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| 多地出現“負電價”，電廠為何寧可“倒貼錢”，也不停機 |
| 來源：國際能源網 時間：2025/11/18 |
2024年9月，水電大省四川出現全天實時電價均為負值的罕見景象，最低價跌至-50元/兆瓦時；
同年1月，經濟發達的浙江省首次迎來負電價，最低報價達-0.2元/千瓦時。
這一曾被視為"電力市場奇觀"的現象，正從新能源富集區向負荷中心省份蔓延。
當賣電變成"倒貼錢"，公眾不禁疑惑：電廠為何不干脆停機避險？
事實上，這種看似非理性的選擇，正是發電企業在技術約束、經濟核算與系統責任多重考量下的理性決策，背后藏著電力系統運行的深層邏輯。
新能源占比飆升：負電價為何不可避免？
要理解電廠的停機決策，首先需厘清負電價的形成機理。
這種特殊的價格信號并非市場失靈，而是電力供需結構性失衡與市場機制共同作用的結果，可分為固有負電價與機制負電價兩大類。
固有負電價的出現，本質是高比例新能源滲透下電力系統物理特性的必然體現。
截至2025年9月底，我國可再生能源裝機已達21.98億千瓦，占電力總裝機的59.1%，其中風光發電裝機合計達17.09億千瓦。
風光發電具有典型的間歇性與波動性。正午晴空時光伏出力驟增，大風天氣下風電滿發，而節假日或夜間用電負荷卻顯著下降，這種 發電高峰與用電低谷的錯配，極易導致電力供給瞬時過剩。
電力系統的鐵律是即發即用，發電量必須與用電量實時平衡。
當供給遠超需求時，市場需通過價格信號抑制發電、激勵用電，負電價便由此產生。
其形成過程與電力現貨市場的出清規則直接相關。市場運營機構按發電企業報價從低到高排序成交，直到滿足負荷需求，最后一家成交的"邊際機組"報價即為全網結算價。
當新能源大發導致供給過剩時，低報價甚至負報價的機組成為邊際機組，便催生了負電價。
機制負電價則與市場規則設計密切相關。我國曾實行的新能源"高比例保障電價"結算模式。
如某省10%電量按現貨價結算、90%按基準價結算，形成了保底收益與超額收益的雙重激勵，促使新能源企業報低價搶發電量。
即便"136號文"實施后，差價合約等補貼機制仍未完全消除這一影響，類似問題在英國、德國等采用差價合約的市場同樣存在。
此外，高比例中長期合約鎖定了電廠大部分收益，削弱了現貨價格信號的調節作用；用戶側電價傳導受限無法響應負電價信號，也延長了負電價持續時間。
火電“死扛”負電價真相：啟停一次虧掉半月利潤！
在負電價的博弈中，傳統燃煤電廠的堅守最令人費解，而答案藏在其高昂的啟停成本與技術約束中。
對于大型燃煤機組而言，停機與重啟絕非簡單的"開關操作"，而是一場耗時耗錢的系統工程。
一臺30萬千瓦級燃煤機組從停機到滿負荷運行，需經歷鍋爐點火、升溫升壓、汽輪機沖轉等一系列流程，整個過程耗時長達10-16小時。
更關鍵的是，啟停循環會產生巨額成本。一次冷態啟動僅燃料消耗就達數十萬元，加上設備損耗、人工成本等，綜合成本可達十幾萬元甚至上百萬元。
頻繁啟停對設備的損害更為致命，鍋爐管壁在冷熱交替中產生熱應力，汽輪機葉片承受機械沖擊，會顯著縮短設備壽命，增加后續檢修成本。
某發電企業中層透露，機組每多一次啟停，后續維護成本可能增加20%以上，且可能影響高峰時段的發電可靠性。
與高昂的啟停成本相比，負電價時段的虧損反而顯得"劃算"。
以山東某電廠為例，其30萬千瓦機組最低出力約為額定容量的30%，即每小時發電3萬千瓦時。若現貨電價為-0.1元/千瓦時，每小時虧損3000元；若負電價持續8小時，總虧損約2.4萬元。
但如果選擇停機再重啟，僅一次啟停成本就達50萬元，遠超短期虧損。
因此，電廠更傾向于維持最低出力運行，以小額虧損規避巨額成本，同時保持對電網調度的快速響應能力。
這種決策背后還有電力調度的隱性約束。在新能源占比日益提高的電網中，燃煤機組承擔著"穩定器"角色，需隨時應對風光出力驟降或用電負荷突增。
若負電價時大量火電機組停機，電網調頻調峰能力會急劇下降，可能引發頻率波動甚至大面積停電。
某電網調度人員表示，極端情況下，一臺主力火電機組的突然停機可能導致區域電網頻率下降0.2赫茲以上，逼近安全紅線。
因此，即便從經濟角度考量，電廠也需配合調度要求維持運行。
新能源電廠的“反常操作”：負價搶發！
與火電因"被動堅守"不同，新能源電廠的負價發電更多是"主動選擇"。
風光發電的成本結構決定了其報價策略，前期建設投資占總成本的90%以上，而發電的邊際成本近乎為零，風和陽光的免費屬性，使其具備報低價的先天條件。
在電力供過于求時，新能源電廠面臨棄電風險。若不被納入發電量計劃，不僅無電價收益，前期投資也無法回收。此時報出負價，本質是"花錢買發電量"的理性選擇。
更重要的是，新能源發電的收益遠超電價本身，綠證、碳市場等環境權益收益構成了重要補充。
我國規定，每發1兆瓦時風電或光伏電可獲得1個綠證，綠證交易價格通常在20-50元/兆瓦時。
