市場價格信號意義?！?/span>
1、場外補貼機制：抑制負價沖動
當市場主體擁有一些現(xiàn)貨市場“場外機制”帶來的收益時，其在現(xiàn)貨市場中的報價會“有恃無恐”，因此扭曲現(xiàn)貨市場價格信號。
劍橋大學教授邁克爾·波利特（Michael Pollitt）在接受eo記者采訪時表示，歐洲負電價的其中一個成因是，部分可再生能源開發(fā)商無論其電力是否對系統(tǒng)有價值都能獲得補貼，并通過補貼獲得收益，因此無須考慮市場實際的供需平衡狀況。
由于可以獲得上市電價補貼（Feed-in-Premiums，簡稱FIP），德國可再生能源往往沒有動力在大發(fā)時減少發(fā)電量。
相關(guān)研究建議，補貼方案應(yīng)激勵可再生能源生產(chǎn)商在對電力系統(tǒng)有利時發(fā)電，可以通過應(yīng)用差價合約（Contracts-for-Difference, CfDs）實現(xiàn)這一目標。波利特建議歐洲重新設(shè)計補貼方案合約框架，例如,當出現(xiàn)負電價時，規(guī)定可再生能源企業(yè)不得參與市場投標?！耙蟀l(fā)電商暫停發(fā)電一小時后，在其補貼合約期滿后延長一小時補貼時長。僅通過這種補貼機制的簡單調(diào)整，就足以消除大量負電價。”
德國《可再生能源法》（EEG 2023）規(guī)定，2024年和2025年，電力現(xiàn)貨市場價格連續(xù)三個小時以上為負時，補貼降至零。
對于我國的可再生能源，龔昭宇說，應(yīng)該鼓勵補貼和非補貼項目都報量報價參與現(xiàn)貨市場，給予其與其他發(fā)電主體相同的權(quán)利，但在制定申報價格下限時可以非補貼項目真實可獲取的場外收益為參考，否則可能使補貼項目非理性報下限價格，搶占非補貼項目的合理發(fā)電空間。
2、中長期：從“鐵飯碗”到風險管理工具
長久以來，中長期市場被定位為“壓艙石”，在零負電價頻發(fā)背景下，“壓艙石”是否還能壓得住？
中國社會科學院工業(yè)經(jīng)濟研究所研究員馮永晟在2025電力市場秋季論壇上說，目前很多被定為“壓艙石”的措施，某種程度上反而加劇了負電價出現(xiàn)的頻率，如要求簽訂高比例中長期合約，強化剛性執(zhí)行。
郭鴻業(yè)也持有類似觀點，高比例中長期合約雖然在一定程度上穩(wěn)定了長期電力價格，但是不可避免地削弱了現(xiàn)貨市場價格信號的作用，使現(xiàn)貨市場中的非理性投標增多。他測算，對于一個火電機組，如果中長期持倉達到90%，那么其在現(xiàn)貨市場進行非理性報價的成本損失僅為3%，嚴重削弱其理性報價的動機。
多位受訪者認為，應(yīng)逐步降低中長期電量的強制比例，并推廣靈活、可調(diào)整的中長期合約。使其價格更好反映現(xiàn)貨市場的預(yù)期，讓中長期合約真正成為風險管理工具，而非“鐵飯碗”。
但也有觀點認為，不宜完全放開中長期市場簽約比例，需靠一定規(guī)模的中長期市場為發(fā)用雙方提供相對穩(wěn)定的發(fā)電收益和用電成本預(yù)期，便于其安排投資和生產(chǎn)。
3、容量與輔助服務(wù)機制日漸重要
業(yè)界普遍認為，單一的電能量市場無法完全體現(xiàn)所有資源的價值，需建設(shè)多元化的市場。容量電價或容量市場被廣泛提及，單獨補償機組因“隨時可用”能力而產(chǎn)生的固定成本。在容量收入保障下，火電等機組在能量市場面臨負電價時，也能生存并愿意保持開機以提供靈活性。
此外，建立市場化、競爭性的輔助服務(wù)市場，為儲能、需求側(cè)響應(yīng)等靈活性資源提供新的收入來源。一位資深業(yè)內(nèi)人士曾指出，零負電價反映的本質(zhì)是系統(tǒng)靈活性資源不足，利用價格機制激勵靈活性資源投資，是有效的解決方案之一。
另有受訪者強調(diào)，在火電負荷率下降的背景下，還需警惕其在關(guān)鍵時段行使市場力抬高價格。需建立有效的市場力監(jiān)測、識別和干預(yù)機制，防止任何市場主體操縱價格，保障市場公平競爭。
4、規(guī)劃：從單一電源到系統(tǒng)搭配
多位受訪者在接受eo記者采訪時表示，部分時段出現(xiàn)零負電價本質(zhì)上是電力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)性矛盾在市場化環(huán)境下發(fā)出的信號，其根源在于電力規(guī)劃未能實現(xiàn)電源、負荷與電網(wǎng)之間的協(xié)同發(fā)展。
以往規(guī)劃階段過度依賴行政手段與補貼推動風電、光伏等零邊際成本新能源裝機發(fā)展，卻未同步提升電網(wǎng)輸送能力、跨省區(qū)電力交換能力和本地靈活性調(diào)節(jié)資源，這是導(dǎo)致特定時段電力嚴重過剩、引發(fā)零負電價的關(guān)鍵，暴露了規(guī)劃時對系統(tǒng)整體調(diào)節(jié)能力建設(shè)缺乏重視。
“規(guī)劃時往往片面追求單一電源品種的裝機規(guī)模與建設(shè)成本，未能充分評估高比例新能源接入后帶來的系統(tǒng)平衡成本、備用成本和容量成本。這些隱藏成本最終通過現(xiàn)貨市場價格波動顯性化?！币晃皇茉L者認為。
多位受訪者建議，電力規(guī)劃應(yīng)超越裝機容量的單一目標，注重電源品種的多樣性、地理分布的合理性及發(fā)電時序的互補性，避免新能源在類型與區(qū)域上的過度集中。“建議將儲能、需求側(cè)響應(yīng)、虛擬電廠等調(diào)節(jié)資源置于與發(fā)電資源同等重要的戰(zhàn)略地位，進行專項規(guī)劃與投資引導(dǎo)，以支撐高比例新能源消納與系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行?！?/span>
波利特認為，電力系統(tǒng)中存在大量柔性需求，若要實現(xiàn)深度脫碳，還需通過電力制取氫能與合成燃料，當電力基礎(chǔ)負荷需求不足以消納可再生能源發(fā)電量時，氫能便可大規(guī)模吸納過剩電力，充當默認兜底角色?！伴L遠來看，隨著儲能系統(tǒng)大規(guī)模部署及氫能增長，負電價問題將逐步被化解。在合理的市場機制下，投資者若無法獲得足夠回報，就不會盲目新建可再生能源項目。
