就在临近今年国庆中秋长假之际，四川电力现货市场在进入结算试运行过程中出现了一个奇怪的现象——9月20日当天，省内电力现货价格出现全天负电价，出清最高价格为-34.8787元/兆瓦时（即-0.034元/度），最低价格为-50元/兆瓦时（即-0.05元/度），引发各界的热议。
此前负电价已在山东、浙江、内蒙古等多地发生，它是如何产生的？会如何影响电厂收益？明知电价为负，发电企业为何选择不停机继续发电？
《每日经济新闻》记者（以下简称每经记者）采访了多位发电企业、能源专家和高校学者，试图还原负电价背后的真相。
负电价频率逐步增加采访中有业内人士告诉记者，负电价的形成与我国电力现货市场的限价规则相关。
我国各地电力现货市场都会设置交易限价，多数省份最低限价为0元/度。部分允许价格为负的地区如山东、内蒙古，此前就曾出现过负电价，这通常发生在电力供应过剩、市场需求不足的情况下。
每经记者梳理发现，近几年来，国内电力市场的负电价现象从零星出现到逐渐增多，并呈现“从单点到多省、从短时到长时”的趋势。
2019年，山东电力现货市场在国内首次出现负电价——-0.04元/度的出清价格；2023年，山东电力现货市场出现连续21小时负电价；2024年“五一”期间，山东电力现货市场出现连续22小时负电价。
清华大学电机系副教授郭鸿业接受每经记者书面采访时透露，截至2024年，山东日前市场（电力现货市场中的主要交易形式，以一天作为时间提前量组织市场）和实时市场出现负电价的时间占比分别约为11%和14%。
到了2025年，负电价出现范围有所扩大。
1月，浙江首次出现负电价，浙江电力现货市场连续两日报出-0.2元/度的最低电价，成为中国第二个具有现货负电价的现货市场；
4月，内蒙古首次出现负电价，蒙西电网电力现货市场日出清最低价为-0.004元/度；
9月，四川电力现货市场结算试运行阶段出现全天负电价……
乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝6座梯级水电站沿长江干流自上而下排列构成了世界最大清洁能源走廊，图为三峡大坝和外送输电线路 新华社发（郑家裕摄）
不少人好奇，负电价的数值究竟是如何确定的？
首先要了解，电力市场出清就是根据市场规则和所有买家及卖家的报价，最终确定“谁发电、发多少、谁用电、用多少、按什么价格结算”的过程。
某发电企业中层人士向每经记者进一步解释，若某天某个时间点，某电力现货市场需要100万度的电力，所有发电厂商和用户都在同一平台报价，市场组织者收集全网的发电资源和用电需求，发电企业报的是自己愿意卖出的电量和价格，用电方报的是想买的电量。市场运营机构按发电企业报价从低到高的顺序排序，逐一形成成交电力，直到可提供的电力叠加起来能满足100万度的用电需求。
最后一家满足市场负荷需求的发电企业报价，就是当天该时段的市场出清价，也叫作边际电价。因此这个时段中，所有中标发电机组的发电量都按照这一价格结算电费。若最后这家电厂的报价为负数，该时段的电力现货市场电价就是这一负值。
现货市场出清价格通过竞价排序产生，当某特定时段电力供给大于需求时，就可能产生负电价
负电价出现与保障性收购新能源结算机制相关联我国负电价现象从罕见到频次增加，导致负电价出现的因素并不相同。
郭鸿业进一步告诉每经记者，负电价是多重因素共同作用的结果，其形成原因与电力供需在时空维度上的结构性失衡有关，既有新能源高比例规模化并网的必然性，也暴露出传统电力系统调节能力的局限性，并且部分制度体系与市场规则也助推了负电价频率的提升。
他按照成因将负电价归结为两大类：固有负电价与机制负电价。
“固有负电价是在高比例新能源渗透背景下必然会发生的现象，在不同的电力市场中具有共性特征，普遍存在于我国和国际上许多电力现货市场中，其主要由电力系统物理特性和电力市场运行特征造成。例如，在高比例新能源渗透的电力系统中，传统电源受技术和经济的双重约束，短期调节能力有限。”
