中國儲能網(wǎng)訊：2025年上半年，浙江、山東等多個省份出現(xiàn)頻繁的電力價格極低，甚至“負電價”現(xiàn)象。例如在浙江，1月春節(jié)期間，電價頻繁達到 -0.2 元/度最低限價。五一的5天公眾假期中，山東電力現(xiàn)貨交易市場更是出現(xiàn)了連續(xù)22個小時的負電價。
這一現(xiàn)象背后，揭示出中國電力系統(tǒng)脫碳轉(zhuǎn)型的悖論：盡管風(fēng)電光伏快速發(fā)展，本應(yīng)該是作為靈活調(diào)節(jié)性電源的煤電，卻在被過度使用。
中國電力系統(tǒng)正處在一個關(guān)鍵轉(zhuǎn)折點。一方面，電力需求快速增長，2022–2024年，多地年用電增速達到8–10%，特別是浙江、湖北與江蘇等地；另一方面，至今仍有超過2億千瓦以上煤電在建或者批準建設(shè)。截至2024年底，中國煤電裝機約12億千瓦，筆者認為2030年這一數(shù)字可能達到15億千瓦乃至更多。
政府政策文件已屢次提出“煤電定位為支撐性、調(diào)節(jié)性電源”。而要實現(xiàn)這一愿景的關(guān)鍵在于，調(diào)度邏輯、市場機制和制度安排是否能夠協(xié)同。這也是未來電力脫碳的主要挑戰(zhàn)。
煤電“過度使用”：以浙江為例
國家能源局的負責(zé)人曾表示，浙江今年的負電價現(xiàn)象，是由于春節(jié)期間電力負荷即電量需求減少，而新能源供過于求導(dǎo)致。
能源數(shù)據(jù)服務(wù)提供商國能日新的數(shù)據(jù)顯示，1月27日除夕中午，浙江省全網(wǎng)的負荷降低至約1700萬千瓦。這時，用于維持電網(wǎng)穩(wěn)定運行的調(diào)度命令指引發(fā)電（即“非市場化總出力”，大部分是煤電）就覆蓋了本地需求。
由于各省普遍存在“基準電價”機制，部分電廠可以按照這一固定價格獲得發(fā)電收益，而不是通過市場競爭決定電價。在這種情況下，盡管一些煤電發(fā)電成本較高，在市場中缺乏競爭力，但只要保證盈利就會開機運行。本應(yīng)通過市場競爭決定發(fā)電量的，有具有競爭力的部分資源（主要是可再生能源和少量煤電）失去了進入市場的空間。這類市場外（out-of-market commitment）的開機現(xiàn)象，導(dǎo)致了系統(tǒng)層面的煤電“過度使用”。
筆者認為，煤電出力應(yīng)當(dāng)基于最少的機組組合，過多備用可能壓制靈活調(diào)節(jié)資源的空間。比如，1700萬千瓦的需求可以是由17臺百萬千瓦煤電機組滿負荷運行提供，也可以是由34臺機組以50%負荷運行。但后者煤電機組已經(jīng)是最小出力狀態(tài)，無法再向下調(diào)，系統(tǒng)靈活性必然比前者差，難以進一步給風(fēng)電、太陽能發(fā)電騰出空間。這屬于微觀層面的煤電過度使用——開機臺數(shù)問題。
此外，在這種低負荷時段，浙江外部送入電力（超過70%為煤電）未隨系統(tǒng)電力需求下降而同步減少。這意味著，系統(tǒng)外調(diào)度安排并未基于電價或者供需靈活響應(yīng)，而是執(zhí)行了提前設(shè)定的僵化計劃。本地煤電之外，從其他省份輸入的煤電也屬于“過度使用”。
在中國的電力調(diào)度體系中，每個省是事實上的電力平衡單元（Balance area）。而當(dāng)本地已經(jīng)供大于求，價格走低甚至為負的時候，本不需要使用存在明顯輸電成本的外省來電。這一現(xiàn)象不僅反映了局部地區(qū)資源配置的扭曲，也揭示了宏觀層面煤電依賴程度偏高的問題。
負電價如何產(chǎn)生？
如果大量發(fā)電由行政指令決定，那么在日前市場中，市場需求量就被壓縮了，發(fā)電的價格就會下降，甚至出現(xiàn)負電價。
日前市場
日前市場（Day-Ahead Market）是電力現(xiàn)貨市場的一部分，指在提前一天進行電力交易的市場。買賣雙方提前一天根據(jù)預(yù)測的供需情況，通過競價確定第二天每小時的發(fā)電計劃和電價。
