全天“负电价”！四川电力现货市场什么情况？

一、出现负电价的主要原因

众所周知，电力现货市场价格是由供需决定的。那么我们来看一下四川省的电力供需情况。电力供给方面，四川装机以水电为主，省内1.6亿千瓦的装机中，水电装机占到60%以上，所以水电的来水情况基本决定了四川电力供应情况。据了解，近期四川全网来水较去年同期偏丰近6成，部分有库容的水电站蓄水已满，一些具有调节能力的水电也选择通过申报负价发电来以缓解库容压力。电力负荷方面，由于持续阴雨、气温下降等原因，省内电力负荷进一步走低。9月20日当日最高负荷为4100万千瓦，最低负荷仅有3365.8万千瓦。电力外送电力全天在400~800万千瓦之间，同时外受电力维持在517~746万千瓦之间（主要为中长期合约），并没有大幅度降低或提高。省间现货方面四川已经由2024年同期购入电力变为2025年售出电力，这样购售角色转换也充分反映了今年以来四川电力供需形势的快速变化。

整体来看，造成负电价的主要原因就是供给严重大于需求。9月19日~9月21日，四川全省的电力供需比（电力供给/电力需求）平均分别为1.44、1.48、1.51。以9月20日为例，四川省内实际负荷考虑外送和外受电力后，可再生能源（包含水电）已基本能够满足省内负荷需求，而此时，省内至少还有2000万的火电机组。可以看出，四川出现负价主要是由于电力供给严重大于需求，电力现货市场价格“探底”只是市场供需的正常反映。

图9月20日四川负荷及可再生能源出力情况（单位：万千瓦）

二、怎么看待负电价

负电价是指在电力市场中的出清价格低于零的情况，反映的是电力市场中该时段电力供应大于电力需求，有可能是由于新能源大发、或者电力需求下降，此时发电企业（一般为有补贴的新能源发电）为了能够继续发电，申报低于零的价格，使得市场整体出清价格出现负电价。电力现货市场出现负电价是新能源发展达到一定阶段的正常现象，反映了系统中拥有大规模新能源后的发电特点。一方面，新能源利用较低的变动成本在现货市场中优先出清，获得较高的消纳率；另一方面，负电价可以引导用户削峰填谷。根据欧洲能源监管机构合作署数据显示，今年一季度欧洲电力市场负电价时段比去年同期增长了103%，次数已达到814次（去年同期为400次）。

在市场整体供需宽松的情况下，对于新能源来说，享受补贴或者机制电价保障的新能源项目，申报负电价后仍然有一定收益，并不会造成影响。对于煤电等常规电源来说，中长期合约覆盖部分也不会影响收益，但暴露在现货中的电量会按照负电价进行结算。一般来说，常规机组为了避免停机造成的成本损失、保持开机状态而选择申报负电价。

三、负电价反映了什么问题

一是反映出四川新能源等不可调节性电源的消纳面临严峻挑战。四川省的装机中，风电、光伏新能源占到了近20%，可再生能源装机（不包括调节式水电）装机占比近50%，也就是将近一半的电源是不具备调节能力的，出力具有波动性和不可预测性。这类电源在市场中都具有边际成本低优势，在电力供给整体大于需求的情况下，必然会出现通过申报负电价来争取发电机会的情况，市场因此而出现负电价。未来新能源装机仍要快速发展的情况下，出现负电价的频率会更高。

二是反映出市场价格机制充分发挥了作用。负电价是电力现货市场价格“能涨能跌”的体现，它作为一个市场供需的价格信号，能够快速、直接的激励调节性发电资源在负电价时段少发电，同时鼓励用户多用电，通过市场主体响应价格信号来保障电力系统的安全稳定运行、提升电力系统的运行效率。当然，出现负电价，并不代表就一定“亏钱”发电，对于新能源而言，有补贴、机制电价等场外机制，对煤电来说，有容量电价和用于避险的中长期合约。此外，对于市场价格是否偏离“正常”，应当在一定长的时间尺度去评估，而不应把某一时段、某一天、甚至某几天的高电价或低电价作为价格失真、市场失灵的判断依据。

三是反映出迫切需要建立全容量补偿机制。我国自2023年出台煤电容量电价，目前云南、四川、广西等7个地区执行50%的补偿标准。但是，“十四五”以来，各省新能源的发展速度都要远超预期，使得我国提前6年完成了2030年新能源装机规模目标。在如此快的转型速度下，新能源定价越来越多使得煤电等调节性电源已无法从电能量市场中获得足够的收益，收入结构需要进行根本性调整，预计未来近一半的收入需要来自容量补偿。因此，在全国范围内快速推进电力现货市场的过程中，更加要注重全容量补偿等配套机制的建立和完善，才能有效保障电力系统安全稳定以及电力市场的平稳运行。

此次四川电力现货市场出现的全天负电价，看似吸睛，实则是电力市场这只“看不见的手”在特定供需条件下的真实反映，现货市场如同一面精准的“晴雨表”，揭示了个别时段内电力供给严重过剩的现实。对于负电价，我们无需“大惊小怪”，恰恰相反，这正是市场价格机制发挥作用、引导资源配置的必然体现。正视负电价，理解其背后的市场逻辑，是我们推动电力系统向更清洁、更高效、更灵活方向转型的必修课，也是行业主管部门和经营主体走向成熟的必由之路。我们也该看到，随着新能源的发展发电能力（可再生能源大发状态）和电量生产能力相对于负荷需求过剩是必然现象，供应能力宽裕固然是电力行业发展达到一定程度的特征，同时也会拉低电能量价格的水平（供过于求造成负电价出现等因素），需要额外场外建立相应的经济机制，最终不可避免的推高终端用户的电价。转型的速度、电源投资的合理收益与终端电价水平如何权衡、抉择是摆在电力规划决策者面前的“斯库拉和卡律布狄斯之间”难题。