中國儲能網訊：隨著中國電力現(xiàn)貨市場建設的持續(xù)深化，負電價已從個別省份的零星現(xiàn)象，演變?yōu)槎嗍》蓊l發(fā)的態(tài)勢。以山東省為例，其日前與實時市場的負電價時長占比在2024年分別為10.8%和11.4%，2025年上半年攀升至24.8%和25.7%。2025年春節(jié)，浙江電力現(xiàn)貨市場首次出現(xiàn)負電價現(xiàn)象，2025年上半年實時市場分時段負電價頻率峰值出現(xiàn)在午間13:30~14:30時段，平均頻率為21%。2025年9月，四川電力現(xiàn)貨市場結算試運行期間，甚至出現(xiàn)全天負電價現(xiàn)象，出清價格最低達-50元/兆瓦時，在全國引起了普遍關注和討論。這一現(xiàn)象深刻折射出我國市場驅動格局下電力供需關系正在發(fā)生深層次變革。
2025年2月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)了《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，簡稱136號文），明確推動新能源上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成，并建立了新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制（以下簡稱“結算機制”）作為支撐新能源高質量發(fā)展的場外機制。這一市場化舉措落地，引發(fā)了一個關鍵問題：結算機制背景下，負電價現(xiàn)象究竟會緩解還是會加??？本文嘗試對此問題進行系統(tǒng)化分析。
結算機制將在短期放大結構性矛盾
負電價現(xiàn)象存在加劇風險
當前，負電價常態(tài)化本質上反映出電力系統(tǒng)的結構性失衡。一方面，系統(tǒng)調節(jié)能力與新能源裝機增速不匹配的矛盾日益凸顯。根據(jù)中電聯(lián)發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，2024年，全國風電和太陽能發(fā)電等新能源新增裝機3.6億千瓦，占全部新增發(fā)電裝機總容量的83.1%，創(chuàng)歷史新高。然而，與之匹配的靈活調節(jié)電源如抽水蓄能、新型儲能、氣電以及燃煤機組靈活性改造建設進度則相對滯后，系統(tǒng)平抑波動的能力難以跟上新能源發(fā)展。另一方面，電力供應的增速遠高于電力需求增速。2024年，風電和太陽能發(fā)電量增速分別為9.9%和43.6%。與此高速增長的態(tài)勢相比，當年全社會用電量增速僅為6.5%，供需總體寬松局面將持續(xù)。此外，供需錯配在負荷低谷期尤為嚴重。多數(shù)地區(qū)用戶側采用分時電價機制，劃分的峰谷時段相對固定，難以與現(xiàn)貨市場的實時價格信號形成有效聯(lián)動，無法及時感知短時負電價，導致可調資源、需求響應等潛力無法充分釋放。
結算機制的落實，將在短期內進一步放大這一矛盾。一方面，政策要求新能源電量全面進入市場，而新能源裝機增速遠高于全社會用電量增速，海量低價新能源電量涌入市場，勢必會壓低現(xiàn)貨市場邊際電價，負荷低谷期的供給盈余問題將更為凸顯；另一方面，政策通過差價結算為新能源主體提供了收益保障，在一定程度上隔離了現(xiàn)貨市場價格波動的風險。然而這種保障會進一步加劇市場主體報負價的投標決策行為：由于大部分收益已通過場外機制鎖定，為確保被保障的電量能夠順利出清，避免因報價過高無法出清導致穩(wěn)定收益損失，新能源主體更傾向于在電力過剩時段采取激進的低價甚至負價策略來優(yōu)先出清，而在現(xiàn)貨市場中通過抬價來獲取額外收益的動力不足。疊加多數(shù)市場對于主體的申報限價和出清限價逐漸放寬，但是出清價格下限設置相對較高，因而對負電價的約束減弱。即便現(xiàn)貨市場出清電價為負，新能源主體整體收益受到的沖擊程度也相對可控，其仍有動力維持發(fā)電以避免機制電量未能出清而損失穩(wěn)定收益。
