中国储能网讯：在电力现货市场的加持下，电能的商品属性更加凸显，而负电价的出现则让用户在享受到电费实惠的同时对电力市场化建设有了更多的期待。

2025年9月，四川电力现货市场出现全天负电价，最低-0.05元/千瓦时；1月，浙江市场两度跌至-0.2元/千瓦时。此外，山东2024年“五一”期间更是出现连续22小时负电价。从山东、浙江到内蒙古、四川，负电价正从偶发事件演变为电力现货市场全覆盖后的正常现象。

10月31日，国家能源局明确回应，负电价是电力供需时段性不平衡的直接体现，也是新能源消纳通过现货市场价格的直接反映。随着新能源全面入市和现货市场机制完善，这一现象未来可能更频繁出现。

 “负电价不是市场失灵，而是能源转型到特定阶段的必然产物。”中电联监事长潘跃龙曾经指出，这一现象背后，是新能源规模化发展、电力市场化改革与系统调节能力不足的三重交织，既暴露了能源转型的深层矛盾，也为新型电力系统建设指明了方向。

从偶发到频现

负电价在我国的演进轨迹，清晰折射出能源结构与市场机制的双重变革。从2019年首次出现到如今多省频发，其覆盖范围、持续时长和影响深度都在不断升级，成为观察能源转型进程的重要窗口。

2019年，山东电力现货市场诞生国内首个负电价，最低至-0.04元/千瓦时，彼时这一现象还被视为市场试点中的“特殊情况”，全年出现时长占比不足1%。转折点出现在2023年，山东全年负电价时长逼近1000小时，占比超11%，标志着负电价从“偶发”变为“频发”。2025年更是迎来多省爆发，1月浙江首次出现-0.2元/千瓦时的深度负电价，4月蒙西电网最低至-0.004元/千瓦时，9月四川创下全天负电价的纪录，截至目前已有5个省级现货市场出现明确负电价记录。

地域分布上，负电价呈现鲜明的聚集特征。山东作为新能源装机大省，光伏装机容量全国第一，风电装机位列全国第五，新能源占比超45%，同时作为全国首个结算电量破万亿千瓦时的现货市场，其2024年日前和实时市场负电价占比分别达到11%和14%，成为负电价最典型的地区。浙江则凭借-0.2元/千瓦时的全国最低限价和40%以上的新能源渗透率，成为经济发达地区负电价的代表。而四川的案例尤为特殊，其新能源装机仅2500万千瓦，远低于山东、内蒙古等地，但因水电占比高达73%，2025年9月水电上网电量同比激增34.7%，叠加气温下降用电需求降低18.1%，最终出现全天负电价，凸显了可再生能源主导的电力系统的调节难题。

时间规律上，负电价的出现高度集中。数据显示，国内80%以上的负电价发生在春节、国庆等长假期或午间及夜间时段。这些时段的共同特征是工业负荷骤降——节假日工业用电较平日下降30%—50%，而光伏午间大发、风电夜间出力稳定，形成“发电多、用电少”供大于求的局面。

需要澄清的是，负电价不等于“负电费”。国家能源局近期明确指出，我国电力市场采用“中长期+现货+辅助服务”的架构，现货交易电量占比通常在10%以内，90%以上电量通过中长期合同锁定了价格。对居民用户而言，目录销售电价未与市场挂钩，不受现货波动影响；工商业用户则可通过调整用电时段规避风险，甚至利用负电价降低成本。比如，四川某铝锭企业在负电价当天满负荷生产，既节省了电费，又完成了环保指标，实现双赢。

供需、机制与系统的三重驱动

负电价的形成并非单一因素导致，而是电力系统物理特性、市场机制设计与能源转型阶段共同作用的结果。其核心逻辑是“供过于求的结构性失衡”，而市场规则与系统调节能力则放大或缓解了这一矛盾。

在9月于杭州举行的“2025电力市场秋季论坛”上，清华大学电机系副教授、能源互联网创新研究院能源交易平台研究室主任郭鸿业表示，负电价包括两类：一类是固有负电价，在高比例可再生能源条件下，只要采用电力市场模式并遵循电力系统的物理运行规律，这种负电价就难以彻底避免，另一类是由特殊机制引发的机制负电价，比如保守的收益保障结算、高比例中长期合约、用户侧价格传导受阻以及极端竞争等导致的负电价。

