南方區域電力市場管理委員會秘書處持續關注國內外電力市場動態，積極建立針對熱點、重點關注問題的專題研討機制。2025年2月28日組織召開首次研討會，邀請電力市場領域知名專家學者華北電力大學劉敦楠教授、華南理工大學荊朝霞教授以及國家能源集團、國電投、潮流能源和南網儲能等各類型經營主體代表，共同探討國內外電力現貨市場零電價和負電價的現象，分析其成因，研究其影響，討論應對舉措。

Q：電力現貨市場的價格是如何形成的？

A：零電價和負電價是指電力現貨市場中，該時段對應的現貨出清的發電上網價格為零值或為負值的情況。

從集中式現貨市場出清機制看，規則要求按時段為周期，以總負荷大小為條件，發電側按照申報價格由低到高的順序，依次出清發電機組。當發電機組出力總和等于總負荷大小時，最后出清的一臺機組申報價格即為該時段的現貨出清價格。一方面，供需寬松或供需緊張情況的不同，決定了現貨價格水平的高低。另一方面，各地交易規則對現貨申報價格、出清價格限幅參數的設置不同，決定了現貨價格可能出現的邊界。零電價和負電價的出現需要同時滿足兩個條件，一個是該時段供給遠大于需求，一個是市場規則中參數設置允許出現零電價和負電價。

Q：國內外零電價負電價現象頻現

A：近年來，國內外電力市場頻現零電價和負電價。

在國內，山東自2023年5月首次出現長達20小時的實時負電價后，年度累計負電價時長均在1000小時左右；浙江則于2025年1月連續兩日出現-0.2元/千瓦時的歷史低位，成為繼山東后第二個負電價省份。廣東雖未出現負電價，但在2024年“五一”期間多次出現零電價。例如，5月2日4-5點和12點的日前交易中，發電側加權價格均為0元/兆瓦時。客觀反映出節假日需求不足與新能源出力高峰的疊加效應。

國際上，歐洲負電價現象更為常態化。2024年德國負電價時長增至468小時，法國同比翻倍達到356小時，西班牙首次出現且累計247小時。德國在2025年首個交易日因風電過剩再次出現4小時負電價，新能源發電商需要向用戶付費促使電力消納。

與會專家強調，負電價不等同于發電企業虧本，其結算電價由中長期合約、現貨出清價、補貼及輔助服務收益等多部分構成，現貨負價僅為局部時段的市場信號。總體來說，負電價持續時間短、涉及電量少，對電費的整體影響小。

劉敦楠教授指出，現貨市場出現的這個負電價應當視為局部負電價，反映了不同時段的供需大反轉，是一種調整和激勵，不必恐慌。

Q：現貨市場低價對各類型經營主體的影響是什么？

A：火電與新能源企業代表指出，在當前中長期合約高比例簽約及政府授權合約機制兜底的情況下，現貨市場低價影響有限。儲能企業代表表示，現貨市場時段性低價可以更好地發揮調節性資源負荷調節或移峰填谷的優勢，峰谷價差增加，可有效激勵新型儲能、虛擬電廠、車網互動等需求側資源參與系統調節。購電企業代表表示，售電公司提供了價格固定、價格聯動等多種套餐，電力用戶可根據風險喜好挑選合適的套餐。總體來看，現貨“負電價”電量規模小、持續時長短、零售聯動比例低，當前對用戶價格整體水平影響有限。專家學者提醒，經營主體要做好需求管理，基于實際需求開展中長期市場簽約、現貨市場價格申報，可有效規避市場風險。

Q：電力市場建設和運營需注意什么？

A：隨著新能源滲透率的進一步提高，現貨市場階段性低價的情況可能越來越多，電力市場運營機構要高度重視，不斷優化和完善市場機制，保障電力市場長期健康穩定發展。

荊朝霞教授建議，要綜合考慮主體特性的差異性、風險規避需求及多維政策目標優化中長期交易相關政策，要進一步完善中長期市場分時段交易和連續交易機制以增加市場流動性，要在建立健全市場信用和風險管理機制的基礎上逐漸放松對市場交易和價格的管制，要繼續研究和完善差價結算等機制促進可再生能源等的可持續發展。

（南方區域電力市場管理委員會秘書處）