今年1月，浙江電力現貨市場連續兩日出現負電價，成為行業內外關注的輿論焦點，產生了諸如“電費為何倒貼”“市場是不是失靈了”等疑問，甚至引發了大家對新能源發展前景的擔憂。客觀地講，隨著可再生能源的占比不斷提高，現貨市場中出現負電價是預料之中的，并且電力市場管理部門和運營機構也提前做了相應準備，“負電價”的現象也可以作為我國電力市場發展進程中的一個典型案例進行分析。此次事件讓社會了解到，現貨出清環節短時負電價釋放的是市場信號，發揮系統調節作用，電力中長期合約仍占據主要比例，發揮保供穩價的作用，電力市場交易結算均價總體平穩。新能源全面參與電力市場后，仍能通過機制保障促進其可持續發展。

　　回顧我國電力市場化改革歷程，從2021年山東首次出現負電價時引起的廣泛關注，到如今浙江市場能夠以更成熟的機制應對價格波動，這一變化深刻反映出電力商品屬性從理論走向實踐的深化過程。負電價并不是什么可怕的“洪水猛獸”，而是電力現貨市場實時供需變化的真實反映。隨著我國風光新能源裝機占比超過40%，以及負荷峰谷差持續拉大，“能漲能降”的市場價格機制，正是市場機制放開后必然釋放出的活力體現。

　　需要理性客觀地認識負電價現象，總結市場發展規律

　　電力現貨的負電價現象，在全球主要電力市場中并不少見，由于不同市場在規則彈性、調節能力、跨區協同等方面存在差異，最終導致負電價現象在時空分布特征和呈現方式上各有不同。

　　以國外典型電力市場為例，德國2024年春季，大風季風電占比25%、跨國電力市場調節能力較強，單次最長持續6小時，最低價達-80歐元/兆瓦時;美國加州2024年3月午間，光伏裝機占比30%、儲能配置僅4%的區域因阻塞連續5天(11:00-15:00)出現負電價，而負荷中心價格仍維持正值，這凸顯了節點電價對局部供需的精準反映。更具代表性的是北歐電力市場，2023年5月末，芬蘭因氣溫回暖導致水力發電激增，全天平均電價跌至-20歐元/兆瓦時，成為首個全天負電價地區;2023年5月26日，荷蘭光伏大發時段電價更是一度跌至-400歐元/兆瓦時，單日負電價持續8小時。

　　隨著我國新能源的快速發展和電力現貨市場的加快建設，反映市場供需的短時信號也更加明顯，2025年1月19日-20日春節期間，浙江電力現貨市場因工商業負荷驟降30%，而同期全省新能源裝機已達5682萬千瓦(其中光伏4727萬千瓦)，連續兩日出現-200元/兆瓦時的最低電價;2023年“五一”假期，山東在光伏裝機占比達22.5%的情況下，假期工業負荷驟降19%，現貨市場連續22小時出現負電價，最低觸及-85元/兆瓦時。

　　通過以上案例可以發現負電價的規律，從時間維度來講，負電價多發于風光大發季與節假日負荷低谷期，午間光伏出力高峰和夜間風電高峰是主要觸發時段，而且單次持續時長與系統調節能力呈負相關;從空間維度來看，新能源滲透率高的區域負電價頻次相對更高，而市場規則中對負電價的容忍度，直接決定了負電價能否充分暴露，從而真實體現供需關系的變化。

　　負電價的出現，是新能源滲透率不斷提升和電力現貨市場出清機制帶來的客觀現象，市場化帶來的并非僅僅是負電價，而是負電價與高電價同時存在的局面，通過適度拉大峰谷價差體現了電力作為特殊商品的供需關系，引導削峰填谷，通過價格信號提前發現系統調節瓶頸，為儲能投資、需求側響應、跨區交易優化提供數據支持和信號引導，因此，電力現貨市場短時出清的負電價不等于結算負電價，需要理性客觀看待，不適宜過度解讀。

　　需要高度重視負電價反映的信號，加強系統結構的優化調節

　　負電價現象，本質上是電力系統電源結構與負荷需求長期錯配矛盾的外在表現，能像“吹哨人”一樣發揮預警作用，及時反映系統結構性問題。盡管在2022年9部門聯合發布的《“十四五”現代能源體系規劃》中就已提出“優化新能源布局”的要求，但長期以來，新能源“重資源開發、輕系統適配”的慣性思維依舊存在，導致個別新能源大發時段出現嚴重的供過于求，最終必然以負電價的形式在現貨市場中呈現。可以說，當前我國電力現貨市場中負電價的出現，反映出新能源發電的投資布局還有待優化，用電資源、靈活性資源的投資潛力還有待挖掘。

