“發電收費、用電付費”，符合大多數人的認知。但企業發電您聽過報出負電價嗎？

今年，浙江在個別時段出現-0.2元/千瓦時的電價。山西、山東、廣東、甘肅等地此前也出現過零電價或負電價，引發一些討論，比如“電白送，是電力市場設計失靈了嗎”“是不是新能源發展過快導致電力供過于求”“新能源發電，收益會不會受影響”等。應當如何看待負電價？記者采訪了國家能源局相關司局負責人和業內專家。

——編  者

對話嘉賓：

國家能源局相關司局負責人

中國電力企業聯合會規劃發展部副主任韓放

國家電力投資集團有限公司專職董事唐俊

為何出現？

負電價不等于負電費，體現電力現貨市場的實時供需信號，但也反映了該時段電力系統調節能力有限

記者：負電價是如何產生的？這是電力市場的正常現象嗎？

國家能源局相關司局負責人：負電價不等于負電費。我國電力市場包含中長期、現貨、輔助服務市場等，現貨市場的價格機制“能漲能降”，依托分時價格信號動態反映供需。現貨市場短時出現負電價，在綜合中長期市場、新能源補貼及煤電容量電價等因素后，仍會以正電價結算，不會出現“付費發電”。

新能源發電隨機性、波動性強。如果在某個時段，新能源大發、用電負荷又恰好偏低，就可能出現負電價。以浙江為例，發電側，1月份以晴好天氣為主，新能源出力激增；用電側，春節假期工廠用電負荷下降，疊加氣溫偏高、取暖需求下降，全省日均用電負荷驟降，導致個別時段電力供大于求。

負電價體現了電力現貨市場的實時供需信號，反映了電力系統在新能源大發時、短時間特別是節假日期間出現的供大于求現象。總體看，短時出現負電價或零電價，符合市場運行規律。

但如果長期出現負電價，可能意味著電力明顯供大于求，需要根據市場價格信號及時引導電力規劃建設，建立適應新能源大規模發展的多維度價格機制，例如完善煤電容量電價、輔助服務價格以及綠電環境價值等，以市場化方式更好推動能源低碳轉型。

韓放：電能不可以長周期大規模儲存。目前抽水蓄能、電化學儲能等可以存儲部分電能，但儲存量有限且成本相對較高。當用電負荷極低時，機組出力已降至最低，減少出力或者儲存電能成本較大，可能導致現貨市場出現負電價。負電價的本質是電力系統短時間內調節能力有限，沒有調節能力的發電企業花錢購買調節資源。

電力現貨市場均設置限價，即最高限價和最低限價，不同省份各不相同，大部分省份最低限價是0元/千瓦時，當最低限價為負時，就可能出現負電價。浙江去年5月1日轉入長周期結算試運行至今，負電價時段占比不到2.5%。國外電力現貨市場也會出現負電價，2024年，德國電力現貨市場負電價出清時段占比5%，法國、荷蘭、西班牙、芬蘭等國也曾出現過負電價。

記者：為什么發電企業會愿意低于成本申報價格，而不是停掉一些機組？

韓放：在一天或幾天中，負電價僅占較少時段。對于火電機組而言，頻繁啟停對機組壽命影響較大。而且，電力系統需要有一定的火電機組保持運行，以應對新能源發電的波動性、保持電力系統的頻率穩定。對于新能源場站來說，早期項目有電價補貼，雖然報了負電價，但疊加補貼實際收益仍有可能為正。

有何影響？

有短時負電價，也有短時高電價，市場價格優化發用電行為

記者：負電價對發電企業、電力用戶有什么影響？發電企業會不會出現較大虧損？

國家能源局相關司局負責人：現貨市場交易電量占比一般在10%以內，電力中長期合同保障了發電企業電量電價的“基本盤”，目前看負電價對總體收益影響有限。以浙江為例，新能源90%的發電量按照0.4153元/千瓦時結算，僅10%參與現貨市場，即便出現負電價，結算價格仍可覆蓋發電成本。再比如山東電費結算由“中長期+現貨+容量補償”組成，現貨交易實行“日清月結”，按月度周期有80%以上為中長期合同，負電價對結算電價影響較小。

