一、研究背景

（一）宏观背景

随着我国"双碳"战略的深入推进，新型电力系统建设加速，新能源装机规模持续快速增长。截至2025年底，全国风电、光伏装机突破10亿千瓦，占总装机容量的35%以上，成为电力供应的重要组成部分。2026年4月，全国新能源出力进入春季高峰期，叠加用电负荷季节性低谷，电力供需失衡现象在部分省份加剧，负电价现象日趋显著，覆盖省份从3月的2个大幅增长至4月的6个。

负电价作为电力现货市场的特殊价格信号，既反映了高比例新能源接入下的供需特性，也对市场主体的经营决策、市场机制的优化完善提出了新的挑战。开展负电价规律研究，对保障电力系统安全稳定运行、提升市场运行效率、促进新能源消纳具有重要的现实意义。

（二）研究意义

1. 为发电企业提供报价策略参考：帮助火电、新能源发电企业准确把握负电价发生规律，优化报价策略，合理安排检修计划，降低结算亏损风险。
2. 为储能电站提供套利机会分析：量化负电价时段的套利空间，为储能运营商优化充放电策略、提升运营收益提供数据支撑。
3. 为监管部门提供市场规则优化依据：分析负电价的驱动因素和影响，为完善电力现货市场价格机制、设计合理的辅助服务品种、推动源网荷储协同发展提供决策参考。

二、研究方法与数据来源

（一）研究方法

1. 负电价频率统计法：以15分钟或1小时为时间粒度，统计各省份日前、实时市场中电价小于0的时段占比，量化负电价发生的频繁程度。
2. 时段分布分析法：统计负电价在不同时段的发生次数，分析其时间分布规律，识别高发时段。
3. 深度区间分类法：将负电价按电价水平划分为"-50~0元/MWh"、"-100~-50元/MWh"、"-150~-100元/MWh"、"<-150元/MWh"四个区间，统计各区间的占比，分析负电价的深度特征。
4. 月度趋势对比法：将2026年4月的负电价数据与3月数据进行对比，分析负电价的变化趋势和发展规律。

（二）数据来源

1. 数据覆盖范围：全国17个电力现货市场试点省份的日前、实时出清价格数据，具体包括：
• 南方区域：广东、广西、云南、贵州、海南
• 华东区域：山东、江苏、安徽、福建
• 华北区域：山西、冀南
• 华中区域：湖北、湖南、重庆、江西
• 西北区域：陕西
• 东北区域：辽宁
2. 时间范围：2026年4月1日至2026年4月30日
3. 数据粒度：15分钟（大部分省份）或1小时（部分省份）
4. 数据来源：全国现货电价数据库、各省份电力交易中心公开披露的市场运行数据

三、负电价总体特征分析

（一）负电价省份分布

2026年4月，全国17个试点省份中共有6个省份出现负电价，占比35.3%，其余11个省份未出现负电价。各省份负电价频率按从高到低排序如下：

（二）负电价深度分析

按最低电价从低到高排序，各省份负电价深度特征如下：

负电价深度区间分布统计显示，6个省份中，辽宁、山东、江西的负电价主要集中在"-100~-50元/MWh"区间，占比均超过85%；海南负电价在"-100~-50元/MWh"和"-50~0元/MWh"区间的占比约为2:1；广东、贵州的负电价全部集中在"-50~0元/MWh"区间，负电价程度相对较轻。

四、重点省份深度分析

（一）辽宁省

辽宁省是4月负电价发生频率最高的省份，日前、实时市场负电价频率均接近或超过50%，最低电价均达到-100元/MWh（辽宁省现货市场价格下限）。

核心数据

特征分析

1. 时段特征：负电价呈现明显的双峰分布，午间9-14时和凌晨0-5时为两个高发时段，其中午间时段占比约55%，凌晨时段占比约30%，分别对应光伏大发和风电大发时段。
2. 日期规律：4月8日、20日、5日、6日、19日负电价发生次数较多，单日最高达到96次，占全天的66.7%。
3. 深度分布：93%以上的负电价集中在"-100~-50元/MWh"区间，深度较高。
4. 与3月对比：负电价频率大幅上升，日前市场从32.46%上升至48.16%，上升15.7个百分点；实时市场从35.89%上升至51.39%，上升15.5个百分点，最低电价保持-100元/MWh不变，负电价均值略有上升。

（二）山东省

山东省4月负电价频率达到27%左右，较3月实现从0到高频率的突变，是本次负电价现象扩张的典型代表。

核心数据

特征分析

1. 突变特征：3月山东省未出现任何负电价，4月负电价频率突增至27%，反映了新能源出力季节性增长对市场价格的显著影响。
2. 时段特征：负电价几乎全部集中在午间7-16时，其中9-14时占比超过90%，与光伏大发时段完全重合。
3. 深度分布：93%左右的负电价集中在"-100~-50元/MWh"区间，深度较高。
4. 日期规律：4月24日、25日、5日、6日、19日负电价发生次数较多，单日最高达到39次，占全天的54.2%。

