引言
过去十年多，全球范围内风能与太阳能发电技术快速进步，已经成为实现净零排放路径上最具竞争力的电力来源。它们不仅零排放，度电成本也持续下降，技术经济属性已优于新建任何其他电源形式，乃至低于既有传统化石燃料电厂的运行成本（主要是燃料）。在中国的各个省份地区，即便不依赖补贴，新增风光装机的成本亦低于新建煤电厂。这种“物美价廉”的低碳电源，理论上为逐步替代高碳能源提供了强大基础与市场驱动的力量。
但气候政策的成败，往往技术经济竞争力远不充分。实现大幅度碳减排（让我们先不谈“碳中和”）所需的大部分能源技术，特别在电力部门，今天已基本存在，它们的限制更多并非经济效率不足，而是能否快速部署、能否持续替代，能否在大系统中与既有体系形成互动与共同进化，共同保证能源安全。换言之，转型的“瓶颈”不在硬件，而在于如何形成集体意志的结构。
我们正处在一个治理分歧上升、路径不确定性增强的时期。在德国，尽管风光装机成本已经全面低于传统电源，但新的联合政府对更一般性的“技术中性”表现出更大的兴趣，支持新建寿命长达30年以上的天然气化石机组，引发社会热议。在美国德克萨斯州，作为近年全球风光发展最快的区域（没有之一，笔者没有写错！），却在极端气候与大停电危机之后，试图通过修改效率为目标的市场规则来加强传统能源的盈利能力，显示出意识形态、文化认知在能源系统治理中的重要角色。
中国面临的低碳转型挑战尤为复杂。一方面，风光技术进步迅速，新增装机绝对值超过全球一半图景，占据新增电力需求的大半，且终端部门正在快速电气化；另一方面，中国仍维持着全球最大的煤电装机总量运行与在建机组规模，2-3年内预计总量将突破15亿千瓦。虽然政策文件、学术研究、智库讨论频繁提及“煤电逐步退出”与“转为支撑性、调节性电源”的方向、思路以及路径，但现实中煤电建设未见明显减缓，其使用方式也仍未发生结构性转变。从60%的主体发电份额到5000小时左右的平均利用率，从投资节奏到价格机制，煤电仍深嵌于整个电力系统的主结构之中。
国家能源主管部门曾多次表示，“产能不等于产量”。2024年设立的煤炭产能储备制度，正是对这一表述的制度化回应。在公众讨论层面，“installed capacity does not mean generation”、“China having more coal-fired power stations does not automatically mean higher emissions”等论断亦广泛流通。这些论断在数学逻辑上无可置疑。但是，“可信”并不取决于某句话是否成立，而在于它是否具备被兑现的环境。在一个集中式并且日益行政化的中国电力系统中，发电结构的变化，依赖于调度逻辑、运行边界与价格机制（如果存在）的协调互动。“煤电支撑性、调节性资源定位”的取得，并无自动实现机制。建立在这个基础上的集体性的气候治理路径，需接受可信度的检验。
本文聚焦一个尚未被正视的系统运行信号——现货市场中频繁出现的低价与负电价现象，讨论上述论断如何能够变的更加可信的问题。我们认为，这一市场现象反映出当前体系尚未建立风光替代煤电的运行基础，特别是调度与市场紧密耦合的机制。若总体煤电要“装而不（常）用”，首先需要一个可以承认低边际成本资源、并能在运行层面做出响应的机制体系。
负电价出现的动态与趋势
负电价，即在电力市场中，发电方不但不能获得收入，反而需要支付费用才能上网售电。国际经历表明，负电价通常出现在电力供应过剩且系统调节能力不足时。在欧洲与北美，负电价多与高比例可再生能源的渗透、负荷低谷期以及灵活性资源不足密切相关。
而在中国，当前多个省份的现货市场试点中，负电价的出现并不完全依赖于高比例风光出力。山东与浙江两省在2025年1月至5月期间，在风光占比仅为20%甚至更低的情况下，负电价现象依然频繁，且程度更深，持续时间更长。这种“深度负价+低渗透”的组合，提示我们负电价背后可能隐藏着更复杂的体制与运行机制问题。
具体数据揭示出当前运行异常的程度。例如在春节与五一假期时段，两省风光出力仅占系统总发电量的15%，负荷降至最大负荷的55%左右，但负电价的持续时间超过48小时，并屡次触及市场设定的最低限价。整个4月份，据有关报道，山东现货市场光伏结算均价只有不到2分钱/度（相比而言，煤电基准电价在35-45分之间）。
从趋势来看，随着现货市场覆盖范围的扩大，以及新能源并网容量的持续上升，如果现有运行方式与市场规则不作根本性调整，类似现象可能在更多省份常态化。负电价或不再是局部时段的特殊情形，而成为一类反映市场结构失衡的变量”。它的存在，影响价格信号的有效性，降低市场效率，最终会削弱新能源的投资吸引力。
中国式负电价的原因
在欧美市场，负电价的出现通常有两个层面的解析：其一是宏观理解，指系统层面出现阶段性供需失衡，即高比例风光出力叠加负荷低谷，导致总电量过剩。这种情况多出现在春秋季节、假日午间时段，是系统灵活性不足的表现；其二是微观机制，即边际发电资源基于自身经济约束选择继续运行。
