“发电收费、用电付费”，符合大多数人的认知。但企业发电您听过报出负电价吗？
今年，浙江在个别时段出现-0.2元/千瓦时的电价。山西、山东、广东、甘肃等地此前也出现过零电价或负电价，引发一些讨论，比如“电白送，是电力市场设计失灵了吗”“是不是新能源发展过快导致电力供过于求”“新能源发电，收益会不会受影响”等。应当如何看待负电价？记者采访了国家能源局相关司局负责人和业内专家。
——编者
对话嘉宾：
国家能源局相关司局负责人
中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放
国家电力投资集团有限公司专职董事唐俊
为何出现？
负电价不等于负电费，体现电力现货市场的实时供需信号，但也反映了该时段电力系统调节能力有限
记者：负电价是如何产生的？这是电力市场的正常现象吗？
国家能源局相关司局负责人：负电价不等于负电费。我国电力市场包含中长期、现货、辅助服务市场等，现货市场的价格机制“能涨能降”，依托分时价格信号动态反映供需。现货市场短时出现负电价，在综合中长期市场、新能源补贴及煤电容量电价等因素后，仍会以正电价结算，不会出现“付费发电”。
新能源发电随机性、波动性强。如果在某个时段，新能源大发、用电负荷又恰好偏低，就可能出现负电价。以浙江为例，发电侧，1月份以晴好天气为主，新能源出力激增；用电侧，春节假期工厂用电负荷下降，叠加气温偏高、取暖需求下降，全省日均用电负荷骤降，导致个别时段电力供大于求。
负电价体现了电力现货市场的实时供需信号，反映了电力系统在新能源大发时、短时间特别是节假日期间出现的供大于求现象。总体看，短时出现负电价或零电价，符合市场运行规律。
但如果长期出现负电价，可能意味着电力明显供大于求，需要根据市场价格信号及时引导电力规划建设，建立适应新能源大规模发展的多维度价格机制，例如完善煤电容量电价、辅助服务价格以及绿电环境价值等，以市场化方式更好推动能源低碳转型。
韩放：电能不可以长周期大规模储存。目前抽水蓄能、电化学储能等可以存储部分电能，但储存量有限且成本相对较高。当用电负荷极低时，机组出力已降至最低，减少出力或者储存电能成本较大，可能导致现货市场出现负电价。负电价的本质是电力系统短时间内调节能力有限，没有调节能力的发电企业花钱购买调节资源。
电力现货市场均设置限价，即最高限价和最低限价，不同省份各不相同，大部分省份最低限价是0元/千瓦时，当最低限价为负时，就可能出现负电价。浙江去年5月1日转入长周期结算试运行至今，负电价时段占比不到2.5%。国外电力现货市场也会出现负电价，2024年，德国电力现货市场负电价出清时段占比5%，法国、荷兰、西班牙、芬兰等国也曾出现过负电价。
记者：为什么发电企业会愿意低于成本申报价格，而不是停掉一些机组？
韩放：在一天或几天中，负电价仅占较少时段。对于火电机组而言，频繁启停对机组寿命影响较大。而且，电力系统需要有一定的火电机组保持运行，以应对新能源发电的波动性、保持电力系统的频率稳定。对于新能源场站来说，早期项目有电价补贴，虽然报了负电价，但叠加补贴实际收益仍有可能为正。
有何影响？
有短时负电价，也有短时高电价，市场价格优化发用电行为
记者：负电价对发电企业、电力用户有什么影响？发电企业会不会出现较大亏损？
国家能源局相关司局负责人：现货市场交易电量占比一般在10%以内，电力中长期合同保障了发电企业电量电价的“基本盘”，目前看负电价对总体收益影响有限。以浙江为例，新能源90%的发电量按照0.4153元/千瓦时结算，仅10%参与现货市场，即便出现负电价，结算价格仍可覆盖发电成本。再比如山东电费结算由“中长期+现货+容量补偿”组成，现货交易实行“日清月结”，按月度周期有80%以上为中长期合同，负电价对结算电价影响较小。