无论如何，供需错配才是负电价形成的核心原因。电力商品即时生产、瞬间消费的特性，决定了供需平衡是系统稳定的关键。随着全国新能源装机突破17亿千瓦、占总装机容量比重达到48%，风电、光伏的“随机性、波动性”成为最大变量——晴天正午光伏出力可达额定容量的90%以上，大风时段风电出力可短时翻倍，而天气变化又会导致出力快速变化。这种不可控性与负荷低谷期的需求萎缩相遇，便会引发明显的供过于求。四川2025年9月的负电价正是如此，水电、新能源出力同步大增，而气温下降导致制冷用电锐减，工业用电增速放缓，最终形成电力“刚性过剩”。

市场机制设计为负电价提供了制度空间。价格下限设置是直接政策依据，目前山东、浙江、四川等省均将现货电价下限设定为负值，其中浙江最低至-0.2元/千瓦时，四川为-0.05元/千瓦时。这种规则设计的初衷是发挥价格信号调节作用，但在供需严重失衡时，便为负电价打开了“通道”。同时，现货市场“边际出清”机制进一步强化了这一现象：新能源机组边际成本接近零，为抢占发电量往往报出极低价格甚至负价格；火电机组为避免支付大量的启停成本，也会在负荷低谷报负价维持机组运行。当这些报出负价的机组成为边际机组时，整个市场的出清价便会降至负值。

更重要的是，现有的收益保障体系降低了企业报负价的顾虑。新能源企业可通过中长期合约、绿证交易、CCER等渠道获得额外收益，即便现货部分报负价，综合收益仍能覆盖成本。部分企业甚至愿意牺牲短期电能量收益，通过报负价抢占发电量，以获取更多环境权益收益，形成“电量亏损、权益补亏”的模式。国家能源局数据显示，四川负电价时段水电结算均价为183元/兆瓦时，仍然略高于9月的月度均价，叠加各类补贴后，发电企业总体收益未受明显影响。

系统调节能力不足则让负电价从“短时”变为“长时”。传统煤电机组大多最小技术出力在30%—40%，难以进一步深度压缩出力，即便完成灵活性改造，仍有部分机组无法适应新能源波动。另外，电网跨区配置能力不足也加剧了局部新能源出力过剩，新能源资源集中的西北、华北地区，过剩电力难以通过跨区通道输送至东南负荷中心，只能在本地形成负电价。同时，用户侧响应能力不足进一步削弱了调节效果，居民和中小企业对电价信号不敏感，具备调节潜力的工业用户、数据中心尚未完全纳入需求响应体系，无法在负电价时段主动增加消纳能力。

挑战与机遇的双重变奏

负电价频发，如同电力系统的“晴雨表”，既暴露了能源转型的阶段性难题，也释放了推动系统升级的积极信号。其影响并非单向，而是在不同市场主体间呈现差异化特征，既带来短期挑战，也孕育长期机遇。

 “负电价的出现，给电力市场各参与方都带来不同程度的冲击和机遇。”郭鸿业认为，“短期来看，频繁的负电价增加了发电企业的收益不确定性，发电商需要调整出力安排以规避亏损。从长期而言，负电价将改变电源的投资结构，推动市场交易品种走向多元化。”

负电价加速了发电企业的角色转型。煤电机组首当其冲，基荷发电份额持续下降，在负电价压力下，不得不从“主力电源”转向“灵活性调节电源”。通过技术改造降低最小出力、优化运营策略赚取峰谷价差、参与辅助服务市场获取额外收益，成为煤电企业的必然选择。据了解，目前全国灵活调节煤电机组规模超过6亿千瓦，越来越多燃煤机组通过深度调峰实现盈利。对新能源企业而言，负电价倒逼其从“规模扩张”转向“精细运营”，提升出力预测精度、配置储能设施、参与需求响应，成为应对市场波动的关键举措。

 “如果价格覆盖不住成本，那么发展新能源必须回归理性，现阶段新能源利润不足，那就转而发展储能或者虚拟电厂。等价格起来后再上新能源，必须随市场应变。”在山西，一位长期参与电力市场设计的央企从业者这样告诉记者。

负电价是电力系统优化升级的“催化剂”。短期来看，负电价频繁出现意味着系统调节能力不足，部分地区甚至出现“弃风弃光”风险；但长期来看，价格信号正在引导资源优化配置。高比例新能源并网需要更强大的调节体系，负电价的出现直接推动了储能、虚拟电厂、跨区输电通道等领域的投资。据统计，截至2025年6月底，我国电力储能累计装机1.6亿千瓦，同比增长59%，其中新型储能累计装机1.01万千瓦，同比增长110%，正是市场对于电价信号的直接回应。四川在负电价频发后，迅速调整现货市场规则，通过优化水电报价机制抑制极端价格，也体现了市场规则的动态完善。

