负电价现象概述 - 四川电力现货市场于9月20日结算试运行中出现全天负电价，出清最高价格为-34.8787元/兆瓦时（-0.034元/度），最低价格为-50元/兆瓦时（-0.05元/度）[1] - 负电价现象已从零星出现发展为多省、从短时到长时的趋势，山东、浙江、内蒙古等地此前均有发生[2] - 负电价频率逐步增加，例如山东电力现货市场在2023年出现连续21小时负电价，2024年“五一”期间出现连续22小时负电价[2] 负电价形成机制 - 负电价通过市场出清过程产生，当电力供给大于需求时，满足市场负荷需求的最后一家发电企业的报价（边际电价）为负值，则该时段电价为负[3][4] - 固有负电价由电力系统物理特性和市场运行特征造成，传统燃煤机组为避免频繁启停产生高达十几万元的成本损失，会选择在最低技术出力以下报负价以维持运行[7] - 机制负电价与市场规则设计相关，新能源发电主体为争取更多上网电量以获取环境权益收益，倾向于报低价甚至负价[9][10] 负电价对发电企业收益的影响 - 负电价不等于负电费，发电企业电能量收益由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三部分构成[14] - 即便现货市场出清价为负，发电商仍可通过中长期差价合约获得补贴激励，高比例的中长期合约锁定了大部分收益，使整体收益保持稳定[11][18] - 发电企业必须上网交易电力才能获得电量指标，电量是考核电厂的重要指标，因此即使面临负电价也可能选择继续发电[20] 负电价现象的成因与区域差异 - 负电价是多重因素共同作用的结果，与电力供需在时空维度上的结构性失衡、新能源高比例并网、传统电力系统调节能力局限性及相关市场规则均有关联[7] - 各地负电价具体成因不同：山东等新能源大省主要因节假日负荷减少及新能源大发挤压传统发电空间；四川则与丰水期水电站发电能力提升但需求未同步增长有关[19] - 用户侧价格传导受限，分时电价机制难以与批发市场现货负电价有效响应，导致负电价带来的低价用能社会福利未能充分传递给终端用户[12] 负电价的未来趋势与行业影响 - 更频繁的负电价或低电价现象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走势，可能威胁新能源产业健康发展[21] - 根据“136号文”要求，增量新能源项目全部上网电量需参与市场，此举能增加新能源在现货市场的理性报价程度，减少负电价发生，但负电价常态化趋势恐难避免[21] - 行业建议构建包含负电价小时数、负电价均值、新能源渗透率等关键指标的定量警示指标体系，并利用人工智能等先进技术完善市场机制设计[22]