【中国电力报】电力现货市场价格波动：症结剖析与化解路径

电力现货市场价格波动：症结剖析与化解路径

呼思乐 刘敦楠

2026年作为“十五五”规划开局之年，我国电力市场建设迈入深化改革的关键阶段。随着全国统一电力市场体系加速构建、现货市场实现全面覆盖、新能源全面参与市场交易、发电侧容量补偿机制持续完善等一系列改革举措落地，电力资源配置效率得到系统性提升。然而，作为反映电力供需关系的“晴雨表”，现货市场价格剧烈波动现象日益凸显，已成为行业关注焦点。在此背景下，亟需统筹电力市场与电源规划协同发展，进一步探索通过价格信号优化社会福利的有效路径，这既是深化电力体制改革的必然要求，也是构建新型电力系统的重要课题。

一、基本情况及企业影响分析

2025 年以来，我国电力市场“1+6”基础规则体系基本建立，全国统一电力市场体系初步成型，现货市场建设取得一系列标志性成果，为电力行业转型发展奠定了坚实基础，主要体现在三大方面：

（一）现货市场实现全面覆盖，交易机制日趋成熟

截至2025年12月，除西藏、京津冀等少数地区外，全国电力现货市场实现全覆盖，国网省间现货市场及山西、广东、山东、甘肃等省级现货市场正式运行，南方区域现货市场进入连续结算试运行阶段。《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》明确全面建设更好发现价格、调节供需的现货市场，为现货市场建设明确了方向和路径。现货市场采用全电量集中优化模式开展电能量交易，形成了能够真实反映电力供需关系的价格信号；中长期合同财务结算，在保障电力供应、防范市场风险、稳定电价预期方面发挥了基础性作用，电力市场的市场化定价机制逐步完善。

（二）新能源全面入市交易，市场化定价体系形成

截至2025年底，我国风光合计装机量已达18.4亿千瓦（风电6.4亿千瓦、光伏12.0亿千瓦），占全国电力总的47.3%，历史性超过火电装机规模，成为电力供应的核心增量来源。依据《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，新能源全部以“报量报价” 方式参与电力现货市场，场外“多退少补”的差价结算机制全面建立，标志着新能源固定上网电价成为历史。目前发电侧约86% 的装机容量、超80%的发电量实现市场化定价，大部分地区已完成2025-2026年新能源机制电价竞价，竞价结果充分反映了各地区资源禀赋、消纳能力和市场供需差异，电力市场在新能源资源配置中的决定性作用凸显。

（三）容量补偿机制深化，电力系统调节价值凸显

2026年起，我国通过容量电价回收煤电固定成本的比例提升至不低于50%，各地区结合新能源装机规模和煤电转型进度，进一步提高煤电容量电价标准。同时，针对高比例新能源接入带来的调节需求，多地因地制宜完善容量补偿机制，河北、湖北、宁夏等8省建立独立储能容量补偿机制，甘肃推出发电侧可靠容量补偿机制，推动电力商品的容量价值、调节价值得到充分体现。这一系列举措有效激励煤电向灵活性、支撑性电源转型，引导储能等新型调节主体发展，为系统消纳大规模新能源、保障电力系统安全稳定运行提供了有力支撑。

二、现货市场价格大幅波动影响分析

2025年，随着现货市场连续运行省份数量和运行时长的增加，现货市场反映电力供需关系的“晴雨表”作用充分显现，现货价格呈现“东中部高、三北部低”的空间分布和“鸭子型、澡盆型”的分时特征，市场价格波动加剧，零电价、负电价等“地板价”现象更加频繁。

（一）地板价、负电价设置情况

电力市场地板价的设置，是以市场化资源配置效率与公益性兜底保障为目标导向，核心在于防范市场供需失衡引发的非理性竞争与电价过度下行，通过保障发电企业基本收益以维持其经营可持续性，最终维护电力供应的稳定性与安全性。地板价主要参考发电企业的会计成本和机会成本，同时结合新能源发电的特性、场外收益、电力系统安全稳定运行需求等因素进行设置。改革初期，各电力现货市场出清地板价多设置为0元/兆瓦时，但随着电力市场化改革深化与新能源占比提升，地板价的设置呈持续下探的趋势，浙江、山东、辽宁、江西、蒙东、蒙西和四川7个地区逐步放宽限制，调整地板价至负值，甘肃、青海等地有倾向将地板价进一步下调。

