【负电价有积极意义，负电费又说明什么？】

——享能汇工作室

（文中的凌风、无名、喜君等人均为化名）

10月电力市场电费结算单到手后，山西省内光伏电站纷纷傻眼了，不曾想过的“倒贴钱发电”剧情上演——A电站发了300多度万的电，最后还要给每度电交出去1毛多的电费；有公众号发布极端情况，B电站发了500万度电，最后度电倒贴近2毛钱，笔者经核实，山西光伏确实遭遇了集体“滑铁卢”——10月山西光伏电站整体结算均价仅27.66元/兆瓦时，与1-9月相比实惨（如下图），然而核实过程中，却也发现个别电站逆势盈利。

那么山西光伏电站这一“你哭我笑”的情况，竟是为何？

罕见的光伏低出力

光伏电站交易员凌风证实：“10月光伏电站亏损是普遍情况。

反常的天气是这场亏损潮的导火索。往年10月本应是 “秋高气爽” 的高出力时期，今年山西却持续阴雨 ——“印象里10月16日之前就没见过晴天，新能源整体出力较差。” 凌风回忆。

而在现货市场，由于光伏出力大幅下降，火电报价高企，以往中午常现 “零电价” 的山西市场，10月部分午间现货价格飙至顶格1.5元/度。而早在9月底做10月月度交易的时候，多数电站交易员习惯性地按照历史情况预估了发电量，叠加“山西光伏装机高，中午零价是常态”这一惯性认知，因此很多人都选择用9分的价格出手提前锁定了电量。受国庆假期影响，10月份中旬交易在也早于节前完成。凌风补充：“手上的月度双边价格也才285元/兆瓦时。”

核心矛盾最终集中爆发——光伏电站因阴雨发不出电，却要兑现手中的中长期合约，只能被迫以高价在现货市场买入电量履约。 低卖加高买，产生了巨额亏损。

中长期合约结构风险暴露

凌风认为，2025年年度交易把新能源挤得够呛：“山西出台2025年长协文件时，售电公司和火电企业的年度合约下限为60%。”

据悉，因为2024年全市场火电整体亏损情况严重，2025新政策明显向火电倾斜。凌风补充：“过去售电公司的风光持仓量高于火电，基本在20%左右，今年有60%火电，哪有新能源空间？只能去月度低价竞争电量。”

交易人士无名透露：“10月光伏企业的中长期合约持仓量不算高得离谱，处于正常水平。但从交易角度看，真正的问题出在天气预判与实际情况的严重背离，直接让中长期合约这个压舱石变成了风险敞口。”

被问到月内是否尝试通过减仓规避风险时，凌风脱口而出：“没人接盘。”

无名进一步解释：“山西设有旬交易和日滚动，但在实际操作中，越临近交割节点，价格就越接近现货，电站最终相当于在最后一刻被现货价格强制平仓，风险根本无法转移。”

气象预测能力存在系统性短板

所有人都按惯例报发电量，意味着行业集体性的气象预测能力短板。

无名对此表示认可：“目前行业还不具备超过7日的天气预测科技条件。7天以内的预测能依托气象云图，1-2天的预测精度还算准，但是时间长了就预测不准了。如果要预测1个月的天气，现在多数交易员普遍都参考过去3年内历史数据。” 这意味着，由于缺乏可靠的超7日新能源出力预测技术，市场主体只能被动依赖历史气象数据做决策。

据了解，省交易中心目前可提供的气象预测为D+5日（未来5天），无名直言：“其实大家最怕的就是反常的阴天和晴天，不管是集中式电站还是分布式电站，越想追高收益，加的杠杆越高，一旦天气和价格博反了，损失就会放大，这次10月的行情，就是交易员就普遍博反了方向。”

市场主体策略分化

与大多数电站的倒挂惨状不同，代理交易公司的交易员喜君却博对了——10月市场均价仅27.66元/兆瓦时，而他代理的光伏电站的度电收入超过了80元/兆瓦时。

谈及盈利关键，喜君透露山西8-9月的降雨首先引起了他的注意：“10月假期负荷低，结合多个气象源交叉分析，判断10月仍有较大降雨概率，再叠加国庆假期负荷偏低的影响，一开始就制定了保守的月度交易策略。

具体操作上，他首先在月度上选择在10-14点5个时段做仓位，将持仓比例保持在60-70%低位；到了月内旬交易，结合天气数据，上旬和中旬交易时积极减仓，到了下旬再加仓，规避了大部份的现货高价风险，同时通过日滚动积极操作，结合价格预测再增减仓。” 保守策略使他博对了方向，最终成功避免了“负电费”结局。

“负电费”≠“负电价”

“负电价”早已不是电力市场的新鲜事——2019年山东现货连续调电及试结算中，首次出现4小时负电价；2023年山东在劳动节上演连续21小时负电价，震惊市场；直到今年11月，广东首次放开价格下限后，负电价也如期出现，“负电价”现象以及其频次的提升，给整个电力行业尤其是新能源投资领域，带来了深刻的影响。

然而，必须厘清一个关键点，“负电价”并不代表着发电企业的结算电价是负、用户的用电价格是负，但“负电费”却意味着倒贴钱发电的残酷现实——2023年7月，蒙西窝电地区的火电厂就曾陷入负电费困局，背后反映的是发用资产配比失调问题，最终推动了当地职能部门根据价格信号和供需形势，对交易规则作出优化调整。

如今，山西作为传统煤电大省与新晋风光重镇，光伏机组集体遭遇“负电费”，也结结实实地给新能源从业人员敲醒警钟，更揭露了核心本质——新能源交易就是和天气对赌（山西8月官方数据显示，全省新能源出力最大波动2626万千瓦，占火电机组开机容量的57%）。从未来新能源必须依托市场养活自己的趋势看，新能源的波动性与间歇性会不仅会催生更长时间段的“负电价”，更可能因交易员忽视天气变化和中长期交易的联动逻辑，诱发“负电费”风险。而破解的关键，一是转变思维，培养专业交易团队；二是亟需更精准的天气预测模型、AI判断模型；三离不开职能部门对中长期交易品种的进一步优化；四是从投资端发力，强化新能源一体化消纳运营与非电利用。