也应看到，电力现货市场中，不仅有短时负电价，也有短时高电价，市场价格优化发用电行为的引导作用正在显现。比如短时高电价，可以引导火电企业顶峰发电、电力用户减少用电需求，提升电力供需紧张时段的安全保供能力；短时低电价，可以引导火电企业压降出力、储能和虚拟电厂等主体参与系统调节、电力用户增加用电需求，扩大新能源消纳空间。
唐俊：负电价环境下，对煤电机组而言，发电空间会受到一定挤压。随着新能源装机占比不断提高，煤电机组需要逐渐适应从主要发电角色向“发电+调节+顶峰”的灵活性电源角色转变。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，是煤电机组需要解决的关键问题。
对新能源场站而言，负电价带来的直接影响是度电均价下降。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。从长远看，新能源需要通过技术创新、精准预测发电出力等举措，降低发电成本，提升市场竞争力。同时在项目前期做好投资决策，优选项目类型、建设地点以及装机规模，降低投资风险和运营难度。
韩放：老百姓可能关心负电价对居民电价的影响。现行电价体系下，居民用电价格执行目录销售电价，未与市场价格挂钩，短期现货市场价格涨跌不会传导至居民侧。
记者：当前电力系统调节能力仍然存在短板，随着新能源大规模接入，负电价会成为趋势吗？
韩放：从短期看，新能源装机规模迅速扩大，对系统灵活性的要求提高，尤其随着更多省份的现货市场转入正式运行，负电价有可能会更频繁出现。但从长远看，负电价给出了明确的价格信号，将加速推动电力系统调节资源建设，提升电力系统灵活性，负电价的频次可能随着调节能力的提升而逐步收敛，呈现动态平衡特征，避免价格大幅波动。
如何完善？
优化电力系统调节能力，完善电力市场机制，实现新能源在更大范围内的优化配置和协同消纳
记者：一些观点认为，负电价客观反映了新能源面临的消纳挑战，可能影响收益预期和投资积极性。下一步，推动新能源平稳有序参与电力市场，有哪些考虑或者建议？
国家能源局相关司局负责人：近年来，电力系统调节能力持续提升。截至2024年底，全国灵活调节煤电规模超6亿千瓦，抽水蓄能投产规模超5800万千瓦，累计建成新型储能超6000万千瓦，跨区跨省输电能力超3亿千瓦。2024年在新能源装机增速远高于负荷增长的情况下，新能源利用率维持在95%以上。
下一步，我们将配合国家发展改革委落实好新能源全面入市政策，指导各地结合实际，科学确定存量与增量项目机制电量电价，保持存量项目平稳运营的同时，通过市场化方式确定增量项目的机制电价，让企业能够有合理稳定的预期。
同时，优化电力系统调节能力，进一步发挥虚拟电厂、新型储能、氢能等调节作用。完善电力市场机制，加强省份间电力互济，以市场方式促进变动成本更低的新能源优先消纳，实现新能源在更大范围内的优化配置和协同消纳，降低省份内现货市场负电价频次。强化市场运营监测，建立常态化电力市场运行预警机制，实时监测负电价发生频次与持续时间，科学研判市场风险，提前采取防范措施。
韩放：电力现货市场短期出现负电价不会显著影响企业的长期运营。但也启示我们，未来需进一步深化电力市场化改革，打破省份间的交易壁垒，通过全国统一市场实现资源更大范围的优化配置；引导新能源合理规划、科学投资和高质量发展；建立多元化收益渠道，拓宽新能源的价值实现路径；引导用户侧资源主动参与系统调节，推动新能源实现高质量发展。
唐俊：在能源转型的大背景下，新能源发展是必然趋势，但并不意味着可以忽视火电、燃气等其他电源的重要性。各类电源应在市场机制的引导下，实现优势互补，共同保障电力系统稳定运行。同时，要加强电网网架结构的建设和优化，提高电力输送和分配效率，这也是实现新能源利用率提升和各类电源协同发展的关键。
