负电价现象概述 - 2025年9月20日，四川电力现货市场结算试运行出现全天负电价，出清最高价格为-34.8787元/兆瓦时，最低价格为-50元/兆瓦时 [1] - 负电价现象呈现从单点到多省、从短时到长时的趋势，例如山东在2023年出现连续21小时负电价，2024年五一期间出现连续22小时负电价 [2] - 截至2024年，山东电力现货市场的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% [2] 负电价形成机制 - 负电价是电力供需在时空维度上结构性失衡的结果，与新能源高比例并网、传统电力系统调节能力局限性及市场规则设计有关 [5][6] - 市场出清价格由满足负荷需求的最后一家发电企业的报价决定，若该报价为负，则该时段电价即为负值 [3][4] - 传统燃煤机组为避免频繁启停产生高达十几万元的综合成本，有时会报出负价以维持最小出力水平运行 [6] - 新能源发电主体变动成本近零，倾向于报低价抢占出清电量，以牺牲部分电能量收益来换取更多的环境权益收益 [7] 市场规则对负电价的影响 - 保障性机制如“136号文”执行前的结算模式，使新能源90%电量按燃煤基准价结算，形成保底收益锁定，激励其报低价 [8] - 高比例中长期合约锁定了发电企业大部分收益，削弱了现货市场价格信号，即便现货电价为负，整体收益仍可保持稳定 [9] - 用户侧分时电价机制难以响应批发市场的实时负电价，导致低价用能的社会福利未能充分传递给终端用户 [10] 负电价对发电企业收益的影响 - 负电价不等于负收益，发电企业电能量收益由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三部分构成 [11] - 由于有中长期合约保障，在结算层面不会出现发电主体“付费发电”的情况，至多是让出一部分发电利润 [9] - 新能源企业还可从绿证市场和碳市场等渠道获取环境权益收益，在负电价情况下仍能保持一定的综合收入 [7] 不同地区负电价成因差异 - 各地负电价的共同原因是电力供应过剩，但具体成因因电源结构和气候条件而异 [12] - 山东等新能源大省主要因节假日负荷减少及新能源挤压传统发电空间导致，四川则与丰水期水电发电能力大幅提升而需求未同步增长有关 [12] 发电企业行为与行业影响 - 电量是发电企业的重要考核指标，某些情况下即使收入目标未完成，完成电量指标即可，这促使企业在负电价时仍选择发电 [13] - 若低电价或负电价现象更频繁发生，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走势 [13] - 频繁的负电价可能使新能源企业面临收益下降困境，影响项目投资和技术研发，对产业健康发展构成威胁 [13] 政策演变与未来展望 - “136号文”要求2025年6月1日起投产的新能源增量项目全部上网电量参与市场交易，如在山东，风电和光伏分别有70%和80%的电量可按机制电量结算，此举有望增加新能源在现货市场的理性报价程度 [14] - 在全面推动新能源市场化与取消强制配储政策的背景下，负电价现象的常态化趋势恐将难以避免 [14] - 建议构建包含负电价小时数、负电价均值等关键指标的定量警示指标体系，并利用人工智能等先进技术优化市场机制设计 [14][15]