（三）海南省

海南省新能源渗透率超过30%，是南方区域负电价频率最高的省份。

核心数据

特征分析

1. 新能源关联特征：负电价几乎全部集中在午间9-15时，与光伏大发时段完全重合，负电价频率与光伏出力水平呈显著正相关。
2. 深度分布：约65%的负电价集中在"-100~-50元/MWh"区间，35%集中在"-50~0元/MWh"区间，深度中等。
3. 日期规律：4月1日、5日、4日、6日、9日负电价发生次数较多，单日最高达到26次，占全天的36.1%。

（四）江西省

江西省仅实时市场出现负电价，日前市场无有效出清价格数据。

核心数据

特征分析

1. 市场差异特征：仅实时市场出现负电价，日前市场无负电价，反映了日前预测偏差对实时市场价格的影响。
2. 时段特征：负电价主要集中在午间8-16时，占比超过90%，与光伏大发时段高度重合。
3. 深度分布：85.9%的负电价集中在"-100~-50元/MWh"区间，深度较高。
4. 与3月对比：3月江西省日前市场有少量负电价（频率3.99%），4月日前市场无有效数据，实时市场负电价频率达到13.06%。

（五）贵州省

贵州省负电价程度较轻，全部集中在"-50~0元/MWh"区间。

核心数据

特征分析

1. 轻度负电价特征：最低电价仅为-6元/MWh，平均约-4.4元/MWh，属于轻度负电价，对市场主体的影响相对较小。
2. 时段特征：负电价主要集中在午间9-15时，占比超过80%，与光伏大发时段重合。
3. 日期规律：4月25日负电价发生次数最多，达到29次，占全天的40.3%。

（六）广东省

广东省负电价发生频率极低，属于偶发现象。

核心数据

特征分析

1. 偶发特征：负电价仅在4月1日和5日少量出现，频率不足0.5%，属于偶发现象。
2. 时段特征：负电价集中在8-14时，与午间光伏大发时段重合。
3. 深度分布：全部负电价集中在"-50~0元/MWh"区间，深度较低。

五、时段特征与驱动因素分析

（一）负电价时段分布规律

对6个出现负电价的省份进行汇总统计，负电价时段分布呈现明显的双峰特征：

午间9-14时是负电价最高发时段，占比超过一半，主要受光伏大发影响；凌晨0-5时是第二高发时段，占比15.3%，主要受风电大发影响；其他时段负电价占比不足30%。

（二）负电价驱动因素

1. 光伏装机增长与午间负电价：午间时段负电价占比高达55.1%，与光伏出力高峰完全重合。随着光伏装机规模的持续快速增长，午间时段电力供应过剩的情况日趋严重，是导致负电价的最主要驱动因素。特别是辽宁、山东等光伏装机大省，午间负电价占比均超过70%。
2. 风电出力与凌晨负电价：凌晨时段用电负荷处于全天最低水平，叠加风电大发，供需严重失衡，是负电价的第二大驱动因素。辽宁省凌晨时段负电价占比超过30%，是所有省份中最高的，与辽宁省较高的风电装机占比直接相关。
3. 供需失衡与价格下限机制：当电力供应严重大于需求时，市场出清价格会持续下降，直至触及价格下限。目前各省份现货市场价格下限普遍设置为-80~-100元/MWh，当供需失衡严重时，价格会频繁触及下限，形成深度负电价。辽宁、山东、江西的最低电价均达到或接近当地价格下限，反映了供需失衡的严重程度。

六、月度变化趋势分析

（一）负电价省份扩张趋势

负电价覆盖省份呈现快速扩张趋势，2026年3月仅有辽宁、江西2个省份出现负电价，4月扩展至辽宁、山东、江西、海南、贵州、广东6个省份，新增4个省份，扩张速度显著。

（二）重点省份月度变化

从变化趋势看，辽宁省负电价频率持续上升，已超过50%；山东省从无负电价突变为高频率负电价；江西省负电价从日前市场转移至实时市场。整体来看，负电价现象呈现范围扩大、频率上升的发展趋势。

（三）无负电价省份原因分析

其余11个未出现负电价的省份（广西、云南、福建、山西、冀南、湖北、湖南、重庆、陕西、江苏、安徽），主要原因包括：

1. 价格下限设置较高：部分省份价格下限设置为0或较高的负值，价格无法降至0以下。
2. 供需格局相对平衡：这些省份新能源装机占比相对较低，或用电负荷增长较快，电力供需整体处于平衡状态，未出现严重过剩。
3. 市场机制设计：部分省份现货市场采用了必开机组、限价等机制，避免了负电价的出现。
4. 外送通道能力：部分新能源出力较大的省份拥有充足的外送通道，可将过剩电力外送至其他省份，避免了本地负电价的发生。

