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導語：負電價通常被視為可再生能源滲透率提高的結(jié)果，是系統(tǒng)靈活性不足或者清潔能源“過?！钡谋憩F(xiàn)。然而中國山東、浙江等幾個省級電力現(xiàn)貨市場試點中，即便以可控煤電為主的系統(tǒng)，也頻繁出現(xiàn)（過）深度負電價，并且平均價格明顯低過煤電基準水平（coal benchmark price）。這背后反映的或非新能源的成功，而是市場（market）與調(diào)度（dispatch）耦合機制的缺失。
01 引言
負電價通常指的是在電力市場中，出清電價降至零以下，發(fā)電企業(yè)在上網(wǎng)時無法獲得電費收入，且需要向用電方支付費用。這類情況在歐美電力系統(tǒng)中日益多見，通常出現(xiàn)在風電、光伏等可再生能源出力高、而系統(tǒng)負荷相對較低的時段。比如春秋季節(jié)，特別是假日的中午，天氣條件良好、風光出力集中，而工業(yè)負荷偏弱，系統(tǒng)出現(xiàn)階段性供大于求。這是負電價的宏觀理解：系統(tǒng)整體供給超過即時的需求。
從微觀機制看，負電價往往與邊際機組的經(jīng)濟決策有關(guān)。部分發(fā)電資源由于技術(shù)特性或合約安排，難以靈活退出系統(tǒng)，選擇在負價格下繼續(xù)出力。這類機組包括啟停成本高的燃煤機組、以供熱為主的熱電聯(lián)產(chǎn)裝置，以及享有補貼或差價合約的可再生能源項目。為了規(guī)避停機成本、保持運行連續(xù)性或履行非市場義務(wù)，這些資源可能主動報出負價，并成為邊際機組，決定了市場出清價格。
在標準競爭性市場中，供需雙邊報價共同決定出清。發(fā)電企業(yè)提交供給曲線，負荷側(cè)用戶或零售商提交需求報價（demand bids），兩者交匯形成出清價格與相應(yīng)電量（圖1）。市場價格反映資源邊際成本排序，也往往影響系統(tǒng)總體平衡安排。調(diào)度機構(gòu)一般依據(jù)市場出清結(jié)果或總體成本最小原則組織物理運行，實現(xiàn)價格機制與運行控制之間的閉環(huán)。
在歐美電力市場，負電價逐漸增多，已引發(fā)多層次的監(jiān)管與政策體系調(diào)整。比如：宏觀上，德國等正在討論是否通過分區(qū)定價更真實反映網(wǎng)絡(luò)阻塞；中觀上，高比例風光地區(qū)，加強儲能、負荷響應(yīng)等調(diào)節(jié)資源布局日益成為共識；微觀上，收緊補貼政策，限制發(fā)電企業(yè)在負價格下仍可獲利的機制。
相比之下，中國多個省級現(xiàn)貨市場（通常包括日前與實時兩個環(huán)節(jié)）也已出現(xiàn)頻繁且持續(xù)時間較長的負電價現(xiàn)象。這些市場大多仍以可控大型煤電（>60%發(fā)電量）為主，可再生能源滲透率明顯低于歐洲主要國家及美國得州、加州等地區(qū)。然而在節(jié)假日、低負荷等特定時段內(nèi)，電價多次深度跌破零點，且日均價格乃至一段時間的平均電價持續(xù)低于（仍占主體的）煤電基準電價。
可以比較準確的概括：目前的現(xiàn)貨市場試點（除廣東外），低/負電價普遍頻繁且劇烈。本文以山東/浙江為例，探討極低甚至負電價的頻發(fā)現(xiàn)象，辨析其直接誘因與更深層的結(jié)構(gòu)性成因，特別涉及交易頭寸（contracted position）與調(diào)度（dispatch）的耦合機制問題。這一診斷關(guān)乎價格機制與價格信號的有效性，進而影響對中國電力部門未來結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型、碳排放趨勢的預期與政策路徑的理解。
圖1 標準競爭性市場（含負報價）的調(diào)度優(yōu)先次序（merit-order）示意圖
來源：Retrieved from https://www.linkedin.com/posts/behnam-zakeri-14359059_negative-electricity-prices-which-happen-activity-7328563515126923264-Bb1s。
或來自https://www.cleanenergywire.org/factsheets/why-power-prices-turn-negative#.