以2025年前五個月的市場實際數(shù)據(jù)為例。我們的統(tǒng)計分析顯示：浙江與山東省份在風(fēng)光出力占比達到20%至25%時，幾乎全天面臨負電價。當(dāng)電力需求下降至最大需求的55%以內(nèi)，風(fēng)電光伏的發(fā)電即使只占10%，也會頻繁觸發(fā)負電價。
2025年4月，山東光伏現(xiàn)貨結(jié)算均價僅為2分錢/千瓦時，遠低于煤電基準電價35–45分。這一現(xiàn)象背后的主要原因是電網(wǎng)調(diào)度部門直接調(diào)度指揮，繞開市場交易確定發(fā)電機組組合。這類“直調(diào)機組”通常占到總需求的50%左右，嚴重擠壓了通過市場競爭形成電價的空間，導(dǎo)致光伏等可再生能源在市場中的邊際價格極低。
同時，市場結(jié)構(gòu)本身呈現(xiàn)割裂狀態(tài)。日前市場往往并不接受用電企業(yè)報價，企業(yè)無法通過主動競價調(diào)整用電行為；三個市場——日前、實時市場與中長期合約市場，像三個獨立的商店，用電需求無法在三者中流動。中國當(dāng)前的中長期供電合同體系仍以“物理交付”為主，即發(fā)電廠必須實際發(fā)電，把對應(yīng)電量送入電網(wǎng)，完成供電合同。
但電作為同質(zhì)化商品，進入電網(wǎng)后無法區(qū)分來源，理論上可以通過市場購電來履行合同，不必非得讓簽約電廠“專門發(fā)這部分電”。這種“物理交付”，缺乏靈活性，影響了電力資源的優(yōu)化配置。
從電力經(jīng)濟學(xué)基本原理出發(fā)，最后一個被需要發(fā)電的機組（邊際機組）決定市場價格，這樣能以社會福利最大化的方式保證供需平衡。因此在當(dāng)前以煤電為主的結(jié)構(gòu)中，理論上定價應(yīng)圍繞滿足需求的邊際煤機燃料成本波動。但現(xiàn)實中，中國部分省份電價大幅低于理論價格，且波動異常劇烈。
這是因為，成本較高的部分煤電被優(yōu)先安排發(fā)電（通過非市場方式），擠占了本應(yīng)由低成本機組占據(jù)的市場空間。結(jié)果是成本更低的可再生能源反而在某些時刻，成為了邊際機組，用它們的低成本，甚至負成本來定價，因此出現(xiàn)負電價的局面。
負電價的中外區(qū)別
歐美市場也存在負電價，但產(chǎn)生的原因和發(fā)生的頻率與中國有顯著區(qū)別。
在歐洲，多數(shù)電力交易所與調(diào)度機構(gòu)相互獨立。電力交易所決定電力買賣合約數(shù)量和位置，調(diào)度機構(gòu)不參與交易過程，只負責(zé)后續(xù)的電力平衡市場與總體調(diào)度工作。歐洲普遍采用自調(diào)度（self-dispatch）模式，發(fā)電企業(yè)根據(jù)自身報價決定發(fā)電安排，市場決定其收益。
調(diào)度是市場而非行政命令的一部分，通常需要在市場采購各種輔助服務(wù)資源。但由于能量市場和輔助服務(wù)市場分離，可能存在效率損失問題。例如，當(dāng)發(fā)電廠簽有中長期合同，而其發(fā)電成本高于當(dāng)前市場價格時，從經(jīng)濟角度應(yīng)停止發(fā)電，直接市場購電來履行合同交付義務(wù)。但現(xiàn)實中，發(fā)電廠如選擇繼續(xù)發(fā)電，這種行為反而將推高整個電力系統(tǒng)的運行成本，與系統(tǒng)成本最小化的目標沖突。
能量市場和輔助服務(wù)市場
能量市場（Energy Market）和輔助服務(wù)市場（Ancillary Services Market）是電力行業(yè)的專有概念。能量市場指交易實際的電力商品，滿足用戶的用電需求；輔助市場提供電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行所需的各種額外服務(wù)功能，如頻率穩(wěn)定、電壓支撐、備用容量等。
