多地出现“负电价”，既然卖电“不挣钱”，为何电厂不愿停机？ 电力过剩与市场机制共推！临近今年国庆中秋长假之际，四川电力现货市场在结算试运行过程中出现全天负电价现象。9月20日当天，省内电力现货价格最高为-34.8787元/兆瓦时（即-0.034元/度），最低为-50元/兆瓦时（即-0.05元/度），引发广泛关注。

　　此前，山东、浙江、内蒙古等地也出现过类似情况。负电价通常发生在电力供应过剩、市场需求不足的情况下。我国各地电力现货市场设有交易限价，多数省份最低限价为0元/度。部分允许价格为负的地区如山东和内蒙古，之前就曾出现过负电价。例如，2019年山东电力现货市场在国内首次出现负电价，出清价格为-0.04元/度；2023年，山东电力现货市场连续21小时出现负电价；2024年“五一”期间，山东电力现货市场连续22小时出现负电价。到了2025年，负电价现象进一步扩展，1月浙江首次出现负电价，连续两日报出-0.2元/度的最低电价；4月内蒙古首次出现负电价，蒙西电网电力现货市场日出清最低价为-0.004元/度；9月，四川电力现货市场结算试运行阶段出现全天负电价。

　　电力市场出清是根据市场规则和所有买家及卖家的报价，最终确定发电量和用电量的过程。某发电企业中层人士解释，若某天某个时间点，电力现货市场需要100万度的电力，所有发电厂商和用户在同一平台报价，市场组织者收集全网的发电资源和用电需求，按发电企业报价从低到高排序，逐一形成成交电力，直到满足100万度的用电需求。最后一家满足市场负荷需求的发电企业报价即为该时段的市场出清价，也称为边际电价。如果最后这家电厂的报价为负数，该时段的电力现货市场电价就是这一负值。

　　负电价现象与电力系统的物理特性和市场机制设计密切相关。固有负电价是在高比例新能源渗透背景下必然发生的现象，主要由传统电源短期调节能力有限引起。例如，燃煤机组为避免频繁启停带来的高昂成本，会选择在自身最低技术出力限制以下报出负价，以维持不停机运行。此外，近零变动成本的新能源发电主体在现货市场中倾向于报较低的边际成本价，以获取更多的发电小时数和环境权益收益。机制负电价则与不同电力市场的具体机制设计相关，如保障性收购机制、高比例中长期合约以及用户侧价格传导受限等。多地出现“负电价”，既然卖电“不挣钱”，为何电厂不愿停机？ 电力过剩与市场机制共推