文 ｜章峰

近日，四川电力现货结算试运行阶段出现的全天负电价现象，引发了社会各界的广泛关注。

根据《四川电力现货市场交易实施细则（V2.0）》，现货电能量申报价格和出清价格限定为[-50，800]元/兆瓦时。在9月9日四川开展结算试运行后，现货市场多次出现负电价，在9月20日出现全天负电价，大部分时段达到下限价。

这看似反常的情况，实则是电力市场在特定条件下的正常运行表现，蕴含着诸多积极意义与市场信号。

负电价设置的合理性与市场调节作用

负电价的产生机制源于电力商品独特的物理属性：电力难以大规模储存且存储成本较高。

从价格信号功能来看，负电价核心意义在于让价格真实反映电力供需与成本。当供大于求、可再生能源大发时，负电价可激励用户增加用电，同时促使发电企业特别是灵活性资源主动参与调节，抑制无效电力供应，激励储能、可中断负荷等资源进入市场，最终实现“可再生能源消纳+用户降本”的双赢。

从更深层次看，负价格不仅是一种定价工具，更是市场成熟度和灵敏性的体现，有助于发掘系统调节潜力，优化资源配置，提升整个电力系统的经济性和运行效率。

需要特别指出的是，在实际的电费结算体系中，负电价并不等同于最终结算负电费。

我国的电力市场交易体系涵盖了中长期交易、现货交易以及辅助服务市场交易等多种复杂形式。市场主体的电费结算并非单纯依据现货市场瞬息万变的实时价格，而是综合了各类交易合同的约定以及相关政策规定。

现货市场的负电价仅仅是在特定时期电力供需严重失衡状况的一种直观反映，它并不会直接导致实际电费账单呈现负值，因此公众无需对负电价产生不必要的误解与恐慌情绪。

供需失衡主导下的负电价成因剖析

此次四川全天负电价现象的首要成因便是电力供需的严重失衡，而这一失衡与四川当前所处的丰水期紧密相连。

四川作为水电资源大省，水电在其电力供应结构中占据主导地位。在丰水期，充沛的水量使得水电站的发电能力得到极大提升（今年偏丰6成），然而，与之相对的是，近期电力需求并未同步出现大幅增长，反而较去年同期下降13%。这就导致了电力供给远远超过需求的局面，市场上电力严重过剩。

在这种激烈的市场竞争环境下，可再生能源企业为了争取更多的发电指标，减少因电力过剩而可能导致的弃水弃风弃光风险，采取“以价换量”的报价策略，申报负价具有充分的合理性。

近期四川部分水库电站水库蓄水已满、没有任何调节能力，报价策略也调整为负电价，火电机组停留在最小出力，这一变化进一步加剧了四川电力市场的负价态势。值得注意的是，四川此次全天大部分时段电价触及下限价这一事实，从侧面反映出当前设置的下限价过高，并未能充分适应当时电力过剩的实际程度。随着电力市场的进一步发展与完善，根据实际供需情况对下限价进行动态调整，将有助于更精准地反映市场的真实供需关系。

从时间维度的长期视角来看，随着季节的更迭，枯水期水电发电量会大幅减少，促使电力供需关系发生显著改变，届时电价自然会回升，电力市场始终处于实现供需平衡的动态过程中。这种基于季节变化的电力供需与价格的周期性波动，正是市场机制在电力资源配置中发挥作用的生动体现。

省间交易模式短板加剧负电价困境

除了供需失衡这一内部因素外，省间交易模式的局限性也是四川负电价现象背后不可忽视的外部因素。

目前，在我国的省间电力交易体系中，中长期交易占据主导地位，较为僵化的实物合同送电，省间现货交易的占比相对过小，2024年仅为0.61%左右，近似可以忽略不计。

这种交易结构在可再生能源大发的时期暴露出明显的弊端，以四川为例，当近期省内水电在丰水期大量过剩时，尽管外送通道仍有较大空间，由于省间现货市场交易规模有限，导致四川多余的电力难以通过省间现货市场这一渠道及时、有效地外送至其他省份，进一步加剧了省内电力市场的供需矛盾，限制了可再生能源的消纳路径。

此外，现有的省间交易规则不允许对优化和价格最为敏感发电侧作为买方在省内买入电量，这一限制无法适应目前可再生能源的发展需求，使得可再生能源无法替代火电机组进行外送（四川负价期间与四川消纳方向相同的灵绍、雁淮、锡泰、吉泉直流仍有较大量煤电送到华东地区）。若各类经营主体均可作为买方或卖方参与省间电力市场申报出清，那么在受端省内现货低价或送端可再生大发时段，送端火电机组可在省间市场低价买入受端可在生能源或其他送端可再生能源电量，以减少自身发电量，既降低了成本，又增加了可再生能源消纳量。

不过，这些问题的暴露也为未来省间交易模式的优化与完善（省间互济）提供了明确的方向，通过拓展省间现货市场规模、优化交易规则、提升市场灵活性等措施，有望打破当前省间交易的瓶颈，缓解省内电力市场的压力，促进电力资源在更大范围内的优化配置。

正视负电价现象，坚定市场化改革信心

事实上，四川此次出现的全天负电价情况并非孤立的个例。在全球范围内，许多电力市场都曾经历过类似的负电价现象。

例如，北欧电力市场在2023年5月末，芬兰因气温回暖导致水力发电激增，全天平均电价跌-20欧元/兆瓦时，成为首个全天负电价地区；同年5月26日，荷兰在光伏大发时段，电价更是一度跌至-400欧元/兆瓦时，单日负电价持续长达8小时。

在国内，2023年“五一”期间，山东现货市场连续22小时出现负电价，最低触及-85元/兆瓦时；浙江2025年1月春节期间连续两日出现-20元/兆瓦时的最低电价。这些国内外的案例充分表明，负电价是电力市场在可再生能源快速发展、市场机制不断完善过程中必然会出现的阶段性现象，是电力市场在特定阶段、特定条件下的正常反应，无需过度紧张与担忧。

这次四川负电价现象的出现，是对四川市场主管部门电价市场化改革决心的一次严峻考验。

在面对负电价这一市场信号时，政府部门应坚定地尊重市场规律，让市场机制充分发挥其在电力资源配置中的决定性作用。通过市场机制的自我调节，能够向市场参与者传递清晰、准确的价格信号，引导发电企业、用户以及各类市场主体根据市场价格变化调整自身的生产经营与用电行为。这不仅有助于提高电力市场的运行效率，促进电力资源的优化配置，还能够增强市场参与者对电力市场的信心，推动电力市场朝着更加成熟、高效、稳定的方向发展。

通过对此次四川负电价事件的深入分析与正确认识，我们有理由相信，四川电力市场将以此为契机，进一步深化市场主体对电力市场化运行规律的理解，明晰负电价背后的供需信号与调节价值。未来，无论是市场规则的优化完善、电力供需结构的动态平衡，还是省间交易效率的提升，都将推动电力市场朝着更成熟、更高效的方向发展，为地区能源系统的稳定运行与经济社会的高质量发展提供坚实可靠的电力支撑。

来源：能源杂志