中國儲能網(wǎng)訊：在電力現(xiàn)貨市場的加持下，電能的商品屬性更加凸顯，而負電價的出現(xiàn)則讓用戶在享受到電費實惠的同時對電力市場化建設有了更多的期待。
2025年9月，四川電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)全天負電價，最低-0.05元/千瓦時；1月，浙江市場兩度跌至-0.2元/千瓦時。此外，山東2024年“五一”期間更是出現(xiàn)連續(xù)22小時負電價。從山東、浙江到內(nèi)蒙古、四川，負電價正從偶發(fā)事件演變?yōu)殡娏ΜF(xiàn)貨市場全覆蓋后的正?，F(xiàn)象。
10月31日，國家能源局明確回應，負電價是電力供需時段性不平衡的直接體現(xiàn)，也是新能源消納通過現(xiàn)貨市場價格的直接反映。隨著新能源全面入市和現(xiàn)貨市場機制完善，這一現(xiàn)象未來可能更頻繁出現(xiàn)。
“負電價不是市場失靈，而是能源轉(zhuǎn)型到特定階段的必然產(chǎn)物?！敝须娐?lián)監(jiān)事長潘躍龍曾經(jīng)指出，這一現(xiàn)象背后，是新能源規(guī)?；l(fā)展、電力市場化改革與系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足的三重交織，既暴露了能源轉(zhuǎn)型的深層矛盾，也為新型電力系統(tǒng)建設指明了方向。
從偶發(fā)到頻現(xiàn)
負電價在我國的演進軌跡，清晰折射出能源結(jié)構(gòu)與市場機制的雙重變革。從2019年首次出現(xiàn)到如今多省頻發(fā)，其覆蓋范圍、持續(xù)時長和影響深度都在不斷升級，成為觀察能源轉(zhuǎn)型進程的重要窗口。
2019年，山東電力現(xiàn)貨市場誕生國內(nèi)首個負電價，最低至-0.04元/千瓦時，彼時這一現(xiàn)象還被視為市場試點中的“特殊情況”，全年出現(xiàn)時長占比不足1%。轉(zhuǎn)折點出現(xiàn)在2023年，山東全年負電價時長逼近1000小時，占比超11%，標志著負電價從“偶發(fā)”變?yōu)椤邦l發(fā)”。2025年更是迎來多省爆發(fā)，1月浙江首次出現(xiàn)-0.2元/千瓦時的深度負電價，4月蒙西電網(wǎng)最低至-0.004元/千瓦時，9月四川創(chuàng)下全天負電價的紀錄，截至目前已有5個省級現(xiàn)貨市場出現(xiàn)明確負電價記錄。
地域分布上，負電價呈現(xiàn)鮮明的聚集特征。山東作為新能源裝機大省，光伏裝機容量全國第一，風電裝機位列全國第五，新能源占比超45%，同時作為全國首個結(jié)算電量破萬億千瓦時的現(xiàn)貨市場，其2024年日前和實時市場負電價占比分別達到11%和14%，成為負電價最典型的地區(qū)。浙江則憑借-0.2元/千瓦時的全國最低限價和40%以上的新能源滲透率，成為經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)負電價的代表。而四川的案例尤為特殊，其新能源裝機僅2500萬千瓦，遠低于山東、內(nèi)蒙古等地，但因水電占比高達73%，2025年9月水電上網(wǎng)電量同比激增34.7%，疊加氣溫下降用電需求降低18.1%，最終出現(xiàn)全天負電價，凸顯了可再生能源主導的電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)難題。
時間規(guī)律上，負電價的出現(xiàn)高度集中。數(shù)據(jù)顯示，國內(nèi)80%以上的負電價發(fā)生在春節(jié)、國慶等長假期或午間及夜間時段。這些時段的共同特征是工業(yè)負荷驟降——節(jié)假日工業(yè)用電較平日下降30%—50%，而光伏午間大發(fā)、風電夜間出力穩(wěn)定，形成“發(fā)電多、用電少”供大于求的局面。
