財聯(lián)社2月24日訊（記者 張良德）春節(jié)期間，我國電力現(xiàn)貨市場經(jīng)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(xiàn)了零電價甚至負電價時段。

財聯(lián)社記者采訪多位業(yè)內(nèi)人士獲悉，這一現(xiàn)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(chǎn)業(yè)鏈正經(jīng)歷深層次變革。

春節(jié)期間多省出現(xiàn)零電價、負電價

春節(jié)期間出現(xiàn)的零電價、負電價，主要集中在我國的電力現(xiàn)貨市場。與用戶最終繳納的電費賬單不同，現(xiàn)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(lián)社記者采訪多個省份的電力行業(yè)人士獲悉，今年春節(jié)期間，河南、河北等多省均出現(xiàn)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(xiàn)貨電價為0元/千瓦時，河北冀南電網(wǎng)在2月21日（正月初五）也出現(xiàn)17個小時的零電價。而廣東電力現(xiàn)貨市場在2月18日（正月初二）曾出現(xiàn)7小時負電價。此外，黑龍江去年12月曾出現(xiàn)連續(xù)13日的零電價，遼寧省也在今年1月份出現(xiàn)近300小時的負電價。

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

“零電價、負電價出現(xiàn)的核心原因在于供需的時空錯配?！焙幽献诤綌?shù)字科技總經(jīng)理夏喜帥對財聯(lián)社記者表示。春節(jié)期間，全國大部分工業(yè)企業(yè)停工放假，導致用電負荷，尤其是占用電量約60%的工業(yè)負荷大幅腰斬。與此同時，春節(jié)期間全國多地天氣晴好，光伏發(fā)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(nèi)嚴重過剩。

其次是市場交易規(guī)則的重大調(diào)整。天娛數(shù)科（002354.SZ）數(shù)字能源項目副總經(jīng)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(guī)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(fā)電企業(yè)首次被允許報出負電價，為市場出清時出現(xiàn)負值提供了制度基礎。這一調(diào)整也是2025年以來國家層面持續(xù)深化電力市場化改革的結果。

最后是技術調(diào)節(jié)能力的不足。瑞蕓科技副總經(jīng)理宋猛則告訴財聯(lián)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(xiàn)跨省電力互濟。這正是近期政策強調(diào)到2030年建立全國統(tǒng)一電力大市場的原因。當前，我國大規(guī)模儲能設施和跨省跨區(qū)電力輸送通道尚在建設完善中。

此外，火電機組單次可達數(shù)百萬元的啟停成本過于高昂，導致火電企業(yè)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(xiàn)貨市場出現(xiàn)零電價或負電價時，是否意味著發(fā)電企業(yè)在“做慈善”？終端用戶是否真的受益？業(yè)內(nèi)人士告訴記者的答案遠比表面復雜。

此次電力市場規(guī)則的深層變化，正在重塑發(fā)電、用電及全鏈條格局。

對發(fā)電企業(yè)而言，盈利模式發(fā)生根本轉(zhuǎn)變?；痣姷幕A性、支撐性地位雖然仍難撼動，但其角色正從主力電源向調(diào)節(jié)性、保障性電源轉(zhuǎn)變。

楊子靖表示，“火電之前的盈利模式就是發(fā)電量乘以上網(wǎng)電價，現(xiàn)在火電的整體營收變?yōu)殡娔芰?容量電費+輔助服務構成，不再是簡單的電量乘以電價?！钡谛碌氖袌霏h(huán)境下，發(fā)電側的收入正轉(zhuǎn)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(xiàn)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(yè)，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(huán)境價值收益，因此現(xiàn)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(tǒng)發(fā)電企業(yè)也面臨更高的技術要求。現(xiàn)貨市場峰谷價差拉大，倒逼火電企業(yè)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(xiàn)貨價格比較低的時候少發(fā)電，在電價高的時候多發(fā)電，以此擴大盈利空間?！?/p>

新能源則面臨喜憂參半的局面。光伏行業(yè)從業(yè)者謝經(jīng)理坦言，在現(xiàn)貨市場下，光伏大發(fā)時段往往對應低電價甚至零電價，全額上網(wǎng)的項目收益承壓。長遠看，政策推動全國統(tǒng)一市場建設，旨在通過跨省消納解決此問題。但短期內(nèi)，分布式光伏可能面臨更多“暫不上網(wǎng)”的調(diào)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(yè)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(xiàn)貨偏差”的模式?，F(xiàn)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(yè)的生產(chǎn)節(jié)奏需要進行適應性調(diào)整。“在電力現(xiàn)貨市場，低價階段就是光伏和風電大發(fā)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(diào)整相應的生產(chǎn)時間和節(jié)奏?！蓖瑫r，楊子靖認為，“由于西北、西南地區(qū)的電力價格更低，電解鋁、多晶硅等高耗電企業(yè)在未來向該地區(qū)轉(zhuǎn)移產(chǎn)能的情況會越來越多?！?/p>

對電網(wǎng)而言，其角色定位將出現(xiàn)重大變化。宋猛認為，“以前我們買電基本上是先向電網(wǎng)直接去買電，但是未來電網(wǎng)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(yè)務或?qū)⒅饾u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(guī)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?！蛾P于完善發(fā)電側容量電價機制的通知》（114號文）則從并網(wǎng)和調(diào)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(fā)式增長，特別是電網(wǎng)側大型儲能?！敝x經(jīng)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?！?/p>

此外，微電網(wǎng)和虛擬電廠的發(fā)展也將被強力推動。夏喜帥表示，如果把電網(wǎng)比喻為高速公路，那么微電網(wǎng)就像在路網(wǎng)中自建了內(nèi)部循環(huán)系統(tǒng)，而虛擬電廠則像整合了沿途服務區(qū)、休息站資源的綜合服務平臺。隨著分布式電源激增，主網(wǎng)配網(wǎng)壓力加大，“主配微協(xié)同”成為新型電力系統(tǒng)的必然方向。微電網(wǎng)可實現(xiàn)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(tǒng)調(diào)節(jié)靈活性。