也應看到，電力現貨市場中，不僅有短時負電價，也有短時高電價，市場價格優化發用電行為的引導作用正在顯現。比如短時高電價，可以引導火電企業頂峰發電、電力用戶減少用電需求，提升電力供需緊張時段的安全保供能力；短時低電價，可以引導火電企業壓降出力、儲能和虛擬電廠等主體參與系統調節、電力用戶增加用電需求，擴大新能源消納空間。

唐俊：負電價環境下，對煤電機組而言，發電空間會受到一定擠壓。隨著新能源裝機占比不斷提高，煤電機組需要逐漸適應從主要發電角色向“發電+調節+頂峰”的靈活性電源角色轉變。如何在保障電力供應穩定的同時，降低運營成本，提高靈活性，是煤電機組需要解決的關鍵問題。

對新能源場站而言，負電價帶來的直接影響是度電均價下降。受中長期合約簽約比例等交易策略和預測水平影響，不同場站結算均價存在較大差異。從長遠看，新能源需要通過技術創新、精準預測發電出力等舉措，降低發電成本，提升市場競爭力。同時在項目前期做好投資決策，優選項目類型、建設地點以及裝機規模，降低投資風險和運營難度。

韓放：老百姓可能關心負電價對居民電價的影響。現行電價體系下，居民用電價格執行目錄銷售電價，未與市場價格掛鉤，短期現貨市場價格漲跌不會傳導至居民側。

記者：當前電力系統調節能力仍然存在短板，隨著新能源大規模接入，負電價會成為趨勢嗎？

韓放：從短期看，新能源裝機規模迅速擴大，對系統靈活性的要求提高，尤其隨著更多省份的現貨市場轉入正式運行，負電價有可能會更頻繁出現。但從長遠看，負電價給出了明確的價格信號，將加速推動電力系統調節資源建設，提升電力系統靈活性，負電價的頻次可能隨著調節能力的提升而逐步收斂，呈現動態平衡特征，避免價格大幅波動。

如何完善？

優化電力系統調節能力，完善電力市場機制，實現新能源在更大范圍內的優化配置和協同消納

記者：一些觀點認為，負電價客觀反映了新能源面臨的消納挑戰，可能影響收益預期和投資積極性。下一步，推動新能源平穩有序參與電力市場，有哪些考慮或者建議？

國家能源局相關司局負責人：近年來，電力系統調節能力持續提升。截至2024年底，全國靈活調節煤電規模超6億千瓦，抽水蓄能投產規模超5800萬千瓦，累計建成新型儲能超6000萬千瓦，跨區跨省輸電能力超3億千瓦。2024年在新能源裝機增速遠高于負荷增長的情況下，新能源利用率維持在95%以上。

下一步，我們將配合國家發展改革委落實好新能源全面入市政策，指導各地結合實際，科學確定存量與增量項目機制電量電價，保持存量項目平穩運營的同時，通過市場化方式確定增量項目的機制電價，讓企業能夠有合理穩定的預期。

同時，優化電力系統調節能力，進一步發揮虛擬電廠、新型儲能、氫能等調節作用。完善電力市場機制，加強省份間電力互濟，以市場方式促進變動成本更低的新能源優先消納，實現新能源在更大范圍內的優化配置和協同消納，降低省份內現貨市場負電價頻次。強化市場運營監測，建立常態化電力市場運行預警機制，實時監測負電價發生頻次與持續時間，科學研判市場風險，提前采取防范措施。

韓放：電力現貨市場短期出現負電價不會顯著影響企業的長期運營。但也啟示我們，未來需進一步深化電力市場化改革，打破省份間的交易壁壘，通過全國統一市場實現資源更大范圍的優化配置；引導新能源合理規劃、科學投資和高質量發展；建立多元化收益渠道，拓寬新能源的價值實現路徑；引導用戶側資源主動參與系統調節，推動新能源實現高質量發展。

唐俊：在能源轉型的大背景下，新能源發展是必然趨勢，但并不意味著可以忽視火電、燃氣等其他電源的重要性。各類電源應在市場機制的引導下，實現優勢互補，共同保障電力系統穩定運行。同時，要加強電網網架結構的建設和優化，提高電力輸送和分配效率，這也是實現新能源利用率提升和各類電源協同發展的關鍵。