专业炒股配资平台春节期间多省电力交易平台现零电价、负电价时段电力市场产业链已开始重构

　　春节期间，我国电力现货市场经历了一场前所未有的价格波动。山东、河北、河南、黑龙江、广东等多个省份的电力交易平台，接连出现了零电价甚至负电价时段。

　　财联社记者采访多位业内人士获悉，这一现象看似异常，实则是电力市场化改革深化的必然结果，在一定程度上也标志着我国电力市场产业链正经历深层次变革。

　　春节期间多省出现零电价、负电价

　　春节期间出现的零电价、负电价，主要集中在我国的电力现货市场。与用户最终缴纳的电费账单不同，现货市场交易的是电能量本身的价格，其价格由供需实时决定。

　　财联社记者采访多个省份的电力行业人士获悉，今年春节期间，河南、河北等多省均出现了零电价时段。其中，河南在2月15日（腊月二十八）有13个小时的现货电价为0元/千瓦时，河北冀南电网在2月21日（正月初五）也出现17个小时的零电价。而广东电力现货市场在2月18日（正月初二）曾出现7小时负电价。此外，黑龙江去年12月曾出现连续13日的零电价，辽宁省也在今年1月份出现近300小时的负电价。

　　多位受访专家指出，今年春节期间零电价、负电价现象尤为突出，是多重因素叠加的结果。

　　“零电价、负电价出现的核心原因在于供需的时空错配。”河南宗航数字科技总经理夏喜帅对财联社记者表示。春节期间，全国大部分工业企业停工放假，导致用电负荷，尤其是占用电量约60%的工业负荷大幅腰斩。与此同时，春节期间全国多地天气晴好，光伏发电出力达到高峰；冬季风力较大，风电出力也处于高位。此消彼长之下，电力供应短时间内严重过剩。

　　其次是市场交易规则的重大调整。天娱数科（002354.SZ）数字能源项目副总经理杨子靖介绍，去年底以来，多个省份修订了年度电力交易规则，一个关键变化是允许报价范围从原来的0-1500元/兆瓦时，扩大至-100到1500元/兆瓦时。这意味着发电企业首次被允许报出负电价，为市场出清时出现负值提供了制度基础。这一调整也是2025年以来国家层面持续深化电力市场化改革的结果。

　　最后是技术调节能力的不足。瑞芸科技副总经理宋猛则告诉财联社记者，我国电力市场以省为单位运行，各省之间壁垒明显，无法有效实现跨省电力互济。这正是近期政策强调到2030年建立全国统一电力大市场的原因。当前，我国大规模储能设施和跨省跨区电力输送通道尚在建设完善中。

　　此外，火电机组单次可达数百万元的启停成本过于高昂，导致火电企业在负荷低谷时宁愿报低价甚至负电价维持最小出力运行，也不愿停机，进一步加剧了市场供给压力。

　　电力市场全链条已开始重构

　　当现货市场出现零电价或负电价时，是否意味着发电企业在“做慈善”？终端用户是否真的受益？业内人士告诉记者的答案远比表面复杂。

　　此次电力市场规则的深层变化，正在重塑发电、用电及全链条格局。

　　对发电企业而言，盈利模式发生根本转变。火电的基础性、支撑性地位虽然仍难撼动，但其角色正从主力电源向调节性、保障性电源转变。

　　杨子靖表示，“火电之前的盈利模式就是发电量乘以上网电价，现在火电的整体营收变为电能量+容量电费+辅助服务构成，不再是简单的电量乘以电价。”但在新的市场环境下，发电侧的收入正转向“电能量收入+容量电费收入+辅助服务收入”的多元结构。因此，只要煤电机组满足容量考核要求，即便在现货市场零电价时段未获得电能量收入，仍可获得对应的容量电费补偿。对于新能源企业，尤其是存量国补项目，其收入可包含国补收益，平价项目可通过绿证交易获得环境价值收益，因此现货市场的零电能量收入未必导致其整体亏损。

　　但新的电力价格体系下，火电等传统发电企业也面临更高的技术要求。现货市场峰谷价差拉大，倒逼火电企业进行灵活性改造，以降低最小出力，适应波动。夏喜帅表示，“（新体系）会倒逼火电去做灵活性改造。火电机组进行设备升级后，比如原来负荷最低可能只能压到30%，改造后可以压到20%甚至15%。在现货价格比较低的时候少发电，在电价高的时候多发电，以此扩大盈利空间。”

　　新能源则面临喜忧参半的局面。光伏行业从业者谢经理坦言，在现货市场下，光伏大发时段往往对应低电价甚至零电价，全额上网的项目收益承压。长远看，政策推动全国统一市场建设，旨在通过跨省消纳解决此问题。但短期内，分布式光伏可能面临更多“暂不上网”的调度要求。新能源投资将更精细化，需高度关注消纳能力和市场交易策略。

　　对用电企业而言，零电价不等于用户零成本。夏喜帅表示，用户侧结算实行“中长期合约+现货偏差”的模式。现货市场的零电价仅代表该时段电能量价格为零，用户仍需支付输配电价、政府性基金及附加等固定费用。

　　在新的电力价格体系下，一些企业的生产节奏需要进行适应性调整。“在电力现货市场，低价阶段就是光伏和风电大发的时间段，也就是10-15时之间的深谷时间段，用电大户应该调整相应的生产时间和节奏。”同时，杨子靖认为，“由于西北、西南地区的电力价格更低，电解铝、多晶硅等高耗电企业在未来向该地区转移产能的情况会越来越多。”

　　对电网而言，其角色定位将出现重大变化。宋猛认为，“以前我们买电基本上是先向电网直接去买电，但是未来电网的主要任务更像是高速公路。其将电力大基建建好之后，只收取电力的过路费，其他的售电业务或将逐渐退出。”

　　值得注意的是，所有受访者一致认为，储能是此轮改革最明确的受益者。杨子靖表示，新规明确储能可作为独立主体参与全品种市场交易，其盈利模式从单一的峰谷套利，扩展至容量补偿、辅助服务、能量交易等多元化收益，投资回报周期有望缩短。《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114号文）则从并网和调度层面为储能扫清了障碍。

　　宋猛预测，“储能市场未来3-5年必然爆发式增长，特别是电网侧大型储能。”谢经理则认为，“分布式储能与光伏结合的‘光储充一体化’将成为主流模式，单独的用户侧储能已逐渐失去生存空间。”

　　此外，微电网和虚拟电厂的发展也将被强力推动。夏喜帅表示，如果把电网比喻为高速公路，那么微电网就像在路网中自建了内部循环系统，而虚拟电厂则像整合了沿途服务区、休息站资源的综合服务平台。随着分布式电源激增，主网配网压力加大，“主配微协同”成为新型电力系统的必然方向。微电网可实现局部自平衡，虚拟电厂则能聚合分散资源参与市场，提升系统调节灵活性。