春節期間多省電力交易平臺現零電價、負電價時段 電力市場產業鏈已開始重構

財聯社2月24日訊（記者 張良德）春節期間，我國電力現貨市場經歷了一場前所未有的價格波動。山東、河北、河南、黑龍江、廣東等多個省份的電力交易平臺，接連出現了零電價甚至負電價時段。

財聯社記者采訪多位業內人士獲悉，這一現象看似異常，實則是電力市場化改革深化的必然結果，在一定程度上也標志著我國電力市場產業鏈正經歷深層次變革。

春節期間多省出現零電價、負電價

春節期間出現的零電價、負電價，主要集中在我國的電力現貨市場。與用戶最終繳納的電費賬單不同，現貨市場交易的是電能量本身的價格，其價格由供需實時決定。

財聯社記者采訪多個省份的電力行業人士獲悉，今年春節期間，河南、河北等多省均出現了零電價時段。其中，河南在2月15日（臘月二十八）有13個小時的現貨電價為0元/千瓦時，河北冀南電網在2月21日（正月初五）也出現17個小時的零電價。而廣東電力現貨市場在2月18日（正月初二）曾出現7小時負電價。此外，黑龍江去年12月曾出現連續13日的零電價，遼寧省也在今年1月份出現近300小時的負電價。

多位受訪專家指出，今年春節期間零電價、負電價現象尤為突出，是多重因素疊加的結果。

“零電價、負電價出現的核心原因在于供需的時空錯配。”河南宗航數字科技總經理夏喜帥對財聯社記者表示。春節期間，全國大部分工業企業停工放假，導致用電負荷，尤其是占用電量約60%的工業負荷大幅腰斬。與此同時，春節期間全國多地天氣晴好，光伏發電出力達到高峰；冬季風力較大，風電出力也處于高位。此消彼長之下，電力供應短時間內嚴重過剩。

其次是市場交易規則的重大調整。天娛數科（002354.SZ）數字能源項目副總經理楊子靖介紹，去年底以來，多個省份修訂了年度電力交易規則，一個關鍵變化是允許報價范圍從原來的0-1500元/兆瓦時，擴大至-100到1500元/兆瓦時。這意味著發電企業首次被允許報出負電價，為市場出清時出現負值提供了制度基礎。這一調整也是2025年以來國家層面持續深化電力市場化改革的結果。

最后是技術調節能力的不足。瑞蕓科技副總經理宋猛則告訴財聯社記者，“我國電力市場以省為單位運行，各省之間壁壘明顯，無法有效實現跨省電力互濟。這正是近期政策強調到2030年建立全國統一電力大市場的原因。當前，我國大規模儲能設施和跨省跨區電力輸送通道尚在建設完善中。

此外，火電機組單次可達數百萬元的啟停成本過于高昂，導致火電企業在負荷低谷時寧愿報低價甚至負電價維持最小出力運行，也不愿停機，進一步加劇了市場供給壓力。

電力市場全鏈條已開始重構

當現貨市場出現零電價或負電價時，是否意味著發電企業在“做慈善”？終端用戶是否真的受益？業內人士告訴記者的答案遠比表面復雜。

此次電力市場規則的深層變化，正在重塑發電、用電及全鏈條格局。

對發電企業而言，盈利模式發生根本轉變。火電的基礎性、支撐性地位雖然仍難撼動，但其角色正從主力電源向調節性、保障性電源轉變。

楊子靖表示，“火電之前的盈利模式就是發電量乘以上網電價，現在火電的整體營收變為電能量+容量電費+輔助服務構成，不再是簡單的電量乘以電價。”但在新的市場環境下，發電側的收入正轉向“電能量收入+容量電費收入+輔助服務收入”的多元結構。因此，只要煤電機組滿足容量考核要求，即便在現貨市場零電價時段未獲得電能量收入，仍可獲得對應的容量電費補償。對于新能源企業，尤其是存量國補項目，其收入可包含國補收益，平價項目可通過綠證交易獲得環境價值收益，因此現貨市場的零電能量收入未必導致其整體虧損。

但新的電力價格體系下，火電等傳統發電企業也面臨更高的技術要求。現貨市場峰谷價差拉大，倒逼火電企業進行靈活性改造，以降低最小出力，適應波動。夏喜帥表示，“（新體系）會倒逼火電去做靈活性改造。火電機組進行設備升級后，比如原來負荷最低可能只能壓到30%，改造后可以壓到20%甚至15%。在現貨價格比較低的時候少發電，在電價高的時候多發電，以此擴大盈利空間。”

新能源則面臨喜憂參半的局面。光伏行業從業者謝經理坦言，在現貨市場下，光伏大發時段往往對應低電價甚至零電價，全額上網的項目收益承壓。長遠看，政策推動全國統一市場建設，旨在通過跨省消納解決此問題。但短期內，分布式光伏可能面臨更多“暫不上網”的調度要求。新能源投資將更精細化，需高度關注消納能力和市場交易策略。

對用電企業而言，零電價不等于用戶零成本。夏喜帥表示，用戶側結算實行“中長期合約+現貨偏差”的模式。現貨市場的零電價僅代表該時段電能量價格為零，用戶仍需支付輸配電價、政府性基金及附加等固定費用。

在新的電力價格體系下，一些企業的生產節奏需要進行適應性調整。“在電力現貨市場，低價階段就是光伏和風電大發的時間段，也就是10-15時之間的深谷時間段，用電大戶應該調整相應的生產時間和節奏。”同時，楊子靖認為，“由于西北、西南地區的電力價格更低，電解鋁、多晶硅等高耗電企業在未來向該地區轉移產能的情況會越來越多。”

對電網而言，其角色定位將出現重大變化。宋猛認為，“以前我們買電基本上是先向電網直接去買電，但是未來電網的主要任務更像是高速公路。其將電力大基建建好之后，只收取電力的過路費，其他的售電業務或將逐漸退出。”

值得注意的是，所有受訪者一致認為，儲能是此輪改革最明確的受益者。楊子靖表示，新規明確儲能可作為獨立主體參與全品種市場交易，其盈利模式從單一的峰谷套利，擴展至容量補償、輔助服務、能量交易等多元化收益，投資回報周期有望縮短。《關于完善發電側容量電價機制的通知》（114號文）則從并網和調度層面為儲能掃清了障礙。

宋猛預測，“儲能市場未來3-5年必然爆發式增長，特別是電網側大型儲能。”謝經理則認為，“分布式儲能與光伏結合的‘光儲充一體化’將成為主流模式，單獨的用戶側儲能已逐漸失去生存空間。”

此外，微電網和虛擬電廠的發展也將被強力推動。夏喜帥表示，如果把電網比喻為高速公路，那么微電網就像在路網中自建了內部循環系統，而虛擬電廠則像整合了沿途服務區、休息站資源的綜合服務平臺。隨著分布式電源激增，主網配網壓力加大，“主配微協同”成為新型電力系統的必然方向。微電網可實現局部自平衡，虛擬電廠則能聚合分散資源參與市場，提升系統調節靈活性。