（二）出清地板价、负电价的总体情况

地板价、负电价出清主要集中在电力需求低谷时段、新能源大发时段，2025年以来呈“频率上升、范围扩大、时长延长、幅度加深”的趋势，且具有区域性、时段性特征。

从发生频率来看，2024年，地板价、负电价仍处于“零星出现”向“常态化”过渡的阶段，仅在甘肃、山东等新能源富集省份的部分时段出现，全国范围内发生频率较低。2025年，地板价、负电价出清频率大幅提升，呈现“多省份、多时段、高频次”特征。甘肃实时市场地板价时长2577小时，占比30%；陕西实时市场地板价时长达2394小时，占比27%；黑龙江地板价时长2199小时，占市场运行时长超过60%；辽宁实时市场地板价时长2038小时，占市场运行时长的30%；山东2025年实时负电价时长1574.8小时，占比18%。

图1 2025年现货市场运行省份“地板价”小时数情况

从出清区域来看，地板价、负电价主要集中在新能源富集省份（如西北、东北、华北部分省份）及水电大发省份（如四川），这些区域新能源装机占比高、本地用电负荷不足，且跨省跨区输电能力有限，易出现电力过剩；2024年，地板价覆盖区域主要集中在西北（甘肃）、华北（山东）等地；2025年，地板价覆盖区域大幅扩大，从新能源富集的西北、华北省份，延伸至华东（浙江）、西南（四川）、东北（辽宁、黑龙江）等多个区域，呈现“全域扩散”趋势¹。地板价、负电价已不再是新能源富集省份的“专属现象”，成为多地电力市场的共性问题。

从出清时段来看，地板价、负电价主要集中在午间（光伏大发时段）、夜间（风电大发且用电负荷低谷时段）及节假日（工业负荷停滞、用电需求骤降时段）。2024年，以“短时、小幅”为主，单次持续时长多在1~4小时，较少出现长时间负电价，对主体的影响相对有限。2025年，呈现“长时、大幅”特征，单次持续时长最长可达48小时，长时间、高频次、达下限的负电价，叠加由此引发的中长期合同价格持续下行，对发电企业的影响显著扩大。2026年春节假期期间，仅上海市场未出现地板价，其余省份均出现地板价。山东市场实时负电价时长115.3小时，占比53.4%，实时市场均价仅117元/兆瓦时；蒙东市场实时负电价时长190小时，占比88%，实时市场均价-4.5元/兆瓦时；蒙西市场实时负电价时长150小时，占比69.4%；陕西实时0电价时长125小时，占比57.9%；河南地板价时长122小时，占比56%。

从参与主体来看，新能源企业和为保障机组开机的煤电企业是申报地板价的主要经营主体，两类主体因自身运营特性，在市场供需失衡时均存在强烈的非理性报价动机。

（三）地板价、负电价对新能源价格及企业经营的影响

2025年以来，各新能源项目上网电价、利用率显著下降，大型发电企业新能源板块均呈现增量不增利，利润规模显著收缩，2026年1月，辽宁某无机制电量保障的光伏企业出现全月-75.7元的“贴钱发电”情况；蒙东风电、光伏结算电价同比降幅分别达到47%、14%；新疆风电结算电价同比下降24%。整体来看，随着现货市场地板价时长逐渐延长、价格中枢持续下移，新能源结算电价呈现明确的逐年下降趋势。

同时，现货市场长时间地板价运行拉低了电力中长期合同签约比例和价格水平。据统计，发电企业2026年煤电签约比例均值约62%（签约电量占预测交易需求，不含电网代理购电），同比下降15个百分点，均价同比下降3分/千瓦时，煤电企业经营压力持续加大。

三、地板价、负电价成因分析

地板价、负电价的形成并非单一因素导致，而是电力供需格局、发电主体特性、市场机制设计、系统调节能力等多方面因素共同作用的结果，结合2024~2025年运行实践，其成因是“供给过剩、主体行为、调节能力不足、机制不完善”的叠加效应：

（一）电力供需时段性区域性失衡

供大于求是地板价、负电价形成的核心前提，也是最根本的原因。一方面，新能源装机规模快速增长，供给能力大幅提升，午间光伏大发、夜间风电大发时段形成阶段性电力供给过剩；另一方面，电力需求增速放缓，且需求时段与新能源出力时段存在错配，大部分工业用电在午间、夜间及节假日处于低谷，居民用电、商业用电难以消纳过剩电力，导致供需失衡加剧，进而推动电价快速降至地板价。

