电力作为一种供需变化极为敏感的产品，其24小时内的价格波动，往往相当于别的行业几周、几个月甚至数年的变迁。因此，电力价格的变化不仅是市场动态的缩影，也可当作更缓慢行业的风向标，为宏观经济和产业调整提供前瞻性参考。

  2023年5月，山东在假期期间出现了长达十几个小时的负电价。这一现象引发了广泛讨论，部分市场观察者或许不感到意外，毕竟山东电力装机规模庞大，既包括电网统调机组，也涵盖了大量自备电厂，统计范围之外的屋顶光伏近些年也变得日益不可忽略。在模糊意义上，某些时段——特别是负荷低谷时段——市场与系统供给相对刚性，价格自然会跌入负值。

  而2025年春节前后，浙江“竟然”也连续发生了明显的负电价，这一事实更具冲击力。浙江在过去2～3年间一直被视为供需紧张的区域，甚至一度出现工商业限电。为了确认和保证供应，系统参与者曾愿意支付5-10元/kWh的高价，购买省间割裂市场的高价电力。

  如今，却出现了发电商“倒贴电费”的情况。如此剧烈的市场反转，是短期因素的偶然叠加，还是深层次市场结构的归因？或者二者都是必要条件。更加考究细节的读者可能注意到了：浙江春节期间的价格，不单单是部分媒体连篇累牍的负电价，与此同时其实还伴随着数量不少的实时极高电价。

  当然，笔者这样讲，并非暗示山东的负电价就是“合理的”，而浙江的负电价就“不可思议”。市场行情报价的波动，特别是极端价格水平，往往是多种因素共同作用的结果，其形成机制既复杂又动态。现实世界的无奈在于：当一种可能性成为现实（realized），俨然一种“宿命”，其他可能性便观察不到了。在负电价成为事实的情况下，我们已无法看到那些原本也许会出现的不同价格水平，以及它们可能带来的超越市场边界的更广阔影响。

  因此，我们只可以借助逻辑推理、数据分析，以及“反事实分析”（Counterfactua）来理解这一事件。类似于西方“假如希特勒1935年就去世了，另类历史会如何？”的推演，或东方“如果丘处机没有路过牛家村，武侠江湖如何演变？”的思考方式。

  市场本质是供需决定价格，将负电价归因于“供需失衡”往往并不错，但是通常也没什么用。因为这只是对问题的另一种描述（re-framing），而非归因解释（reasoning)。进一步的追问在于：浙江2025年春节期间，为何市场“边界之内”，低“成本”供给如此充裕，而需求却如此低迷？在何种边界条件下，市场行情报价“充分地”跌入负值，而不单单是下跌一定的有限程度，维持明显大于零的价格？这是否与新能源出力、煤电运行约束、交易机制或政策状态有关？

  为此，本文中，我们结合浙江现货市场的日前/实时价格与机组出力数据，利用机组开机组合（Unit Commitment, UC）模拟，理解市场的边界与结构性问题。此外，我们还初步讨论负电价中的赢家与输家，以及理解负电价问题带来的法律乃至政治含义。最终，我们大家都希望能够为负电价的管理（若不是个问题）与消除（如果是个要解决的问题）提供实用性的洞见，使市场机制能够更好地反映真实的总体供需关系，避免潜在问题的长期化。

  春节通常是全年范围内用电低谷期。2025年1月至2月，我国煤炭价格已回归常态，环渤海地区1月份初价格为765元/吨，至2月底降至687元/吨，保持在550-720元/吨的绿色价格的范围内。这一价格水平确保了大部分煤电机组处于发电盈利区间。

  从气候来看，浙江省经历了一个相对温暖的冬季。1月1日至26日，全省平均气温为7.3℃，比历史同期偏高1.4℃，部分地区如淳安、湖州甚至打破了历史同期最暖纪录。温暖的气候通常意味着采暖需求相对较低。

  在电力需求方面，全国1-2月（规模以上）工业发电量为14921亿千瓦时，同比下降1.3%（扣除风电光伏）。浙江省的电力需求整体保持稳定，未出现大幅度波动。整体看来，2025年1-2月的电力部门属于常态情况。煤炭价格稳定，气温偏暖，电力需求稳中略降，符合历年同期特点，没有大规模异常。

  从价格来讲，浙江日前（提前一天关门）市场与实时市场（关门时间未知；因此实时价格如何形成的，存疑？）都是30分钟一个结算单元。我们关注的这两周14天，336小时，共计672个价格水平。市场行情报价波动，考虑到浙江煤电比重还在60%甚至80%的份额，无疑是剧烈的。

