事件概述 - 四川电力现货市场于结算试运行期间出现全天负电价，出清最高价格为-34.87元/兆瓦时，最低价格为-50元/兆瓦时（下限价格），全天有56个时段达到下限价格，刷新了国内连续负电价的纪录 [1] 负电价成因 - 负电价主要由电力供给严重大于需求导致，9月20日四川省电力供需比高达1.48 [1][2] - 供给端：四川水电装机占比超过60%，近期全网来水较去年同期偏丰近6成，部分水电站蓄水已满，为缓解库容压力而申报负价发电 [1] - 需求端：因持续阴雨和气温下降，省内电力负荷走低，9月20日最高负荷为4100万千瓦，最低负荷为3365.8万千瓦 [1] - 外送电力在400~800万千瓦之间，外受电力在517~746万千瓦之间，省间现货由2024年同期购入电力变为2025年售出电力，反映供需形势快速变化 [1] - 可再生能源出力已基本满足省内负荷需求，但省内仍有至少2000万千瓦的火电机组，加剧了供给过剩 [2] 负电价的市场意义 - 负电价是电力现货市场价格“能涨能跌”的体现，是新能源发展达到一定阶段的正常现象，反映了系统中大规模新能源的发电特点 [4] - 负电价可作为价格信号，引导用户削峰填谷，并激励调节性发电资源在负电价时段少发电 [4][5] - 欧洲电力市场今年一季度负电价时段同比增长103%，达到814次，表明此现象是行业普遍趋势 [4] - 对于享受补贴或机制电价保障的新能源项目，申报负电价后仍有一定收益，煤电等常规电源则通过中长期合约和容量电价规避部分风险 [4][5] 行业挑战与启示 - 负电价反映出四川新能源等不可调节性电源的消纳面临严峻挑战，省内近50%的电源（不包括调节式水电）不具备调节能力，出力具有波动性 [5] - 未来新能源装机快速发展，出现负电价的频率会更高 [5] - 行业迫切需要建立全容量补偿机制，目前煤电容量电价在7个地区执行50%的补偿标准，但新能源的快速发展使得调节性电源难以从电能量市场获得足够收益 [6] - 预计未来煤电等调节性电源近一半的收入需来自容量补偿，需配套机制以保障电力系统安全稳定和市场平稳运行 [6] - 电力供应能力充裕是行业发展到一定程度的特征，但会拉低电能量价格水平，最终可能通过额外经济机制推高终端用户电价，电源投资的合理收益与终端电价水平的权衡是行业规划决策的难题 [7]