郭鸿业进一步举例：一台燃煤机组从停机状态启动到满负荷出力状态可能需要十几个小时，而完成一次完整的启停循环，其综合成本可能达到十几万元甚至更高。因此，传统燃煤机组为避免频繁启停带来高昂的成本损失，会选择在自身最低技术出力限制以下报出负价。这一策略是确保机组能持续运行在最小出力水平及以上，以维持自身不停机运行，通过承担短期收益损失来规避启停产生的更大成本，并具备快速响应后续调节的能力。
另外，按照集中式现货市场出清原理，市场出清的价格为考虑电力系统物理约束后的边际机组（满足需求的最后一个机组）的申报价格。这意味着，对于近零变动成本的新能源发电主体来说，在现货市场中尽可能地报较低的边际成本价并享受火电机组作为出清边际机组时的市场价格，是最优策略。然而，在新能源渗透率较高的地区，个别时段出现新能源申报的发电供给总量超过实际用电需求的情况是比较常见的。此时，低报价的新能源机组将会成为边际机组，导致电力市场出清价格降低或进入负电价区间。
另外，新能源发电主体还可以从绿证市场和碳市场等渠道获取环境权益收益，新能源在负电价的情况下仍旧能够保持一定的综合收入。因此，多种市场收益结构导致了部分新能源主体倾向于报负电价抢占更多的出清电量，以牺牲部分电能量收益为代价，来增大其发电小时数，以获取更多的环境权益收益。
机制负电价则与不同电力市场的具体机制设计密切相关。
由特定市场机制所诱发的负电价，其频率会随着新能源渗透率的提升而显著增加。郭鸿业又列举了我国三类可能引发或加剧负电价的电力市场机制。
第一类是激励新能源大规模发展、稳定新能源收益的保障性机制。在《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（以下简称“136号文”）执行前，我国许多地区的电力市场中，新能源仍按高比例保障电价进行结算。
郭鸿业以某省新能源实际发电量的10%按照现货价格结算、90%电量按照燃煤发电基准价结算，与国家/地方财政补贴形成（已逐步退出）的上网电价价格结算的模式为例解释，前述机制通过人为设定结算比例，保障了新能源主体的基础收益，但也形成了保底收益锁定和超额收益的双重激励结构。在这种机制下，新能源发电企业为了争取更多的电量交易，倾向于报低价，以确保更多电量能够上网，让收益最大化。
郭鸿业强调，当“136号文”出台后，新能源上网电量虽然全部参与市场，但其依然可以通过差价合约获得场外补贴激励，也未能完全消除其对负电价频率增加的影响。此类问题也常见于国际上使用差价合约（CfD）保障新能源收益的市场，例如英国电力市场和德国电力市场。为此，英国电力市场从今年开始暂停了负电价时段对新能源主体的差价补贴。
第二类是中长期高比例签约限制现货优化空间。在高比例中长期合约的约束下，发电企业的大部分电量以提前确定的价格进行结算，锁定了大部分收益。
即使现货市场出现负电价，发电企业仅需承担剩余小部分电量的亏损，整体收益仍能保持稳定甚至实现盈利。高比例的中长期合约在一定程度上削弱了现货市场价格信号的作用，降低了经营主体在现货市场理性竞争程度。
这也就是人们常说的“负电价不等于负电费”——由于有高比例中长期合约的保障，在结算层面不会出现发电主体真的“付费发电”的情况，至多是让出了一部分发电利润。
第三类是用户侧价格传导受限。我国用户侧分时电价机制的时段划分是提前设定的，价格数值也相对确定，难以与批发市场的现货负电价有效响应。因此用户侧无法感知现货市场的实时动态价格波动，特别是无法接收负电价信号，响应能力不足从而导致负电价的持续时间拉长。
辽宁省铁岭市大青水库拍摄的光伏发电板 新华社记者 杨青 摄
因此，在新能源发电量较高时，尽管在批发市场存在负电价，但是无法传导至参与零售市场的广大用户处，无法引导他们消纳过剩的电力。这个现象也导致了即便负电价的频率已经很高，但是其带来的低价用能社会福利并没有充分传递给广大的终端用户群体。
即便负价，发电厂商仍可通过差价合约获得补贴激励为何产生负电价却不会给发电企业造成负收益？根据电力交易规则，前者只是现货市场实时交易价格，因此不能理解成发电企业最终收益。
