负电价到负电费 深度复盘极端天气如何重塑电力市场？

“负电价”是指电力市场边际清算价跌至零以下的情形，“负电价”并不代表着发电企业的结算电价是负、用户的用电价格是负，但“负电费”却意味着倒贴钱发电的残酷现实。两起事件深刻地揭示了在高比例新能源接入的新时代，市场韧性、专业交易能力、前瞻性策略以及天气预测已成为电力参与者实现稳定运营的关键要素。

供需骤然失速与新能源履约挑战

在极端天气导致的供需失衡中，市场各方博弈凸显。广东作为全国最大的省级电网，在9月下旬超强台风“桦加沙”带来的城市“五停”措施，为南方电力市场带来了一场史无前例的“需求侧黑天鹅”。

其巨大的负荷基数在全省经济活动骤停之下出现断崖式下跌。在电网安全稳定运行的刚性要求下，电源侧的供应并未同步停滞，为保障电网调峰安全与机组的最小技术出力，近百台火电机组必须保持在线。

供需的极度失衡使得现货市场出清价格大幅下探。数据显示，发电侧成交均价降至63元/MWh，广西、广东等区域发电侧成交均价甚至跌至3元/MWh、5元/MWh的“地板价”。表面上看，这是供需关系的自然体现，但其核心在于，市场在极端低负荷场景下，对过剩电量消纳机制的动态调整。

售电公司的风险敞口在这一过程中被放大。售电公司前期基于对用户需求的稳定预测，在中长期交易中锁定了大量电量，合同价格接近0.4元/千瓦时。然而，“五停”导致用户负荷突然消失，售电公司被迫将多余的电量在现货市场以近零价格抛售以完成清算。与此同时，部分发电企业却通过中长期锁定高价、现货低价回购履约的方式，实现了运营资源的优化配置。

如果说南方市场受困于需求侧的消失，那么10月山西光伏电站的“负电费”事件，则源于供给侧的不可预测性。山西光伏装机规模大，交易员惯性认知是午间现货价格常态化处于低谷。因此，在进行10月月度交易时，多数光伏电站以较低的价格提前锁定了发电量，以确保收益的稳定。

然而，10月山西气候反常，持续的阴雨天气导致光伏机组出力大幅下降，远低于交易员基于历史数据进行的预估。中长期合同是刚性的，电站必须交付此前锁定的电量。发不出电，就意味着必须在现货市场买入电量履约。

由于光伏出力不足，火力发电则成为主导力量，此时山西午间现货价格飙升至顶格1.5元/度。光伏电站不得不以高价买入电量，去兑现仅以低价卖出的合约，形成巨大的“亏损螺旋”。最终，多数电站的结算电价低于成本，出现了罕见的“负电费”现象。

“负电费”意味着发电企业的实际收益为负，这是对市场主体风险管理能力的严酷考验。它揭示了在新能源高占比的电网中，交易策略对气象数据的依赖程度已上升为生死攸关的要素。

气象预测——电力交易的新“算力”

综观两起事件，其核心的矛盾均集中于电力交易的长期性与气象预测的短期性之间的鸿沟，揭露了新能源参与电力市场核心本质——新能源交易就是和天气对赌。

当前，行业普遍认可的较为精准的新能源出力预测能力通常在7天以内。然而，月度交易要求市场主体必须对未来30天甚至更长时间的发电量和市场价格做出判断。

在这种长时间尺度下，由于缺乏可靠的超长期气象预测技术，交易员只能依赖历史气象数据进行决策，这种基于“经验主义”的判断在面对极端天气时，将直接导致策略失败。

传统的电力调度依赖于通用的天气预报，关注的是区域性的阴晴雨雪。但在电力现货交易中，这种精度的信息几乎毫无价值。真正的交易级气象预测，要求将维度精确到“单站”甚至“单机”级别，且时间分辨率需达到15分钟甚至分钟级。

例如，对于光伏电站，交易员需要的不是“今日多云”，而是具体的“辐照度（DNI/GHI）”数据以及云层移动的轨迹等。一片厚云在11:00至11:30遮挡光伏板，可能导致该时段发电量骤降，进而在现货市场上造成高额价差。对于风电，仅知道平均风速是不够的，必须掌握轮毂高度（100米以上）的风切变、湍流强度以及极端低温下的叶片覆冰概率等等多重影响因素。

气象不仅决定了供应侧（新能源发电），同时也深度重塑了需求侧（用户负荷）。“新算力”的核心在于能够计算气象对供需两侧的“双重剪刀差”。

在夏季，温度每升高1℃，可能带来全网负荷数百万千瓦的增长（空调负荷）；在冬季，寒潮带来的降温会同时导致光伏出力下降（雨雪遮挡）和取暖负荷激增。这种供减需增的时刻，往往是现货价格的最高点。反之，在春秋季的舒适气温下，空调负荷消失，若恰逢风光大发，价格极易崩塌。

高阶的交易策略能够捕捉到这种细微的关联。在山西电力市场的事件中，与大多数电站的亏损形成鲜明对比的是，少数通过精细化管理实现盈利的案例。依赖于多气象源交叉分析和灵活的仓位管理，他们能够结合气候变化趋势、假期等负荷因素，预判到反常降雨的可能性，从而在月度交易中保持低位持仓，并在临近交割的旬交易和日滚动交易中，根据最新的气象信息积极调整。

气象预测能力已不再是辅助工具，已经是决定市场主体盈亏的核心交易基础设施。迫使新能源从业者必须将交易思维从简单的“售电”提升到“与天博弈的精算”层面。正因如此，精准的气象预测技术成为新能源运营的关键支撑。

结语

综上所述，从未来新能源必须依托电力市场参与市场竞争的趋势看，新能源的波动性与间歇性不仅会催生更长时间段的“负电价”，更可能因交易员忽视天气变化和中长期交易的联动逻辑，诱发“负电费”风险。

在这个波动成为常态的新时代，电力交易的逻辑已被重写。极端天气不再是偶发的干扰项，而是电力市场必须长期共存的基本边界条件。极端天气与新能源渗透共同造成的市场震荡，正在倒逼行业参与者和监管部门调整策略。对于发电企业而言，除持续提升机组灵活性外，应善用衍生工具对冲价格风险，并在长期与现货市场中寻找平衡；对于售电公司，应完善风险管理与合同设计，拓宽电量采购渠道；对于监管机构，则应继续完善现货市场规则、增强价格信号功能，推动源、网、荷、储协同发展。

正如业内人士所言，“负电价”虽是短暂波动，但其揭示的教训不容忽视，只有构建更灵活、韧性的市场机制，让价格真实反映供需与成本，才能引导各方市场主体科学地决策和投资，在能源转型中实现可持续发展。