例如，部分风电项目因启停成本低或受差价合约（CfD）保护，即使电价为负也愿意出力。在德国，CfD机制允许可再生能源项目在负电价时段仍可获得补贴，但当负电价持续超过6小时后，补贴被暂停，促使其主动减发。这种设计兼顾了系统效率与政策约束，在一定程度上限制了负电价的深度与持续性。此外，包括启停成本高的燃煤机组、以供热为主的热电联产装置，都有可能为了规避停机成本、保持运行连续性或履行非市场义务，主动报出负价。
中国的不同之处在于，当前电价信号对运行行为的影响有限。机组是否运行，主要由调度计划或政策安排决定，市场价格更多是结果，而非驱动因素。此外，跨省电力输入、调度计划、合同执行等市场外要素对价格形成有决定性作用。
这些因素，在过去一段时间的公共讨论中得以集中披露：
1. 中长期合同物理执行，抑制现货响应：多数发电企业需执行以物理电量为基础的中长期合同（赵浩林，《电力中长期合约的物理执行本质是政府干预》），即便现货价格低至负值，相关电量仍需强制送电。这导致现货市场需求曲线刚性、缺乏弹性，价格对供需变化的反映能力减弱。不同于欧洲“金融化合同”提供风险对冲功能，中国的中长期合同执行是调度命令的依据，反而加剧了现货市场的刚性。
2. 机组组合预设，排除竞价可能：许多省份采用“必开机组”机制，在市场出清之前就指定部分电厂必须运行（郑亚先《电力现货市场持续深化的关键问题思考》）。这直接剥夺了部分机组参与竞价的权利，价格形成机制失效。煤电与气电等部分机组不进入价格排序体系，市场反映的并非真实边际成本，而是“行政设定结果”。
3. 用户侧未有效参与市场出清：需求侧仍以调度总体预测为主，用户缺乏根据价格信号调整负荷的能力（柴玮，《财务化的日前市场如何实现与实时运行的耦合统一》），抑制了需求响应的形成。虽然在名义上用户可以报价，但实际上门槛过高、机制不透明，导致用户基本不参与。
4. 超额备用容量设定静态僵化：系统备用常以“最大负荷+冗余”形式预设，忽略了实际供需动态，进一步压缩了市场的“厚度”（刘学在《电力市场的原理、变革与关键问题报告》）。即使负荷降低至60%，部分机组仍被要求“保留上线”，造成供应冗余与价格扭曲。
5. 跨区调度未与现货市场联动：即使在出现负电价时，跨省购电安排依然未变。例如山东五一期间市场电价持续负值，省外购电未做相应调整（韩晓彤，《山东新能源“入市”解题》），市场信号无法传导至调度行为，反映出跨区电力交易“市场脱钩”的结构性问题。
这些安排虽然来源和逻辑各异，但共同结果是：割裂了市场，压缩了现货交易的厚度（所谓“竞价空间”一说），使系统在低负荷时段呈现出“无需求、难调节”的状态，价格无法反应总体供需平衡。在商品领域，市场割裂本身并不罕见，往往源于运输成本、信息不对称或交易联系缺失，是一种常态。但在中国电力市场中，更关键的问题在于：即便存在不同市场间的价格差异，各市场之间也缺乏基本的流动机制，日前市场往往不接受用户主动报价，不同时间尺度的资源无法响应价格信号进行调配。
对不同主体与政策走向的影响
这一“市场“安排下，相当部分煤电的发电任务被预先锁定。结果是，“容量大”自然等于“发电多”，本应逐步削减使用强度的煤电，反而在现实中维持着稳定甚至增长的出力份额。所谓“支撑性电源”的说法，也在实际中变得无从验证。
超越运行层面，这一安排对不同电源的投资可持续性显然也会产生影响。在负电价时段，新能源项目尤其是没有差价保护机制的部分项目，将面临“发得越多亏得越多”的局面。这将影响其收益预期与未来投资决策。
这一频繁负价格也使得市场的功能遭到了质疑，为减弱市场的角色提供了机会。现阶段，中国电力市场面临一个根本性选择：是继续推进市场机制与调度体系的耦合，还是在复杂运行约束下重新强化计划主导、弱化市场功能。从政策信号看，关于风光定价改变的《136号文》暂时取消了市场决定风电和光伏价格的机制，某种程度上为进一步完善市场规则争取“缓冲”时间。然而，这是否同时削弱了推进市场改革的内在激励，进而使系统回归至“长期成本决定每一个短期价格；调度在临近实时阶段全面接管平衡，出力安排自由量裁”的旧有路径，仍有待观察。
未来抉择
在欧美标准市场，或由市场决定调度（如欧洲自调度体系），或由统一优化模型调度市场可得资源（如美国ISO）。二者路径不同，但均构建了调度行为的明确目标函数与责任边界。中国尚处于两者之间的“灰色地带”——既未形成自调度决定物理运行的体系，也缺乏整体统一优化框架。相较于欧美市场强调市场一体化（market integration），进而面临输电约束、不同主体影响（distributional impacts）激励不相容等问题，中国市场在现阶段则更显现为结构性分割（fragmented），并且几乎无法流动（market flow）。这种战略性静态分割使“建设统一电力市场”的目标，在内涵和实现路径上存在显著语义差异。
在此背景下，煤电机组从主体发电逐步转为调节性、备用支撑电源如何变的更加可信尤其关键。目前的煤电机组，就配合快速发展的风电光伏的角色而言，时常处于“既上不去，也下不来”的情况。前者是发电激励问题，我们之前讨论过。尽管程度上，因为煤炭价格明显下降，2025年开始相比2022-2023明显改善，这也不是通常的电力系统灵活性讨论相关的内容；而后者则是系统平衡挑战，也就是在某些时刻，太多出力追逐太少需求，而缺乏竞争或者其他协调机制去确定谁上谁下以及谁应该支付谁。割裂、特别是缺乏流动性的多层市场，到了彻底革新的时候了。