若某光伏電站在負電價-0.1元/千瓦時（即-100元/兆瓦時）時段發電，雖電能量收益虧損100元/兆瓦時，但通過出售綠證可獲得30元/兆瓦時，再疊加碳減排收益，綜合虧損可大幅降低。
部分新能源項目還享有政策補貼或差價合約保障，進一步對沖了負價風險。
英國曾對新能源實行差價合約機制，當現貨價低于約定價格時，政府補貼差額。即便現貨價為負，企業仍能獲得約定價格收益。
這種機制導致新能源企業敢于報負價搶發，直到2025年英國暫停負電價時段的差價補貼才有所改觀。我國雖逐步退出財政補貼，但部分項目仍通過地方差價合約獲得保障，使其在負電價下仍有穩定收益。
發電量考核指標則是新能源電廠的"硬約束"。無論是電網調度要求還是項目驗收標準，都對年發電小時數有明確規定。
若因負電價停機導致發電小時數不達標，企業可能面臨罰款，還會影響后續項目審批。
某光伏企業負責人坦言："寧愿短期倒貼幾萬元，也不能因發電量不足失去后續投資資格。" 同時，持續運行能提升電廠在調度中的優先級，為用電高峰時爭取更多發電份額創造條件。
寧虧百萬不關機？電力安全才是不能碰的 “命門”
電廠選擇不停機，不僅是個體經濟決策，更是維護電力系統安全的必然要求。
電力系統作為復雜的有機整體，頻率、電壓等核心參數必須維持在嚴格范圍內，而持續運行的發電機組是保障系統穩定的 "壓艙石"。
新能源的間歇性加劇了系統調節壓力。正午時分光伏大發時，若突然遭遇烏云遮蔽，光伏出力可能在幾分鐘內下降50%以上；夜間風電驟減也會導致供電缺口。
此時，具備快速調節能力的火電機組必須立即補能，而這需要機組保持運行狀態。
若負電價時火電機組停機，重啟的10余小時"空窗期"內，電網將失去重要調節手段，極易引發頻率崩潰。
2023年山東五一假期負電價期間，某區域電網正是依靠2臺持續運行的火電機組，成功應對了午后光伏出力驟降30萬千瓦的突發情況。
水電的季節性特征也強化了系統對持續發電的需求。
在四川等水電大省，豐水期水電出力占比可達70%以上，此時光伏若同步大發，極易出現負電價。
但水電受來水影響較大，若因負電價停機，一旦來水減少而用電需求上升，電網將面臨供電缺口。
2024 年四川負電價期間，水電企業仍維持運行，正是為應對汛期結束后的電力緊張儲備調節能力。
從能源轉型全局看，負電價下的持續發電是新能源消納的必要成本。
高比例新能源并網是實現 "雙碳" 目標的必由之路，但新能源消納需要傳統電源提供輔助服務。
火電機組的"保底運行"實質上是為新能源提供備用容量，而這種服務目前尚未完全通過市場定價補償。
業內專家指出，負電價時段電廠的虧損，可視為能源轉型過程中必須承擔的系統成本，隨著輔助服務市場完善，這部分成本將逐步通過調頻、備用等收益回收。
從“倒貼賣電”到合理定價：負電價如何回歸理性？
負電價的頻繁出現，暴露出電力系統調節能力不足、市場機制不完善等問題。要引導電廠做出更合理的運行決策，需從技術升級、市場改革、需求響應三方面協同發力。
技術層面，應加快構建"源網荷儲"協同體系。
在電源側，推進煤電機組靈活性改造，將最低出力從30%降至20%以下，降低啟停頻率。
在儲能側，提升電化學儲能、抽水蓄能的調節能力，2025年我國抽水蓄能裝機已達6200萬千瓦，可有效吸收過剩電力。
在電網側，強化跨區域互聯，將新能源富集區的過剩電力輸送至負荷中心，減少局部負電價發生頻次。
市場機制改革需強化價格信號作用。
一方面，完善輔助服務市場，將火電機組的備用、調頻服務納入市場化定價，讓其"保底運行"獲得合理收益。
另一方面，優化中長期合約與現貨市場的銜接，降低合約比例，增強現貨價格對發電行為的調節作用。英國暫停負電價時段差價補貼的做法值得借鑒，可避免新能源企業過度報負價。
激活用戶側響應是關鍵突破口。目前我國用戶側電價多為固定價格，無法響應負電價信號。
推廣實時電價機制，讓工業用戶、儲能電站等在負電價時段主動增加用電，如電解鋁企業可在負電價時提高產能，儲能電站可低價充電。
2024年浙江試點實時電價后，某工業園區在負電價時段增加用電2萬千瓦時，有效縮短了負電價持續時間。
負電價下電廠不停機的選擇，是技術約束、經濟核算與系統責任交織的結果。
火電為規避高昂啟停成本選擇"兩害相權取其輕"，新能源為搶占發電量與環境收益主動"負價搶發"，而電力系統安全則構成了兩者都必須遵守的底線約束。
這一現象既彰顯了我國能源轉型的成效，新能源已成為電力供給的重要力量，也暴露出系統調節能力不足、市場機制不健全等挑戰。
隨著源網荷儲體系的完善與電力市場的成熟，負電價將從被動接受轉向主動調節。儲能電站在負電價時吸納電能，用戶在低價時增加用電，傳統電源通過輔助服務獲得補償。
屆時，負電價將真正發揮優化資源配置的作用，成為能源轉型的"潤滑劑"而非"絆腳石"，在保障電力安全的同時，推動清潔能源的高效消納。 |
| 責任編輯：myadmin |
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