中国储能网讯：随着新型电力系统建设步伐加快，电力供应过剩、系统调节能力不足、需求侧弹性不足等问题日益凸显，负电价现象在多省区现货市场频繁显现。负电价并非偶然的市场现象，而是电力商品在特定时空条件下供需关系的体现，更是电力市场向系统释放的灵活性资源需求信号。负电价信号驱动储能、虚拟电厂、火电灵活性改造与用户侧能源管理协同发展，有效激活支撑高比例新能源消纳与系统安全稳定运行的系统调节能力，逐步构成支撑新型电力系统稳定运行的“弹性底座”。

推动储能从被动配建迈向市场驱动

在电力现货市场全面运行之前，储能项目多作为新能源场站的配套设施存在，主要依靠政策强制配建要求或有限的示范项目补贴推进，运营模式较为被动。这种计划式的配置方式，并非基于电力系统全局优化的经济调度，导致储能无法充分参与系统灵活调节，也难以精准响应电力供需的实时变化。

而电力现货市场中的零电价与负电价时段，为储能发展创造了清晰的峰谷价差套利空间，推动其运营模式发生根本性转变。储能项目可通过在低价甚至负电价时段充电、高价时段放电，获取直接的市场化收益。这种基于市场价格信号的主动运营策略，让储能项目的收益与其为系统提供的削峰填谷价值直接挂钩，不仅明确了储能在电力系统中的功能定位，更让项目投资回收周期变得清晰可测，极大激发了市场主体的投资热情。

山东作为我国首批电力现货市场试点省份，在储能参与市场交易的探索中走在全国前列。《山东电力市场规则（试行）》明确，独立新型储能项目可作为经营主体直接参与电力市场交易，为储能市场化发展奠定制度基础。2025年，山东电力现货市场负电价小时数超1500小时，清晰的市场规则与可观的价格价差，进一步点燃了省内独立储能项目的投资热度。截至2025年12月末，山东新型储能装机容量达1004.5万千瓦，同比增长约40%；其中54座储能电站参与电力现货市场交易，总容量达689.9万千瓦。山东已然成为全国储能商业化发展的前沿阵地，而负电价信号正是推动储能项目从被动配建转向市场驱动的关键力量。

赋予虚拟电厂电力价值标尺

虚拟电厂的核心能力，在于聚合与优化海量、分散的分布式电源、可调节负荷和用户侧储能资源，挖掘系统潜在的调节能力。其发展过程中的核心瓶颈之一，是如何为其提供的聚合协调服务科学定价、规范结算。负电价这一价格信号的出现，恰好为虚拟电厂的聚合服务明确了价值标尺与衡量机制。

当市场出现负电价信号时，意味着电力系统短期内电力供应严重过剩，此时虚拟电厂运营商可迅速响应市场需求，通过价格信号引导或事前合约约定，推动其聚合的工业园区调整生产流程、商业楼宇调节空调负荷、电动汽车充电桩实施智能充电等，充分消纳系统过剩电力。参与调节的市场主体，也可通过这一行为获得相应的经济补偿，或大幅节省电费支出，实现共赢。

目前，我国已有多个省区开展虚拟电厂参与电力现货市场的实践探索，相关规则体系与运营模式不断完善。2025年4月，浙江省印发《浙江省虚拟电厂建设管理实施细则（试行）》，在全国率先建立起虚拟电厂全流程管理规范。当地首次组织新型市场主体响应，共有19家虚拟电厂参与，最大调节负荷达29万千瓦，背后聚合充电桩、分布式光伏、用户侧储能等265家用户资源。广东省也出台了虚拟电厂参与市场交易的配套规则，2025年12月，首批5家虚拟电厂交易单元正式以“报量报价”模式参与电力现货市场交易，总调节容量约3300万千瓦。各地相关规则的落地实施、价格机制的有效发挥，为虚拟电厂参与市场交易筑牢坚实基础。负电价信号正通过虚拟电厂这一载体，深入渗透用户侧用能终端，充分挖掘电力系统隐藏的调节潜力，让分散资源形成调节合力。