此外，区域性的供需失衡更为突出，新能源富集区域（西北、东北）本地用电负荷规模不足，跨省跨区输电能力有限，“有电送不出”进一步加剧局部区域的电力过剩，推动负电价频繁出现；水电大发省份（如四川）在丰水期，水电出力激增，叠加新能源出力，甚至出现全天负电价。2026年春节期间，史上最长假期导致工商业停工停产，基础用电负荷大幅下降，与新能源大发、热电联产机组刚性出力形成叠加，成为多地负电价集中爆发的直接诱因。

（二）主体“囚徒困境”下的非理性报价

对于新能源发电企业而言，其发电边际成本极低，且新能源发电量可通过场外补偿获得保障收益、通过绿证获得环境收益，即使电价为负，在合适的价格区间内，补偿收益、环境收益也能够保障电费结算不为负。因此，在供需失衡的情况下，拥有场外补偿的新能源发电企业是申报地板价的主要主体。在此环境下，其余清洁能源企业陷入两难困境：若按成本报价面临全额弃电、若按地板价报价或许可赌微薄收益。这种“囚徒困境”的非理性竞争下，新能源企业最终普遍选择“躺平赌”：以地板价被动报价，通过极低报价争取电量兑现，寄望于其他电源承担市场定价责任，自身则“搭车”规避风险。然而，这种集体性策略客观上加剧了负电价的频度与深度，形成“低价竞争—负电价频发”的恶性循环。对于燃煤发电企业而言，机组启停成本极高，且频繁启停会损伤设备，叠加大部分地区启动成本补偿标准偏低（仅核算了机组启动过程中的燃料成本支出，却未将启停操作对设备寿命的量化损耗纳入补偿范围，如部件疲劳、绝缘老化等累积性损伤对应的经济和安全价值），部分煤电机组在负荷低谷时段，即使电价降至成本以下，发电企业仍会选择通过申报地板价确保机组不关机，避免更高的启停成本损失，这是负电价形成的一部分推动力量。

（三）系统灵活调节能力建设滞后于新能源发展增速

当前电力系统的灵活调节能力不足，无法有效平抑新能源出力波动，是地板价、负电价常态化的深层原因。新型电力系统建设中，灵活调节资源是平衡供需、缓解电力过剩的重要支撑，但目前我国灵活调节资源建设进度滞后于新能源装机增速，存在规模不足、调节效率不高、成本过高的问题。具体来看，抽水蓄能电站建设周期长、投资规模大，短期内难以形成有效供给；新型储能规模较小，且多以短时储能为主，难以应对长时间电力过剩；燃煤机组灵活性改造进度缓慢，部分供热机组无法在负荷低谷时段大幅降低出力；气电因成本较高，在电价较低时段运行经济性不足，难以发挥调节作用。此外，需求侧响应体系建设仍处于初级阶段，虚拟电厂、电动汽车、负荷聚合商等新型主体潜力未充分释放，可调规模不足，难以动态响应大规模的新能源消纳需求。

（四）机制不完善下的负电价调控失灵

电力市场机制的不完善，也是负电价难以有效调控的重要原因。一是现货市场价格形成机制仍需完善，当前现货市场价格形成机理决定核电、特高压直流等不可调电源受技术限制，调节速率低，难随电价动态调整，该部分出力与处于最小技术出力的煤电无法参与现货市场定价；二是价格引导机制不健全，现货市场的价格信号传递不及时、不充分，部分具备调节能力的企业无法在日前或日内调整用能特性；三是辅助服务市场不完善，负备用等辅助服务品种缺失，发电企业、储能企业参与系统深调激励不足，难以缓解电力过剩问题；四是发电企业的非理性报价行为缺乏有效约束，部分企业为抢占市场份额，非理性报出地板价，加剧市场混乱；五是电力市场电费构成机制亟待优化，电能量交易结算在一次分配中的占比持续下降，而市场运行费、系统运行费等二次分配成本攀升，导致价格信号对用户用能行为的引导作用减弱；六是跨省跨区绿电交易机制有待完善，难以有效疏导区域性电力过剩。

