本文介绍了负电价现象在全球电力市场中的普遍存在，特别是在高比例新能源电力系统中的频繁出现。文章以山东和浙江的实例说明了负电价的具体情况和产生原因，包括供需失衡、市场申报与出清机制的助推等因素。此外，负电价对市场主体的影响以及对煤电、新能源和电力用户等不同群体的成本收益产生的显著影响也进行了分析。最后，文章提出了负电价背后的风险与启示，包括新能源发展的潜在风险、环境复杂性和各类电源协同发展的重要性。
负电价现象在全球电力市场中频繁出现，尤其是在高比例新能源电力系统中。其产生与电力市场的供需关系、新能源的消纳需求以及市场机制和政策等因素有关。
负电价的产生与供需失衡、市场申报与出清机制的助推等因素有关。在市场供需关系失衡的情况下，新能源的消纳需求对市场价格产生影响，导致负电价的出现。
负电价对煤电、新能源以及电力用户等市场主体产生了显著影响。煤电机组的收益增长，但需要适应新角色；新能源场站面临度电均价下降的压力；电力用户的用电成本略有下降，但用电行为受到引导。
负电价现象反映了新能源发展的潜在风险、环境复杂性和各类电源协同发展的重要性。需要完善市场机制，优化资源配置，实现电力系统的稳定运行和可持续发展。
在传统认知中，电价总是正值，毕竟电力作为一种商品，消费电力需支付相应费用。然而，在高比例新能源电力系统的大背景下，负电价这一电力市场“新现象”正逐渐走入人们的视野。负电价，简单来说，就是指电力市场中出现严重的供大于求导致市场出清价为负值。这也意味着，发电企业每发出一度电，非但无法获得收益，还需要向购电者支付费用，购电者不仅不需要付电费，反而可以从发电企业取得收入。
从全球范围来看，负电价的出现并非偶然。2007年，德国电力现货市场的日内市场中首次出现负电价，此后，负电价现象在欧美成熟电力市场中频繁出现，尤其是新能源比例高的市场更为频繁。2020年，美国部分批发市场节点的实时市场出清价格出现负电价；2021年，欧洲多国频繁出现负电价，法国、德国、比利时、丹麦等多个欧洲国家均出现负电价，其中德国负电价出现的时段数最多，全年超过200小时。在中国，2019年12月11日13:00，山东电力现货市场的日前市场出现了负电价（-0.04元/kW∙h），2021年12月至2023年5月10日，山东日前市场累计出现负电价1012.5小时，实时市场累计出现负电价1169.25小时；最近的2025年春节期间，浙江省内工商业负荷大幅下降，电力显著供大于求，浙江现货市场也出现了负电价。
可见，负电价在全球范围内均有发生且十分常见，并非现货市场设计失误，导致价格异常或畸变，而是高比例新能源电力系统运行反映在市场中的正常现象。长时间负电价反映了整体上供大于求，是新能源消纳需求对市场价格的影响。
负电价缘何而来
（一）供需失衡：新能源大发与负荷低谷的碰撞
以山东2023年“五一”假期期间电力市场情况为例，其负电价现象就清晰地展现了供需失衡。连续5天的小长假，许多企业调整了生产经营计划，使得山东用电负荷大幅下降。2023年5月1日，山东最大负荷为64.92GW，较节前典型工作日下降约16.00GW，降幅约20%。而在供给端，春夏之交正是风光大发时期，风电出力持续保持在17.00GW左右，5月2日白天实际最高出力更是达到32.05GW，新能源实际出力占负荷比例最高达51%，达到电网的消纳能力极限。一边是负荷大幅下降，一边是新能源持续大发，这就导致了电力严重供过于求。为了给新能源消纳腾出空间，调度机构采取了直调机组停机备用和深度调峰、调用全部抽水蓄能机组抽水和储能充电、参与华北省间调峰辅助服务等措施，但即便如此，仍难以满足新能源消纳需求，市场机组竞价空间被压缩至10.00-12.00GW，不足峰值负荷的20%。
与此同时，大量调节性煤电机组停机退出，电网安全冗余也大幅减少，系统处于低转动惯量水平，抗扰动能力大幅下降，如同一块“精密机械钟表”，被拿掉关键的稳定齿轮组件，稍有外力干扰，指针走动就会紊乱甚至停摆。电力市场释放的负电价信号，站在市场角度看，也可以视为“电力系统安全性”在“电价”中的具体表现。
