观察：场外机制非主因 消纳能力定格局

来源：中国电力报 时间：2026-06-03 10:21

　　近期业界有观点认为，新能源场外机制因提前锁定大部分收益，导致新能源主体在现货市场“躺平”、随意报价，进而引发电价走低甚至畸形报价。部分声音更是将市场出现的异常价格简单归咎于保障性消纳电量等场外政策干预，片面认为场外机制政策扭曲了电力现货交易报价体系。然而，结合辽宁、安徽等多地电力市场长期运行数据与区域交易特征综合分析，上述判断存在明显偏差，场外机制并非导致电价走低的核心诱因，能源消纳能力与区域电力供需格局，才是决定发电主体报价策略的根本性变量。

　　一、立足消纳实践，澄清市场认知误区

　　2025年全国电力现货市场价格呈现显著的“东高西低、北低南高”区域分化格局，价格差异与新能源消纳能力高度相关，与是否存在场外机制无直接因果关系。

　　（一）高价地区：消纳能力充足，价格运行平稳

　　东部负荷中心省份用电需求旺盛、外受电依赖度高，新能源消纳压力小，市场价格始终保持在合理区间：

　　◆ 上海：作为全国经济中心，2025年实时市场均价达412.19元/兆瓦时，居全国首位，电价高低差值仅1.38倍，价格波动极小；

　　◆ 浙江：“90%合约+10%现货”机制保障价格稳定，2025年1~6月绿电月度双边协商均价398.16元/兆瓦时，月度摘挂牌均价419.88 元/兆瓦时；

　　◆ 广东：市场化程度最高，2025年全省平均结算点日前现货出清均价314.29元/兆瓦时，实时现货出清均价312.21元/兆瓦时；

　　◆ 江苏：2025年6月、9~12月现货结算试运行期间，统一结算点均价322.88元/兆瓦时，绿电电能量结算均价400.37元/兆瓦时；

　　◆ 安徽：2025年风电、光伏利用率分别高达99.0%和98.5%，全年实时市场均价302.47元/兆瓦时，价格波动始终处于合理区间；

　　以上省份普遍建立了完善的新能源场外机制，但由于消纳能力充足，并未出现市场异常低价现象。可见，场外机制并未引发市场异常。

　　（二）低价地区：消纳能力不足，价格持续承压

　　与之形成鲜明对比的是，新能源富集地区普遍面临消纳瓶颈，即使在没有场外机制或场外机制实施前，也已出现严重的低价甚至零电价、负电价现象：

　　◆ 云南：水电与新能源双重叠加，2025年实时市场均价仅88.80元/兆瓦时，为全国最低；

　　◆ 四川：2025年9月开展现货结算试运行，平均出清价格219.3元/兆瓦时，最低出清价格达-0.05元/千瓦时，9月20~22日连续67个小时处于负电价周期；

　　◆ 新疆：2025年新能源交易均价195.15元/兆瓦时，首次现货结算试运行均价0.22元/千瓦时，最低电价0.04元/千瓦时；

　　◆ 甘肃：省内中长期交易均价228.69元/兆瓦时，河西地区新能源装机规模大、用电需求少，平均价格较河东地区更低；

　　◆ 蒙西：2025年电力现货市场出清均价由1月的0.344元/千瓦时逐月降至4月的0.153元/千瓦时，降幅高达56%；

　　辽宁省作为东北新能源富集地区，在其场外机制正式实施前（2025年9月前），2025年3月实时市场均价已低至207.7元/兆瓦时，且出现多个零电价时段。黑龙江省情况更为突出，2025年12月电力现货市场出现连续16天零电价，这并非市场失灵，而是新能源高占比转型下，系统调节能力耗尽的必然结果，本质是“发大于用”后的被动平衡。

