近日，電力現貨市場“負電價”現象引發廣泛關注。電不僅不要錢，發電方反而要向用電方支付費用？這背后究竟蘊含著怎樣的市場邏輯？

國家能源局回應

10月31日，國家能源局負責同志在新聞發布會上作出了權威回應：“負電價”不等于電廠需要向用電企業倒貼錢，也不等于“負電費”。它是一種短期價格現象，是電力現貨市場在供需作用下的正常反映。

一、負電價是什么？為何出現？

負電價，是指在特定時間段內，電力現貨市場中出現的低于零的電價。在此情形下，發電企業若在此期間增加發電，不僅無法獲得收入，還需向市場支付費用。

其出現主要是由于：在新能源裝機規模占比快速提高的背景下，電力供需呈現結構性的不平衡。通過現貨市場“負電價”，直接反映了新能源消納能力或系統調節能力不足。當系統供應嚴重過剩時，現貨市場通過負電價這一強烈信號，激勵發電企業減少出力、用戶增加用電，以迅速恢復系統平衡。

11月1日至21日期間，廣東僅11月16日部分時段全省發電側均價出現負電價。

主要原因是：恰逢周日，工業負荷低，同時受降溫天氣影響，空調負荷低，全社會整體用電需求明顯下降。而在發電側，廣東大部分地區晴到多云天氣為主，風速條件適宜，有利于光伏和風電發電。該時段內新能源大發，系統發電供給能力遠大于用電需求，從而出現了“負電價”。

二、發電企業的理性選擇：為何寧愿承受短時負電價？

面對負電價

發電企業為何繼續發電？

這背后有著多重復雜因素的綜合考量。

對火電機組而言，啟停成本高、耗時長，并且頻繁啟停還會對機組壽命產生顯著影響，增加維護成本。與其停機再啟動，不如接受短時間的負電價，維持并網運行，這在經濟上更為劃算。同時，為應對新能源發電的波動性，確保電力系統供需平衡和安全穩定，需要保持一定規模的火電機組持續運行。

對于新能源場站，往往享有電價補貼等政策。盡管在現貨市場申報了負電價，但疊加補貼、綠色環境溢價等市場外收益后，實際收入仍可能為正數，這使得繼續發電成為經濟上合理的選擇。

三、關鍵辨析：負電價≠負電費

這是理解負電價現象最關鍵的一點：電力現貨市場出現負電價，絕不意味著發電企業會收到“倒貼錢”的電費賬單。

我國電力市場包含中長期市場、現貨市場、輔助服務市場等多層次體系。其中，現貨市場交易電量占比較低，一般在10%以內，而電力中長期合同則保障了發電企業電量電價的“基本盤”。綜合考慮中長期市場交易、新能源補貼和綠證收入、以及煤電容量電價等因素后，負電價對電廠總體收益影響有限。以11月16日廣東市場為例，全省日前均價167.7元/兆瓦時，出現負價時刻點3個；全省實時均價134.9元/兆瓦時，出現負價時刻點7個。

假設將日前和實時負價時刻點均價置0（模擬價格下限未調整至負值的情形），對發電側收益進行比較。

下限為負電價

發電側日前全電量電費20654萬元，實時偏差電費-23萬元。

下限為零電價

發電側日前全電量電費20675萬元，實時偏差電費-47萬元。

負電價下，發電側整體收益要多出3萬元，兩種場景下電費水平基本接近。

四、負電價下的發電企業收益分析

那么，在負電價的沖擊下，發電企業的實際收益究竟如何？是否真的“發電即虧損”？

為了回答這個問題，我們分別對一臺300兆瓦的火電和一個200兆瓦的光伏進行了詳細的收益解構與測算。

結論

此處僅設定為一種場景，實時市場“負電價”引導機組降至最低技術出力，由于實時發電量低于日前中標量，火電/光伏不僅沒有因為負電價虧損，反而獲得正的偏差收入，再疊加中長期交易收入、機制電費補貼等因素后，最后提高了總體收益。當機組實際發電量高于日前中標電量時，考慮系統運行補償后，機組收入也不會出現“負電費”。市場運行場景多樣且復雜，此處不一一贅述。無論是何種場景，都不能簡單認為，負電價就是“減收入”。

五、負電價：能源轉型中的市場“信號燈”

短時“負電價”是電力市場的“信號燈”，清晰反映了特定時段內電力供大于求的狀況。這一信號能夠激勵發電側靈活調節，促使傳統機組深度調峰，引導新能源合理預測出力；引導用戶側響應互動，鼓勵用戶在低價時段增加用電提升系統整體效率；還能激發新型主體參與，為儲能、虛擬電廠等靈活性資源創造盈利空間。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進一步優化電力系統調節能力，增加靈活性資源投資建設。

下一步，市場運營機構也將加強市場運營監測，密切關注“負電價”發生頻次和持續時間，科學研判風險，提前防范，穩定企業收益預期。同時，也要看到電力現貨市場中，不僅有短時負電價，也有短時高電價，這正體現了市場價格信號在引導發用電行為、優化資源配置、推動新型電力系統建設的積極作用。負電價的出現，也標志著電力市場正在走向成熟，其價格機制正深刻影響著能源結構的轉型與未來電力系統的構建。

供稿：廣東電力調度控制中心、廣東電力交易中心