我国电力交易方式按照交易周期，分为中长期交易和现货交易，两者相互补充。中长期交易相当于“预售”，买卖双方约定好未来某段时间的电量、价格；现货交易是提前一天或当天根据实时需求当场撮合交易，价格随行就市。
因此，不同的交易方式和交易比例，决定了发电企业的卖电收益，不是简单地以“发了多少度电×单价”来进行结算。
按照《电力现货市场基本规则（试行）》要求，R电能量= Q中长期 × (P中长期 − P日前) + P日前 × Q日前+ P实时 × ( Q实时 − Q日前)。即发电企业的电能量收益（即卖“电”的钱）由三部分构成：中长期差价合约收入、日前市场收入及实时市场电量偏差收入的部分。
某发电企业高层人士梁华（化名）告诉每经记者，结合负电价出现的场景，以运行日前市场的省内现货市场发电机组A某日某时的电费收益举例说明：
发电机组A在某一时刻的各项电费综合收益情况
因此，即便现货市场出清价处于负价，发电商仍可通过中长期差价合约获得补贴激励，也决定了负电价对电厂收益的总体影响是有限的。
更频繁的负电价将影响中长期交易价格走势既然造成负电价的原因复杂多样，目前我国已经出现负电价的山东、内蒙古、浙江、四川等省份，背后原因又有何不同？
博众智合能源转型中国电力项目主任尹明接受每经记者电话采访时表示，共同原因是电力供应过剩。不过各地电源结构、气候条件等因素不同，导致电力供大于求的具体成因也有所不同。
像山东等新能源大省，主要因为节假日用电企业负荷减少，同时新能源大发又挤压了传统发电市场空间。而四川则与当前所处的丰水期有关，由于丰水期水电站的发电能力极大提升，但电力需求并未同步出现大幅增长，最终也会导致供大于求。
“既然电力出现用不完的情况，发电企业为啥不直接减少供应？比如让风机暂停运转、水库直接排水不发电？”这样的问题，成为不少人关注负电价时的困惑。
多位能源专家均向记者提到一大重要原因——发电厂必须上网交易电力，才能获得电量指标。
梁华透露，我国发电厂的收入来自卖电，除此之外几乎没有其他收入渠道，其中火电厂会涉及容量电费（保障电厂固定成本回收）和辅助服务收入（提供备用、调频等服务的收益），但收入较少。因此，电量是发电企业对下属电厂考核的一个重要指标。某些情况下，即使收入目标未能完成，但只要完成了电量指标就行，特别是对新能源企业更是如此。
虽然负电价不等于负电费，但梁华也向每经记者提醒，若未来低电价或负电价现象更频繁地发生，将对新能源的平均价格和收益预期产生深远影响，进而影响中长期交易价格的走势。
“如果新能源企业长期面临收益下降的困境，将难以吸引足够的投资用于项目建设和技术研发，对新能源产业的健康发展构成严重威胁，不利于新能源投资建设。”梁华说。
不过，按照“136号文”要求，过去新能源享受的“部分市场化+部分保障性收购”政策成为历史。既然2025年6月1日起投产的新能源增量项目实现机制电价，通过年度自愿竞价形成，是否会减少报负价的频率？
郭鸿业告诉每经记者，增量新能源场站全部上网电量都需要参与市场，仅有一部分发电量可按照机制电量结算。如在山东电力市场，风电（按照机制电量结算的比例）为70%，光伏为80%，剩余电量依然需要以现货市场的价格结算。这能够在一定程度上增加新能源在现货市场的理性报价程度，减少其负价地板价报价策略，从而减少负电价的发生。
“但在全面推动新能源市场化与取消强制配储政策的背景下，负电价现象的常态化趋势恐将难以避免。”
因此，郭鸿业建议，应正确认识负电价，既承认其是高比例新能源电力系统的常见现象，同时合理完善机制设计避免超高频率的负电价现象出现，引起社会恐慌和对能源体系发展的错误判断。并且应采用先进的电力市场数据分析方法，使用包括人工智能、数据逆向分析等技术，辨析市场中固有负电价和机制负电价的构成比例，以引导更好的市场机制设计。
“此外，还应构建包含负电价小时数、负电价均值、新能源渗透率、市场交易均价与机制电价差额等关键指标的定量警示指标体系。同时完善实时监测与防范机制，通过实时监测及时识别风险并提前采取防范措施，确保电力系统稳定运行及新能源高质量发展。”
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