近日，四川電力現(xiàn)貨結(jié)算試運行階段出現(xiàn)的全天負電價現(xiàn)象，引發(fā)了社會各界的廣泛關(guān)注。根據(jù)《四川電力現(xiàn)貨市場交易實施細則（V2.0）》，現(xiàn)貨電能量申報價格和出清價格限定為[-50，800]元/兆瓦時。在9月9日四川開展結(jié)算試運行后，現(xiàn)貨市場多次出現(xiàn)負電價，在9月20日出現(xiàn)全天負電價，大部分時段達到下限價。這看似反常的情況，實則是電力市場在特定條件下的正常運行表現(xiàn)，蘊含著諸多積極意義與市場信號。

負電價設(shè)置的合理性與市場調(diào)節(jié)作用

負電價的產(chǎn)生機制源于電力商品獨特的物理屬性：電力難以大規(guī)模儲存且存儲成本較高。從價格信號功能來看，負電價核心意義在于讓價格真實反映電力供需與成本。當供大于求、可再生能源大發(fā)時，負電價可激勵用戶增加用電，同時促使發(fā)電企業(yè)特別是靈活性資源主動參與調(diào)節(jié)，抑制無效電力供應(yīng)，激勵儲能、可中斷負荷等資源進入市場，最終實現(xiàn)“可再生能源消納+用戶降本”的雙贏。從更深層次看，負價格不僅是一種定價工具，更是市場成熟度和靈敏性的體現(xiàn)，有助于發(fā)掘系統(tǒng)調(diào)節(jié)潛力，優(yōu)化資源配置，提升整個電力系統(tǒng)的經(jīng)濟性和運行效率。

需要特別指出的是，在實際的電費結(jié)算體系中，負電價并不等同于最終結(jié)算負電費。我國的電力市場交易體系涵蓋了中長期交易、現(xiàn)貨交易以及輔助服務(wù)市場交易等多種復(fù)雜形式。市場主體的電費結(jié)算并非單純依據(jù)現(xiàn)貨市場瞬息萬變的實時價格，而是綜合了各類交易合同的約定以及相關(guān)政策規(guī)定?，F(xiàn)貨市場的負電價僅僅是在特定時期電力供需嚴重失衡狀況的一種直觀反映，它并不會直接導(dǎo)致實際電費賬單呈現(xiàn)負值，因此公眾無需對負電價產(chǎn)生不必要的誤解與恐慌情緒。

供需失衡主導(dǎo)下的負電價成因剖析

此次四川全天負電價現(xiàn)象的首要成因便是電力供需的嚴重失衡，而這一失衡與四川當前所處的豐水期緊密相連。四川作為水電資源大省，水電在其電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)中占據(jù)主導(dǎo)地位。在豐水期，充沛的水量使得水電站的發(fā)電能力得到極大提升（今年偏豐6成），然而，與之相對的是，近期電力需求并未同步出現(xiàn)大幅增長，反而較去年同期下降13%。這就導(dǎo)致了電力供給遠遠超過需求的局面，市場上電力嚴重過剩。在這種激烈的市場競爭環(huán)境下，可再生能源企業(yè)為了爭取更多的發(fā)電指標，減少因電力過剩而可能導(dǎo)致的棄水棄風棄光風險，采取“以價換量”的報價策略，申報負價具有充分的合理性。

近期四川部分水庫電站水庫蓄水已滿、沒有任何調(diào)節(jié)能力，報價策略也調(diào)整為負電價，火電機組停留在最小出力，這一變化進一步加劇了四川電力市場的負價態(tài)勢。值得注意的是，四川此次全天大部分時段電價觸及下限價這一事實，從側(cè)面反映出當前設(shè)置的下限價過高，并未能充分適應(yīng)當時電力過剩的實際程度。隨著電力市場的進一步發(fā)展與完善，根據(jù)實際供需情況對下限價進行動態(tài)調(diào)整，將有助于更精準地反映市場的真實供需關(guān)系。

從時間維度的長期視角來看，隨著季節(jié)的更迭，枯水期水電發(fā)電量會大幅減少，促使電力供需關(guān)系發(fā)生顯著改變，屆時電價自然會回升，電力市場始終處于實現(xiàn)供需平衡的動態(tài)過程中。這種基于季節(jié)變化的電力供需與價格的周期性波動，正是市場機制在電力資源配置中發(fā)揮作用的生動體現(xiàn)。

