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导语：负电价通常被视为可再生能源渗透率提高的结果，是系统灵活性不足或者清洁能源“过剩”的表现。然而中国山东、浙江等几个省级电力现货市场试点中，即便以可控煤电为主的系统，也频繁出现（过）深度负电价，并且平均价格明显低过煤电基准水平（coal benchmark price）。这背后反映的或非新能源的成功，而是市场（market）与调度（dispatch）耦合机制的缺失。
01 引言
负电价通常指的是在电力市场中，出清电价降至零以下，发电企业在上网时无法获得电费收入，且需要向用电方支付费用。这类情况在欧美电力系统中日益多见，通常出现在风电、光伏等可再生能源出力高、而系统负荷相对较低的时段。比如春秋季节，特别是假日的中午，天气条件良好、风光出力集中，而工业负荷偏弱，系统出现阶段性供大于求。这是负电价的宏观理解：系统整体供给超过即时的需求。
从微观机制看，负电价往往与边际机组的经济决策有关。部分发电资源由于技术特性或合约安排，难以灵活退出系统，选择在负价格下继续出力。这类机组包括启停成本高的燃煤机组、以供热为主的热电联产装置，以及享有补贴或差价合约的可再生能源项目。为了规避停机成本、保持运行连续性或履行非市场义务，这些资源可能主动报出负价，并成为边际机组，决定了市场出清价格。
在标准竞争性市场中，供需双边报价共同决定出清。发电企业提交供给曲线，负荷侧用户或零售商提交需求报价（demand bids），两者交汇形成出清价格与相应电量（图1）。市场价格反映资源边际成本排序，也往往影响系统总体平衡安排。调度机构一般依据市场出清结果或总体成本最小原则组织物理运行，实现价格机制与运行控制之间的闭环。
在欧美电力市场，负电价逐渐增多，已引发多层次的监管与政策体系调整。比如：宏观上，德国等正在讨论是否通过分区定价更真实反映网络阻塞；中观上，高比例风光地区，加强储能、负荷响应等调节资源布局日益成为共识；微观上，收紧补贴政策，限制发电企业在负价格下仍可获利的机制。
相比之下，中国多个省级现货市场（通常包括日前与实时两个环节）也已出现频繁且持续时间较长的负电价现象。这些市场大多仍以可控大型煤电（>60%发电量）为主，可再生能源渗透率明显低于欧洲主要国家及美国得州、加州等地区。然而在节假日、低负荷等特定时段内，电价多次深度跌破零点，且日均价格乃至一段时间的平均电价持续低于（仍占主体的）煤电基准电价。
可以比较准确的概括：目前的现货市场试点（除广东外），低/负电价普遍频繁且剧烈。本文以山东/浙江为例，探讨极低甚至负电价的频发现象，辨析其直接诱因与更深层的结构性成因，特别涉及交易头寸（contracted position）与调度（dispatch）的耦合机制问题。这一诊断关乎价格机制与价格信号的有效性，进而影响对中国电力部门未来结构转型、碳排放趋势的预期与政策路径的理解。
图1 标准竞争性市场（含负报价）的调度优先次序（merit-order）示意图
来源：Retrieved from https://www.linkedin.com/posts/behnam-zakeri-14359059_negative-electricity-prices-which-happen-activity-7328563515126923264-Bb1s。
或来自https://www.cleanenergywire.org/factsheets/why-power-prices-turn-negative#.
