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| 多地出现“负电价”，电厂为何宁可“倒贴钱”，也不停机 |
| 来源：国际能源网 时间：2025/11/18 |
2024年9月，水电大省四川出现全天实时电价均为负值的罕见景象，最低价跌至-50元/兆瓦时；
同年1月，经济发达的浙江省首次迎来负电价，最低报价达-0.2元/千瓦时。
这一曾被视为"电力市场奇观"的现象，正从新能源富集区向负荷中心省份蔓延。
当卖电变成"倒贴钱"，公众不禁疑惑：电厂为何不干脆停机避险？
事实上，这种看似非理性的选择，正是发电企业在技术约束、经济核算与系统责任多重考量下的理性决策，背后藏着电力系统运行的深层逻辑。
新能源占比飙升：负电价为何不可避免？
要理解电厂的停机决策，首先需厘清负电价的形成机理。
这种特殊的价格信号并非市场失灵，而是电力供需结构性失衡与市场机制共同作用的结果，可分为固有负电价与机制负电价两大类。
固有负电价的出现，本质是高比例新能源渗透下电力系统物理特性的必然体现。
截至2025年9月底，我国可再生能源装机已达21.98亿千瓦，占电力总装机的59.1%，其中风光发电装机合计达17.09亿千瓦。
风光发电具有典型的间歇性与波动性。正午晴空时光伏出力骤增，大风天气下风电满发，而节假日或夜间用电负荷却显著下降，这种 发电高峰与用电低谷的错配，极易导致电力供给瞬时过剩。
电力系统的铁律是即发即用，发电量必须与用电量实时平衡。
当供给远超需求时，市场需通过价格信号抑制发电、激励用电，负电价便由此产生。
其形成过程与电力现货市场的出清规则直接相关。市场运营机构按发电企业报价从低到高排序成交，直到满足负荷需求，最后一家成交的"边际机组"报价即为全网结算价。
当新能源大发导致供给过剩时，低报价甚至负报价的机组成为边际机组，便催生了负电价。
机制负电价则与市场规则设计密切相关。我国曾实行的新能源"高比例保障电价"结算模式。
如某省10%电量按现货价结算、90%按基准价结算，形成了保底收益与超额收益的双重激励，促使新能源企业报低价抢发电量。
即便"136号文"实施后，差价合约等补贴机制仍未完全消除这一影响，类似问题在英国、德国等采用差价合约的市场同样存在。
此外，高比例中长期合约锁定了电厂大部分收益，削弱了现货价格信号的调节作用；用户侧电价传导受限无法响应负电价信号，也延长了负电价持续时间。
火电“死扛”负电价真相：启停一次亏掉半月利润！
在负电价的博弈中，传统燃煤电厂的坚守最令人费解，而答案藏在其高昂的启停成本与技术约束中。
对于大型燃煤机组而言，停机与重启绝非简单的"开关操作"，而是一场耗时耗钱的系统工程。
一台30万千瓦级燃煤机组从停机到满负荷运行，需经历锅炉点火、升温升压、汽轮机冲转等一系列流程，整个过程耗时长达10-16小时。
更关键的是，启停循环会产生巨额成本。一次冷态启动仅燃料消耗就达数十万元，加上设备损耗、人工成本等，综合成本可达十几万元甚至上百万元。
频繁启停对设备的损害更为致命，锅炉管壁在冷热交替中产生热应力，汽轮机叶片承受机械冲击，会显著缩短设备寿命，增加后续检修成本。
某发电企业中层透露，机组每多一次启停，后续维护成本可能增加20%以上，且可能影响高峰时段的发电可靠性。
与高昂的启停成本相比，负电价时段的亏损反而显得"划算"。
以山东某电厂为例，其30万千瓦机组最低出力约为额定容量的30%，即每小时发电3万千瓦时。若现货电价为-0.1元/千瓦时，每小时亏损3000元；若负电价持续8小时，总亏损约2.4万元。
但如果选择停机再重启，仅一次启停成本就达50万元，远超短期亏损。
因此，电厂更倾向于维持最低出力运行，以小额亏损规避巨额成本，同时保持对电网调度的快速响应能力。
这种决策背后还有电力调度的隐性约束。在新能源占比日益提高的电网中，燃煤机组承担着"稳定器"角色，需随时应对风光出力骤降或用电负荷突增。
若负电价时大量火电机组停机，电网调频调峰能力会急剧下降，可能引发频率波动甚至大面积停电。
某电网调度人员表示，极端情况下，一台主力火电机组的突然停机可能导致区域电网频率下降0.2赫兹以上，逼近安全红线。
因此，即便从经济角度考量，电厂也需配合调度要求维持运行。
新能源电厂的“反常操作”：负价抢发！
与火电因"被动坚守"不同，新能源电厂的负价发电更多是"主动选择"。
风光发电的成本结构决定了其报价策略，前期建设投资占总成本的90%以上，而发电的边际成本近乎为零，风和阳光的免费属性，使其具备报低价的先天条件。
在电力供过于求时，新能源电厂面临弃电风险。若不被纳入发电量计划，不仅无电价收益，前期投资也无法回收。此时报出负价，本质是"花钱买发电量"的理性选择。
更重要的是，新能源发电的收益远超电价本身，绿证、碳市场等环境权益收益构成了重要补充。
我国规定，每发1兆瓦时风电或光伏电可获得1个绿证，绿证交易价格通常在20-50元/兆瓦时。