四、负电价影响分析

新型电力系统以“清洁低碳、安全高效”为核心目标，核心特征是高比例新能源并网、源网荷储协同互动，地板价、负电价作为市场供需失衡的极端信号，对我国能源体系发展既存在一定的积极引导作用，也带来了诸多挑战，需辩证看待、合理完善。

（一）积极作用

一是引导新能源合理布局，优化能源结构。负电价的频繁出现，本质上是区域新能源装机超出当地消纳能力的信号，能够倒逼新能源投资主体理性决策，避免在消纳饱和区域盲目投资，推动新能源项目向消纳条件较好的区域转移，或通过绿电直连、优化新能源布局，缓解“弃风弃光”问题，推动能源结构向清洁低碳转型。当前，部分新能源富集区域因频繁出现负电价，已出现新能源投资放缓的趋势。

二是激励灵活调节资源发展，提升系统调节能力。负电价的常态化，凸显了我国电力系统灵活调节能力的不足，能够倒逼企业加大对抽水蓄能、新型储能和虚拟电厂等灵活调节资源的投入，推动燃煤机组灵活性改造，健全辅助服务市场品种，提升系统对新能源波动的平抑能力，为新型电力系统建设提供支撑。

三是推动源网荷储协同，提升能源利用效率。负电价作为强烈的价格信号，能够引导用户侧主动调整用能行为，激励可调节负荷在负电价时段增加用电，消化过剩电力；同时，推动发电企业、储能企业、用户、电动汽车协同互动，构建源网荷储协同体系，提升电力系统的运行效率和能源利用效率，实现“削峰填谷”，推动能源体系向高效化转型。从现货市场长周期运行的情况来看，电解铝、钢铁、水泥、化工等高载能工业以及电动汽车等主要可调节用户，已基本依据现货价格信号优化了用能策略。相比之下，居民、农业、一般工商业用户以及云计算中心、高端制造业等群体的电费支出在其总成本中占比有限，现货市场价格波动尚不足以显著驱动其改变既定的生产经营安排或用电模式。下一步，随着电能量市场和辅助服务市场机制的逐步完善，虚拟电厂、微电网等新型主体将从“试点探索”走向“规模化应用”，成为破解“灵活调节能力不足”难题、推动负电价治理的重要路径。

（二）现实挑战

一是发电企业收益下降，影响电力供应稳定性。地板价、负电价的频繁出现，会导致新能源企业收益大幅下降，进而影响全社会对能源行业的投资积极性和运营稳定性。对于燃煤发电企业而言，长时间的地板价会拉低中长期合同价格，加剧企业经营压力，降低运维投入，影响机组安全稳定运行，进而威胁电力供应安全，不利于能源体系的稳定保障。

二是加剧市场非理性竞争，扰乱市场秩序。部分拥有场外补偿的发电企业为抢占市场份额非理性报出过低负电价，导致市场价格过度波动，扰乱电力市场秩序；同时，负电价的过度波动会影响主体的预期，导致发电企业报价行为非理性、用户用电行为不稳定，进一步加剧市场供需失衡，不利于能源体系的有序运行。

三是不利于能源转型的稳步推进。虽然负电价能够倒逼新能源布局优化，但如果负电价范围过大、过度频繁、时长过长，则会大幅弱化电价补偿成本的基本功能，导致新能源产业收益不稳定，影响社会资本对新能源产业的投资积极性，进而延缓新能源替代进程，不利于“双碳”目标的实现。

五、相关建议

结合地板价、负电价形成原因、对能源体系和新能源企业的影响，立足新型能源体系构建和新型电力系统发展需要，为化解地板价、负电价的现实挑战，推动电力市场高质量发展，提出以下优化建议：

（一）优化现货市场价格机制

一是设置现货市场二级价格下限。加快研究完善现有二级限价机制，增加市场二级限价下限约束，建议当市场出清价格连续4小时，或连续3天累计12小时低于当地燃煤机组最低变动成本时，调整相应时段出清电价至当地燃煤机组最低变动成本的0.8倍，以此保障新能源行业最低收益，同时推动中长期与现货市场价格更好衔接。

二是建立低价倾销报价替换机制。进一步规范发电企业报价行为、引导市场主体回归理性报价，逐步压缩场外竞争的非对称优势，建议通过制度设计恢复价格“补偿成本、优化资源配置”的功能，建立健全低价倾销行为矫正机制。具体规则如下：

