文/潘杰

在“雙碳”目標深入推進的背景下，我國能源結(jié)構(gòu)正經(jīng)歷深刻變革，風電、光伏等新能源產(chǎn)業(yè)實現(xiàn)跨越式發(fā)展，裝機容量連續(xù)多年位居全球首位，逐步從“補充能源”向“主力能源”轉(zhuǎn)型。

伴隨新能源高比例接入電力系統(tǒng)及電力市場化改革持續(xù)深化，“負電價”這一此前鮮為人知的市場現(xiàn)象，開始在國內(nèi)多個省份頻繁出現(xiàn)，引發(fā)公眾廣泛關(guān)注與諸多誤解。

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什么是負電價？

在極端市場條件下，當商品的交割、運輸、存儲或處理綜合成本超過其自身市場價值時，生產(chǎn)者為規(guī)避設(shè)備損壞、合規(guī)罰款、產(chǎn)能永久損失等更大間接損失，往往會被迫倒貼費用讓買方取走商品，這一現(xiàn)象即為負價格，各類商品在特定供需與市場約束下均有可能出現(xiàn)。

比如原油會在特定交割節(jié)點、庫容滿庫時形成負價；天然氣受管道運力剛性、季節(jié)需求波動和關(guān)井成本高等因素制約，即便無極端突發(fā)事件，也可能因季節(jié)、區(qū)域?qū)用娴墓┬枋Ш獬霈F(xiàn)負價。

電力現(xiàn)貨市場中，負電價是因時段性供需失衡導致市場出清價格低于零的特殊市場化現(xiàn)象。其本質(zhì)是發(fā)電企業(yè)為消納過剩電力、避免棄電損失，通過競價形成低于零的上網(wǎng)電價。供應過剩、需求不足時，發(fā)電企業(yè)通過“主動報出低于零的電價”爭取電力上網(wǎng)權(quán)，導致電價下行，在極端情況下跌破零，形成負電價。

當然，負電價的出現(xiàn)并非無序波動，我國大部分省份均設(shè)置電價波動范圍限制，避免價格過度下跌沖擊市場主體運營，保障電力市場平穩(wěn)運行。

國際石油與天然氣出現(xiàn)負價，核心原因在于其倉儲容量飽和以及高昂的物理存儲與交割成本。與之類似，電力也難以大規(guī)模儲存。我國電力現(xiàn)貨市場雖已出現(xiàn)負電價現(xiàn)象，但從電力存儲的全鏈條成本來看，負電價始終表現(xiàn)出深度有限、持續(xù)時間可控的特征。

例如，WTI原油期貨價格曾一度跌至-40.32美元/桶，荷蘭TTF天然氣現(xiàn)貨價格也一度觸及-15歐元/兆瓦時；而我國電力負電價則多為溫和水平，大多處于-200元/MWh至-50元/MWh之間。

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負電價并非不花錢

需要明確的是，“負電價”既不意味著“用電不花錢”，更不等于“用電能賺錢”。負電價與負電費在結(jié)算邏輯與影響范圍上存在本質(zhì)差異：我國電力市場最終結(jié)算電價并非僅由現(xiàn)貨電價單一決定，在用電側(cè)從未出現(xiàn)過真正意義上的“負電費”。

對用戶側(cè)而言，工商業(yè)用戶用電價格由上網(wǎng)電價、輸配電價、系統(tǒng)運行費用等部分組成，即便上網(wǎng)電價為負，疊加各項費用后，最終結(jié)算電價仍為正值。而居民及農(nóng)業(yè)用戶執(zhí)行政府目錄電價，未與現(xiàn)貨市場價格直接掛鉤，不直接受負電價波動影響。

對發(fā)電側(cè)而言，若中長期合約簽約比例偏低，且場站位于因歷史原因形成的資源過度集中、電價偏低區(qū)域，或新能源場站的機制電量競價成交比例未達預期，極易導致現(xiàn)貨市場電量敞口過大，引發(fā)發(fā)電側(cè)出現(xiàn)“負電費”的情況。反之，若中長期簽約比例過高，且在電價高位時段未能按約定履行發(fā)電義務，同樣可能導致發(fā)電側(cè)“負電費”。

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負電價不可避免

負電價的出現(xiàn)是多重因素疊加的必然結(jié)果，具體可歸結(jié)為三大核心誘因：

第一，電力商品的實時平衡特性。由于電力無法大規(guī)模儲存，供需的瞬時剛性匹配是保障電網(wǎng)安全的前提。一旦供給持續(xù)超過需求，且常規(guī)調(diào)節(jié)手段用盡，現(xiàn)貨電價便可能跌至零以下，形成負電價。這不僅是電力過剩的經(jīng)濟表現(xiàn)，更是系統(tǒng)安全面臨壓力的重要預警，價格信號在此情境下直接承擔了引導供需再平衡、防范電網(wǎng)失穩(wěn)的關(guān)鍵功能。負電價的出現(xiàn)，實質(zhì)是市場機制為維持系統(tǒng)實時平衡所采取的極端調(diào)節(jié)手段，其背后指向的是電力系統(tǒng)安全運行的深層挑戰(zhàn)。

第二，新能源發(fā)電的不可控性。夜間或凌晨時段，社會用電需求大幅下降，電網(wǎng)負荷處于低位，但風電發(fā)電量因夜間風速穩(wěn)定持續(xù)攀升，導致電力供應遠超需求；中午時段，光伏大發(fā)，此時社會用電多處于午休時段，整體需求無法匹配光伏大規(guī)模發(fā)電，同樣引發(fā)電力過剩。同時，新能源普遍變動成本極低，使得企業(yè)在電力過剩時段更傾向于低價甚至負價競爭，進一步推動負電價的出現(xiàn)。