值得注意的是，存量和增量新能源項目在現(xiàn)貨市場的投標決策行為也有一定差異。存量新能源項目受較高的機制電價保障且機制電量覆蓋比例相對較高，多數(shù)主體會更傾向于負電價或地板價的“躺平式”報價策略；增量項目的抬價意愿略高，但考慮到新機制剛剛落實，增量項目裝機規(guī)模有限，對現(xiàn)貨市場價格整體格局的影響較小。
總體上，結算機制落實后，在短期加劇負電價現(xiàn)象具有一定必然性，這是高比例新能源全面市場化過程中結構性矛盾的集中釋放，是高比例新能源電力市場機制完善的必然過渡過程。從國際經驗看，德國日前市場負電價頻率由2022年的0.79%上升至2025年上半年的9%。澳大利亞國家電力市場負電價頻率則由2020年的3.72%上升至2025年上半年的13.35%。國外電力市場在新能源比例提升過程中都經歷了負電價頻率的上升，這在一定程度上印證了負電價的出現(xiàn)是高比例新能源電力系統(tǒng)下電力市場發(fā)展的必然現(xiàn)象，是高不確定性電力系統(tǒng)運行導致的市場在特定時段供過于求的常態(tài)化具象表現(xiàn)。
結算機制為負電價設限
緩沖效應將實現(xiàn)極端負電價現(xiàn)象影響可控
負電價現(xiàn)象的本質是電力商品價格形成機制對系統(tǒng)供需結構性矛盾的顯性映射。負電價通過價格信號暴露了當前電力市場在機制設計、資源配置與主體協(xié)同層面的不足，具體體現(xiàn)在：一是能量市場與輔助服務市場的協(xié)同機制尚不健全，靈活性調節(jié)資源的價值未得到充分量化與體現(xiàn)。新能源大規(guī)模并網背景下，系統(tǒng)對靈活調節(jié)能力的需求持續(xù)提升，但現(xiàn)有市場機制（如限價機制、需求側定價機制）難以對靈活資源的供給行為形成有效激勵，導致靈活性資源的配置意愿與系統(tǒng)需求不匹配。二是煤電等傳統(tǒng)可控電源與新能源發(fā)電的發(fā)展節(jié)奏存在顯著失衡，電源結構的動態(tài)適配性不足。燃煤機組的退役節(jié)奏、靈活性改造進度與新能源滲透率的提升速度未能同步，傳統(tǒng)電源的調節(jié)潛力未被充分挖掘，導致系統(tǒng)在新能源高出力時段存在有效調節(jié)能力缺口，供需失衡引發(fā)負電價。三是跨省跨區(qū)交易機制有待進一步適應靈活性資源配置需求，區(qū)域間電力資源流動存在壁壘，進而引發(fā)局部區(qū)域的“窩電”現(xiàn)象。受輸電通道物理約束、跨省跨區(qū)交易機制不夠靈活、省間利益協(xié)調機制不完善等因素影響，電力資源的跨區(qū)域流動面臨壁壘。當局部區(qū)域新能源集中出力且本地消納能力不足時，過剩電力無法通過跨省交易實現(xiàn)有效疏導，供需矛盾進一步激化。這些深層次問題，使得電力系統(tǒng)在新能源高出力時段極易出現(xiàn)供需失衡，進而觸發(fā)負電價。
結算機制的設計初衷，并非為了消除負電價這一價格信號，而是通過市場化手段管理價格波動風險，平衡收益穩(wěn)定性與價格發(fā)現(xiàn)功能的關系。該機制將電力物理交易與價格風險分離，既保留了現(xiàn)貨市場的價格發(fā)現(xiàn)功能傳遞負電價信號，又通過差價結算對沖極端價格風險。因此，現(xiàn)貨市場的負電價并不意味著主體收益結算的負電費。新能源主體在參與現(xiàn)貨市場時，由于部分收益已獲保障，其承受極端價格波動的能力也相對增強，從而減少了為規(guī)避極端風險而進行極端報價的必要性。同時，與過去固定上網電價模式下新能源幾乎完全不受市場價格影響的情況不同，結算機制下，新能源部分電量直接暴露于市場價格風險中，且結算參考價與市場均價掛鉤，這迫使新能源主體必須關注并理性應對市場價格信號?？梢?，結算機制能夠引導主體在現(xiàn)貨市場的行為，抑制極端負電價的發(fā)生，使負電價現(xiàn)象的影響程度整體可控。