大范围长时间零负电价的诱因剖析与破局路径
来源：电联新媒 时间：2026-05-07 11:18
随着我国省级电力现货市场实现全覆盖、新能源全面入市，近期多地出现长时间零电价和负电价，如春节期山西连续3天出清价格大部分时间为零；辽宁1月实时出清价格低于-0.1元/千瓦时的时段接近300小时，占全月比例逾42%，引发了全社会广泛关注。虽然零负电价是电力市场供需失衡下正常运行的结果，但长时间、大范围的零负电价信号可能包含市场机制不合理因素，需要认真对待。深入剖析零负电价现象诱因，对于电力市场健康发展具有重要的意义。
零负电价呈现“频率上升、范围扩大”趋势
现货市场上下限价放宽，9个省份现货市场规则允许出现负电价。自136号文新能源全面进入市场交易以来，多省修订现货市场运营规则，适当放宽现货市场上下限价，出清价格允许出现负电价的省份增多。目前，已有9个省/区域现货市场允许出现负电价，其中浙江出清价格下限最低（-0.2元/千瓦时），低于或等于-0.1元/千瓦时有4个省/区域，0和-0.1元/千瓦时之间有4个省/区域，13个省/区域出清价格下限为0。
负电价呈现“频率上升、范围扩大”趋势。从发生频率来看，零负电价出现频率大幅提升，从以往仅出现在新能源富集省份的每日部分时段，演变为全年高频次密集出现，如2025年，国家电网经营区黑龙江、甘肃、陕西、福建、辽宁5省现货市场全年零负电价时长超过2000小时，8个省级现货市场全年零负电价时长超过1000小时，南网经营区零负电价的时段占比达1成。从发生区域来看，零负电价发生区域大幅扩大，从新能源富集的西北、华北省份，延伸至华东（浙江）、西南（四川）、东北（辽宁、黑龙江）、南网等多个区域，呈现“全域扩散”趋势，2025年全国23个省级市场出现不同时长的零负电价。从发生时段来看，零负电价主要集中在午间（光伏大发时段）、夜间（用电负荷低谷时段）及节假日（用电需求骤降），部分地区整日出现零负电价，单次持续时长最长可达48小时。
负电价出现频率随着新能源渗透率增加而上升，但我国负电价相比国外出现频次更多。从新能源发电量渗透率与零负电价出现频次之间的关系看，国内外电力市场均呈现相同的趋势，即随着新能源发电量渗透率上升，零负电价出现频次同步增加。但国外成熟电力市场，全年零负电价占比一般在10%，且增长较为缓慢。相较国外，我国部分地区零负电价频次增长较快。以现货市场运行成熟的山西和山东为例，2025年，山西、山东的新能源发电量渗透率均在24%左右，全年零负电价时长分别为639小时、1574小时，占比分别为7.3%、18.0%；德国新能源发电量渗透率约45%，全年零负电价时长仅575小时，占比约6.6%。2023~2025年，德国新能源发电量渗透率每提升1个百分点，日前市场零负电价时长增加42小时；2024~2025年，山西、山东新能源发电量渗透率每提升1个百分点，实时市场零负电价时长分别增加48个、119个小时。
长时间大范围零负电价出现的主要诱因
电力供需时段性区域性失衡。在西北新能源富集地区、四川等水电大省，零负电价主要源于本地新能源或水电供给能力大幅提升，但本地负荷增长有限，在午间光伏大发时段、夜间风电大发时段、节假日等形成阶段性电力供给过剩，导致供需失衡加剧。部分省份的跨省跨区输电能力有限，“有电送不出”加剧局部区域的电力过剩。东北地区供暖期热热电联产机组为保障供热需维持基础出力，叠加新能源大发，电力供应远超需求，价格信号只能下探至负值。
系统灵活调节能力不足。新能源出力不确定性对系统各个时间尺度的灵活性都提出了更高要求，需要相匹配的新型储能、灵活性煤电、气电、抽蓄等灵活性资源。当前由于辅助服务产品在时间尺度覆盖、价格机制设计等方面的局限性，灵活性资源的价值未能得到充分反映，部分机组在承担调节任务时补偿缺失或不足，如煤电深调过程中的安全风险和机组寿命损耗等，无法进行合理补偿，导致灵活调节资源建设进度滞后于新能源装机增速，不能消化多余电力，容易出现新能源出力波动造成的短期供给过剩，最终电价压至零。
市场交易和价格形成机制不完善。我国现货市场采用边际电价出清方式，部分新能源由于享受市场外的电价补贴、机制电价收益托底等稳定收益，在市场竞价中为避免因报价过高无法出清导致稳定收益损失，通过频繁报零电价、负电价等争取发电量，导致低价竞争愈演愈烈。部分煤电机组由于启停成本高，且频繁启停会损伤设备，即使电价降至成本以下，仍选择通过申报地板价确保机组不停机。