　　負電價雖然是市場建設過程中的正常現象，但也是電力系統短期供需失衡狀態的一種表現，應予以高度重視，需要根據負電價出現的具體場景，分析不同層級的系統失衡情況。偶發性短時負電價，通常由極端天氣或突發性負荷波動引發，雖然屬于短期擾動，但已表明系統靈活調節能力可能已接近臨界;連續性長時段負電價，意味著剛性供過于求，新能源出力與負荷需求形成硬缺口，此時需要警惕跨區輸電通道利用率不足、傳統電源調節受限等物理約束;全年高頻次長周期出現負電價，則指向結構性矛盾，比如新能源發展過快、靈活性資源短缺、需求側響應機制不完善等，甚至可能意味著市場有效性邊界已被突破，在現有市場規則下無法達成供需均衡。

　　從更深層次的角度來看，負電價的時空分布特征實際上是電力系統規劃運行的結果體現。如果沒有負電價等信號的警示，系統失衡問題經過積累，將會以更嚴重的大量棄風棄光或供電短缺等形式爆發。應加快建立電價信號的響應機制，發揮市場優化配置資源的作用，激勵調節性資源積極高效地參與市場，促進新能源高質量可持續發展。

　　我國新能源將在電力市場環境中實現高質量發展

　　“雙碳”目標下，我國能源綠色轉型方向是不變的，需要促進新能源的可持續發展，保障合理的收益，引導合理預期，通過市場機制優化投資布局。新能源全面入市后，市場電價的波動給企業經營發展帶來變化，與新能源企業自身的出力特性、調節能力密切相關。光伏發電受限于午間出力曲線的剛性，午間易出現“光伏尖峰-負荷低谷”的錯配，需要通過儲能調節或制氫消納來實現負荷轉移;風電由于夜間出力高峰與居民用電低谷出現錯配，需考慮跨省綠電交易與負荷側響應機制等;新能源企業需要結合技術特性的差異，適應市場機制，優化投資和報價策略，合理配套儲能等設施，優化發電曲線，在市場價格波動中發揮優勢。

　　電力市場的環境下，新能源企業需要進一步加強項目規劃投資和運營等環節的銜接。在規劃和投資環節要建立科學的價格彈性評估模型，將區域調節能力、跨區通道利用率等市場化參數納入資源開發優先級測算。在運營環節需建立波動性收益模型，利用負電價時段的低成本儲能充電與高價時段的靈活放電，實現收益跨期平衡。促使新能源項目增加收益，提高抗風險能力，實現高質量發展與系統安全的動態平衡。

　　我國今年印發的《關于深化新能源上網電價市場化改革促進高質量發展的通知》(發改價格〔2025〕136號)中明確提出“推動新能源上網電量全面進入市場交易，通過市場交易形成價格”的要求。盡管當前電價波動較大甚至短時出現負電價的情況，但我國能源綠色轉型方向不變，新能源參與市場是必然趨勢。在推動新能源入市的同時，需要同步加強促進新能源高質量發展的保障性措施，給予新能源穩定發展預期。

　　建議從多個方面優化完善，一是不斷優化適應新能源特性的電力市場交易規則，完善電力中長期交易合同機制，允許新能源企業與電力用戶、售電公司等簽訂更靈活的長期合同，鎖定一定時期內的電價，降低因電價大幅波動帶來的風險。引入容量市場機制，根據新能源發電設備的裝機容量給予一定的容量補償，確保新能源企業在市場低谷期也能獲得穩定收入，增強其抵御負電價風險的能力。

　　二是加強儲能與新能源協同發展，加大對儲能技術研發和應用的支持力度，通過財政補貼、稅收優惠等政策，鼓勵企業建設儲能設施，建立儲能參與電力市場的運營模式，如允許儲能參與調峰、調頻、備用等輔助服務市場，通過提供靈活性調節服務獲取收益，同時幫助新能源平滑出力，減少負電價時段的電力過剩。

　　三是提升新能源系統適配能力，不斷加強新能源與負荷側的協同規劃，結合不同地區的產業結構和用電特性，合理布局新能源項目，提高新能源與負荷的匹配度。利用大數據、人工智能等技術，精準預測新能源出力和負荷需求，優化電力系統調度，提高系統對新能源的消納能力，減少因供需失衡導致的負電價情況。

　　未來，電力行業企業應順勢而為，既要堅定綠色轉型發展方向，又要勇敢面對市場競爭帶來的挑戰，挖掘發現價格信號的作用價值，從被動接受價格波動，轉變為主動參與優化，促進新能源等產業在高質量發展的道路上穩步前行。(來源：《中國電力企業管理》)

　　轉自：中國電力企業聯合會