进入迎峰度夏用电高峰前夕，全国电力市场出现明显的区域分化。南方区域电力现货价格持续走高，辽宁等地则频繁出现负电价。同一度电，在不同区域呈现出截然不同的价格走势。
这轮“南热北冷”的电价分化，不仅反映出高温负荷、新能源出力、电源结构等因素带来的区域供需差异，也意味着我国电力市场化改革正在进入更深阶段。随着现货市场逐步常态化运行，过去被平均电价掩盖的系统矛盾开始被真实价格信号放大：一边是负荷中心对灵活电源的迫切需求，另一边则是新能源富集地区的消纳与外送压力。
在业内看来，电力系统的核心矛盾，正从“有没有电”，转向“电能否在合适时间、以合理成本被有效调用”。而围绕跨区输电、全国统一电力市场、储能与电力交易能力的新一轮竞争，也正在展开。
同一度电，南北为何出现不同价格
“南北电价分化，不能简单理解为‘南方用电紧、北方电太多’，它本质上反映的是不同区域电力系统结构性矛盾的集中显性化。”华北电力大学能源互联网研究中心副主任、电力经济技术分析研究所所长王永利告诉零碳研究院。
王永利表示，广东高电价对应的是负荷中心在高峰时段的供给偏紧，北方负电价对应的是新能源富集地区在部分时段的消纳不足。两者看似方向相反，背后其实都是电力系统灵活性不足的问题。
协鑫能科电力交易专家王灏告诉新京报零碳研究院，电力具备无法大规模储能的特殊商品属性，电力系统必须时刻维持发用电实时动态平衡。我国各省份能源资源禀赋、用电负荷结构与电源供给能力差异显著，各地均依据区域发展实际，因地制宜构建适配本地的电价形成机制。
总体来看，各地电力交易共同遵循的是“边际出清”规则，即在电力需求增长过程中，系统优先调用发电成本较低的机组；随着负荷进一步提升，成本更高的机组陆续投入运行，从而推动市场出清电价逐步上升。
气温是广东此轮现货电价冲高最直接的推手。广东于4月14日宣布全省入夏，较常年提早近1个月。王永利表示，高温天气推升空调负荷，制造业和服务业用电又具有较强刚性，使得广东在午后高峰和晚高峰时段需求快速抬升。
南北方电源结构的差异也是造成两地现货电价相分化的因素。
零碳研究院了解到，广东是用电大省，且在电源结构上气电占比较高，接近五分之一。近期LNG价格同比上涨了约10%，燃气机组发电成本高企。当高温负荷提前抬升、产业用电保持高位、部分机组检修和外来电支撑不足叠加时，广东在尖峰时段需要调用更高成本的煤电、气电等边际电源。
据王灏介绍，各省内电源结构是影响区域电价形成的核心因素。当前我国新能源装机规模增速迅猛，但火电仍是电力系统的“压舱石”，煤价与市场电价联动性显著。煤炭价格出现波动时，往往会牵动全国电价同步异动。
而以辽宁为例的北方地区之所以出现负电价，亦与当地新能源快速发展相关。截至今年4月20日，辽宁省新能源发电装机规模突破4200万千瓦，超越火电装机规模，跃升为辽宁第一大电源类型。4月是风电光伏发电较好的时期，同时需求侧伴随冬季供暖结束，社会负荷相对较低。
王永利表示，负电价首先说明的是“时段性供大于求”。风电、光伏具有随机性和波动性，尤其是在风光资源富集地区，一旦遇到大风、高光照、低负荷、节假日或工业用电回落，新能源出力会在短时间内集中释放。如果本地负荷消纳不了、外送通道送不出去、储能和调峰资源接不住，现货价格就会快速下探，甚至跌入负值。
王灏告诉零碳研究院，从电力现货交易的视角来看，在当前电力市场化交易机制下，发电企业需要提前申报发电出力和对应交易报价，当报价成功出清后才能实现上网发电。随着越来越多企业参与市场竞争，发电主体为获取发电份额持续下调报价，进而导致市场交易电价持续下行，极端情形下还会出现负电价。换言之，这也可以理解为一种价格“踩踏”。
需要指出的是，负电价并不等于“免费用电”。
王灏告诉新京报零碳研究院，所谓“负电价”仅指电能量价格为负，但用户最终电费还包括输配电费、线损、政府性基金及系统运行费用等。这部分后续费用通常达0.1至0.2元/度，即使电能量价格为负，整体电费仍大概率为正，尚未出现电网倒贴钱的情况。
王灏表示，现货电价反映的是特定时间、特定区域内的实时电力供需情况。由于电力具有明显的时空属性，其价格会随着不同时间节点和供需变化而波动。企业实际支付的电费，并不只有现货电价，还包含上述所提到的输配电费、线损、政府性基金及系统运行费用等。电网在维持实时供需平衡过程中，需要承担调峰、备用及容量保障等系统运行成本，相关费用最终均分摊至终端电价。因此，即使现货市场电价下降，用户实际缴纳的综合电费仍存在上浮可能。