　　二、直面消纳过剩，厘清低价失衡根源

　　电力市场低价失衡的根源，可从电力市场边际定价理论与新能源消纳的内在逻辑得到清晰解释。电力现货市场采用统一边际价格出清机制，价格由满足系统负荷需求的最后一台边际机组报价决定：供需平衡时等于边际机组的边际成本，供过于求时则由愿意以最低价格发电的机组决定。传统电力系统中，边际机组多为煤电机组，价格随燃料成本波动相对稳定，但高比例新能源并网后，这一逻辑发生根本性改变，新能源发电边际成本趋近于零，且出力具有间歇性、波动性，无法根据市场需求灵活调节，同时火电、核电等电源存在最低技术出力的刚性约束，无法无限度下调出力。当系统消纳能力不足、电力出现富余时，可调电源已被迫压至最低技术出力，边际定价权完全转移至新能源主体，为避免全额弃电损失，新能源机组普遍申报市场允许的地板价甚至负电价，直接导致现货价格大幅走低。

　　事实上，低价现象与弃风弃光本质是同一问题的两种表现形式，均为新能源消纳能力不足的必然结果。当系统调节能力耗尽时，电力系统面临两种选择：要么通过低价信号引导新能源主动降低出力，同时激励用户增加用电、储能充电以实现供需平衡。要么通过行政指令强制新能源机组停机弃电。从全球电力市场发展经验来看，市场化低价机制更优，既能实现资源优化配置，也为储能、可调节负荷等灵活性资源创造了盈利空间。2025年全国新能源消纳率达96.4%，很大程度上得益于现货价格机制的调节作用，若人为限制新能源低价申报，反而会大幅推高弃风弃光率。现货价格螺旋下降的深层根源，是新能源技术特性与电力系统连续可控运行要求的天然矛盾，国家建立新能源场外机制，正是通过锁定新能源部分收益、承认其绿色价值，为能源转型和系统安全提供支撑。

　　三、坚持综合施策，护航能源转型进程

　　做强消纳底盘，筑牢市场根基。消纳能力是决定市场价格走势的核心变量，也是破解当前低价乱象的治本之策。只有从供需两端协同发力，持续做大消纳空间、提升资源配置效率，才能消除恶性竞价的生存土壤。针对我国能源供给“西多东少、北富南贫”的分布特点，需要从三个维度协同推进：一是做强本地消纳，引导高载能产业向新能源富集地区合理布局，加快工业用户柔性用能改造，培育多种可调节负荷资源，提升区域就地消纳承载力；二是推进跨区外送，加快输电通道建设与存量通道挖潜，打通资源优化配置的大动脉；三是提升调节效能，同步推进新型储能、灵活煤电等调节电源建设，增强系统对新能源出力波动的适应性及消纳能力。

　　正视低价信号，尊重市场规律。需要明确的是，提升消纳能力并不能彻底消除低价现象。高比例新能源固有的间歇性、波动性和反调峰特性，叠加电网阻塞、最小技术出力、供热刚性等系统运行约束，必然会导致部分时段电力供给阶段性过剩。局部时段、局部节点供过于求仍将长期存在，进而引发价格下行。这是电力市场价格机制发挥天然调节作用的体现，不能单一地把一切低价归因于畸形报价。应建立健全与之相适应的价格形成和利益传导机制，引导市场主体理性解读价格信号，主动适配高比例新能源时代的市场运行特征。

　　摒弃唯量思维，实现量价共赢。在当前消纳瓶颈尚未完全破解、系统调节能力仍显不足的过渡阶段，发电侧必须摒弃“唯发电量论”的传统竞争思维，从盲目抢发满发转向量价统筹、理性竞争。新能源边际成本趋近于零的特性，使其极易陷入“越发电越低价、总收益不升反降”的泥潭，恶性竞价绝非明智之举，主动压减富余出力、以有限减量换取价格回升，才是实现整体收益最大化的理性路径。参照全球电力市场发展进程，欧洲作为新能源高渗透地区，其中德国、法国、荷兰在2025年的经济型弃电分别达1749.7吉瓦时、1429吉瓦时、708.6吉瓦时，通过市场化主动限发避免了恶性低价内卷，为行业长期可持续发展留出空间。

　　电力市场改革的核心是让价格真实反映供需关系，推动能源资源优化配置。当前市场的部分低价现象，本质是消纳能力与电源发展节奏不匹配的阶段性体现。因此，应破除认知误区，摒弃对场外机制的偏见，在发挥其“压舱石”作用的基础上，不断完善配套机制，推动电力市场在转型中有序发展。

　　（石晨锡 袁启；本文为作者个人观点）

责任编辑：于彤彤