2023年9月20日，四川電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)全天負電價，最高價格達-34.87元/兆瓦時，最低價格為-50元/兆瓦時，全天達到下限價格的時段多達56個，刷新了此前山東、浙江等省份的負電價記錄。這一現(xiàn)象不僅是電力市場供需失衡的直觀反映，更是新能源快速發(fā)展背景下電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的深刻縮影，背后蘊含著值得深入剖析的行業(yè)邏輯與實踐啟示。

供需失衡：負電價的直接導火索

四川電力現(xiàn)貨市場此次負電價的出現(xiàn)，核心原因在于電力供給與需求的嚴重錯配。從供給端看，四川電力裝機結(jié)構(gòu)以水電為絕對主力，水電裝機占比超60%，在全省1.6億千瓦總裝機容量中占據(jù)主導地位。2023年9月同期，四川全網(wǎng)來水較上年同期偏豐近6成，部分具備調(diào)節(jié)能力的水電站庫容已達上限，為緩解蓄水壓力、避免棄水損失，部分水電廠選擇以負價申報發(fā)電。與此同時，省內(nèi)風電、光伏等新能源裝機占比接近20%，若計入非調(diào)節(jié)式水電，可再生能源裝機占比已達近50%。這類電源出力具有波動性與不可預(yù)測性，且邊際發(fā)電成本極低，在整體供給過剩的市場環(huán)境下，為獲取發(fā)電權(quán)往往選擇申報負電價，進一步加劇了供給端的過剩壓力。

需求端則呈現(xiàn)明顯疲軟態(tài)勢。9月20日當日，四川電網(wǎng)最高負荷為4100萬千瓦，最低負荷僅3365.8萬千瓦，持續(xù)陰雨天氣與氣溫下降導致省內(nèi)用電需求大幅走低。從跨區(qū)交易看，當日電力外送規(guī)模維持在400-800萬千瓦，外受電力(以中長期合約為主)保持在517-746萬千瓦，均未出現(xiàn)大幅波動。值得注意的是，省間現(xiàn)貨交易角色發(fā)生轉(zhuǎn)變，四川由往年同期的電力凈輸入方轉(zhuǎn)為凈輸出方，直觀反映出2023年省內(nèi)電力供需形勢的顯著變化。數(shù)據(jù)顯示，9月19日-21日，四川全省電力供需比(電力供給/電力需求)分別為1.44、1.48、1.51，9月20日當天，扣除外送與外受電力后，可再生能源(含水電)發(fā)電量已基本覆蓋省內(nèi)用電負荷，省內(nèi)火電機組閑置容量達2000萬千瓦以上，電力供給嚴重過剩直接觸發(fā)負電價。

新能源轉(zhuǎn)型陣痛：負電價背后的深層次矛盾

四川此次負電價現(xiàn)象，暴露出新能源快速發(fā)展背景下電力系統(tǒng)面臨的結(jié)構(gòu)性矛盾與系統(tǒng)性挑戰(zhàn)。

一方面，非調(diào)節(jié)性可再生能源的消納機制亟待完善。四川省風電、光伏裝機占比近20%，若剔除調(diào)節(jié)式水電，非調(diào)節(jié)性可再生能源裝機占比已達近50%。這類電源不具備主動調(diào)節(jié)出力的能力，出力波動完全依賴自然條件，難以與用電負荷變化精準匹配。在電力供給整體寬裕時，其零邊際成本的特性使其傾向于以負價參與市場競爭，導致負電價出現(xiàn)頻率逐年上升。隨著“雙碳”目標推進，新能源裝機規(guī)模將持續(xù)擴大，若消納機制未能同步優(yōu)化，這一矛盾將進一步加劇。