02
统计事实：低负电价频率与深度
从2025年1月至5月，浙江、山东两省的现货市场（覆盖日前与实时）均出现了大范围、长时段的负电价。浙江作为新近启动现货机制的省份，春节出现深度长时间负价；而山东作为持续试点较久的区域，其负电价现象更为频繁，大部分触及最低限价，低电价幅度也更深。图2为两地在2025年迄今为止的平均电价/负电价分布及对应的风光出力占比与需求水平。
图2 2025年1-5月浙江/山东日前市场电价分布及其需求/风光比重状态
从图中可以看到，只要“可再生能源占比”进入 20–25% 的区间，负电价出现的小时数占比就接近甚至达到100%。而需求只要下降到最大负荷的55%，就有可能出现负电价，即使哪些时刻的风光份额也就10%左右。
03
定性归因：市场厚度（depth）不足
围绕低负电价现象，近阶段若干政策研究与行业评论陆续披露了运行细节，为理解负电价形成机制提供了较为系统的观察窗口。
● 韩晓彤在《山东新能源“入市”解题》（https://www.hxny.com/nd-90583-0-54.html）中指出，即使“五一”假期出现明显的负电价，山东仍持续调入外来电，未根据本地市场价格调整进口策略。
● 赵浩林在《电力中长期合约的物理执行本质是政府干预》（https://m.bjx.com.cn/mnews/20240731/1392268.shtml）分析中长期合同执行机制时指出，过去的中长期合约，性质上需要物理履约，而非金融避险合同。
● 郑亚先《电力现货市场持续深化的关键问题思考》（电力现货市场持续深化的关键问题思考）则强调，部分省份在机组组合上采取“必开机组”预设机制，即先确定部分机组出力，再进行市场优化。一些天然气机组完全不参与出清。
● 柴玮《财务化的日前市场如何实现与实时运行的耦合统一》（https://m.bjx.com.cn/mnews/20250519/1442184.shtml）在对日前市场机制的分析中指出，目前多数省份的日前市场仍以调度负荷预测为基础构建需求侧，尽管用户可提交申报，但并不真正参与出清。
● 刘学在《电力市场的原理、变革与关键问题报告》的示意图显示，当前备用容量的设定多以“最大负荷加冗余”形式静态确定，未采用逐小时分辨率动态调整。
以上公开信息分别指向了电力系统运行中的若干关键环节——包括外部电力输入、中长期合同的执行机制、开机组合安排、用户侧市场参与程度以及备用容量设定方式。
● 外来电稳定输入：即使在出现负电价的时段，跨省调入电量仍未相应调整。这种跨区电量成为现货市场价格运行的边界。
● 先确定开机名单，再进行竞争：在市场优化之前就已设定部分机组必须运行。这可能导致开机机组总量过多，以及可能不符合经济调度原则。
● 用户侧无法基于价格信号参与：需求侧类似澳大利亚等岛国的“电力库”（power pool）——无用户分散报价。这似乎意味着：日前交易从来未真正开门（gate open）。它排除了用户基于价格信号在“不同市场套利”的可能，抑制了市场间价格趋同的动态过程。
● 备用率设定过高且缺乏动态调整：这类安排等同于将备用转化为“刚性出力”。
这些因素虽来源各异，但共同作用于一个核心问题：现货市场的“潜在厚度”（depth）被显著压缩，并限制了价格对供需变化的反馈能力。特别是在春节、五一等低负荷时段，这些因素其影响变的不可忽略，能量市场退化为静态、缺乏需求、调整能力有限的“余量市场”，所谓the static residual market with no demand。
图3展示了上述归因逻辑：由于多种市场外因素的共同作用，市场的有效需求被逐步“剔除”，导致需求曲线整体左移，从而使其与基于煤电边际成本构建的供给曲线的交点不断下移，现货市场价格因此受到压低。
图3 因为各种市场外因素下降的市场需求意味着现货市场价格的下降
来源：作者基于GEM数据库（https://globalenergymonitor.org/report/boom-and-bust-coal-2025/）绘图。
04
定量解析模拟：浙江
上述“余量”市场结构对电力价格的具体影响，可通过模拟评估其在既定供需背景下的价格偏差。本文选取浙江市场2025年3月10日至16日的常态一周运行数据，构建反事实模拟，用于估计在更充分动态条件下的“应然”价格水平。
模拟假设基于以下前提：按照效率排序的机组组合，在小时分辨率下设定备用资源约束，对应5%的需求波动与10%的可再生装机容量。在煤炭价格750元/吨的情形下，模拟计算得到该周168小时的出清电价轨迹以及机组平均停机比重。结果显示：算术平均电价为367元/MWh，价格波动较小。