需要澄清的是，負電價不等于“負電費”。國家能源局近期明確指出，我國電力市場采用“中長期+現(xiàn)貨+輔助服務”的架構(gòu)，現(xiàn)貨交易電量占比通常在10%以內(nèi)，90%以上電量通過中長期合同鎖定了價格。對居民用戶而言，目錄銷售電價未與市場掛鉤，不受現(xiàn)貨波動影響；工商業(yè)用戶則可通過調(diào)整用電時段規(guī)避風險，甚至利用負電價降低成本。比如，四川某鋁錠企業(yè)在負電價當天滿負荷生產(chǎn)，既節(jié)省了電費，又完成了環(huán)保指標，實現(xiàn)雙贏。
供需、機制與系統(tǒng)的三重驅(qū)動
負電價的形成并非單一因素導致，而是電力系統(tǒng)物理特性、市場機制設計與能源轉(zhuǎn)型階段共同作用的結(jié)果。其核心邏輯是“供過于求的結(jié)構(gòu)性失衡”，而市場規(guī)則與系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力則放大或緩解了這一矛盾。
在9月于杭州舉行的“2025電力市場秋季論壇”上，清華大學電機系副教授、能源互聯(lián)網(wǎng)創(chuàng)新研究院能源交易平臺研究室主任郭鴻業(yè)表示，負電價包括兩類：一類是固有負電價，在高比例可再生能源條件下，只要采用電力市場模式并遵循電力系統(tǒng)的物理運行規(guī)律，這種負電價就難以徹底避免，另一類是由特殊機制引發(fā)的機制負電價，比如保守的收益保障結(jié)算、高比例中長期合約、用戶側(cè)價格傳導受阻以及極端競爭等導致的負電價。
無論如何，供需錯配才是負電價形成的核心原因。電力商品即時生產(chǎn)、瞬間消費的特性，決定了供需平衡是系統(tǒng)穩(wěn)定的關鍵。隨著全國新能源裝機突破17億千瓦、占總裝機容量比重達到48%，風電、光伏的“隨機性、波動性”成為最大變量——晴天正午光伏出力可達額定容量的90%以上，大風時段風電出力可短時翻倍，而天氣變化又會導致出力快速變化。這種不可控性與負荷低谷期的需求萎縮相遇，便會引發(fā)明顯的供過于求。四川2025年9月的負電價正是如此，水電、新能源出力同步大增，而氣溫下降導致制冷用電銳減，工業(yè)用電增速放緩，最終形成電力“剛性過?！薄?/span>
市場機制設計為負電價提供了制度空間。價格下限設置是直接政策依據(jù)，目前山東、浙江、四川等省均將現(xiàn)貨電價下限設定為負值，其中浙江最低至-0.2元/千瓦時，四川為-0.05元/千瓦時。這種規(guī)則設計的初衷是發(fā)揮價格信號調(diào)節(jié)作用，但在供需嚴重失衡時，便為負電價打開了“通道”。同時，現(xiàn)貨市場“邊際出清”機制進一步強化了這一現(xiàn)象：新能源機組邊際成本接近零，為搶占發(fā)電量往往報出極低價格甚至負價格；火電機組為避免支付大量的啟停成本，也會在負荷低谷報負價維持機組運行。當這些報出負價的機組成為邊際機組時，整個市場的出清價便會降至負值。
更重要的是，現(xiàn)有的收益保障體系降低了企業(yè)報負價的顧慮。新能源企業(yè)可通過中長期合約、綠證交易、CCER等渠道獲得額外收益，即便現(xiàn)貨部分報負價，綜合收益仍能覆蓋成本。部分企業(yè)甚至愿意犧牲短期電能量收益，通過報負價搶占發(fā)電量，以獲取更多環(huán)境權(quán)益收益，形成“電量虧損、權(quán)益補虧”的模式。國家能源局數(shù)據(jù)顯示，四川負電價時段水電結(jié)算均價為183元/兆瓦時，仍然略高于9月的月度均價，疊加各類補貼后，發(fā)電企業(yè)總體收益未受明顯影響。
系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足則讓負電價從“短時”變?yōu)椤伴L時”。傳統(tǒng)煤電機組大多最小技術出力在30%—40%，難以進一步深度壓縮出力，即便完成靈活性改造，仍有部分機組無法適應新能源波動。另外，電網(wǎng)跨區(qū)配置能力不足也加劇了局部新能源出力過剩，新能源資源集中的西北、華北地區(qū)，過剩電力難以通過跨區(qū)通道輸送至東南負荷中心，只能在本地形成負電價。同時，用戶側(cè)響應能力不足進一步削弱了調(diào)節(jié)效果，居民和中小企業(yè)對電價信號不敏感，具備調(diào)節(jié)潛力的工業(yè)用戶、數(shù)據(jù)中心尚未完全納入需求響應體系，無法在負電價時段主動增加消納能力。
挑戰(zhàn)與機遇的雙重變奏
