四川电力现货市场负电价：供需失衡背后的新能源转型阵痛与启示

2023年9月20日，四川电力现货市场出现全天负电价，最高价格达-34.87元/兆瓦时，最低价格为-50元/兆瓦时，全天达到下限价格的时段多达56个，刷新了此前山东、浙江等省份的负电价记录。这一现象不仅是电力市场供需失衡的直观反映，更是新能源快速发展背景下电力系统转型的深刻缩影，背后蕴含着值得深入剖析的行业逻辑与实践启示。

供需失衡：负电价的直接导火索

四川电力现货市场此次负电价的出现，核心原因在于电力供给与需求的严重错配。从供给端看，四川电力装机结构以水电为绝对主力，水电装机占比超60%，在全省1.6亿千瓦总装机容量中占据主导地位。2023年9月同期，四川全网来水较上年同期偏丰近6成，部分具备调节能力的水电站库容已达上限，为缓解蓄水压力、避免弃水损失，部分水电厂选择以负价申报发电。与此同时，省内风电、光伏等新能源装机占比接近20%，若计入非调节式水电，可再生能源装机占比已达近50%。这类电源出力具有波动性与不可预测性，且边际发电成本极低，在整体供给过剩的市场环境下，为获取发电权往往选择申报负电价，进一步加剧了供给端的过剩压力。

需求端则呈现明显疲软态势。9月20日当日，四川电网最高负荷为4100万千瓦，最低负荷仅3365.8万千瓦，持续阴雨天气与气温下降导致省内用电需求大幅走低。从跨区交易看，当日电力外送规模维持在400-800万千瓦，外受电力(以中长期合约为主)保持在517-746万千瓦，均未出现大幅波动。值得注意的是，省间现货交易角色发生转变，四川由往年同期的电力净输入方转为净输出方，直观反映出2023年省内电力供需形势的显著变化。数据显示，9月19日-21日，四川全省电力供需比(电力供给/电力需求)分别为1.44、1.48、1.51，9月20日当天，扣除外送与外受电力后，可再生能源(含水电)发电量已基本覆盖省内用电负荷，省内火电机组闲置容量达2000万千瓦以上，电力供给严重过剩直接触发负电价。

新能源转型阵痛：负电价背后的深层次矛盾

四川此次负电价现象，暴露出新能源快速发展背景下电力系统面临的结构性矛盾与系统性挑战。

一方面，非调节性可再生能源的消纳机制亟待完善。四川省风电、光伏装机占比近20%，若剔除调节式水电，非调节性可再生能源装机占比已达近50%。这类电源不具备主动调节出力的能力，出力波动完全依赖自然条件，难以与用电负荷变化精准匹配。在电力供给整体宽裕时，其零边际成本的特性使其倾向于以负价参与市场竞争，导致负电价出现频率逐年上升。随着“双碳”目标推进，新能源装机规模将持续扩大，若消纳机制未能同步优化，这一矛盾将进一步加剧。

另一方面，电力市场价格机制与电源结构转型的适配性不足。负电价本质是电力现货市场“能涨能跌”机制的正常体现，作为市场供需的核心信号，其能够引导调节性电源在过剩时段减少出力、激励用户增加用电，从而保障系统安全稳定运行与资源配置效率。但当前机制对不同类型电源的适配性仍有欠缺：对于煤电等常规调节性电源，尽管中长期合约可覆盖部分收益，但暴露于现货市场的电量按负电价结算，仍对其经营效益造成显著冲击。在新能源逐步主导电力供给的背景下，煤电的功能已从“电量型电源”转向“调节型电源”，收入结构需从“电量收益为主”转向“容量补偿为主”。我国虽于2023年出台煤电容量电价政策，但云南、四川、广西等7个省份仅执行50%的补偿标准，难以有效覆盖煤电的固定成本与调节成本，导致其调节能力的可持续性面临挑战。

启示与展望：在转型中实现动态平衡

四川电力现货市场全天负电价现象，为电力行业转型发展提供了重要实践启示，也明确了后续改革的关键方向。

首先，应理性看待负电价的市场价值，避免将其简单定义为“市场异常”。负电价是现货市场价格机制发挥作用的必然结果，是对电力供给过剩的客观反映，更是引导资源优化配置的重要工具。其核心价值在于通过价格信号倒逼供给端优化出力结构、激励需求端响应调节，为新能源消纳与系统灵活运行提供市场驱动力。行业需深入研究负电价的形成规律与传导机制，将其作为优化电力系统运行、推动能源结构转型的重要抓手，而非单纯规避的“风险点”。

其次，需加快构建全维度的调节性电源补偿机制。在新能源占比持续提升的背景下，煤电、抽蓄电站等调节性电源的价值将愈发凸显，但其收益稳定性需通过机制设计予以保障。应在全国范围内同步推进电力现货市场建设与容量补偿机制完善，一方面明确容量补偿的覆盖范围与计算标准，确保调节性电源的固定成本得到合理回收;另一方面探索辅助服务市场与现货市场的衔接机制，将调频、备用等调节服务价值纳入收益体系，形成“电量收益+容量补偿+辅助服务收益”的多元化收入结构，保障调节性电源的可持续运营。

最后，需统筹协调转型速度、投资效益与终端电价的动态平衡。随着新能源装机规模扩大，电力供给能力过剩将成为阶段性常态，电能量价格下行可能导致调节性电源成本向终端电价传导。电力规划需建立多目标平衡框架：既要保障新能源转型的节奏与力度，又要避免电源投资的盲目扩张与低效重复;既要通过机制设计保障各类电源的合理收益，又要兼顾终端用户的电价承受能力，通过“源网荷储”协同优化与市场化机制创新，实现转型速度、投资效益与民生成本的动态平衡。

四川电力现货市场的负电价现象，是新能源转型过程中供需矛盾与机制适配性不足的集中体现。其既是行业转型的“阵痛”，也是推动改革深化的“契机”。未来，唯有以问题为导向，加快完善市场机制、优化政策体系，才能实现新能源与常规电源的协同发展，推动电力系统向清洁化、高效化、灵活化方向稳步迈进，为能源革命与“双碳”目标实现提供坚实支撑。