02
統(tǒng)計事實：低負電價頻率與深度
從2025年1月至5月，浙江、山東兩省的現(xiàn)貨市場（覆蓋日前與實時）均出現(xiàn)了大范圍、長時段的負電價。浙江作為新近啟動現(xiàn)貨機制的省份，春節(jié)出現(xiàn)深度長時間負價；而山東作為持續(xù)試點較久的區(qū)域，其負電價現(xiàn)象更為頻繁，大部分觸及最低限價，低電價幅度也更深。圖2為兩地在2025年迄今為止的平均電價/負電價分布及對應(yīng)的風光出力占比與需求水平。
圖2 2025年1-5月浙江/山東日前市場電價分布及其需求/風光比重狀態(tài)
從圖中可以看到，只要“可再生能源占比”進入 20–25% 的區(qū)間，負電價出現(xiàn)的小時數(shù)占比就接近甚至達到100%。而需求只要下降到最大負荷的55%，就有可能出現(xiàn)負電價，即使哪些時刻的風光份額也就10%左右。
03
定性歸因：市場厚度（depth）不足
圍繞低負電價現(xiàn)象，近階段若干政策研究與行業(yè)評論陸續(xù)披露了運行細節(jié)，為理解負電價形成機制提供了較為系統(tǒng)的觀察窗口。
● 韓曉彤在《山東新能源“入市”解題》（https://www.hxny.com/nd-90583-0-54.html）中指出，即使“五一”假期出現(xiàn)明顯的負電價，山東仍持續(xù)調(diào)入外來電，未根據(jù)本地市場價格調(diào)整進口策略。
● 趙浩林在《電力中長期合約的物理執(zhí)行本質(zhì)是政府干預》（https://m.bjx.com.cn/mnews/20240731/1392268.shtml）分析中長期合同執(zhí)行機制時指出，過去的中長期合約，性質(zhì)上需要物理履約，而非金融避險合同。
● 鄭亞先《電力現(xiàn)貨市場持續(xù)深化的關(guān)鍵問題思考》（電力現(xiàn)貨市場持續(xù)深化的關(guān)鍵問題思考）則強調(diào)，部分省份在機組組合上采取“必開機組”預設(shè)機制，即先確定部分機組出力，再進行市場優(yōu)化。一些天然氣機組完全不參與出清。
● 柴瑋《財務(wù)化的日前市場如何實現(xiàn)與實時運行的耦合統(tǒng)一》（https://m.bjx.com.cn/mnews/20250519/1442184.shtml）在對日前市場機制的分析中指出，目前多數(shù)省份的日前市場仍以調(diào)度負荷預測為基礎(chǔ)構(gòu)建需求側(cè)，盡管用戶可提交申報，但并不真正參與出清。
● 劉學在《電力市場的原理、變革與關(guān)鍵問題報告》的示意圖顯示，當前備用容量的設(shè)定多以“最大負荷加冗余”形式靜態(tài)確定，未采用逐小時分辨率動態(tài)調(diào)整。
以上公開信息分別指向了電力系統(tǒng)運行中的若干關(guān)鍵環(huán)節(jié)——包括外部電力輸入、中長期合同的執(zhí)行機制、開機組合安排、用戶側(cè)市場參與程度以及備用容量設(shè)定方式。
● 外來電穩(wěn)定輸入：即使在出現(xiàn)負電價的時段，跨省調(diào)入電量仍未相應(yīng)調(diào)整。這種跨區(qū)電量成為現(xiàn)貨市場價格運行的邊界。
● 先確定開機名單，再進行競爭：在市場優(yōu)化之前就已設(shè)定部分機組必須運行。這可能導致開機機組總量過多，以及可能不符合經(jīng)濟調(diào)度原則。
● 用戶側(cè)無法基于價格信號參與：需求側(cè)類似澳大利亞等島國的“電力庫”（power pool）——無用戶分散報價。這似乎意味著：日前交易從來未真正開門（gate open）。它排除了用戶基于價格信號在“不同市場套利”的可能，抑制了市場間價格趨同的動態(tài)過程。
