四川惊现全天负电价！电力市场供需失衡敲响警钟

2025年9月20日，四川电力现货结算试运行中出现了令人震惊的全天负电价现象，最高达-34.87元/MWh，最低至-50元/MWh。

截至9月21日7:45分，这一罕见的负电价仍维持在-50元/MWh。

长期以来，电价一直被视为相对稳定且为正的数值，毕竟电力从生产到输送再到消费，每个环节都伴随着成本，理应通过正电价来覆盖成本并获取合理利润。

负电价的出现，无疑颠覆了这一传统认知，它不仅挑战了现有的电力市场运行逻辑，更促使各方重新审视电力供需关系、市场机制以及能源转型进程中所面临的新问题。

四川省于2025年9月至12月开展电力现货市场结算试运行，按照《四川电力现货市场2025年结算试运行工作方案》规划，此次试运行涵盖短周期、整月、连续结算试运行三个阶段。

《四川电力现货市场交易实施细（V2.0）》对市场运行的关键参数——价格区间进行了明确规定，现货电能量申报价格和出清价格上下限值均被设定为（-50，800元/兆瓦时）。

然而，在此次试运行期间，9月20日全天负电价的出现，打破了人们对传统电价概念的认知，在电力行业内引发了广泛关注与深入思考。

与传统的电力市场价格走势相比，此次负电价现象显得格格不入，标志着电力市场供需关系出现了严重失衡，也凸显了当前电力市场在应对新能源大规模接入以及负荷波动等复杂情况时所面临的挑战。

多因素交织，负电价成因复杂难解

四川作为水电大省，水电资源得天独厚，水电装机规模在全国名列前茅。

水电在四川电力供应体系中占据着举足轻重的地位，长期以来为四川乃至周边地区的经济社会发展提供了大量清洁电力。

然而，水电发电具有鲜明的季节性和间歇性特点。在丰水期，河流流量大幅增加，水电厂能够充分利用水资源，实现满发甚至超发，导致水电上网电量急剧攀升。

例如，2025年9月，四川水电上网同比上升35.19%，这一显著增长在一定程度上为电力市场带来了充裕的电力供应。

近年来四川新能源装机规模呈现出爆发式增长态势。风电、光伏等新能源发电迅速崛起，在电力供给结构中的占比不断提高。截至目前，四川新能源上网电量累计同比上升45.65%。

新能源发电虽然具有清洁、可持续等诸多优势，但其受自然条件影响极大。风力发电依赖于风速的稳定，光伏发电则取决于光照强度和时长。

当天气条件适宜，如连续多日晴天或大风天气时，风电和光伏电站往往能够实现高效发电，大量新能源电力集中涌入电网。然而，这种发电出力的不稳定性和间歇性，与电力需求的相对稳定性之间存在着巨大矛盾。

在某些时段，多种能源集中发电，使得发电量远超实际负荷需求，为负电价的出现埋下了伏笔。

从经济结构调整的角度来看，随着四川经济发展模式的转型升级，部分传统高耗能产业逐渐向低耗能、高附加值产业转变，这使得整体工业用电需求增速放缓。

同时，一些新兴产业尚处于培育和发展阶段，其用电规模短期内难以弥补传统产业用电减少的缺口。

例如，部分制造业企业通过技术改造和设备升级，提高了能源利用效率，降低了单位产品的耗电量，而一些新兴的电子信息、生物医药等产业，虽然发展势头迅猛，但在用电需求上相对较为平稳，且对电力质量和稳定性的要求更高，对电力总量的拉动作用有限。

气候因素对电力需求的影响同样不可忽视。9月，四川地区气温逐渐下降，夏季高温时期的制冷用电需求大幅减少。空调、风扇等制冷设备的使用频率显著降低，使得居民生活用电需求出现明显回落。