負電價頻發(fā)，如同電力系統(tǒng)的“晴雨表”，既暴露了能源轉(zhuǎn)型的階段性難題，也釋放了推動系統(tǒng)升級的積極信號。其影響并非單向，而是在不同市場主體間呈現(xiàn)差異化特征，既帶來短期挑戰(zhàn)，也孕育長期機遇。
“負電價的出現(xiàn)，給電力市場各參與方都帶來不同程度的沖擊和機遇?！惫櫂I(yè)認為，“短期來看，頻繁的負電價增加了發(fā)電企業(yè)的收益不確定性，發(fā)電商需要調(diào)整出力安排以規(guī)避虧損。從長期而言，負電價將改變電源的投資結(jié)構(gòu)，推動市場交易品種走向多元化。”
負電價加速了發(fā)電企業(yè)的角色轉(zhuǎn)型。煤電機組首當其沖，基荷發(fā)電份額持續(xù)下降，在負電價壓力下，不得不從“主力電源”轉(zhuǎn)向“靈活性調(diào)節(jié)電源”。通過技術改造降低最小出力、優(yōu)化運營策略賺取峰谷價差、參與輔助服務市場獲取額外收益，成為煤電企業(yè)的必然選擇。據(jù)了解，目前全國靈活調(diào)節(jié)煤電機組規(guī)模超過6億千瓦，越來越多燃煤機組通過深度調(diào)峰實現(xiàn)盈利。對新能源企業(yè)而言，負電價倒逼其從“規(guī)模擴張”轉(zhuǎn)向“精細運營”，提升出力預測精度、配置儲能設施、參與需求響應，成為應對市場波動的關鍵舉措。
“如果價格覆蓋不住成本，那么發(fā)展新能源必須回歸理性，現(xiàn)階段新能源利潤不足，那就轉(zhuǎn)而發(fā)展儲能或者虛擬電廠。等價格起來后再上新能源，必須隨市場應變?！痹谏轿鳎晃婚L期參與電力市場設計的央企從業(yè)者這樣告訴記者。
負電價是電力系統(tǒng)優(yōu)化升級的“催化劑”。短期來看，負電價頻繁出現(xiàn)意味著系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足，部分地區(qū)甚至出現(xiàn)“棄風棄光”風險；但長期來看，價格信號正在引導資源優(yōu)化配置。高比例新能源并網(wǎng)需要更強大的調(diào)節(jié)體系，負電價的出現(xiàn)直接推動了儲能、虛擬電廠、跨區(qū)輸電通道等領域的投資。據(jù)統(tǒng)計，截至2025年6月底，我國電力儲能累計裝機1.6億千瓦，同比增長59%，其中新型儲能累計裝機1.01萬千瓦，同比增長110%，正是市場對于電價信號的直接回應。四川在負電價頻發(fā)后，迅速調(diào)整現(xiàn)貨市場規(guī)則，通過優(yōu)化水電報價機制抑制極端價格，也體現(xiàn)了市場規(guī)則的動態(tài)完善。
負電價為產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟創(chuàng)造了新的發(fā)展機遇。數(shù)據(jù)中心、電解鋁、氫能等高耗能產(chǎn)業(yè)，可利用負電價時段低成本生產(chǎn)，降低整體運營成本。對普通用戶而言，隨著家庭儲能、智能充電樁等設施的普及，未來可通過在負電價時段充電儲能、高峰時段反饋電網(wǎng)，成為電力市場的“參與者”，而非單純的“消費者”。有機構(gòu)預測，隨著儲能成本降至1.5元/瓦時以下，家庭儲能投資回收期將縮短至5—7年，預示著普通用戶參與電力市場的門檻也將大幅降低。
“如果現(xiàn)貨負價的頻次和時長不斷蔓延，一定會影響中長期合同的簽約量和簽約價?！鄙鲜鋈耸扛鶕?jù)自己多年的從業(yè)經(jīng)驗向記者表示，“這就體現(xiàn)了現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格的功能，既然已知在現(xiàn)貨市場上可以拿到負價電，售電公司和用戶何苦去高價簽中長期合同，結(jié)果就是要么壓低中長期合同價格，要么少簽或者不簽中長期合同?！?/span>
若負電價長期頻繁出現(xiàn)，可能導致新能源企業(yè)中長期合約簽約壓力增大，疊加棄風棄光問題，將影響行業(yè)可持續(xù)發(fā)展。部分地區(qū)為抑制負電價采取的市場干預措施，也引發(fā)了關于“行政干預與市場調(diào)節(jié)邊界”的討論。如何在發(fā)揮價格信號作用與維護市場穩(wěn)定之間找到平衡，成為政策制定的重要課題。