驱动火电加速向灵活性资源转型

传统火电机组在设计上以稳定发电为设计目标，普遍存在灵活性不足等问题。频繁启停与深度调节不仅加剧设备损耗，也难以有效应对风电、光伏大规模并网带来的功率剧烈波动，无法满足新型电力系统对快速调节能力的需求。因此，传统火电机组亟需开展灵活性改造，提升自身调节能力，以更好地适应新型电力系统的运行需求。

这一转型需求，在调节压力突出的区域尤为紧迫。以东北区域为例，截至2025年底，区域内风电、光伏装机占比已超过46%，冬季供热期“以热定电”的运行模式严重制约了调节能力。在此背景下，东北区域内火电应加速推进灵活性改造，聚焦“热电解耦”核心技术，通过加装储热罐、电锅炉等措施，让火电机组在保障供热的前提下，大幅提升发电出力的可调范围，兼顾供热需求与系统调节需求。

其他地区也结合自身特点，开展了形式多样的改造实践。例如，大唐临清热电积极探索“火电机组+调频储能+电锅炉”联合运行模式；云南电投曲靖电厂构建灵活高效的煤种掺配体系，将机组负荷调节时间从传统的小时级压缩至分钟级；江苏国信扬州电厂通过技术改造，将最小技术出力从30%额定负荷降至15%，进一步拓展调节能力。这一系列差异化的灵活性改造，既有效保障了新能源消纳空间，又稳定了电力系统实时供需平衡，有助于让负电价现象出现的频次逐步降低。

2025年，我国热电行业灵活性改造投资超300亿元，投资规模持续加码，改造后机组平均调节能力提升40%以上，有效增强新型电力系统弹性底座的上下弹性，让系统应对供需波动的能力进一步提升。

激励用户侧能效管理优化

负电价信号对推动用户侧用能管理的合理化、精细化升级具有显著的引导与激励作用，让用户侧成为电力系统调节的重要参与方。

一方面，负电价能有效引导用户侧促使用户科学调整用电行为。批发市场用户可以借助智慧购电交易平台等工具，根据电价及时调整生产方式、优化用电曲线，从而有效降低用电成本。在此过程中，用户能源管理策略也从简单的“避峰用电”，逐步升级为更系统、更主动的市场响应。另一方面，负电价信号也为终端能源替代提供了动力，催生了新的负荷增长点。新疆通过一系列政策，持续推进“煤改电”清洁能源供暖改造工程，降低采暖成本。内蒙古等地基于现货市场价格信号，规划建设绿色氢氨产业项目。负电价时段成为生产绿色氢能的低成本窗口，配合可再生能源消纳与储能调动，实现了能源价值跃升。

用户侧基于负电价信号开展的各类能效管理行动，实现了个人经济效益与系统运行效益的双重优化。对用户自身而言，负电价下的能效管理可有效降低用电成本，提升能效水平与市场竞争力。从电力系统整体层面来看，这一行为推动用电负荷的科学错峰与合理分布，促进了新能源的高效消纳，有效减缓了系统调节负担，让用户侧用电行为与电力系统运行需求更适配。

综上所述，负电价绝非市场机制的瑕疵或运行问题，而是立足我国国情、深化电力市场化改革的必由之路，更是电力市场走向成熟的重要标志。它精准凸显了新型电力系统中调节能力的稀缺性与高价值，推动储能、虚拟电厂等新兴产业发展，明晰了火电在电力系统中的功能定位，优化了用户侧能效管理，使多方调节能力被充分激活。只有理性认知负电价的信号价值，将其作为构建新型电力系统的重要市场化引擎，强化系统调节能力，加快夯实新型电力系统的“弹性底座”，才能高质量推动能源转型，稳步迈向清洁、灵活、安全、经济的能源发展新格局。

（作者系电力行业从业人员，本文为作者个人观点，不代表本刊立场。）