● 備用率設(shè)定過高且缺乏動態(tài)調(diào)整：這類安排等同于將備用轉(zhuǎn)化為“剛性出力”。
這些因素雖來源各異，但共同作用于一個核心問題：現(xiàn)貨市場的“潛在厚度”（depth）被顯著壓縮，并限制了價格對供需變化的反饋能力。特別是在春節(jié)、五一等低負荷時段，這些因素其影響變的不可忽略，能量市場退化為靜態(tài)、缺乏需求、調(diào)整能力有限的“余量市場”，所謂the static residual market with no demand。
圖3展示了上述歸因邏輯：由于多種市場外因素的共同作用，市場的有效需求被逐步“剔除”，導致需求曲線整體左移，從而使其與基于煤電邊際成本構(gòu)建的供給曲線的交點不斷下移，現(xiàn)貨市場價格因此受到壓低。
圖3 因為各種市場外因素下降的市場需求意味著現(xiàn)貨市場價格的下降
來源：作者基于GEM數(shù)據(jù)庫（https://globalenergymonitor.org/report/boom-and-bust-coal-2025/）繪圖。
04
定量解析模擬：浙江
上述“余量”市場結(jié)構(gòu)對電力價格的具體影響，可通過模擬評估其在既定供需背景下的價格偏差。本文選取浙江市場2025年3月10日至16日的常態(tài)一周運行數(shù)據(jù)，構(gòu)建反事實模擬，用于估計在更充分動態(tài)條件下的“應(yīng)然”價格水平。
模擬假設(shè)基于以下前提：按照效率排序的機組組合，在小時分辨率下設(shè)定備用資源約束，對應(yīng)5%的需求波動與10%的可再生裝機容量。在煤炭價格750元/噸的情形下，模擬計算得到該周168小時的出清電價軌跡以及機組平均停機比重。結(jié)果顯示：算術(shù)平均電價為367元/MWh，價格波動較小。
同期浙江現(xiàn)貨市場的實際數(shù)據(jù)表明，日前市場平均價格為351元/MWh，實時市場為354元/MWh，最低價格甚至低至-153元/MWh，價格波動顯著更大。需要強調(diào)的是，此模擬僅反映“常態(tài)情況下”一周的數(shù)據(jù)情況。從邏輯上，因為存在結(jié)構(gòu)性因素，模擬期越長，其與實際市場價格之間的累計偏差越大。
表1 浙江現(xiàn)貨市場試點3月10-16日一周，實際市場與“應(yīng)然”價格統(tǒng)計信息
來源：市場數(shù)據(jù)來自于交易中心；模擬為卓爾德（www.draworld.org)基于開機組合（UCED）的模擬。Jupyter Book地址：https://colab.research.google.com/drive/1bgxvYIScmzJ1HBLnUPVHXfbZEdErc-ob?usp=drive_link）。
05
關(guān)于各省負/極低電價頻繁的“假說”
結(jié)合上述模擬結(jié)果及前文所述的運行機制，我們提出一個關(guān)于中國現(xiàn)貨市場中負價現(xiàn)象的結(jié)構(gòu)性解釋框架，供各方面的機構(gòu)與同事進一步討論和檢驗。
作為比較與理解參照系，歐美市場機制在調(diào)度—市場關(guān)系上的設(shè)計通常是：
● 在歐洲，多數(shù)交易所（exchange）與調(diào)度機構(gòu)（TSO）分離。前者決定交易頭寸，采用自調(diào)度（self-dispatch）模式，發(fā)電企業(yè)根據(jù)自身報價決定出力安排，市場則決定其收益，調(diào)度機構(gòu)只負責平衡市場（Balance market）。機制中往往“市場決定物理調(diào)度”，但因能量市場與備用輔助市場分離而存在效率損失問題。例如，當機組持有中長期合同、其邊際成本高于市場價格時，意味著停止發(fā)電，從市場購電來交付發(fā)電承諾更理性，從而繼續(xù)物理發(fā)電將與系統(tǒng)總體成本最小化沖突。