（二）市场申报与出清机制的助推
除了供需失衡这一关键因素外，市场申报与出清机制也在负电价的产生过程中起到了推波助澜作用。
在市场申报环节，新能源场站考虑到政府电价补贴和容量补偿费用等因素，为了争取减少弃电，基本按下限-0.08元/kW∙h申报。部分中长期合约签订比例较高的煤电机组，为了保持长期开机，在低出力时段也申报低价，其中有10台共3.08GW的煤电机组为避免停机，最低出力时段也按-0.08元/kW∙h)进行报价。
市场出清过程中，2023年5月1日07:30-17:00、5月2日00:00-16:00，市场竞价空间极小，已不能满足预留规定负备用和直调煤电机组的最小出力，甚至发生了新能源弃电现象。此时，新能源成为决定市场出清价格的边际机组，市场出清价维持在-0.08元/kW∙h。而在实时市场运行中，由于5月1至2日光伏出力较日前预测高出1.1-2.7GW，风电出力较日前预测量高出1.1-2.1GW，而用电负荷与日前预测量基本持平，使得实时市场的竞价空间进一步缩小，负电价时段增加，最终导致5月1日20:15至5月2日17:00实时市场出现连续21小时的-0.08元/kW∙h出清价格。
由此可见，负电价的出现并非偶然，供给充裕、电力需求减少、电力系统安全约束要求、竞价空间小、大量机组申报负价等因素相互交织，导致了“五一”期间出现长时间的负电价现象。
对市场主体的影响
负电价的出现，犹如一颗投入平静湖面的石子，在电力市场中激起层层涟漪，对煤电、新能源以及电力用户等不同主体的成本收益产生了显著影响。这种影响既体现在短期的收益波动上，也关乎各主体在电力市场变革中的长期发展战略。
（一）煤电：短期收益提升，长期需适应新角色
在负电价的环境下，煤电机组的发电空间受到新能源大发的挤压，这是不争的事实。以山东电力现货市场为例，2023年“五一”期间，新能源的大量发电使得煤电机组的发电出力低于中长期合约曲线。不过，煤电机组通过差价合约结算机制获得了收益增长。其减发电量由新能源代为履约，从而获取中长期电价（0.375元/kW∙h）与现货电价（-0.08元/kW∙h）价差收益。进一步考虑容量补偿费用，2023年5月1至2日山东煤电机组的最终度电收益达到0.61元/kW∙h，较4月度电收益（0.52元/kW∙h）增长17%，较山东燃煤标杆基准电价（0.3949元/kW∙h）上浮54%。
从长期来看，煤电机组面临着诸多挑战。随着新能源在电力市场中的占比不断提高，煤电机组需要逐渐适应从传统的主要发电角色向“发电+调节+顶峰”的灵活性电源角色转变。这种转变意味着煤电机组要不断提升自身的灵活性，以更好地应对新能源发电的波动性和间歇性。频繁启停对煤电机组的设备寿命和性能影响较大，还会增加发电成本。但在新能源大发导致电力供过于求的情况下，煤电机组又不得不降低出力甚至停机。如何在保障电力供应稳定的同时，降低运营成本，提高灵活性，是煤电机组在长期发展中需要解决的关键问题。
（二）新能源：度电均价下降，市场主体收益差异大
对于新能源场站而言，负电价带来的直接影响是度电均价下降。2023年5月1至2日，自愿选择全电量参与现货市场的风电场站结算均价为0.305元/kW∙h，较4月均价降低0.072元/kW∙h，降幅23.6%。受中长期合约签约比例等交易策略和预测水平影响，不同场站结算均价存在较大差异。某A风电场5月2日结算电价为0.4062元/kW∙h（中长期电量占比为110%），较4月均价上浮0.0288元/kW∙h，涨幅7.6%；某B风电场结算电价为0.2200元/kW∙h（中长期电量占比为58%），较4月均价下降0.1574元/kW∙h，降幅41.7%。未全面入市的集中式新能源场站（预计10%当期电量参与市场）5月1至2日的结算电价在0.3508元/kW∙h左右，较4月均价降低0.0266元/kW∙h，降幅8.2%。