因此，結算機制的良性運作至關重要，這取決于各個省級市場出臺地方結算機制細則的科學性與合理性，這包括結算機制的覆蓋規(guī)模、執(zhí)行價格、結算模式等多個方面的機制參數(shù)。一方面，合理的結算機制細則有助于將負電價控制在既能反映電力市場真實供需、且程度又相對溫和的合理水平，即避免超長時間、過大幅度的負電價現(xiàn)象。另一方面，也能引導市場主體擺脫單純追求電量完全出清的傾向，轉而基于邊際收益理性決策，從根本上避免非理性行為引發(fā)的極端低電價，為抑制極端負電價提供了制度基礎。
然而，當前的結算機制設計對負電價映射的上述問題緩沖不足，尚有優(yōu)化空間。一是市場出清為負電價時仍舊采取差價結算模式可能誘發(fā)過度競爭，無法有效糾正主體的負價激勵。這會導致發(fā)電企業(yè)為爭奪發(fā)電份額、規(guī)避停機損失而產生負價競爭傾向，進而加劇負電價。二是消納責任權重與機制電量聯(lián)動延期生效無法規(guī)避當期局部電力過剩。新能源出力受自然條件影響波動劇烈，易快速引發(fā)局部或整體電力過剩進而觸發(fā)負電價。然而消納責任權重調整、機制電量核定執(zhí)行存在一定周期，無法及時消化當期過剩電力，最終導致負電價頻發(fā)。三是機制電量分解模式的設計不合理可能影響主體報價的穩(wěn)定性。這將導致部分月份保障過度而加劇負電價，另一些月份又因保障缺失而使新能源高比例甚至全部發(fā)電量直接暴露于現(xiàn)貨市場的情況。因此，應當基于市場現(xiàn)象反饋適時優(yōu)化和調整結算機制設計細則，減少結算機制對現(xiàn)貨價格的影響程度，在保障市場主體收益穩(wěn)定性的同時引導主體理性行為。
結算機制可在長期強化市場理性
推動負電價現(xiàn)象緩解
結算機制的核心價值在于為整個電力系統(tǒng)提供清晰、穩(wěn)定的長期價格信號和投資預期，從而引導資源的高效配置。穩(wěn)定的收益預期不僅能引導新能源投資者跳出單純追求裝機容量的導向，還能推動經營主體主動配備調節(jié)資源，強化電力供需實時平衡能力，從技術層面減少負電價發(fā)生的底層誘因。當前結算機制下的價格信號具備明確的長期投資導向性。結合新能源發(fā)展目標，結算機制下釋放的電價波動規(guī)律、收益預期等信號可預測、可應對、可利用，既為新能源項目投資提供穩(wěn)定指引，也激勵各類主體提前布局調節(jié)資源。此外，不同技術類型電源的出力特性差異和不同地區(qū)的資源稟賦、電力供需格局差異，進一步通過價格信號釋放了精準的資源配置導向。高比例新能源出力地區(qū)的負電價信號會驅動電力跨省跨區(qū)交易，引導過剩電力向緊缺地區(qū)流動，實現(xiàn)電力資源空間均衡調節(jié)，緩解局部過剩壓力。
結算機制的長期價格信號能夠在保障主體收益的同時，引導并增強市場主體的理性行為。英國在差價合約機制框架下設置了負電價補貼暫停條款。當負電價持續(xù)時長達到一定閾值時，差價合約機制即行暫停，借此規(guī)范新能源主體的現(xiàn)貨市場報價行為，引導其實施理性報價。值得注意的是，英國差價合約機制以容量為基礎實現(xiàn)全覆蓋保障，而我國結算機制并未對全容量發(fā)電量提供保障，部分新能源發(fā)電量直接暴露于現(xiàn)貨市場風險之下，這使得新能源主體不能單純依賴政策保障，而必須根據(jù)市場價格變化調整報價策略。隨著增量項目占比提升，這些項目在結算機制下形成更貼近真實供需水平的機制電價，將成為市場新的參考基準。由于收益保障比例可能低于存量項目，且與市場均價聯(lián)動更緊密，增量項目主體有更強的積極性去優(yōu)化運營、提升預測精度，并采取更為理性的報價策略以最大化整體收益，而非簡單地“躺平式”報低價。因此，基于市場的收益保障模式能夠持續(xù)推動市場主體摒棄非理性報價行為、強化運營能力，提升市場主體成熟度與理性決策水平。