同时，商业领域如商场、写字楼等场所的制冷用电需求也相应减少。

此外，9月并非传统的工业生产旺季，部分工业企业会根据市场需求和生产计划，适当调整生产节奏，减少开工时间或降低生产负荷，进一步导致工业用电需求的下降。

综合这些因素，9月网供用电累计同比下降18.41%，用电处于明显的低谷期，这与供给端的电力大幅增加形成了鲜明反差，加剧了电力市场供大于求的矛盾，成为触发负电价的重要因素之一。

负电价下，各方主体受冲击

在负电价的严峻形势下，发电企业的经营状况急转直下，陷入了前所未有的困境。

以传统火电企业为例，其发电成本主要包括煤炭采购成本、设备维护成本、人员工资等。在正常电价环境下，通过合理的电量销售，能够覆盖成本并实现一定盈利。

然而，当负电价出现时，每发一度电不仅无法获得销售收入，还需额外支付费用，这使得企业的亏损进一步加剧。

对于一些成本控制能力较弱、机组老旧的火电企业来说，负电价可能成为压垮企业的最后一根稻草，甚至面临停产倒闭的风险。

新能源发电企业同样未能幸免。尽管部分新能源项目享受国家补贴，但负电价的冲击依然对其收益产生了负面影响。

以光伏电站为例，虽然光伏发电的边际成本相对较低，但在负电价时段，即使考虑补贴因素，其综合收益也会大幅下降。

这对于那些前期投资巨大、依靠长期稳定收益回收成本的新能源项目来说，无疑是一个沉重打击，严重影响了企业的资金回笼和后续项目的投资计划。

长期来看，负电价也为发电企业带来了转型的压力与机遇。

一方面，为了应对负电价带来的挑战，发电企业不得不加快技术创新和转型升级的步伐。对于火电企业而言，加大对机组灵活性改造的投入，提高机组的快速启停和负荷调节能力，成为当务之急。

通过技术改造，火电企业能够更好地适应电力市场供需的快速变化，在新能源大发时段及时降低发电出力，避免在负电价时段过度发电造成亏损。在电力需求高峰时，则能够迅速提升发电负荷，保障电力供应，从而提高企业的市场竞争力。

新能源发电企业则需要加强对储能技术的研发和应用。储能设备能够在新能源发电过剩时储存电能，在电力需求高峰或电价较高时释放电能，有效平抑新能源发电的波动性和间歇性，提高新能源电力的稳定性和可靠性。

同时，新能源企业还可以通过参与电力辅助服务市场，如提供调频、调峰等服务，拓宽收入来源渠道，降低对单一电能量市场的依赖。

从理论层面分析，负电价为电力用户提供了降低用电成本的潜在机会。对于工业用户中的高耗能企业，如钢铁、化工等，其用电量巨大，用电成本在企业生产成本中占据较高比例。

在负电价时段，如果企业能够灵活调整生产计划，增加用电负荷，将显著降低其用电成本，提高企业的经济效益。

例如，一些具备连续生产能力的企业，可以在负电价时段加大生产投入，提高产量，从而在降低单位产品用电成本的同时，增加市场份额。

对于商业用户和居民用户而言，虽然单个用户的用电量相对较小，但在负电价的激励下，也可以通过合理调整用电行为，如在负电价时段使用大功率电器设备、为电动汽车充电等，实现用电成本的节约。

此外，随着智能电表和智能家居技术的逐渐普及，居民用户可以通过智能控制系统，更加便捷地根据电价信号调整用电设备的运行时间，充分享受负电价带来的实惠。

不过，电力市场的价格信号传导存在滞后性。电力用户获取实时电价信息的渠道有限，且部分用户对电价波动的敏感度较低，缺乏及时调整用电行为的意识和能力。

此外，一些地区的电力销售模式仍以传统的固定电价为主，用户无法直接参与电力现货市场交易，无法享受到负电价带来的成本降低红利。

破局负电价，多方需协同努力

负电价现象是电力市场机制发挥作用的一种极端体现，它如同一个放大镜，清晰地暴露出当前电力市场在价格发现、资源配置等方面存在的问题与不足。

在正常的电力市场环境下，价格机制能够有效地调节供需关系，当电力供应过剩时，电价下降，促使发电企业减少发电出力，引导电力用户增加用电需求，从而实现电力市场的供需平衡。