  ● 1月27日（腊月二十八）日前市场全时段负电价，当天48个价格点全部为负电价，是整个分析期间唯一的全天负电价日。

  ● 1月28日（除夕）实时市场出现多个1000元/MWh高电价，当天实时市场出现2次1000元/MWh价格，从前一天的负电价（预期）直接反转至高价。

  ● 1月29日（正月初一）至2月1日实时市场高电价，1月29日3次、1月30日2次、1月31日7次、2月1日5次出现1000元/MWh电价。

  ● 1月31日（正月初二）出现最多高电价，达7次1000元/MWh，高价集中在春节期间。

  ● 日前市场负电价最多的天数，1月27日（48次）、1月28日（19次）、1月29日（22次）、1月30日（22次）。

  ● 实时市场 负电价较多的天数，1月27日（31次）、1月28日（24次）、1月29日（16次）、1月24日（25次）。

  ● 日前与实时价差超过400元/MWh的情况有136次，其中有多个时段日前市场-200元/MWh，而（交付时刻）实时市场飙升至1000元/MWh。

  ● 外来电受电计划（日）大部分时段维持在负荷预测总水平的45%～50%之间，总容量大体在【500，3000】万千瓦之间。

  ● 从日前过渡到实时，需求的总体预测误差值在【-15%，35%】之间，大部分时间在10%以内，显示需求规律性与预测的准确性。而光伏的预测误差普遍大，除掉某些极值，中值在35%上下。比较吃惊的是：风电的预测误差似乎比光伏还要大。

  ● 从实时市场的逐小时变化来看（理论上，机组可随着接近下一个实时推移，一直更新出力决策，不断接近实际值），价格趋势缺乏明显的规律性，更像随机游走，其中1月26日的实时市场行情报价，从上午9点钟的负价格，到了中午12:00，已经上升到最高限价1元/度。而这3个小时时间，无论需求，风光出力，外来电都未有明显变化，显示了煤电机组报价行为上的巨大改变。

  下表给出了两周成交情况代表的市场统计指标，包含均值、方差、负电价频次与占比等。

  图1 浙江春节两周内逐小时风光发电比重（横轴代表风光份额百分比，纵轴是出现频次）

  浙江的电力系统仍旧是个高度依赖煤电的系统。春节这两周，扣除外来电的份额，风光的比例平均在13%，最高的少数几个时刻也不超过本地发电的50%，大部分时间在20%以内（图1）。

  特别需要指出的是，负电价出现的时刻，系统剩余负荷（netload，总负荷减去风光出力与外来电），最小500万千瓦，大部分时间在1500万-2000万之间。这一水平可以比较充分地被水电（装机1500万）与核电（装机1400万）所充分覆盖，显示了大部分（若不是全部）煤电需要停机。

  图3 基于实时需求的净负荷（负荷减去风光以及提前确定的外来电计划）与实时价格，经过移动平滑

  对煤电报价与出力行为的模拟，成为理解整个市场行情报价动态的关键。基于这一需求，我们对这两周需求与供给情况下的供需平衡，进行各种稳定运行（特别强调：频率/电压/功角稳定，而非功率）约束的开机组合模拟（SCUC）。建模采用Gurobi优化器进行求解，并结合PyPSA进行浙江现状系统模拟。运行环境基于Google Colab。

  煤电机组数据来源于GEM数据库，涵盖121个煤电机组，其能效水平不同，因此边际成本各异。模型考虑了多种跨时间约束，包括最小运行时间、最小停机时间、爬坡速率（MW/分钟）、启停成本等，以更贴近真实电力系统的调度限制，特别是物理限制。此外，系统备用需求被纳入约束条件，其中负荷的5%作为一般备用，风光发电的15%作为预测误差备用。基于成本最小化目标，同时确保电力系统的安全性和必要的灵活性。有兴趣的读者可参阅开源模型与进一步分析结果（Jupyter Book地址：）。

  结果显示，这一煤电为主的系统，在这种极端低需求情况下，伴随着明显分化。这两周中，基于能效不同，低效机组必须在超过98%的时间停机，并且大部分停机之后不会存在再次上线的机会；而最高效率机组（超过40%），其待在系统中的时间也不超过2周时间的10%。

  更进一步，在煤电大体小时数类似，不分化的约束下，因为机组都存在最小出力约束，极低需求下的“向下备用”有几率存在不足，意味着在大多数情况下要零/负电价挤出“待在系统意愿相对不强”的其他机组。负电价的频次会促进增加。关于这方面的详细技术性分析，限于篇幅与技术细节，我们留待今后讨论。

  现有市场的定价方法，基于确定性模型，假设市场参与者可以准确预测市场状况，也大体是此种出清算法。当然，这一基于系统影子价格（shadow price）的结果是信息完全确定并对所有参与者透明、企业完全理性、市场不存在战略性行为下的结果。现实的可预测性比理论要差。

