负电价解码系列 | 负电价频现，背后藏着啥真相？

文/潘杰

在“双碳”目标深入推进的背景下，我国能源结构正经历深刻变革，风电、光伏等新能源产业实现跨越式发展，装机容量连续多年位居全球首位，逐步从“补充能源”向“主力能源”转型。

伴随新能源高比例接入电力系统及电力市场化改革持续深化，“负电价”这一此前鲜为人知的市场现象，开始在国内多个省份频繁出现，引发公众广泛关注与诸多误解。

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什么是负电价？

在极端市场条件下，当商品的交割、运输、存储或处理综合成本超过其自身市场价值时，生产者为规避设备损坏、合规罚款、产能永久损失等更大间接损失，往往会被迫倒贴费用让买方取走商品，这一现象即为负价格，各类商品在特定供需与市场约束下均有可能出现。

比如原油会在特定交割节点、库容满库时形成负价；天然气受管道运力刚性、季节需求波动和关井成本高等因素制约，即便无极端突发事件，也可能因季节、区域层面的供需失衡出现负价。

电力现货市场中，负电价是因时段性供需失衡导致市场出清价格低于零的特殊市场化现象。其本质是发电企业为消纳过剩电力、避免弃电损失，通过竞价形成低于零的上网电价。供应过剩、需求不足时，发电企业通过“主动报出低于零的电价”争取电力上网权，导致电价下行，在极端情况下跌破零，形成负电价。

当然，负电价的出现并非无序波动，我国大部分省份均设置电价波动范围限制，避免价格过度下跌冲击市场主体运营，保障电力市场平稳运行。

国际石油与天然气出现负价，核心原因在于其仓储容量饱和以及高昂的物理存储与交割成本。与之类似，电力也难以大规模储存。我国电力现货市场虽已出现负电价现象，但从电力存储的全链条成本来看，负电价始终表现出深度有限、持续时间可控的特征。

例如，WTI原油期货价格曾一度跌至-40.32美元/桶，荷兰TTF天然气现货价格也一度触及-15欧元/兆瓦时；而我国电力负电价则多为温和水平，大多处于-200元/MWh至-50元/MWh之间。

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负电价并非不花钱

需要明确的是，“负电价”既不意味着“用电不花钱”，更不等于“用电能赚钱”。负电价与负电费在结算逻辑与影响范围上存在本质差异：我国电力市场最终结算电价并非仅由现货电价单一决定，在用电侧从未出现过真正意义上的“负电费”。

对用户侧而言，工商业用户用电价格由上网电价、输配电价、系统运行费用等部分组成，即便上网电价为负，叠加各项费用后，最终结算电价仍为正值。而居民及农业用户执行政府目录电价，未与现货市场价格直接挂钩，不直接受负电价波动影响。

对发电侧而言，若中长期合约签约比例偏低，且场站位于因历史原因形成的资源过度集中、电价偏低区域，或新能源场站的机制电量竞价成交比例未达预期，极易导致现货市场电量敞口过大，引发发电侧出现“负电费”的情况。反之，若中长期签约比例过高，且在电价高位时段未能按约定履行发电义务，同样可能导致发电侧“负电费”。

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负电价不可避免

负电价的出现是多重因素叠加的必然结果，具体可归结为三大核心诱因：

第一，电力商品的实时平衡特性。由于电力无法大规模储存，供需的瞬时刚性匹配是保障电网安全的前提。一旦供给持续超过需求，且常规调节手段用尽，现货电价便可能跌至零以下，形成负电价。这不仅是电力过剩的经济表现，更是系统安全面临压力的重要预警，价格信号在此情境下直接承担了引导供需再平衡、防范电网失稳的关键功能。负电价的出现，实质是市场机制为维持系统实时平衡所采取的极端调节手段，其背后指向的是电力系统安全运行的深层挑战。

第二，新能源发电的不可控性。夜间或凌晨时段，社会用电需求大幅下降，电网负荷处于低位，但风电发电量因夜间风速稳定持续攀升，导致电力供应远超需求；中午时段，光伏大发，此时社会用电多处于午休时段，整体需求无法匹配光伏大规模发电，同样引发电力过剩。同时，新能源普遍变动成本极低，使得企业在电力过剩时段更倾向于低价甚至负价竞争，进一步推动负电价的出现。