此外，居民与农业用电暂不受市场电价波动波及，这两类用电由电网统一保障供电，严格执行现行目录销售电价标准。
电力市场化改革，正在重塑产业竞争力
当南方现货电价上涨、北方部分地区却频现负电价时，一个更受关注的问题也随之出现：能否在全国统一电力市场框架下，实现更大范围的余缺互济与资源优化配置？
空间错配是我国能源结构中的突出矛盾——“三北”地区及西南地区集中了全国大部分新能源与水电资源，而东部沿海则聚集了全国主要电力负荷，跨区域资源配置需求突出。
“这轮现货电价分化说明，现货市场正在把过去被平均电价掩盖的区域矛盾暴露出来。”王永利告诉零碳研究院，高电价不是单纯的涨价问题，负电价也不是简单的电力过剩，而是市场在告诉各地：电力系统的短板已经从“有没有电”转向“电在什么时候、在哪里、以什么成本被可靠调用”。未来真正重要的，不是压制价格波动，而是通过价格信号引导储能、需求响应、虚拟电厂、跨区交易和灵活调节电源加快建设。
我国能源资源与电力负荷呈逆向分布，这就要求跨区输电、跨省现货交易和全国统一电力市场具备更强的资源配置能力。如果“发电地”和“用电地”之间的通道能力、交易机制和调度协调不够顺畅，富余电力就会在本地市场形成价格塌陷。
而当区域电价出现分化后，全国范围内的资源优化配置能力被推向台前。
今年2月，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，明确2030年基本建成、2035年全面建成全国统一电力市场体系的目标。意见将完善跨省跨区电力交易制度列为重点任务之一，要求促进跨电网常态化市场交易，增加跨省跨区输电规模和清洁能源输送占比，加强多通道集中优化，一体化建设运营南方区域电力市场，完善长三角电力互济，进一步推动电力市场实现在全国范围内互联互通，促进电力资源实现全国大循环。
王永利认为，现阶段最大的制度挑战，不是现货市场“有没有建起来”，而是各类市场机制能不能真正衔接起来。我国电力现货市场正在从试点运行进入常态化运行，但中长期交易、现货市场、辅助服务、容量补偿、绿电绿证、零售侧价格传导之间还没有完全形成统一闭环，这是当前最核心的制度难题。
他告诉零碳研究院，电力现货市场的成熟，不取决于价格波动有多大，而取决于价格信号能否形成有效反馈。价格高时，能不能激励顶峰电源和需求响应；价格低甚至为负时，能不能引导储能充电、负荷填谷和新能源消纳；系统缺调节能力时，能不能通过市场给出稳定收益。只有做到这一点，现货市场才是真正的新型电力系统资源配置机制。
对于电力市场的参与者而言，“电”正从过去相对稳定的生产要素，转变为需要企业主动管理和参与交易的经营变量，企业的能源管理能力、交易能力和灵活用电能力，正在成为新的竞争力。
王灏判断，随着市场化定价、现货交易等机制逐步完善，新能源行业正迎来真正的“成人礼”。他告诉零碳研究院，过去，发电侧以计划发电和固定收益为主，年度发电计划会逐步分解至月度、日度，电厂按照既定电量和固定电价执行，收益相对稳定。随着电力市场化推进，电价开始实时波动，发电企业之间的市场博弈明显增强。现货市场遵循边际成本优先出清规则，申报电价具备优势的机组更易获取发电额度。这也要求电厂依据市场供需态势，灵活研判启停策略与报价方案。
市场变革也对发电企业提出全新考验。王灏认为，随着电力市场化推进，发电企业尤其是新能源企业，交易运营能力门槛持续抬高。未来新能源将全面参与电力市场交易，不再单纯依托保障性电量收购，企业盈利水平将更多由交易策略与市场研判能力决定。
“未来企业不能再把电价看成一个稳定参数，而要把电价波动当成经营变量来管理。”王永利表示，对新能源发电企业而言，适应市场的关键，是从“电量思维”转向“收益曲线思维”。不能只看全年发多少电，还要看这些电在什么时段发、以什么价格卖、是否与负荷需求匹配；对用电企业而言，价格波动反而可能带来新的降本空间，具备柔性生产能力的企业，可以把部分可调整负荷转移到低价时段，未来企业的用电能力，不只是“用多少电”，而是“会不会用电”。
新京报贝壳财经记者 朱玥怡 编辑 陈莉 校对 卢茜