若某光伏电站在负电价-0.1元/千瓦时（即-100元/兆瓦时）时段发电，虽电能量收益亏损100元/兆瓦时，但通过出售绿证可获得30元/兆瓦时，再叠加碳减排收益，综合亏损可大幅降低。
部分新能源项目还享有政策补贴或差价合约保障，进一步对冲了负价风险。
英国曾对新能源实行差价合约机制，当现货价低于约定价格时，政府补贴差额。即便现货价为负，企业仍能获得约定价格收益。
这种机制导致新能源企业敢于报负价抢发，直到2025年英国暂停负电价时段的差价补贴才有所改观。我国虽逐步退出财政补贴，但部分项目仍通过地方差价合约获得保障，使其在负电价下仍有稳定收益。
发电量考核指标则是新能源电厂的"硬约束"。无论是电网调度要求还是项目验收标准，都对年发电小时数有明确规定。
若因负电价停机导致发电小时数不达标，企业可能面临罚款，还会影响后续项目审批。
某光伏企业负责人坦言："宁愿短期倒贴几万元，也不能因发电量不足失去后续投资资格。" 同时，持续运行能提升电厂在调度中的优先级，为用电高峰时争取更多发电份额创造条件。
宁亏百万不关机？电力安全才是不能碰的 “命门”
电厂选择不停机，不仅是个体经济决策，更是维护电力系统安全的必然要求。
电力系统作为复杂的有机整体，频率、电压等核心参数必须维持在严格范围内，而持续运行的发电机组是保障系统稳定的 "压舱石"。
新能源的间歇性加剧了系统调节压力。正午时分光伏大发时，若突然遭遇乌云遮蔽，光伏出力可能在几分钟内下降50%以上；夜间风电骤减也会导致供电缺口。
此时，具备快速调节能力的火电机组必须立即补能，而这需要机组保持运行状态。
若负电价时火电机组停机，重启的10余小时"空窗期"内，电网将失去重要调节手段，极易引发频率崩溃。
2023年山东五一假期负电价期间，某区域电网正是依靠2台持续运行的火电机组，成功应对了午后光伏出力骤降30万千瓦的突发情况。
水电的季节性特征也强化了系统对持续发电的需求。
在四川等水电大省，丰水期水电出力占比可达70%以上，此时光伏若同步大发，极易出现负电价。
但水电受来水影响较大，若因负电价停机，一旦来水减少而用电需求上升，电网将面临供电缺口。
2024 年四川负电价期间，水电企业仍维持运行，正是为应对汛期结束后的电力紧张储备调节能力。
从能源转型全局看，负电价下的持续发电是新能源消纳的必要成本。
高比例新能源并网是实现 "双碳" 目标的必由之路，但新能源消纳需要传统电源提供辅助服务。
火电机组的"保底运行"实质上是为新能源提供备用容量，而这种服务目前尚未完全通过市场定价补偿。
业内专家指出，负电价时段电厂的亏损，可视为能源转型过程中必须承担的系统成本，随着辅助服务市场完善，这部分成本将逐步通过调频、备用等收益回收。
从“倒贴卖电”到合理定价：负电价如何回归理性？
负电价的频繁出现，暴露出电力系统调节能力不足、市场机制不完善等问题。要引导电厂做出更合理的运行决策，需从技术升级、市场改革、需求响应三方面协同发力。
技术层面，应加快构建"源网荷储"协同体系。
在电源侧，推进煤电机组灵活性改造，将最低出力从30%降至20%以下，降低启停频率。
在储能侧，提升电化学储能、抽水蓄能的调节能力，2025年我国抽水蓄能装机已达6200万千瓦，可有效吸收过剩电力。
在电网侧，强化跨区域互联，将新能源富集区的过剩电力输送至负荷中心，减少局部负电价发生频次。
市场机制改革需强化价格信号作用。
一方面，完善辅助服务市场，将火电机组的备用、调频服务纳入市场化定价，让其"保底运行"获得合理收益。
另一方面，优化中长期合约与现货市场的衔接，降低合约比例，增强现货价格对发电行为的调节作用。英国暂停负电价时段差价补贴的做法值得借鉴，可避免新能源企业过度报负价。
激活用户侧响应是关键突破口。目前我国用户侧电价多为固定价格，无法响应负电价信号。
推广实时电价机制，让工业用户、储能电站等在负电价时段主动增加用电，如电解铝企业可在负电价时提高产能，储能电站可低价充电。
2024年浙江试点实时电价后，某工业园区在负电价时段增加用电2万千瓦时，有效缩短了负电价持续时间。
负电价下电厂不停机的选择，是技术约束、经济核算与系统责任交织的结果。
火电为规避高昂启停成本选择"两害相权取其轻"，新能源为抢占发电量与环境收益主动"负价抢发"，而电力系统安全则构成了两者都必须遵守的底线约束。
这一现象既彰显了我国能源转型的成效，新能源已成为电力供给的重要力量，也暴露出系统调节能力不足、市场机制不健全等挑战。
随着源网荷储体系的完善与电力市场的成熟，负电价将从被动接受转向主动调节。储能电站在负电价时吸纳电能，用户在低价时增加用电，传统电源通过辅助服务获得补偿。
届时，负电价将真正发挥优化资源配置的作用，成为能源转型的"润滑剂"而非"绊脚石"，在保障电力安全的同时，推动清洁能源的高效消纳。 |
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