構(gòu)建靈活高效的新型電力系統(tǒng)
面對負電價頻發(fā)趨勢，單純抑制價格波動并非良策，核心在于構(gòu)建“源網(wǎng)荷儲”協(xié)同互動的新型電力系統(tǒng)，提升系統(tǒng)靈活性和資源配置效率。國家能源局明確表示，負電價是電力市場的“信號燈”，應以此為契機推動系統(tǒng)性規(guī)劃、完善市場機制設計。
強化電源側(cè)靈活性是基礎。一方面，持續(xù)推進煤電靈活性改造，擴大深度調(diào)峰機組規(guī)模，降低最小技術出力，提升響應速度；另一方面，推動新能源電站“源網(wǎng)荷儲一體化”建設，要求新能源項目配套儲能設施或具備出力預測能力，提高可控性。四川在現(xiàn)貨市場規(guī)則調(diào)整中，要求負電價頻發(fā)時水電機組報量報價參與市場，正是通過約束電源側(cè)行為優(yōu)化供需平衡。
提升電網(wǎng)配置與儲能調(diào)節(jié)能力是關鍵。加快跨區(qū)跨省輸電通道建設，破解“西電東送”“北電南供”的通道阻塞問題，實現(xiàn)電力資源全國優(yōu)化配置。同時，擴大儲能規(guī)模、降低儲能成本，發(fā)展鋰離子電池、鈉離子電池、抽水蓄能等多元化儲能技術，構(gòu)建“短時儲能+長時儲能”的立體儲能體系。國際經(jīng)驗顯示，德國、美國加州等地區(qū)通過提高儲能配置比例，已有效縮短負電價持續(xù)時長。
完善市場機制是核心保障。優(yōu)化現(xiàn)貨市場價格上下限設計，既保留負電價的調(diào)節(jié)功能，又避免極端價格對市場的沖擊。健全“中長期+現(xiàn)貨+輔助服務”市場聯(lián)動機制，擴大輔助服務市場覆蓋范圍，讓調(diào)峰、調(diào)頻等靈活性資源獲得合理收益。多地推出的“填谷激勵”“虛擬電廠試點”，通過市場化手段激勵用戶側(cè)響應，為全國提供了有益借鑒?！?36號文”明確放寬現(xiàn)貨市場限價，考慮新能源通過額外收益來確定申報下限，正是市場機制完善的重要舉措。
激活用戶側(cè)響應潛力是重要補充。推廣分時電價、合理使用尖峰電價等市場化電價機制，讓用戶感受到價格波動的激勵與約束。聚合家庭儲能、智能空調(diào)、電動汽車等分散資源，發(fā)展虛擬電廠，鼓勵用戶在負電價時段增加用電、高峰時段減少用電，形成“削峰填谷”的協(xié)同效應。隨著電力市場化改革向終端用戶延伸，用戶側(cè)將從“被動接受”轉(zhuǎn)向“主動參與”，成為緩解供需失衡的重要力量。
在轉(zhuǎn)型陣痛中堅定能源變革方向
負電價頻發(fā)，是我國能源轉(zhuǎn)型進入深水區(qū)的鮮明標志。它既不是洪水猛獸，也不是無須關注的正?，F(xiàn)象，而是需要正視的“轉(zhuǎn)型陣痛”——新能源規(guī)?；l(fā)展必然帶來的供需波動，在電力市場化改革的催化下，以價格信號的形式集中呈現(xiàn)。
從國際經(jīng)驗來看，德國、法國、西班牙等國頻繁出現(xiàn)負電價。2024年德國負電價時長達468小時，占比5%，2025年上半年部分歐洲國家更是升至8%—9%。這表明，負電價是高比例新能源并網(wǎng)背景下的普遍現(xiàn)象，其核心價值在于通過價格信號引導資源優(yōu)化配置，推動電力系統(tǒng)向更靈活、更高效、更低碳的方向轉(zhuǎn)型。
未來10年，我國仍將保持年均2億千瓦以上的新能源裝機增長速度，2035年風光總裝機將力爭達到36億千瓦。這意味著，負電價現(xiàn)象還將持續(xù)，甚至可能在更多地區(qū)出現(xiàn)。與其被動應對，不如主動利用這一信號，加快新型電力系統(tǒng)建設，補齊調(diào)節(jié)能力短板，完善市場機制設計。持續(xù)推動儲能成本持續(xù)下降，跨區(qū)通道更加暢通，用戶響應更加積極，市場機制更加健全，讓負電價成為電力市場自我調(diào)節(jié)的“微調(diào)器”而非“警報器”。在這場能源變革中，負電價帶來的不僅是挑戰(zhàn)，更是推動我國電力系統(tǒng)實現(xiàn)質(zhì)的飛躍、邁向能源強國的重要機遇。