  在负电价体系下，用户（包括市场中“欠发电”的发电机组）无疑是受益方——用电完全无需成本，更不可思议的是额外收益。而承受损失的，则是那些仍在发电、且缺乏价格对冲机制的主体，无论这种对冲机制是通过自主购买，还是依赖行政保障。

  超越企业视角的损益，如果负电价被视为市场正常现象，那它只是一种公共经济问题。但如果负电价被认定为“坏事” ，那么就涉及到责任归属，问题也就从经济讨论转向了法律乃至政治归因。根据不同的解释路径，责任可能被归结到不同的政策部门或市场主体：

  ●中长期签约过多，并且物理执行—— 如果认为负电价的原因主要在于中长期合约签约比例过高，导致发电侧被迫履约发电，即便市场行情报价为负也无法减产。那么这直接指向国家发展改革委的政策问题，因为中长期合约规则过于僵化，限制了市场灵活性。

  ●可再次生产的能源补贴机制—— 如果负电价的原因被归咎于新能源场站通过补贴套利，无论市场如何变化都愿意“倒贴”发电。那么这是过去的可再次生产的能源政策的扭曲，影响了市场公平竞争。需要相应的特定规则改变以规避负报价行为。

  ●煤电厂因为锁定中长期差价合约，无视现货市场—— 这个观点认为，煤电厂商已经通过中长期合同锁定收益，所以现货市场的价格无论如何变化，他们都可以随意报价，负电价还能进一步“增收”，因为不用发电，又省燃料又挣差价。这个理解，似乎逻辑不通。中长期合同的kWh都卖了，现货怎么还能再卖一次？（额外头寸的）理性报价对存在很明显边际成本的煤电，不应该这样。预期市场会是“负价格”，从而战略性产生发电偏差，更是一种提前量的“傻大胆”赌博。但这一范式仍是一些市场参与者的普遍误解。

  ●电网公司的备用调度安排过多 —— 这是目前最可能的直接原因。即电网调度安排了过多的“必开机组”(must-run)。即便市场负电价出现，这些机组仍然被要求维持(最低)出力。这与上述 “out-of-market commitment”机组过多（比如来源于中长期合同机组）、市场竞价空间受限等现象尽管因素不同，但是其影响类似——实时市场之外的安排太多，使得实时市场并不反映即时的供给需求，而成为一个平衡高度随机的“剩余市场”。从这个方面，很多文章中提及的备用，其含义并不与欧美国家中的“系统备用/辅助服务“类似(System reserve)，而是脱离了市场与系统安排的电网备用（Grid reserve）。在欧美国家，这些脱离系统的备用，是造成机组无法充分回收固定资本，造成“丢钱”（missing money）问题的重要原因。

  市场的一个常识是，数量永远比价格更重要。原因有多个角度。第一，数量决定财务损益。电力市场的交易结果最终体现在发电企业、售电公司和用户的财务报表中，而价格如果只是极短的时间，远没有电量（交易数量）的积累决定盈利或亏损的规模。第二，市场力量的博弈往往体现在数量上。拥有市场力的企业，显然并不能直接操控价格，而是通过调整自身的出力、需求侧响应等手段来间接影响价格。典型地，在一个市场增加需求（少量赔钱），在另外一个市场大量赚钱的诸多Inc-Dec Gaming（增减量套利），欧美国家已有大量披露的“市场操纵”案例。

  浙江电力现货市场日前与实时价差巨大，价格波动剧烈，套利空间显著，外来电与需求呈强耦合关系，高价时增加不明显，低价时减少有限，负电价区间占比依然较高。这一市场表现与常规经济逻辑存在些许偏差，特别涉及供需匹配、市场边界、调度决定等多个方面。

  有关情况的进一步分析与认定，需要浙江市场监督管理的机构以及社会各界的共同参与。如果我们仅停留在“给个现象，说个理由，论证完毕”的讨论，而不去追究真正的直接触发因素，那最终的结论只会被政治化，变成各方相互甩锅的游戏。

  此外，区分诱发原因还是仅对事情的另外一种描述，存在语义学上的困难。“负电价出现了，因为供需失衡”并没有增加任何解释性信息，因为无论供给还是需求都有着更根本的驱动因素；归咎于“煤电合谋”也无法解释为什么10几个机组联合，可以在如此长时间（全天）能保持外部稳定（没有额外机组想进来，也停止发电获利）。

  目前距离一个共识性但是格外具有细节的理解，还有比较大的距离。但是笔者相对肯定的是：关于我国负电价的解释，存在超越地区设计的更普遍的单一或者少数原因，而并不类似欧美国家通常更像是“完美风暴”（各种各样的因素叠加）的负电价现象。返回搜狐，查看更加多