省間交易模式短板加劇負電價困境

除了供需失衡這一內(nèi)部因素外，省間交易模式的局限性也是四川負電價現(xiàn)象背后不可忽視的外部因素。目前，在我國的省間電力交易體系中，中長期交易占據(jù)主導(dǎo)地位，較為僵化的實物合同送電，省間現(xiàn)貨交易的占比相對過小，2024年僅為0.61%左右，近似可以忽略不計。這種交易結(jié)構(gòu)在可再生能源大發(fā)的時期暴露出明顯的弊端，以四川為例，當近期省內(nèi)水電在豐水期大量過剩時，盡管外送通道仍有較大空間，由于省間現(xiàn)貨市場交易規(guī)模有限，導(dǎo)致四川多余的電力難以通過省間現(xiàn)貨市場這一渠道及時、有效地外送至其他省份，進一步加劇了省內(nèi)電力市場的供需矛盾，限制了可再生能源的消納路徑。

此外，現(xiàn)有的省間交易規(guī)則不允許對優(yōu)化和價格最為敏感發(fā)電側(cè)作為買方在省內(nèi)買入電量，這一限制無法適應(yīng)目前可再生能源的發(fā)展需求，使得可再生能源無法替代火電機組進行外送（四川負價期間與四川消納方向相同的靈紹、雁淮、錫泰、吉泉直流仍有較大量煤電送到華東地區(qū)）。若各類經(jīng)營主體均可作為買方或賣方參與省間電力市場申報出清，那么在受端省內(nèi)現(xiàn)貨低價或送端可再生大發(fā)時段，送端火電機組可在省間市場低價買入受端可再生能源或其他送端可再生能源電量，以減少自身發(fā)電量，既降低了成本，又增加了可再生能源消納量。不過，這些問題的暴露也為未來省間交易模式的優(yōu)化與完善（省間互濟）提供了明確的方向，通過拓展省間現(xiàn)貨市場規(guī)模、優(yōu)化交易規(guī)則、提升市場靈活性等措施，有望打破當前省間交易的瓶頸，緩解省內(nèi)電力市場的壓力，促進電力資源在更大范圍內(nèi)的優(yōu)化配置。

正視負電價現(xiàn)象，堅定市場化改革信心

事實上，四川此次出現(xiàn)的全天負電價情況并非孤立的個例。在全球范圍內(nèi)，許多電力市場都曾經(jīng)歷過類似的負電價現(xiàn)象。例如，北歐電力市場在2023年5月末，芬蘭因氣溫回暖導(dǎo)致水力發(fā)電激增，全天平均電價跌-20歐元/兆瓦時，成為首個全天負電價地區(qū)；同年5月26日，荷蘭在光伏大發(fā)時段，電價更是一度跌至-400歐元/兆瓦時，單日負電價持續(xù)長達8小時。在國內(nèi)，2023年“五一”期間，山東現(xiàn)貨市場連續(xù)22小時出現(xiàn)負電價，最低觸及-85元/兆瓦時；浙江2025年1月春節(jié)期間連續(xù)兩日出現(xiàn)-20元/兆瓦時的最低電價。這些國內(nèi)外的案例充分表明，負電價是電力市場在可再生能源快速發(fā)展、市場機制不斷完善過程中必然會出現(xiàn)的階段性現(xiàn)象，是電力市場在特定階段、特定條件下的正常反應(yīng)，無需過度緊張與擔憂。

這次四川負電價現(xiàn)象的出現(xiàn)，是對四川市場主管部門電價市場化改革決心的一次嚴峻考驗。在面對負電價這一市場信號時，政府部門應(yīng)堅定地尊重市場規(guī)律，讓市場機制充分發(fā)揮其在電力資源配置中的決定性作用。通過市場機制的自我調(diào)節(jié)，能夠向市場參與者傳遞清晰、準確的價格信號，引導(dǎo)發(fā)電企業(yè)、用戶以及各類市場主體根據(jù)市場價格變化調(diào)整自身的生產(chǎn)經(jīng)營與用電行為。這不僅有助于提高電力市場的運行效率，促進電力資源的優(yōu)化配置，還能夠增強市場參與者對電力市場的信心，推動電力市場朝著更加成熟、高效、穩(wěn)定的方向發(fā)展。

通過對此次四川負電價事件的深入分析與正確認識，我們有理由相信，四川電力市場將以此為契機，進一步深化市場主體對電力市場化運行規(guī)律的理解，明晰負電價背后的供需信號與調(diào)節(jié)價值。未來，無論是市場規(guī)則的優(yōu)化完善、電力供需結(jié)構(gòu)的動態(tài)平衡，還是省間交易效率的提升，都將推動電力市場朝著更成熟、更高效的方向發(fā)展，為地區(qū)能源系統(tǒng)的穩(wěn)定運行與經(jīng)濟社會的高質(zhì)量發(fā)展提供堅實可靠的電力支撐。