然而，在负电价情况下，传统的价格调节机制似乎陷入了困境，这表明现有的电力市场规则和交易机制需要进一步优化和完善。

例如，在市场出清机制方面，需要更加精准地预测电力供需变化，合理设置市场出清价格的上下限，避免价格过度偏离合理区间。

同时，应加强对市场主体的行为监管，防止出现恶意低价竞争或市场操纵行为，确保市场价格能够真实反映电力的供需关系和价值。

负电价的出现对电力市场的价格发现和资源配置功能提出了严峻挑战。在理想的电力市场中，价格应能够准确反映电力的生产成本、稀缺程度以及市场供需状况，从而引导资源的合理配置。

然而，负电价的存在使得价格信号出现扭曲，无法真实反映电力的价值，这可能导致资源配置的不合理。

一方面，对于发电企业来说，负电价可能会抑制其投资积极性，尤其是对于那些成本较高、调节能力较弱的发电项目，企业可能会因担心长期亏损而减少投资或推迟项目建设，这将影响到未来电力市场的供应能力。

另一方面，对于电力用户而言，由于无法准确判断电力的真实价格，可能会导致其在用电决策上出现偏差，无法实现资源的最优利用。因此，如何通过完善市场机制，恢复电力市场的价格发现功能，实现资源的高效配置，成为当前电力市场改革面临的重要课题。

加大技术研发投入，提升发电设备的灵活性和调节能力，是发电企业应对负电价挑战的关键举措。对于火电企业，应积极推进机组的灵活性改造，采用先进的技术和设备，提高机组的快速启停能力和负荷调节速率。

例如，采用高效的储能技术与火电相结合，在电力过剩时将多余电能储存起来，在电力需求高峰时释放储能为火电提供辅助，从而实现火电的灵活调节；对汽轮机、锅炉等关键设备进行技术升级，优化机组的运行控制策略，使机组能够在更宽的负荷范围内稳定运行，快速响应电力市场的供需变化。

对于新能源发电企业，除了加强储能技术的应用外，还应注重提升新能源发电设备的智能化水平。通过引入先进的智能控制系统，实时监测和调整新能源发电设备的运行状态，根据风速、光照强度等自然条件的变化，优化发电功率输出，提高新能源发电的稳定性和可靠性。

同时，积极探索新能源与其他能源形式的互补发电模式，如风光互补、水光互补等，通过多种能源的协同发电，降低新能源发电的波动性，提高能源利用效率。

一方面，加强电网建设和升级改造，提高电网的输电能力和智能化水平，减少电力传输过程中的损耗，确保电力能够安全、稳定地输送到用户端。

另一方面，大力发展储能设施，如抽水蓄能电站、电化学储能电站等，提高电力系统的储能能力，平抑新能源发电的波动性和间歇性，增强电力系统应对负荷变化的调节能力。

此外，还应积极推动能源科技创新，鼓励研发和应用新型能源技术和设备，提高能源利用效率，降低能源生产成本，为电力市场的健康发展提供坚实的技术支撑。

四川电力现货结算试运行中出现的全天负电价现象，为我国电力市场的发展敲响了警钟。

这一现象背后反映出的电力供需失衡、市场机制不完善等问题，需要发电企业、电力用户以及政府和监管部门等各方共同关注并积极应对。

通过加强市场分析与预测、提升发电设备灵活性、强化用户节能与需求响应以及完善市场规则与监管等多方面的措施，逐步解决当前电力市场面临的困境，实现电力市场的稳定、高效运行，为我国能源转型和经济社会的可持续发展提供有力保障。