同期浙江现货市场的实际数据表明，日前市场平均价格为351元/MWh，实时市场为354元/MWh，最低价格甚至低至-153元/MWh，价格波动显著更大。需要强调的是，此模拟仅反映“常态情况下”一周的数据情况。从逻辑上，因为存在结构性因素，模拟期越长，其与实际市场价格之间的累计偏差越大。
表1 浙江现货市场试点3月10-16日一周，实际市场与“应然”价格统计信息
来源：市场数据来自于交易中心；模拟为卓尔德（www.draworld.org)基于开机组合（UCED）的模拟。Jupyter Book地址：https://colab.research.google.com/drive/1bgxvYIScmzJ1HBLnUPVHXfbZEdErc-ob?usp=drive_link）。
05
关于各省负/极低电价频繁的“假说”
结合上述模拟结果及前文所述的运行机制，我们提出一个关于中国现货市场中负价现象的结构性解释框架，供各方面的机构与同事进一步讨论和检验。
作为比较与理解参照系，欧美市场机制在调度—市场关系上的设计通常是：
● 在欧洲，多数交易所（exchange）与调度机构（TSO）分离。前者决定交易头寸，采用自调度（self-dispatch）模式，发电企业根据自身报价决定出力安排，市场则决定其收益，调度机构只负责平衡市场（Balance market）。机制中往往“市场决定物理调度”，但因能量市场与备用辅助市场分离而存在效率损失问题。例如，当机组持有中长期合同、其边际成本高于市场价格时，意味着停止发电，从市场购电来交付发电承诺更理性，从而继续物理发电将与系统总体成本最小化冲突。
● 美国ISO体系中，市场交易与调度运行高度耦合，总体优化兼容分散交易。调度部门根据统一模型输出的出清结果制定日前开机计划，并实时运行经济调度，能量与备用联合出清，目标函数通常为“系统运行总成本最小”。此类机制中，市场信号与运行执行之间具备紧密衔接。调度具备统一优化职能。
而在中国现行多个省级现货市场试点中，一方面，调度体系未设定明确的运行目标函数或优化标准（类似美国竞争性市场）；另一方面，市场机制亦未赋予发电侧形成自主调度计划的权利（类似欧洲市场）。此外，跨省电力输入、备用等要素往往以提前方式预设，不经市场出清程序，市场外安排比重较高，所谓市场“竞价空间“往往只是总体需求供给的40%甚至更小。普遍存在的负/极低电价，更大的原因是市场（market）与调度（dispatch）耦合机制缺失的结果。无论这种耦合机制，是市场决定调度，还是调度遵循明确的总体价值观，仍不存在。
06
总结：向左走还是向右走？——市场与调度关系抉择
现阶段，中国电力市场面临一个根本性选择：是继续推进市场机制与调度体系的耦合，还是在复杂运行约束下重新强化计划主导、弱化市场功能。从政策信号看，关于风光定价改变的《136号文》（参考：对话地球文章——《中国试水新能源电价新机制》 https://dialogue.earth/zh/4/60070917/ ）暂时取消了市场决定风电和光伏价格的机制，某种程度上为进一步完善市场规则争取“缓冲”时间。然而，这是否同时削弱了推进市场改革的内在激励，进而使系统回归至“长期成本决定短期价格；调度在临近实时阶段全面接管平衡，出力安排自由量裁”的旧有路径，仍有待观察。
相较于欧美市场强调市场一体化（market integration），进而面临输电约束、不同主体影响（distributional impacts）激励不相容等问题，中国市场在现阶段则更显现为结构性分割（fragmented），并且几乎无法流动（market flow）。这种战略性静态分割使“建设统一电力市场”的目标，在内涵和实现路径上存在显著语义差异。与此同时，这些单一、静态市场形成的价格信号，往往是“有偏”（bias）的，目前突出表现在日前市场的极低/负价格上。
在此背景下，煤电机组未来如何从主体发电逐步转为调节性、备用支撑电源尤其关键。目前的煤电机组，就配合快速发展的风电光伏的角色而言，时常处于“既上不去，也下不来”的情况。前者是发电激励问题，我们之前讨论过。（https://dialogue.earth/zh/1/108176/ ）尽管程度上，因为煤炭价格明显下降，2025年开始相比2022-2023明显改善，这也不是通常的电力系统灵活性讨论相关的内容；而后者则是系统平衡挑战，也就是在某些时刻，太多出力追逐太少需求，而缺乏竞争或者其他协调机制去确定谁上谁下以及谁应该支付谁。这涉及灵活性问题。
价格信号是否完整、准确，是否能够引导、改变发电机组的行为，关乎用电用户福利以及气候减排事业。
