四川现全天负电价，电力市场供需失衡拉响警报

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2025年9月20日，四川电力现货结算试运行时惊现全天负电价，最高达 -34.87元/MWh，最低至 -50元/MWh。

截至9月21日7:45，这一罕见负电价仍维持在 -50元/MWh。

长久以来，电价相对稳定且为正，毕竟电力生产、输送、消费各环节都有成本，需正电价覆盖成本并获利。

负电价颠覆传统认知，挑战现有电力市场运行逻辑，促使各方重新审视电力供需、市场机制及能源转型新问题。

2025年9 - 12月，四川开展电力现货市场结算试运行，分短周期、整月、连续结算试运行三个阶段。

《四川电力现货市场交易实施细（V2.0）》规定，现货电能量申报和出清价格上下限为（ -50，800元/兆瓦时）。

但9月20日全天负电价，打破传统电价认知，引发行业关注与思考。

与传统电价走势不同，此次负电价标志着电力供需严重失衡，凸显电力市场应对新能源接入和负荷波动的挑战。

多因素交织，负电价成因复杂

四川是水电大省，水电资源丰富，装机规模全国领先，长期为周边提供清洁电力。

不过，水电发电季节性、间歇性强。丰水期水电上网电量大增，如2025年9月，四川水电上网同比升35.19%，带来充裕电力。

近年来，四川新能源装机爆发式增长，风电、光伏等占比提高，截至目前，新能源上网电量累计同比升45.65%。

新能源发电受自然条件影响大，发电不稳定、间歇性强，与电力需求稳定性矛盾大。有时多种能源集中发电，电量远超负荷需求，埋下负电价伏笔。

从经济结构看，四川经济转型，传统高耗能产业向低耗能产业转变，工业用电需求增速放缓，新兴产业短期内难补用电缺口。

如部分制造业提效降耗，新兴产业用电平稳，对总量拉动有限。

气候也影响电力需求。9月四川气温下降，制冷用电需求大减，居民和商业用电回落。

同时，9月非工业旺季，企业调整生产，工业用电下降。

综合因素使9月网供用电累计同比降18.41%，用电低谷与电力供给增加反差大，加剧供需矛盾，触发负电价。

负电价下，各方受冲击

负电价让发电企业陷入困境。以火电企业为例，正常电价可盈利，负电价时发电亏损加剧，老旧机组企业甚至面临停产。

新能源企业也受影响，虽有补贴，但负电价仍使收益下降，影响资金回笼和后续投资。

长期看，负电价给发电企业带来转型压力与机遇。火电企业要改造机组，提高灵活性和调节能力，适应市场变化，避免亏损，提升竞争力。

新能源企业需加强储能技术研发应用，平抑发电波动，还可参与辅助服务市场，拓宽收入渠道。

理论上，负电价为用户降成本提供机会。高耗能企业可调整生产，增加用电，降低成本。

商业和居民用户可调整用电行为，如用电器、充电等，智能电表普及后更便捷。

但电力价格信号传导滞后，用户获取信息有限，敏感度低，部分地区固定电价模式使居民无法享受负电价红利。

破局负电价，多方需协同

负电价暴露电力市场价格发现和资源配置问题，现有规则和机制需完善。

正常市场中，价格调节供需平衡，但负电价时传统机制失灵，需精准预测供需，合理设置价格上下限，加强监管，防止恶意竞争。

负电价扭曲价格信号，影响资源配置。对发电企业，抑制投资；对用户，影响用电决策。完善市场机制恢复价格发现功能是重要课题。

发电企业要加大研发投入，提升设备灵活性和调节能力。火电企业改造机组，结合储能技术，优化运行策略。

新能源企业提升设备智能化水平，探索互补发电模式，降低发电波动。

电网方面，加强建设升级，提高输电和智能化水平，减少损耗，发展储能设施，增强调节能力，推动能源科技创新。

四川负电价现象为我国电力市场敲响警钟，反映出供需失衡、机制不完善等问题，需各方共同应对。

通过多方面措施，解决市场困境，实现稳定高效运行，保障能源转型和经济社会可持续发展。

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