2023年9月20日，四川電力現貨市場出現全天負電價，最高價格達-34.87元/兆瓦時，最低價格為-50元/兆瓦時，全天達到下限價格的時段多達56個，刷新了此前山東、浙江等省份的負電價記錄。這一現象不僅是電力市場供需失衡的直觀反映，更是新能源快速發展背景下電力系統轉型的深刻縮影，背后蘊含著值得深入剖析的行業邏輯與實踐啟示。

供需失衡：負電價的直接導火索

四川電力現貨市場此次負電價的出現，核心原因在于電力供給與需求的嚴重錯配。從供給端看，四川電力裝機結構以水電為絕對主力，水電裝機占比超60%，在全省1.6億千瓦總裝機容量中占據主導地位。2023年9月同期，四川全網來水較上年同期偏豐近6成，部分具備調節能力的水電站庫容已達上限，為緩解蓄水壓力、避免棄水損失，部分水電廠選擇以負價申報發電。與此同時，省內風電、光伏等新能源裝機占比接近20%，若計入非調節式水電，可再生能源裝機占比已達近50%。這類電源出力具有波動性與不可預測性，且邊際發電成本極低，在整體供給過剩的市場環境下，為獲取發電權往往選擇申報負電價，進一步加劇了供給端的過剩壓力。

需求端則呈現明顯疲軟態勢。9月20日當日，四川電網最高負荷為4100萬千瓦，最低負荷僅3365.8萬千瓦，持續陰雨天氣與氣溫下降導致省內用電需求大幅走低。從跨區交易看，當日電力外送規模維持在400-800萬千瓦，外受電力(以中長期合約為主)保持在517-746萬千瓦，均未出現大幅波動。值得注意的是，省間現貨交易角色發生轉變，四川由往年同期的電力凈輸入方轉為凈輸出方，直觀反映出2023年省內電力供需形勢的顯著變化。數據顯示，9月19日-21日，四川全省電力供需比(電力供給/電力需求)分別為1.44、1.48、1.51，9月20日當天，扣除外送與外受電力后，可再生能源(含水電)發電量已基本覆蓋省內用電負荷，省內火電機組閑置容量達2000萬千瓦以上，電力供給嚴重過剩直接觸發負電價。

新能源轉型陣痛：負電價背后的深層次矛盾

四川此次負電價現象，暴露出新能源快速發展背景下電力系統面臨的結構性矛盾與系統性挑戰。

一方面，非調節性可再生能源的消納機制亟待完善。四川省風電、光伏裝機占比近20%，若剔除調節式水電，非調節性可再生能源裝機占比已達近50%。這類電源不具備主動調節出力的能力，出力波動完全依賴自然條件，難以與用電負荷變化精準匹配。在電力供給整體寬裕時，其零邊際成本的特性使其傾向于以負價參與市場競爭，導致負電價出現頻率逐年上升。隨著“雙碳”目標推進，新能源裝機規模將持續擴大，若消納機制未能同步優化，這一矛盾將進一步加劇。

另一方面，電力市場價格機制與電源結構轉型的適配性不足。負電價本質是電力現貨市場“能漲能跌”機制的正常體現，作為市場供需的核心信號，其能夠引導調節性電源在過剩時段減少出力、激勵用戶增加用電，從而保障系統安全穩定運行與資源配置效率。但當前機制對不同類型電源的適配性仍有欠缺：對于煤電等常規調節性電源，盡管中長期合約可覆蓋部分收益，但暴露于現貨市場的電量按負電價結算，仍對其經營效益造成顯著沖擊。在新能源逐步主導電力供給的背景下，煤電的功能已從“電量型電源”轉向“調節型電源”，收入結構需從“電量收益為主”轉向“容量補償為主”。我國雖于2023年出臺煤電容量電價政策，但云南、四川、廣西等7個省份僅執行50%的補償標準，難以有效覆蓋煤電的固定成本與調節成本，導致其調節能力的可持續性面臨挑戰。

啟示與展望：在轉型中實現動態平衡

四川電力現貨市場全天負電價現象，為電力行業轉型發展提供了重要實踐啟示，也明確了后續改革的關鍵方向。

首先，應理性看待負電價的市場價值，避免將其簡單定義為“市場異常”。負電價是現貨市場價格機制發揮作用的必然結果，是對電力供給過剩的客觀反映，更是引導資源優化配置的重要工具。其核心價值在于通過價格信號倒逼供給端優化出力結構、激勵需求端響應調節，為新能源消納與系統靈活運行提供市場驅動力。行業需深入研究負電價的形成規律與傳導機制，將其作為優化電力系統運行、推動能源結構轉型的重要抓手，而非單純規避的“風險點”。

其次，需加快構建全維度的調節性電源補償機制。在新能源占比持續提升的背景下，煤電、抽蓄電站等調節性電源的價值將愈發凸顯，但其收益穩定性需通過機制設計予以保障。應在全國范圍內同步推進電力現貨市場建設與容量補償機制完善，一方面明確容量補償的覆蓋范圍與計算標準，確保調節性電源的固定成本得到合理回收;另一方面探索輔助服務市場與現貨市場的銜接機制，將調頻、備用等調節服務價值納入收益體系，形成“電量收益+容量補償+輔助服務收益”的多元化收入結構，保障調節性電源的可持續運營。

最后，需統籌協調轉型速度、投資效益與終端電價的動態平衡。隨著新能源裝機規模擴大，電力供給能力過剩將成為階段性常態，電能量價格下行可能導致調節性電源成本向終端電價傳導。電力規劃需建立多目標平衡框架：既要保障新能源轉型的節奏與力度，又要避免電源投資的盲目擴張與低效重復;既要通過機制設計保障各類電源的合理收益，又要兼顧終端用戶的電價承受能力，通過“源網荷儲”協同優化與市場化機制創新，實現轉型速度、投資效益與民生成本的動態平衡。

四川電力現貨市場的負電價現象，是新能源轉型過程中供需矛盾與機制適配性不足的集中體現。其既是行業轉型的“陣痛”，也是推動改革深化的“契機”。未來，唯有以問題為導向，加快完善市場機制、優化政策體系，才能實現新能源與常規電源的協同發展，推動電力系統向清潔化、高效化、靈活化方向穩步邁進，為能源革命與“雙碳”目標實現提供堅實支撐。