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　　“发电收费、用电付费”，符合大多数人的认知。但企业发电您听过报出负电价吗？

　　今年，浙江在个别时段出现-0.2元/千瓦时的电价。山西、山东、广东、甘肃等地此前也出现过零电价或负电价，引发一些讨论，比如“电白送，是电力市场设计失灵了吗”“是不是新能源发展过快导致电力供过于求”“新能源发电，收益会不会受影响”等。应当如何看待负电价？记者采访了国家能源局相关司局负责人和业内专家。

　　——编 者

　　对话嘉宾：

　　国家能源局相关司局负责人

　　中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放

　　国家电力投资集团有限公司专职董事唐俊

　　 为何出现？

　　负电价不等于负电费，体现电力现货市场的实时供需信号，但也反映了该时段电力系统调节能力有限

　　记者：负电价是如何产生的？这是电力市场的正常现象吗？

　　国家能源局相关司局负责人：负电价不等于负电费。我国电力市场包含中长期、现货、辅助服务市场等，现货市场的价格机制“能涨能降”，依托分时价格信号动态反映供需。现货市场短时出现负电价，在综合中长期市场、新能源补贴及煤电容量电价等因素后，仍会以正电价结算，不会出现“付费发电”。

　　新能源发电随机性、波动性强。如果在某个时段，新能源大发、用电负荷又恰好偏低，就可能出现负电价。以浙江为例，发电侧，1月份以晴好天气为主，新能源出力激增；用电侧，春节假期工厂用电负荷下降，叠加气温偏高、取暖需求下降，全省日均用电负荷骤降，导致个别时段电力供大于求。

　　负电价体现了电力现货市场的实时供需信号，反映了电力系统在新能源大发时、短时间特别是节假日期间出现的供大于求现象。总体看，短时出现负电价或零电价，符合市场运行规律。

　　但如果长期出现负电价，可能意味着电力明显供大于求，需要根据市场价格信号及时引导电力规划建设，建立适应新能源大规模发展的多维度价格机制，例如完善煤电容量电价、辅助服务价格以及绿电环境价值等，以市场化方式更好推动能源低碳转型。

　　韩放：电能不可以长周期大规模储存。目前抽水蓄能、电化学储能等可以存储部分电能，但储存量有限且成本相对较高。当用电负荷极低时，机组出力已降至最低，减少出力或者储存电能成本较大，可能导致现货市场出现负电价。负电价的本质是电力系统短时间内调节能力有限，没有调节能力的发电企业花钱购买调节资源。

　　电力现货市场均设置限价，即最高限价和最低限价，不同省份各不相同，大部分省份最低限价是0元/千瓦时，当最低限价为负时，就可能出现负电价。浙江去年5月1日转入长周期结算试运行至今，负电价时段占比不到2.5%。国外电力现货市场也会出现负电价，2024年，德国电力现货市场负电价出清时段占比5%，法国、荷兰、西班牙、芬兰等国也曾出现过负电价。

　　记者：为什么发电企业会愿意低于成本申报价格，而不是停掉一些机组？

　　韩放：在一天或几天中，负电价仅占较少时段。对于火电机组而言，频繁启停对机组寿命影响较大。而且，电力系统需要有一定的火电机组保持运行，以应对新能源发电的波动性、保持电力系统的频率稳定。对于新能源场站来说，早期项目有电价补贴，虽然报了负电价，但叠加补贴实际收益仍有可能为正。

　　有何影响？

　　有短时负电价，也有短时高电价，市场价格优化发用电行为

　　记者：负电价对发电企业、电力用户有什么影响？发电企业会不会出现较大亏损？

　　国家能源局相关司局负责人：现货市场交易电量占比一般在10%以内，电力中长期合同保障了发电企业电量电价的“基本盘”，目前看负电价对总体收益影响有限。以浙江为例，新能源90%的发电量按照0.4153元/千瓦时结算，仅10%参与现货市场，即便出现负电价，结算价格仍可覆盖发电成本。再比如山东电费结算由“中长期+现货+容量补偿”组成，现货交易实行“日清月结”，按月度周期有80%以上为中长期合同，负电价对结算电价影响较小。

　　也应看到，电力现货市场中，不仅有短时负电价，也有短时高电价，市场价格优化发用电行为的引导作用正在显现。比如短时高电价，可以引导火电企业顶峰发电、电力用户减少用电需求，提升电力供需紧张时段的安全保供能力；短时低电价，可以引导火电企业压降出力、储能和虚拟电厂等主体参与系统调节、电力用户增加用电需求，扩大新能源消纳空间。