1、2月份期间，用电大省浙江频繁出现负电价的情况备受市场关注！1月27日更是出现了现货全天负电价的情况，如下图所示：

　　浙江负电价产生的原因是什么？这会对各市场主体收益产生什么影响？企业采取哪些措施可以有效规避收益风险？

　　行业领先的电力交易运营服务企业国能日新，通过浙江省的交易试运行及负电价情况进行详细剖析，帮助投资企业全面分析问题，提供策略支撑。

　　截止2024年底，浙江电网统调装机容量7734.4万千瓦，统调火电装机6123.6万千瓦，火电占比79.17%。统调新能源占比15%左右（统调光伏605.3万千瓦，统调风电521.1万千瓦），水电装机占比2.45%，核电装机占比3.68%，光伏装机占比7.82%，风电装机占比6.73%，其他类型装机占比0.12%。

　　新能源装机达5682万千瓦，非统调新能源4555.6万千瓦，其中光伏4727万千瓦，占比83%。

　　浙江省民营经济占比较高，为降低工商业用电成本，支持民营经济的稳定发展，浙江设定了电价申报和出清限值（-200~1200元/MWh）。当市场监测值触发二级限价时，系统自动调整出清价格以抑制电价上涨。这一机制虽保护了用户利益，但在供过于求时加剧了电价下行压力。

　　对上述时段进行分析发现，在春节等工商业停工期间，用电负荷骤降，由于新能源发电具有不可控性，仍维持高位，导致竞价空间少，是负电价出现的主要原因。

　　表1中出现负电价时段，新能源出力达到250万千瓦及以上，竞价空间相应在1500万千瓦以下，个别时段内竞价空间不到1000万千瓦，甚至未达到火电最小开机容量。

　　春节期间工业用电需求锐减，而新能源消纳刚性较高（如光伏出力集中于午间、风电出力波动大），迭加火电最小开机容量限制，发电侧无法灵活调节出力，最终导致负电价集中爆发。

　　在日前和实时市场同时出现负电价时（如1月27日），新能源项目若无法停机，售电收入可能低于边际成本，甚至需要支付费用以维持发电，直接导致当日亏损。

　　同时，负电价拉低现货市场均价，使新能源项目的中长期合约电价（通常挂钩现货均价）同步下行。目前，浙江省新能源的现货电量占到总电量的10%，其余90%为授权合约电价（目前为415.3元/MWh的煤电基准价）。

　　因此，在日前和实时市场同时出现负电价时段，当10%的发电量以-200元/MWh的现货价格出清时，新能源项目的综合结算价格为：415.3*0.9（-200）*0.1=353.77元/MWh，相对于煤电基准价低61.53元/MWh！

　　新能源出力与电价波动的时段错配增加了收益不确定性。例如，午间光伏出力高峰常与实时负电价时段重迭，而晚高峰电价回升时出力不足，导致“量价不匹配”。 以浙江省1月27日为例，日前市场全部为-200元/MWh，实时市场在个别时段为正电价，晚间出现670元/MWh的正电价，价差在3毛至8毛不等。以当日16:30为例，若日前以-200元/MWh的现货价格出清，实时以670元/MWh的现货价格出清，假设对该点日前申报调整为0,新能源项目的综合结算价格为：415.3*0.9670*0.1=440.77元/MWh，相对于煤电基准价高25.47元/MWh！因此，类比其他天数日前、实时市场出现价差时段，若新能源企业对价格有一个较为准确的预判就能够实现减少负现货，通过价差进行套利。

　　市场供需情况的波动导致现货电价波动较大，峰谷价差加大，交易压力增加，会对新能源资产收益产生明显影响。因此，需要投资方对市场情况准确判断，从而辅助发用两侧交易决策，实现收益最大化。

　　针对市场主体面临的这一交易痛点，国能日新可提供电力交易全托管解决方案，基于“准确市场预测 AI交易策略专业团队操盘”金字塔，为客户保障电力交易最终收益。

　　AI预测技术：通过机器学习分析历史供需数据、天气条件及政策变动，预测未来72小时电价波动区间，预测可能出现负电价时段，及时采取应对措施。

　　提供与当前电力现货市场长周期交易结算运行规则相匹配的辅助决策支持系统，辅助完成包括市场供需预测及分析、新能源出力及负荷预测、现货电价预测、现货交易策略、复盘分析等工作。

　　交易策略申报：基于AI算法精准预判市场供需及电价情况，输出自动策略曲线，无需场站人员自行调整日前策略曲线，从而有效节省场站的人力成本，保证场站收益。

　　推动储能配套：配置电化学储能系统，将负电价时段的过剩电量存储并在高价时段释放，提升项目综合收益率。

　　浙江省负电价是能源结构、政策机制与短期供需矛盾共同作用的结果，对新能源项目收益构成显着挑战。通过AI预测优化交易策略、灵活配置储能及金融工具，企业可有效规避风险并提升收益。未来，随着市场机制完善和技术迭代，新能源项目的抗风险能力与盈利能力将进一步提升。

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