第三，系统消纳能力的现实约束。当前电力系统中，火电等传统机组承担重要调峰任务和民生保障职责，但其启停成本高、周期长，无法快速响应电网调峰需求，电力过剩时段难以及时停机，加剧了供应过剩。这一现象在北方冬季尤为突出，火电机组需维持一定出力保障供暖，即便新能源大发导致电力过剩，也无法随意停机。

此外，核电机组启停周期更长、成本更高，且出于安全考虑也无法频繁启停；大型水电机组受来水条件约束，部分还承担防洪、灌溉任务，无法完全按市场价格调整出力。

尽管电化学储能与抽水蓄能的单位建设成本随技术迭代、规模化发展呈稳步下降态势，但在新能源装机占比持续提升、电力系统调峰需求刚性增长的行业背景下，新型储能与抽蓄设施的整体建设及全生命周期运营成本依然居高不下。

抽水蓄能领域，传统项目单位千瓦初始投资仍达3500-4500元；电化学储能方面，磷酸铁锂储能系统单位成本虽降至0.55元/Wh以下，但规模化配套落地仍需巨额资金投入。当前储能应用已呈现边际效果递减特征，且储能装机的持续扩容将显著推高电力系统整体成本，拉高用户侧最终电价水平，存在明显的物理和经济极限。

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负电价是普遍现象

随着新能源产业快速发展和电力市场化改革持续深化，负电价已不再是国内个别地区的特殊现象，而是在全球范围内广泛出现。

国际上德国、法国等电力市场化成熟度较高的国家，均多次出现负电价现象，充分说明负电价是新能源高比例接入与电力市场化深化的共性特征，并非个例或乱象，而是能源转型到一定阶段的必然产物。

我国负电价最早出现在山东电力现货市场，此后呈现“从偶发到常态化、从局部到广泛”的发展趋势。2025年1月19日、20日浙江电力现货市场因春节期间工业负荷下降，叠加晴好天气下光伏大发，电力供需失衡，连续两日触及负电价；内蒙古作为全国新能源装机第一大省，蒙西电网在2025年4月新能源发电大增导致电力供给不平衡，触发负电价；2025年11月16日，由于粤东、粤西等新能源富集区发电能力远超本地消纳能力及外送容量，广东电力市场首次出现负电价。从国际来看，负电价持续时间呈增长态势。

2024年德国因新能源大发，叠加核电等机组无法快速降出力等因素，全年负电价时长468小时，2025年继续增长至573小时；2024年芬兰因新建核电机组并网，全年负电价时长超700小时；2024年，西班牙光伏发电量连续第六年创新高，同比增长18.9%，同年首次出现负电价，累计时长247小时，2025年时长翻倍，成为欧洲负电价增长最快的国家之一。

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负电价并非绊脚石

归根结底，负电价并非能源转型的绊脚石，而是倒逼电力系统优化升级、推动能源资源合理配置的信号灯。这一市场信号同时警示，新能源发展需锚定规划目标、把控建设节奏，立足电力系统消纳能力与配套支撑水平科学推进，坚决避免盲目超前、无序建设，推动新能源产业与电力系统协调适配、高质量发展。

负电价的出现，对电力市场各参与主体形成精准引导与倒逼：对新能源企业而言，其引导企业强化发电功率预测、优化投资布局，通过中长期合约锁定平稳收益；对传统火电企业而言，其倒逼企业向“调节顶峰+民生保供”双重角色转型，加快推进热电解耦等灵活性改造，通过增设热储能、打造独立调热能力打破“以热定电”约束，依托容量电价、辅助服务市场获取稳定收益；对工商业用户而言，负电价成为生产用能的调度指南，引导用户通过错峰用电降低用能成本。

负电价的常态化显现，更深刻揭示了新能源高比例接入背景下电力系统运行逻辑的根本性变革。传统电力生产、调度与消费模式已难以适配能源转型发展需求，唯有加快深化电力市场化改革，持续完善市场机制，全面提升电力系统灵活调节与新能源消纳能力，才能稳步构建新能源占比稳步提升的新型电力系统，推动能源转型行稳致远

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