七、问题识别与影响分析

（一）负电价对发电企业的影响

1. 结算亏损风险：负电价时段，发电企业每发一度电不仅没有收益，还要向市场支付费用，直接导致结算亏损。对于辽宁、山东等负电价频率超过25%的省份，火电、新能源发电企业的年度收益将受到显著影响。
2. 经营决策难度加大：负电价的频繁出现，要求发电企业更加精准地预测市场价格，优化报价策略和机组运行计划，对企业的市场分析能力和运营水平提出了更高要求。
3. 新能源投资回收不确定性增加：负电价导致新能源项目的发电收益下降，投资回收周期延长，增加了新能源投资的不确定性，可能影响新能源项目的投资积极性。

（二）负电价对市场机制的影响

1. 价格信号失真风险：当负电价频繁触及价格下限时，价格信号无法真实反映市场供需的实际程度，可能导致资源配置效率下降。
2. 市场主体不公平竞争：不同类型发电机组的变动成本差异较大，负电价对高变动成本的火电企业影响更大，可能导致市场主体之间的不公平竞争。
3. 辅助服务需求增加：负电价反映了系统调峰能力的不足，需要更多的调峰、储能等辅助服务资源，对辅助服务市场的建设和运行提出了更高要求。

（三）负电价对储能发展的机遇

1. 套利空间扩大：负电价时段充电，高峰时段放电，储能电站的套利空间显著扩大。以山东省为例，负电价时段平均电价约-75元/MWh，高峰时段电价平均超过800元/MWh，价差接近900元/MWh，储能套利收益可观。
2. 商业模式创新：负电价的频繁出现，为"新能源+储能"、共享储能等商业模式创新提供了有利条件，有助于提升储能项目的经济性，促进储能产业的发展。

八、对策建议

（一）对发电企业的建议

1. 优化报价策略：加强市场价格分析预测，根据负电价发生规律，优化分时段报价策略，在负电价高发时段适当降低报价或选择停机，减少结算亏损。
2. 合理安排检修计划：将机组检修计划安排在负电价高发的春季等时段，既避免负电价损失，又保障用电高峰期的机组可用性。
3. 探索与储能、用户的合作模式：通过与储能电站、可调节负荷用户合作，将负电价时段的过剩电力存储或转移使用，提升整体收益。

（二）对储能运营商的建议

1. 优化充放电策略：根据负电价的时段分布规律，优化充放电策略，在负电价深度较高的时段充电，在电价高峰时段放电，最大化套利收益。
2. 参与辅助服务市场：利用储能的快速响应特性，积极参与调峰、调频等辅助服务市场，获取多重收益。
3. 探索与新能源场站的合作：与新能源场站合作建设共享储能，帮助新能源场站减少负电价损失，同时获取储能收益，实现互利共赢。

（三）对监管部门的建议

1. 完善价格机制：研究优化现货市场价格上下限设置，探索更加灵活的价格形成机制，更好地反映电力供需的实际情况。
2. 推动储能和需求响应发展：出台支持政策，加快储能和需求响应资源的发展，提升系统灵活调节能力，缓解供需失衡导致的负电价问题。
3. 优化市场规则设计：研究建立适应高比例新能源接入的市场规则体系，完善辅助服务市场、容量补偿机制等，保障各类市场主体的合理收益。
4. 加强跨省跨区电力交易：进一步扩大跨省跨区电力交易规模，优化电力资源在更大范围的配置，减少局部地区的负电价现象。

九、结论

1. 核心结论：2026年4月全国负电价现象呈现范围扩大、频率上升、深度增加的特征，覆盖省份从3月的2个扩展至6个，辽宁省负电价频率超过50%，山东省从无负电价突增至27%的高频率。负电价主要驱动因素是高比例新能源出力与用电负荷低谷的叠加，呈现午间和凌晨双峰分布特征，午间9-14时占比超过55%。
2. 创新点：本次研究首次系统分析了全国17个试点省份的负电价特征，量化了负电价的频率、深度、时段分布等关键指标，揭示了负电价与新能源出力的内在关联，提出了分主体的针对性对策建议。
3. 局限性：本次研究仅覆盖2026年4月单月数据，对负电价的季节性变化规律、长期发展趋势的分析还有待进一步深入。
4. 未来展望：随着新能源装机规模的持续增长，负电价现象可能进一步向更多省份扩展，频率和深度也可能进一步提升。需要持续加强负电价规律研究，不断优化市场机制和政策体系，保障电力市场的健康有序运行。