在美國，獨立系統(tǒng)運營商（Independent System Operators，簡稱ISOs）體系下，電力市場交易與調(diào)度運行高度耦合。調(diào)度部門基于統(tǒng)一優(yōu)化模型，基于市場參與者報價或者成本制定次日發(fā)電計劃并實時調(diào)整，能量與輔助服務(wù)也在同一系統(tǒng)內(nèi)共同定價，整體目標是實現(xiàn)系統(tǒng)運行總成本最小化。
相比之下，中國現(xiàn)有的省級現(xiàn)貨市場試點呈現(xiàn)出“權(quán)責(zé)不對等”的結(jié)構(gòu)：調(diào)度部門擁有類似美國的強大權(quán)力，但僅承擔(dān)類似歐洲的“保障物理平衡”義務(wù)。缺乏統(tǒng)一的優(yōu)化目標，也沒有給予發(fā)電企業(yè)自主形成調(diào)度計劃的權(quán)利。
在這種“市場與調(diào)度脫鉤”的機制下，市場價格往往無法真實反映供需關(guān)系。當(dāng)前出現(xiàn)的極低電價甚至負電價現(xiàn)象，很大程度上并非因為可再生能源占比過高，而是由于市場機制本身受到大量非市場安排的束縛，更像是一個“帶著鐐銬起舞”的市場。
負電價的影響
負電價直接壓低了風(fēng)電和光伏的市場價值，若缺乏額外支持機制，將威脅新能源投資的可持續(xù)性。
為應(yīng)對這一問題，2025年中國政府出臺了《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》，在市場定價基礎(chǔ)上引入“多退少補”機制，保障風(fēng)電和光伏收益。
盡管不少機構(gòu)將該政策解讀為“市場化定價改革”，但實際上，該文件以預(yù)設(shè)價格補償替代了完全由市場決定新能源收入的機制，更多是在為后續(xù)市場規(guī)則完善爭取緩沖期，而非推進市場化。這種設(shè)計可能削弱市場化改革的內(nèi)生動力，使系統(tǒng)運行邏輯回到“長期成本決定每一個短期價格，調(diào)度主導(dǎo)出力安排”的傳統(tǒng)模式。這一影響仍需觀察。
要避免市場化改革倒退，有兩條路徑可選：一是強化市場功能，推進調(diào)度市場化，提升不同市場間的流動性，讓市場主體能根據(jù)價格信號自主決策，借鑒歐洲經(jīng)歷；二是建立以經(jīng)濟信號為基礎(chǔ)的整體優(yōu)化調(diào)度體系，消除特供電現(xiàn)象，實現(xiàn)調(diào)度與交易高度耦合，類似美國部分競爭性市場的做法。
簡言之，當(dāng)前政策為新能源市場化改革提供了過渡方案，但能否持續(xù)推動市場化發(fā)展，還需進一步完善市場機制和規(guī)則。
展望2030
目前中國的電力系統(tǒng)，可以描述為“一半奔騰，一半停滯”?！氨简v”體現(xiàn)在用電需求持續(xù)高速增長；“停滯”體現(xiàn)在管理機制的行政化與集中化趨勢加強，正日益走向“市場化”的反面。系統(tǒng)中的投資節(jié)奏、發(fā)電量結(jié)構(gòu)、價格水平以及市場準入等都在高度行政控制之下。
要消除現(xiàn)貨市場的高頻負電價現(xiàn)象，就需要避免煤電的過度使用。高頻低/負電價、煤電過度使用、系統(tǒng)靈活性不足三個現(xiàn)象可謂“三位一體”。這需要開機組合進一步合理化，依靠市場價格或者成本信號來決定運行決策，避免燃煤機組過度開機與過多備用。
筆者認為，基于目前的在建與運行煤電規(guī)模，到2030年，煤電裝機總量可能達到15億千瓦，煤電發(fā)電占比維持在55%，碳排放仍將以每年0.2%–1%的速度緩慢增長，類似過去5-10年的情況。這與“碳達峰”目標存在差距，但對政策主導(dǎo)者來說，可能仍屬可接受的“溫和偏離”。而未來中國電力系統(tǒng)改革的動力，可能會來自于國際規(guī)則更新、氣候議題在內(nèi)部治理中的優(yōu)先級提升等因素。