负电价为产业经济创造了新的发展机遇。数据中心、电解铝、氢能等高耗能产业，可利用负电价时段低成本生产，降低整体运营成本。对普通用户而言，随着家庭储能、智能充电桩等设施的普及，未来可通过在负电价时段充电储能、高峰时段反馈电网，成为电力市场的“参与者”，而非单纯的“消费者”。有机构预测，随着储能成本降至1.5元/瓦时以下，家庭储能投资回收期将缩短至5—7年，预示着普通用户参与电力市场的门槛也将大幅降低。

 “如果现货负价的频次和时长不断蔓延，一定会影响中长期合同的签约量和签约价。”上述人士根据自己多年的从业经验向记者表示，“这就体现了现货市场发现价格的功能，既然已知在现货市场上可以拿到负价电，售电公司和用户何苦去高价签中长期合同，结果就是要么压低中长期合同价格，要么少签或者不签中长期合同。”

若负电价长期频繁出现，可能导致新能源企业中长期合约签约压力增大，叠加弃风弃光问题，将影响行业可持续发展。部分地区为抑制负电价采取的市场干预措施，也引发了关于“行政干预与市场调节边界”的讨论。如何在发挥价格信号作用与维护市场稳定之间找到平衡，成为政策制定的重要课题。

构建灵活高效的新型电力系统

面对负电价频发趋势，单纯抑制价格波动并非良策，核心在于构建“源网荷储”协同互动的新型电力系统，提升系统灵活性和资源配置效率。国家能源局明确表示，负电价是电力市场的“信号灯”，应以此为契机推动系统性规划、完善市场机制设计。

强化电源侧灵活性是基础。一方面，持续推进煤电灵活性改造，扩大深度调峰机组规模，降低最小技术出力，提升响应速度；另一方面，推动新能源电站“源网荷储一体化”建设，要求新能源项目配套储能设施或具备出力预测能力，提高可控性。四川在现货市场规则调整中，要求负电价频发时水电机组报量报价参与市场，正是通过约束电源侧行为优化供需平衡。

提升电网配置与储能调节能力是关键。加快跨区跨省输电通道建设，破解“西电东送”“北电南供”的通道阻塞问题，实现电力资源全国优化配置。同时，扩大储能规模、降低储能成本，发展锂离子电池、钠离子电池、抽水蓄能等多元化储能技术，构建“短时储能+长时储能”的立体储能体系。国际经验显示，德国、美国加州等地区通过提高储能配置比例，已有效缩短负电价持续时长。

完善市场机制是核心保障。优化现货市场价格上下限设计，既保留负电价的调节功能，又避免极端价格对市场的冲击。健全“中长期+现货+辅助服务”市场联动机制，扩大辅助服务市场覆盖范围，让调峰、调频等灵活性资源获得合理收益。多地推出的“填谷激励”“虚拟电厂试点”，通过市场化手段激励用户侧响应，为全国提供了有益借鉴。“136号文”明确放宽现货市场限价，考虑新能源通过额外收益来确定申报下限，正是市场机制完善的重要举措。

激活用户侧响应潜力是重要补充。推广分时电价、合理使用尖峰电价等市场化电价机制，让用户感受到价格波动的激励与约束。聚合家庭储能、智能空调、电动汽车等分散资源，发展虚拟电厂，鼓励用户在负电价时段增加用电、高峰时段减少用电，形成“削峰填谷”的协同效应。随着电力市场化改革向终端用户延伸，用户侧将从“被动接受”转向“主动参与”，成为缓解供需失衡的重要力量。

在转型阵痛中坚定能源变革方向

负电价频发，是我国能源转型进入深水区的鲜明标志。它既不是洪水猛兽，也不是无须关注的正常现象，而是需要正视的“转型阵痛”——新能源规模化发展必然带来的供需波动，在电力市场化改革的催化下，以价格信号的形式集中呈现。

从国际经验来看，德国、法国、西班牙等国频繁出现负电价。2024年德国负电价时长达468小时，占比5%，2025年上半年部分欧洲国家更是升至8%—9%。这表明，负电价是高比例新能源并网背景下的普遍现象，其核心价值在于通过价格信号引导资源优化配置，推动电力系统向更灵活、更高效、更低碳的方向转型。

未来10年，我国仍将保持年均2亿千瓦以上的新能源装机增长速度，2035年风光总装机将力争达到36亿千瓦。这意味着，负电价现象还将持续，甚至可能在更多地区出现。与其被动应对，不如主动利用这一信号，加快新型电力系统建设，补齐调节能力短板，完善市场机制设计。持续推动储能成本持续下降，跨区通道更加畅通，用户响应更加积极，市场机制更加健全，让负电价成为电力市场自我调节的“微调器”而非“警报器”。在这场能源变革中，负电价带来的不仅是挑战，更是推动我国电力系统实现质的飞跃、迈向能源强国的重要机遇。