第三，系統(tǒng)消納能力的現(xiàn)實約束。當前電力系統(tǒng)中，火電等傳統(tǒng)機組承擔重要調(diào)峰任務和民生保障職責，但其啟停成本高、周期長，無法快速響應電網(wǎng)調(diào)峰需求，電力過剩時段難以及時停機，加劇了供應過剩。這一現(xiàn)象在北方冬季尤為突出，火電機組需維持一定出力保障供暖，即便新能源大發(fā)導致電力過剩，也無法隨意停機。

此外，核電機組啟停周期更長、成本更高，且出于安全考慮也無法頻繁啟停；大型水電機組受來水條件約束，部分還承擔防洪、灌溉任務，無法完全按市場價格調(diào)整出力。

盡管電化學儲能與抽水蓄能的單位建設(shè)成本隨技術(shù)迭代、規(guī)模化發(fā)展呈穩(wěn)步下降態(tài)勢，但在新能源裝機占比持續(xù)提升、電力系統(tǒng)調(diào)峰需求剛性增長的行業(yè)背景下，新型儲能與抽蓄設(shè)施的整體建設(shè)及全生命周期運營成本依然居高不下。

抽水蓄能領(lǐng)域，傳統(tǒng)項目單位千瓦初始投資仍達3500-4500元；電化學儲能方面，磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)單位成本雖降至0.55元/Wh以下，但規(guī)?；涮茁涞厝孕杈揞~資金投入。當前儲能應用已呈現(xiàn)邊際效果遞減特征，且儲能裝機的持續(xù)擴容將顯著推高電力系統(tǒng)整體成本，拉高用戶側(cè)最終電價水平，存在明顯的物理和經(jīng)濟極限。

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負電價是普遍現(xiàn)象

隨著新能源產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展和電力市場化改革持續(xù)深化，負電價已不再是國內(nèi)個別地區(qū)的特殊現(xiàn)象，而是在全球范圍內(nèi)廣泛出現(xiàn)。

國際上德國、法國等電力市場化成熟度較高的國家，均多次出現(xiàn)負電價現(xiàn)象，充分說明負電價是新能源高比例接入與電力市場化深化的共性特征，并非個例或亂象，而是能源轉(zhuǎn)型到一定階段的必然產(chǎn)物。

我國負電價最早出現(xiàn)在山東電力現(xiàn)貨市場，此后呈現(xiàn)“從偶發(fā)到常態(tài)化、從局部到廣泛”的發(fā)展趨勢。2025年1月19日、20日浙江電力現(xiàn)貨市場因春節(jié)期間工業(yè)負荷下降，疊加晴好天氣下光伏大發(fā)，電力供需失衡，連續(xù)兩日觸及負電價；內(nèi)蒙古作為全國新能源裝機第一大省，蒙西電網(wǎng)在2025年4月新能源發(fā)電大增導致電力供給不平衡，觸發(fā)負電價；2025年11月16日，由于粵東、粵西等新能源富集區(qū)發(fā)電能力遠超本地消納能力及外送容量，廣東電力市場首次出現(xiàn)負電價。從國際來看，負電價持續(xù)時間呈增長態(tài)勢。

2024年德國因新能源大發(fā)，疊加核電等機組無法快速降出力等因素，全年負電價時長468小時，2025年繼續(xù)增長至573小時；2024年芬蘭因新建核電機組并網(wǎng)，全年負電價時長超700小時；2024年，西班牙光伏發(fā)電量連續(xù)第六年創(chuàng)新高，同比增長18.9%，同年首次出現(xiàn)負電價，累計時長247小時，2025年時長翻倍，成為歐洲負電價增長最快的國家之一。

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負電價并非絆腳石

歸根結(jié)底，負電價并非能源轉(zhuǎn)型的絆腳石，而是倒逼電力系統(tǒng)優(yōu)化升級、推動能源資源合理配置的信號燈。這一市場信號同時警示，新能源發(fā)展需錨定規(guī)劃目標、把控建設(shè)節(jié)奏，立足電力系統(tǒng)消納能力與配套支撐水平科學推進，堅決避免盲目超前、無序建設(shè)，推動新能源產(chǎn)業(yè)與電力系統(tǒng)協(xié)調(diào)適配、高質(zhì)量發(fā)展。

負電價的出現(xiàn)，對電力市場各參與主體形成精準引導與倒逼：對新能源企業(yè)而言，其引導企業(yè)強化發(fā)電功率預測、優(yōu)化投資布局，通過中長期合約鎖定平穩(wěn)收益；對傳統(tǒng)火電企業(yè)而言，其倒逼企業(yè)向“調(diào)節(jié)頂峰+民生保供”雙重角色轉(zhuǎn)型，加快推進熱電解耦等靈活性改造，通過增設(shè)熱儲能、打造獨立調(diào)熱能力打破“以熱定電”約束，依托容量電價、輔助服務市場獲取穩(wěn)定收益；對工商業(yè)用戶而言，負電價成為生產(chǎn)用能的調(diào)度指南，引導用戶通過錯峰用電降低用能成本。

負電價的常態(tài)化顯現(xiàn)，更深刻揭示了新能源高比例接入背景下電力系統(tǒng)運行邏輯的根本性變革。傳統(tǒng)電力生產(chǎn)、調(diào)度與消費模式已難以適配能源轉(zhuǎn)型發(fā)展需求，唯有加快深化電力市場化改革，持續(xù)完善市場機制，全面提升電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)與新能源消納能力，才能穩(wěn)步構(gòu)建新能源占比穩(wěn)步提升的新型電力系統(tǒng)，推動能源轉(zhuǎn)型行穩(wěn)致遠

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