2025年上半年，浙江、山东等多个省份出现频繁的电力价格极低，甚至“负电价”现象。例如在浙江，1月春节期间，电价频繁达到 -0.2 元/度最低限价。五一的5天公众假期中，山东电力现货交易市场更是出现了连续22个小时的负电价。

这一现象背后，揭示出中国电力系统脱碳转型的悖论：尽管风电光伏快速发展，本应该是作为灵活调节性电源的煤电，却在被过度使用。

中国电力系统正处在一个关键转折点。一方面，电力需求快速增长，2022–2024年，多地年用电增速达到8–10%，特别是浙江、湖北与江苏等地；另一方面，至今仍有超过2亿千瓦以上煤电在建或者批准建设。截至2024年底，中国煤电装机约12亿千瓦，笔者认为2030年这一数字可能达到15亿千瓦乃至更多。

政府政策文件已屡次提出“煤电定位为支撑性、调节性电源”。而要实现这一愿景的关键在于，调度逻辑、市场机制和制度安排是否能够协同。这也是未来电力脱碳的主要挑战。

 煤电“过度使用”：以浙江为例

国家能源局的负责人曾表示，浙江今年的负电价现象，是由于春节期间电力负荷即电量需求减少，而新能源供过于求导致。

能源数据服务提供商国能日新的数据显示，1月27日除夕中午，浙江省全网的负荷降低至约1700万千瓦。这时，用于维持电网稳定运行的调度命令指引发电（即“非市场化总出力”，大部分是煤电）就覆盖了本地需求。

由于各省普遍存在“基准电价”机制，部分电厂可以按照这一固定价格获得发电收益，而不是通过市场竞争决定电价。在这种情况下，尽管一些煤电发电成本较高，在市场中缺乏竞争力，但只要保证盈利就会开机运行。本应通过市场竞争决定发电量的，有具有竞争力的部分资源（主要是可再生能源和少量煤电）失去了进入市场的空间。这类市场外（out-of-market commitment）的开机现象，导致了系统层面的煤电“过度使用”。

笔者认为，煤电出力应当基于最少的机组组合，过多备用可能压制灵活调节资源的空间。比如，1700万千瓦的需求可以是由17台百万千瓦煤电机组满负荷运行提供，也可以是由34台机组以50%负荷运行。但后者煤电机组已经是最小出力状态，无法再向下调，系统灵活性必然比前者差，难以进一步给风电、太阳能发电腾出空间。这属于微观层面的煤电过度使用——开机台数问题。

此外，在这种低负荷时段，浙江外部送入电力（超过70%为煤电）未随系统电力需求下降而同步减少。这意味着，系统外调度安排并未基于电价或者供需灵活响应，而是执行了提前设定的僵化计划。本地煤电之外，从其他省份输入的煤电也属于“过度使用”。

在中国的电力调度体系中，每个省是事实上的电力平衡单元（Balance area）。而当本地已经供大于求，价格走低甚至为负的时候，本不需要使用存在明显输电成本的外省来电。这一现象不仅反映了局部地区资源配置的扭曲，也揭示了宏观层面煤电依赖程度偏高的问题。

负电价如何产生？

负电价的中外区别

欧美市场也存在负电价，但产生的原因和发生的频率与中国有显著区别。

在欧洲，多数电力交易所与调度机构相互独立。电力交易所决定电力买卖合约数量和位置，调度机构不参与交易过程，只负责后续的电力平衡市场与总体调度工作。欧洲普遍采用自调度（self-dispatch）模式，发电企业根据自身报价决定发电安排，市场决定其收益。

调度是市场而非行政命令的一部分，通常需要在市场采购各种辅助服务资源。但由于能量市场和辅助服务市场分离，可能存在效率损失问题。例如，当发电厂签有中长期合同，而其发电成本高于当前市场价格时，从经济角度应停止发电，直接市场购电来履行合同交付义务。但现实中，发电厂如选择继续发电，这种行为反而将推高整个电力系统的运行成本，与系统成本最小化的目标冲突。

能量市场和辅助服务市场

相比之下，中国现有的省级现货市场试点呈现出“权责不对等”的结构：调度部门拥有类似美国的强大权力，但仅承担类似欧洲的“保障物理平衡”义务。缺乏统一的优化目标，也没有给予发电企业自主形成调度计划的权利。

在这种“市场与调度脱钩”的机制下，市场价格往往无法真实反映供需关系。当前出现的极低电价甚至负电价现象，很大程度上并非因为可再生能源占比过高，而是由于市场机制本身受到大量非市场安排的束缚，更像是一个“带着镣铐起舞”的市场。

负电价的影响

负电价直接压低了风电和光伏的市场价值，若缺乏额外支持机制，将威胁新能源投资的可持续性。

为应对这一问题，2025年中国政府出台了《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》，在市场定价基础上引入“多退少补”机制，保障风电和光伏收益。

尽管不少机构将该政策解读为“市场化定价改革”，但实际上，该文件以预设价格补偿替代了完全由市场决定新能源收入的机制，更多是在为后续市场规则完善争取缓冲期，而非推进市场化。这种设计可能削弱市场化改革的内生动力，使系统运行逻辑回到“长期成本决定每一个短期价格，调度主导出力安排”的传统模式。这一影响仍需观察。

要避免市场化改革倒退，有两条路径可选：一是强化市场功能，推进调度市场化，提升不同市场间的流动性，让市场主体能根据价格信号自主决策，借鉴欧洲经历；二是建立以经济信号为基础的整体优化调度体系，消除特供电现象，实现调度与交易高度耦合，类似美国部分竞争性市场的做法。

简言之，当前政策为新能源市场化改革提供了过渡方案，但能否持续推动市场化发展，还需进一步完善市场机制和规则。

展望2030

目前中国的电力系统，可以描述为“一半奔腾，一半停滞”。“奔腾”体现在用电需求持续高速增长；“停滞”体现在管理机制的行政化与集中化趋势加强，正日益走向“市场化”的反面。系统中的投资节奏、发电量结构、价格水平以及市场准入等都在高度行政控制之下。

要消除现货市场的高频负电价现象，就需要避免煤电的过度使用。高频低/负电价、煤电过度使用、系统灵活性不足三个现象可谓“三位一体”。这需要开机组合进一步合理化，依靠市场价格或者成本信号来决定运行决策，避免燃煤机组过度开机与过多备用。

笔者认为，基于目前的在建与运行煤电规模，到2030年，煤电装机总量可能达到15亿千瓦，煤电发电占比维持在55%，碳排放仍将以每年0.2%–1%的速度缓慢增长，类似过去5-10年的情况。这与“碳达峰”目标存在差距，但对政策主导者来说，可能仍属可接受的“温和偏离”。而未来中国电力系统改革的动力，可能会来自于国际规则更新、气候议题在内部治理中的优先级提升等因素。

本文首发于对话地球网站。

■ 张树伟，应用系统分析博士，卓尔德（北京）中心首席经济师，研究领域为气候、贸易与安全政策。

■ 张骥，经济师，盈术华亮（南京）总经理，首席电力交易官。