另一方面，電力市場價格機制與電源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的適配性不足。負電價本質(zhì)是電力現(xiàn)貨市場“能漲能跌”機制的正常體現(xiàn)，作為市場供需的核心信號，其能夠引導調(diào)節(jié)性電源在過剩時段減少出力、激勵用戶增加用電，從而保障系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行與資源配置效率。但當前機制對不同類型電源的適配性仍有欠缺：對于煤電等常規(guī)調(diào)節(jié)性電源，盡管中長期合約可覆蓋部分收益，但暴露于現(xiàn)貨市場的電量按負電價結(jié)算，仍對其經(jīng)營效益造成顯著沖擊。在新能源逐步主導電力供給的背景下，煤電的功能已從“電量型電源”轉(zhuǎn)向“調(diào)節(jié)型電源”，收入結(jié)構(gòu)需從“電量收益為主”轉(zhuǎn)向“容量補償為主”。我國雖于2023年出臺煤電容量電價政策，但云南、四川、廣西等7個省份僅執(zhí)行50%的補償標準，難以有效覆蓋煤電的固定成本與調(diào)節(jié)成本，導致其調(diào)節(jié)能力的可持續(xù)性面臨挑戰(zhàn)。

啟示與展望：在轉(zhuǎn)型中實現(xiàn)動態(tài)平衡

四川電力現(xiàn)貨市場全天負電價現(xiàn)象，為電力行業(yè)轉(zhuǎn)型發(fā)展提供了重要實踐啟示，也明確了后續(xù)改革的關(guān)鍵方向。

首先，應(yīng)理性看待負電價的市場價值，避免將其簡單定義為“市場異常”。負電價是現(xiàn)貨市場價格機制發(fā)揮作用的必然結(jié)果，是對電力供給過剩的客觀反映，更是引導資源優(yōu)化配置的重要工具。其核心價值在于通過價格信號倒逼供給端優(yōu)化出力結(jié)構(gòu)、激勵需求端響應(yīng)調(diào)節(jié)，為新能源消納與系統(tǒng)靈活運行提供市場驅(qū)動力。行業(yè)需深入研究負電價的形成規(guī)律與傳導機制，將其作為優(yōu)化電力系統(tǒng)運行、推動能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的重要抓手，而非單純規(guī)避的“風險點”。

其次，需加快構(gòu)建全維度的調(diào)節(jié)性電源補償機制。在新能源占比持續(xù)提升的背景下，煤電、抽蓄電站等調(diào)節(jié)性電源的價值將愈發(fā)凸顯，但其收益穩(wěn)定性需通過機制設(shè)計予以保障。應(yīng)在全國范圍內(nèi)同步推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)與容量補償機制完善，一方面明確容量補償?shù)母采w范圍與計算標準，確保調(diào)節(jié)性電源的固定成本得到合理回收;另一方面探索輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨市場的銜接機制，將調(diào)頻、備用等調(diào)節(jié)服務(wù)價值納入收益體系，形成“電量收益+容量補償+輔助服務(wù)收益”的多元化收入結(jié)構(gòu)，保障調(diào)節(jié)性電源的可持續(xù)運營。

最后，需統(tǒng)籌協(xié)調(diào)轉(zhuǎn)型速度、投資效益與終端電價的動態(tài)平衡。隨著新能源裝機規(guī)模擴大，電力供給能力過剩將成為階段性常態(tài)，電能量價格下行可能導致調(diào)節(jié)性電源成本向終端電價傳導。電力規(guī)劃需建立多目標平衡框架：既要保障新能源轉(zhuǎn)型的節(jié)奏與力度，又要避免電源投資的盲目擴張與低效重復(fù);既要通過機制設(shè)計保障各類電源的合理收益，又要兼顧終端用戶的電價承受能力，通過“源網(wǎng)荷儲”協(xié)同優(yōu)化與市場化機制創(chuàng)新，實現(xiàn)轉(zhuǎn)型速度、投資效益與民生成本的動態(tài)平衡。

四川電力現(xiàn)貨市場的負電價現(xiàn)象，是新能源轉(zhuǎn)型過程中供需矛盾與機制適配性不足的集中體現(xiàn)。其既是行業(yè)轉(zhuǎn)型的“陣痛”，也是推動改革深化的“契機”。未來，唯有以問題為導向，加快完善市場機制、優(yōu)化政策體系，才能實現(xiàn)新能源與常規(guī)電源的協(xié)同發(fā)展，推動電力系統(tǒng)向清潔化、高效化、靈活化方向穩(wěn)步邁進，為能源革命與“雙碳”目標實現(xiàn)提供堅實支撐。