● 美國ISO體系中，市場交易與調(diào)度運行高度耦合，總體優(yōu)化兼容分散交易。調(diào)度部門根據(jù)統(tǒng)一模型輸出的出清結(jié)果制定日前開機計劃，并實時運行經(jīng)濟調(diào)度，能量與備用聯(lián)合出清，目標函數(shù)通常為“系統(tǒng)運行總成本最小”。此類機制中，市場信號與運行執(zhí)行之間具備緊密銜接。調(diào)度具備統(tǒng)一優(yōu)化職能。
而在中國現(xiàn)行多個省級現(xiàn)貨市場試點中，一方面，調(diào)度體系未設(shè)定明確的運行目標函數(shù)或優(yōu)化標準（類似美國競爭性市場）；另一方面，市場機制亦未賦予發(fā)電側(cè)形成自主調(diào)度計劃的權(quán)利（類似歐洲市場）。此外，跨省電力輸入、備用等要素往往以提前方式預設(shè)，不經(jīng)市場出清程序，市場外安排比重較高，所謂市場“競價空間“往往只是總體需求供給的40%甚至更小。普遍存在的負/極低電價，更大的原因是市場（market）與調(diào)度（dispatch）耦合機制缺失的結(jié)果。無論這種耦合機制，是市場決定調(diào)度，還是調(diào)度遵循明確的總體價值觀，仍不存在。
06
總結(jié)：向左走還是向右走？——市場與調(diào)度關(guān)系抉擇
現(xiàn)階段，中國電力市場面臨一個根本性選擇：是繼續(xù)推進市場機制與調(diào)度體系的耦合，還是在復雜運行約束下重新強化計劃主導、弱化市場功能。從政策信號看，關(guān)于風光定價改變的《136號文》（參考：對話地球文章——《中國試水新能源電價新機制》 https://dialogue.earth/zh/4/60070917/ ）暫時取消了市場決定風電和光伏價格的機制，某種程度上為進一步完善市場規(guī)則爭取“緩沖”時間。然而，這是否同時削弱了推進市場改革的內(nèi)在激勵，進而使系統(tǒng)回歸至“長期成本決定短期價格；調(diào)度在臨近實時階段全面接管平衡，出力安排自由量裁”的舊有路徑，仍有待觀察。
相較于歐美市場強調(diào)市場一體化（market integration），進而面臨輸電約束、不同主體影響（distributional impacts）激勵不相容等問題，中國市場在現(xiàn)階段則更顯現(xiàn)為結(jié)構(gòu)性分割（fragmented），并且?guī)缀鯚o法流動（market flow）。這種戰(zhàn)略性靜態(tài)分割使“建設(shè)統(tǒng)一電力市場”的目標，在內(nèi)涵和實現(xiàn)路徑上存在顯著語義差異。與此同時，這些單一、靜態(tài)市場形成的價格信號，往往是“有偏”（bias）的，目前突出表現(xiàn)在日前市場的極低/負價格上。
在此背景下，煤電機組未來如何從主體發(fā)電逐步轉(zhuǎn)為調(diào)節(jié)性、備用支撐電源尤其關(guān)鍵。目前的煤電機組，就配合快速發(fā)展的風電光伏的角色而言，時常處于“既上不去，也下不來”的情況。前者是發(fā)電激勵問題，我們之前討論過。（https://dialogue.earth/zh/1/108176/ ）盡管程度上，因為煤炭價格明顯下降，2025年開始相比2022-2023明顯改善，這也不是通常的電力系統(tǒng)靈活性討論相關(guān)的內(nèi)容；而后者則是系統(tǒng)平衡挑戰(zhàn)，也就是在某些時刻，太多出力追逐太少需求，而缺乏競爭或者其他協(xié)調(diào)機制去確定誰上誰下以及誰應(yīng)該支付誰。這涉及靈活性問題。
價格信號是否完整、準確，是否能夠引導、改變發(fā)電機組的行為，關(guān)乎用電用戶福利以及氣候減排事業(yè)。