界定低价倾销行为的标准：以“低价申报与出清价格持续匹配时长”为界定指标，即当经营主体申报价格低于市场二级限价下限，且该报价与当日现货出清价格一致的累计时长达到4小时（考虑储能充放电时长通常不超过4小时），则判定该经营主体存在低价倾销行为。

管制措施：对认定存在低价倾销行为的经营主体，强制将其次日现货市场申报价格调整为当地燃煤机组最低变动成本的0.5倍，通过报价干预阻断非理性低价竞争的传导链条。

三是优化电费结算机制。强化信息披露，定期公开各类主体的结算电价和电价构成，适时考虑优化系统运行费结构，将新能源机制电费单独核算，规范市场结算科目，有序降低结算环节的二次调整电费比例，避免场外费用分摊抵消电价信号作用，确保电力市场价格真实反映市场供需。

（二）强化系统调节能力建设

一是加快备用辅助服务市场建设。备用辅助服务是提升新能源消纳水平、抑制负电价频发的重要市场机制。建议加快推进备用辅助服务（尤其是负备用）市场建设，明确备用服务的需求确定、定价机制和交易规则，确保收益覆盖成本并体现调节贡献度，激励企业主动升级调节技术，最大化挖掘源、荷、储调节潜力。

二是激励新能源企业优化运营模式。加强对新能源企业的政策引导和技术支持，鼓励企业加大技术投入，提升出力预测精度、优化报价策略，降低负电价带来的损失；建议建立风光储一体化交易机制，引导新能源企业加强与储能企业、可调节用户的合作，构建“风光互补+储能调节”的联合运营模式，提升电力消纳能力和收益稳定性；鼓励新能源企业参与辅助服务市场，拓展收益渠道，实现多元化盈利，推动新能源产业高质量发展。

三是完善跨省跨区交易机制。加快跨省跨区输电通道建设，提升新能源富集区域的电力外送能力，缓解局部区域的供需失衡；建议提升跨省多年期绿电交易优先级，优化跨省跨区输电价格机制，激励新能源企业与电力用户直接参与跨省跨区绿电交易，拓展电力消纳渠道，减少三北地区地板价、负电价出清频率。

（三）推动长期规划与市场更好衔接

一是加强新能源发展规划与电力市场的衔接。根据区域地板价时长、系统消纳能力，合理布局新能源项目，避免在消纳饱和区域盲目投资；系统规划新能源多元消纳渠道，对新能源高占比的大型风光基地项目给予重点政策倾斜，加快建立送受端落实国家战略责任体系，强化受端新能源消纳责任；推动新能源与调节资源协同发展，提升能源体系的灵活性和稳定性，助力“双碳”目标实现。

二是强化用户侧长期用能规划引导。各地政府统筹气象、水情预测信息，指导电网与发电企业做好负荷预测与功率预测，在年度、月度交易启动前，结合全年电力供需形势研判，公开发布次年及次月全省净负荷曲线预测结果。在此基础上，强化用户用能特性数据的规范化披露，推动售电公司与发电企业参考净负荷曲线特征，提前设定合理的分月分时价格套餐，引导用户基于电价套餐提前调整用能行为，充分发挥价格杠杆对用能结构的优化调节作用。

电力现货市场的价格大幅波动，是我国电力市场化改革深化与高比例新能源接入过程中出现的新情况，也是新型电力系统建设迈向成熟的必经阶梯。当前我国电力市场的核心矛盾正从保障供应转向平衡成本，面对长时间地板价、负电价带来的挑战，既不能过度干预市场价格形成，也不应放任其常态化、长时间、全域化发展。

通过完善市场机制、强化调节能力、打破省间壁垒、优化规划衔接，实现电力市场与系统安全的有机平衡，让电力价格信号既能灵敏反映供需余缺，又能维持行业长期投资激励。同时，充分发挥价格波动的积极引导作用，促进新能源合理布局、推动灵活调节资源发展、深化源网荷储协同互动，将价格波动的挑战转化为新型电力系统建设的动力。

注释：

1.其中，四川9月20、21、25日因丰水期水电大发、新能源出力增加叠加市场价格出清机制问题（市场出清价格采用中标机组加权价格，而非边际价格），出现全天负电价；浙江2025年1月27日春节前夕近乎全时段维持-200元/兆瓦时的地板价；东北省份因冬季风电大发、热电联产机组刚性出力挤占消纳空间，地板价、负电价频率显著提升。