長期來看，合理程度的負電價信號將激活靈活資源投資，促進系統(tǒng)供需平衡。負電價是電力市場對供需失衡的市場化反饋，通過價格杠桿激活靈活調節(jié)資源的投資動力，推動電力系統(tǒng)從被動應對供需波動轉向主動實現(xiàn)動態(tài)平衡。負電價傳遞了電力過剩時段調節(jié)能力不足的清晰信號，直接激勵市場主體加大對儲能、可中斷負荷、抽水蓄能及虛擬電廠等靈活調節(jié)資源的布局。隨著靈活調節(jié)資源的加速落地與規(guī)模化應用，電力系統(tǒng)應對新能源出力波動、平抑供需峰谷差的能力將顯著提升，負電價出現(xiàn)的頻次和持續(xù)時長也將隨著系統(tǒng)調節(jié)能力的持續(xù)提升而有望逐步收斂。
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一是正確認識負電價。負電價的本質是發(fā)電商為應對電力供應瞬時過剩，在現(xiàn)貨市場產生的特定時刻主動讓利的發(fā)電行為，其根源在于隨著新能源滲透率提升電力系統(tǒng)能量供給的變動邊際成本逐漸趨零的態(tài)勢。負電價能夠在一定程度上引導發(fā)電企業(yè)主動求變并激活需求側響應潛力。對于低頻負電價，應當接受并允許其在合理范圍內體現(xiàn)市場的實時供需關系，并從資源配置的角度優(yōu)化系統(tǒng)供需結構和提升系統(tǒng)調節(jié)能力。對于高頻負電價，則應當考量負電價中“機制誘因”的成分，通過完善市場機制的手段進行適當干預，防止因不合理的市場機制設計造成高頻率、大幅值的負電價，影響現(xiàn)貨市場的價格信號意義。
二是優(yōu)化結算機制關鍵參數(shù)設計。一方面，探索適應中國電力市場的市場交易均價的設計方式。綜合考慮風險對沖效果和市場價格信號對主體的引導作用，科學設計參考價格的合并時段及計算周期并適時調整，確保新能源主體不在結算機制保護下“躺平式”參與市場，以實現(xiàn)政策激勵和市場效率的權衡。另一方面，基于區(qū)域新能源的發(fā)電特征優(yōu)化機制電量分解模式。若采用逐月累積和按月平均分配的機制電量分解模式，都可能導致新能源主體在不同月份過度享受機制政策保障或者暴露在現(xiàn)貨市場風險中。因此，需要優(yōu)化新能源主體風險和效益的權衡，切實發(fā)揮保障性部分和市場化部分的互補作用。
三是強化系統(tǒng)結構性失衡治理。一方面，健全能量市場與輔助服務市場的協(xié)同機制，明確靈活性調節(jié)資源在電力系統(tǒng)中的定位與價值，通過市場化手段充分量化其調峰、調頻、備用、爬坡、慣量等服務價值，保障靈活資源投資主體的合理收益，激發(fā)市場參與積極性。另一方面，統(tǒng)籌推進多元化靈活調節(jié)資源布局，既要加快儲能、可中斷負荷、抽水蓄能及虛擬電廠等新型靈活資源的規(guī)劃建設與規(guī)?；瘧茫惨晟苽鹘y(tǒng)火電的靈活性改造工作，科學優(yōu)化火電裝機的退役節(jié)奏，確?；痣婌`活性改造進度與新能源滲透率提升速度相匹配，提升系統(tǒng)整體動態(tài)平衡能力。
四是切實激發(fā)需求側資源響應潛力。一方面，推動分時電價機制向電力順價改革，打通現(xiàn)貨市場價格信號向用戶側的傳導鏈路。建立與電力現(xiàn)貨市場價格聯(lián)動的動態(tài)電價機制，將現(xiàn)貨市場的實時供需變化、電價波動精準傳導至終端用戶，讓用戶清晰感知電力價格的時間差異與供需信號，引導其在負電價等電價低谷時段增加用電、高峰時段削減負荷，實現(xiàn)需求側的主動調峰。另一方面，建立批零差價超額分享機制，賦予用戶側合理的收益分成空間。在電力批發(fā)與零售價格形成的價差中，劃定超額收益部分并建立市場化分享規(guī)則，用戶可按比例參與批零差價超額收益的分成，以直接的經濟激勵調動用戶參與需求響應的積極性，讓需求側資源從“被動用電”轉向“主動響應”，最大化釋放其調節(jié)價值。
