負電價解碼系列 | 負電價頻現，背后藏著啥真相？

文/潘杰

在“雙碳”目標深入推進的背景下，我國能源結構正經歷深刻變革，風電、光伏等新能源產業實現跨越式發展，裝機容量連續多年位居全球首位，逐步從“補充能源”向“主力能源”轉型。

伴隨新能源高比例接入電力系統及電力市場化改革持續深化，“負電價”這一此前鮮為人知的市場現象，開始在國內多個省份頻繁出現，引發公眾廣泛關注與諸多誤解。

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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，生產者為規避設備損壞、合規罰款、產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。

比如原油會在特定交割節點、庫容滿庫時形成負價；天然氣受管道運力剛性、季節需求波動和關井成本高等因素制約，即便無極端突發事件，也可能因季節、區域層面的供需失衡出現負價。

電力現貨市場中，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象。其本質是發電企業為消納過剩電力、避免棄電損失，通過競價形成低于零的上網電價。供應過剩、需求不足時，發電企業通過“主動報出低于零的電價”爭取電力上網權，導致電價下行，在極端情況下跌破零，形成負電價。

當然，負電價的出現并非無序波動，我國大部分省份均設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，保障電力市場平穩運行。

國際石油與天然氣出現負價，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，電力也難以大規模儲存。我國電力現貨市場雖已出現負電價現象，但從電力存儲的全鏈條成本來看，負電價始終表現出深度有限、持續時間可控的特征。

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算邏輯與影響范圍上存在本質差異：我國電力市場最終結算電價并非僅由現貨電價單一決定，在用電側從未出現過真正意義上的“負電費”。

對用戶側而言，工商業用戶用電價格由上網電價、輸配電價、系統運行費用等部分組成，即便上網電價為負，疊加各項費用后，最終結算電價仍為正值。而居民及農業用戶執行政府目錄電價，未與現貨市場價格直接掛鉤，不直接受負電價波動影響。

對發電側而言，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，極易導致現貨市場電量敞口過大，引發發電側出現“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電義務，同樣可能導致發電側“負電費”。

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負電價不可避免

負電價的出現是多重因素疊加的必然結果，具體可歸結為三大核心誘因：

第一，電力商品的實時平衡特性。由于電力無法大規模儲存，供需的瞬時剛性匹配是保障電網安全的前提。一旦供給持續超過需求，且常規調節手段用盡，現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濟表現，更是系統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、防范電網失穩的關鍵功能。負電價的出現，實質是市場機制為維持系統實時平衡所采取的極端調節手段，其背后指向的是電力系統安全運行的深層挑戰。

第二，新能源發電的不可控性。夜間或凌晨時段，社會用電需求大幅下降，電網負荷處于低位，但風電發電量因夜間風速穩定持續攀升，導致電力供應遠超需求；中午時段，光伏大發，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模發電，同樣引發電力過剩。同時，新能源普遍變動成本極低，使得企業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。

第三，系統消納能力的現實約束。當前電力系統中，火電等傳統機組承擔重要調峰任務和民生保障職責，但其啟停成本高、周期長，無法快速響應電網調峰需求，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整出力。

盡管電化學儲能與抽水蓄能的單位建設成本隨技術迭代、規模化發展呈穩步下降態勢，但在新能源裝機占比持續提升、電力系統調峰需求剛性增長的行業背景下，新型儲能與抽蓄設施的整體建設及全生命周期運營成本依然居高不下。

抽水蓄能領域，傳統項目單位千瓦初始投資仍達3500-4500元；電化學儲能方面，磷酸鐵鋰儲能系統單位成本雖降至0.55元/Wh以下，但規模化配套落地仍需巨額資金投入。當前儲能應用已呈現邊際效果遞減特征，且儲能裝機的持續擴容將顯著推高電力系統整體成本，拉高用戶側最終電價水平，存在明顯的物理和經濟極限。

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負電價是普遍現象

隨著新能源產業快速發展和電力市場化改革持續深化，負電價已不再是國內個別地區的特殊現象，而是在全球范圍內廣泛出現。

國際上德國、法國等電力市場化成熟度較高的國家，均多次出現負電價現象，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，而是能源轉型到一定階段的必然產物。

我國負電價最早出現在山東電力現貨市場，此后呈現“從偶發到常態化、從局部到廣泛”的發展趨勢。2025年1月19日、20日浙江電力現貨市場因春節期間工業負荷下降，疊加晴好天氣下光伏大發，電力供需失衡，連續兩日觸及負電價；內蒙古作為全國新能源裝機第一大省，蒙西電網在2025年4月新能源發電大增導致電力供給不平衡，觸發負電價；2025年11月16日，由于粵東、粵西等新能源富集區發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負電價。從國際來看，負電價持續時間呈增長態勢。

2024年德國因新能源大發，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年繼續增長至573小時；2024年芬蘭因新建核電機組并網，全年負電價時長超700小時；2024年，西班牙光伏發電量連續第六年創新高，同比增長18.9%，同年首次出現負電價，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

歸根結底，負電價并非能源轉型的絆腳石，而是倒逼電力系統優化升級、推動能源資源合理配置的信號燈。這一市場信號同時警示，新能源發展需錨定規劃目標、把控建設節奏，立足電力系統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，推動新能源產業與電力系統協調適配、高質量發展。

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

負電價的常態化顯現，更深刻揭示了新能源高比例接入背景下電力系統運行邏輯的根本性變革。傳統電力生產、調度與消費模式已難以適配能源轉型發展需求，唯有加快深化電力市場化改革，持續完善市場機制，全面提升電力系統靈活調節與新能源消納能力，才能穩步構建新能源占比穩步提升的新型電力系統，推動能源轉型行穩致遠

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