网络阻塞也可能导致节点电价为负。节点电价作为核心市场信号，其形成机制与电网物理特性密切相关。基于安全约束机组组合SCUC和安全约束经济调度SCED的出清过程，可能出现节点电价负值现象。具体而言，节点电价由能量价格、网损价格和阻塞价格三部分构成，相互叠加后可能出现总价为负的情况。在节点边际定价机制下，机组和负荷处于不同的节点，若此时发生线路阻塞，可能会导致某机组所处的节点边际出清电价为负。
长时间大范围零负电价削弱价格信号功能
从企业端看，降低企业合理收益。对于平价新能源和煤电企业，尤其是未纳入机制电量的、中长期合约电量占比低的，若仅依靠现货市场的收入，负电价等地板价频繁出现会导致新能源、煤电企业收益显著下降，加剧企业现金流压力。
从运行端看，电网调度运行风险加剧。负电价时段往往伴随低负荷、高新能源渗透，发用双方博弈加剧，频率和电压稳定风险上升，电网可能会面临电力系统不稳定的风险，电网不得不高频次调整运行方式，加剧了设备物理损耗并且增加了电网的调度难度和运营成本。
从市场端看，诱发批发侧和售电侧市场失序。现货长时间负电价导致价格信号的引导功能减弱，固化了中长期合约价格不断下降的预期，中长期交易规避市场风险、稳定市场价格的作用被削弱，导致批发侧中长期交易价格持续下降，如广东、江苏2026年度长协电价同比分别下降20%、17%。基于批发侧电价持续下跌预期，部分售电公司采取激进的低价签约策略，以违背市场常理的“超低价”等方式诱导电力用户签约，一旦供需紧张、现货价格上涨，售电公司因大幅亏损而恶意“跑路”毁约。
从政策端看，影响“双碳”目标实现。长期来看，长时间大范围零负电价打击企业新能源投资积极性，削弱了价格信号引导功能，不利于新能源高质量发展和“双碳”目标实现。
有关建议
零负电价是高比例新能源渗透和电力市场边际出清机制背景下必然会发生的现象，但其发生频率应控制在合理范围内，不应放任其常态化发展。破解长时间大范围零负电价问题，需要有为政府和有效市场协同发力，多措并举持续完善电力市场建设。
加强电源与灵活性资源统筹规划，实现规划与市场的有效衔接。在省级电力规划中，运用“源网荷储”协同规划模型，将新能源与火电、灵活性资源（如新型储能、抽水蓄能、可调节负荷等）进行统一规划，形成适应新能源装机目标所需的灵活性资源总量、结构和布局。在电力规划制定过程中引入市场运行模拟仿真环节，模拟长时间尺度下不同新能源装机规模、不同区域的节点电价变化，引导地方政府和企业根据零负电价信号合理规划布局新能源项目，避免在消纳饱和区域盲目投资。加快推进热电解耦等灵活性改造，通过增设热储能、打造独立调热能力打破“以热定电”约束。
完善适应新型电力系统的价格机制，激励灵活调节资源发展。拉大现货峰谷上限，缩短电价信号的时间颗粒度。建立以调节效果为导向的市场机制，因地制宜地探索并发展与爬坡、转动惯量等辅助服务新品种，保障灵活资源投资主体的合理收益。探索爬坡与电能量、调频、备用等联合优化出清，并明确各类辅助服务的重要性与稀缺性价值，如调频>备用>爬坡，引入差异化价格上限进行需求曲线设计。完善区域级辅助服务市场，鼓励建立区域内可调节资源的跨省调用和交易机制。
构建定价定量警示指标体系，优化市场报价设计。构建包含负电价小时数、负电价均值、新能源渗透率、市场交易均价与机制电价差额、系统运行费用以及储能装机比例等关键指标的定量警示指标体系，定期发布价格统计信息，提前识别市场异常信号，区分由真实供需失衡引发的“固有风险”和由市场机制设计不当引发的“机制风险”。进一步规范市场主体的报价行为，对市场主体的低价倾销报价进行科学认定，价格限值超过一定时长后强制替换低价倾销报价，引导市场主体回归理性报价。积极探索高比例新能源电力市场新定价方式，如采用凸包定价方式的拓展节点边际定价(ELMP)，真实反映火电机组启停的综合成本。
完善批零价差传导机制，释放用户侧调节潜力。推进批发用户及售电公司报量报价参与现货市场，降低新型灵活资源参与现货市场的门槛，有效引导用户侧削峰填谷。依托现货市场形成的“高峰高价、低谷低价”信号，将批发市场的价格信号全链条传导至终端用户，要求售电公司将现货浮动套餐作为基础产品类型，提升与现货实时市场价格联动的实际用电量比例，引导用户在负电价时段灵活响应、优化用能方式。
扩大跨省跨区输电规模，完善跨省跨区交易机制。加快跨省跨区输电通道建设，提升新能源富集区域的电力外送能力，平抑区域电价差异。建立送受端落实国家战略责任体系，强化受端新能源消纳责任，将沙戈荒大型风光基地纳入跨省跨区优先发电计划，协调落实消纳方案和电价形成与调整机制。充分发挥省间电力现货市场作用，长时间负电价直接地区，引导市场主体积极参与省间市场申报和出清，与一次报价协同出清试点相结合，扩大跨经营区、跨省跨区现货交易规模，拓展电力消纳渠道。
责任编辑：江蓬新
