负电价解码系列｜别误解负电价！它竟是电力系统的调节利器

文/徐倩岚

新型电力系统以高比例新能源为核心特征，而新能源的间歇性、波动性与随机性，对系统调节能力提出了前所未有的要求。

传统电力系统以化石能源为主导，调节能力主要依赖火电的机组调节，难以适配新能源大规模并网后的供需平衡需求。当新能源集中大发叠加用电负荷低谷时，电力供给远超需求，负电价便应运而生。

这一价格信号的核心价值，在于通过市场化激励，引导各类调节资源主动参与电力平衡，推动电力系统从“源随荷动”向“源网荷储互动”转型，弥补系统调节短板，提升电力系统的灵活性与抗扰动能力。

新型电力系统的弹性调节体系以储能、虚拟电厂和火电灵活性改造为三大关键支柱，而负电价正是激活这些支柱的关键市场信号。

催生储能产业爆发式增长

储能作为电力系统时空调节的核心装备，其谷段充电、峰段放电的运行模式与电力市场的供需特征天然契合。

负电价时段相当于为储能项目提供了零成本甚至倒贴的黄金充电期，大幅降低了储能运营成本，显著拓宽了充放电的套利空间，让储能项目的经济性从依赖政策补贴转向市场自主盈利成为可能。

在负电价的激励下，储能的盈利逻辑发生根本性转变。

此前，国内储能产业多依赖新能源项目强制配储政策推动，企业缺乏主动布局的动力，项目收益主要依靠补贴支撑。而负电价的常态化，让储能的套利收益变得清晰可见。

以浙江某储能项目为例，在午间负电价时段充电、晚间高峰时段放电，每兆瓦时价差收益超800元；中国华电莱州1000兆瓦光伏+200兆瓦储能项目，利用山东负电价窗口优化充放电策略，不仅解决了新能源弃电问题，更将投资回收期缩短2-3年，远超行业平均水平。

这种可观的市场收益，引导新能源企业从被动配储转向主动配储，2024年山东、四川等省新能源项目配储比例从10%升至20%-30%，部分风光大基地甚至达到50%，直接拉动储能需求基数持续扩容。

同时，负电价也推动储能技术向长时化、智能化升级，8小时以上长时储能技术受追捧，通过AI调度系统预测负电价时段，控制充放电时间，进一步提升储能项目的盈利效率，加速储能产业规模化、高质量发展。

激活虚拟电厂调节潜力

负电价激活虚拟电厂调节潜力，聚合分散资源形成一定的调节能力，填补系统调节缺口。

虚拟电厂通过先进的通信技术与智能调度算法，将分布式新能源、工商业可中断负荷、电动汽车充电桩等分散资源聚合起来，形成可被电网调度的虚拟电源或负荷，是提升电力系统灵活性的重要抓手。

而负电价通过价格激励，让虚拟电厂的资源整合与调度优化具备了明确的市场价值，能够有效填补传统调节资源的不足。

山东、浙江的实践为虚拟电厂激活调节潜力提供了生动案例。

山东作为负电价出现最早、持续时间较长的省份，当地虚拟电厂通过聚合工商业可中断负荷与分布式光伏，在负电价时段引导用户主动增负荷消纳过剩电力，在高峰时段减少负荷缓解供电压力，既降低了用户用电成本，又提升了系统灵活性。

浙江则设定-200元/兆瓦时的负电价下限，鼓励虚拟电厂聚合云计算企业等负荷在负电价时段用电，2025年1月曾出现全天负电价纪录，虚拟电厂在其中发挥了关键的负荷调节作用，实现了电力系统与产业发展的协同共赢。

从山东、浙江的成熟经验来看，西北、东北等地区虚拟电厂发展潜力巨大。东北与西北同为新能源富集区域，且存在显著的调节能力短板，新能源装机规模持续扩张，负电价时段同样具备引导负荷调节的空间，可通过负电价信号激活虚拟电厂调节潜力，让分散资源转化为系统可调度的调节力量，缓解区域调节能力不足的困境。

倒逼火电灵活性改造

负电价倒逼火电灵活性改造，推动传统火电转型，这一价值在东北区域体现得尤为突出。

东北三省冬季供暖期“以热定电”约束突出，火电机组调节空间受限，而风电、光伏等新能源装机规模持续扩张，负电价、零电价现象频发，而由于火电灵活性不足，无法有效承接系统调节需求，这也成为东北电力系统的核心短板，既制约新能源消纳，又影响电力系统安全稳定运行。

破解火电“以热定电”约束、提升调节能力，国际上已有成熟路径，核心思路便是热电解耦。

从国外发展情况来看，欧洲、美国等能源转型较早的国家和地区，已实现热电解耦技术的规模化应用，例如丹麦为满足全年长时间的供热需求，在新能源发电量占比逐步提高的过程中，持续对热电厂进行灵活性改造，不断压低火电机组的最小出力。

新能源发电量占比小于20%时，通过安装锅炉水循环系统、调整燃烧系统、升级控制系统等技术改造，将火电机组最小发电出力降低到15%—30%左右。风电、光伏发电量占比为20%—50%时，对汽轮机进行技术改造，实现热电解耦，在保证供热的同时可削减全部或大部分发电量，而且在风电过剩时期还通过配置电热锅炉和热泵来充分利用低电价蓄热。

相较于国外的成熟实践，国内热电解耦技术的发展仍有巨大差距，尚未实现规模化推广应用。负电价的出现，本质上是电力市场通过市场化手段，引导国内火电行业补齐调节能力短板的重要信号。

负电价乃至负电费的阶段性显现，是新型电力系统转型过程中，为培育和提升火电机组调节能力必须经历的过渡阶段。从长远发展视角来看，随着越来越多火电企业主动投身热电解耦等灵活性改造，届时，新能源消纳难题将得到有效缓解，负电价出现的频次与幅度将逐步收敛。

负电价的常态化是新型电力系统转型的必然阶段，其核心价值在于以市场化价格激活各类调节资源潜力，倒逼系统调节能力升级。

储能爆发、虚拟电厂扩容、火电灵活性转型，均是负电价引导下电力系统绿色高效演进的重要体现，助力破解新能源消纳等核心难题。未来，随着电力市场机制持续完善，负电价将进一步推动各类调节资源协同发展。

通过优化价格形成机制、完善配套政策、推进跨区域资源配置，可持续夯实新型电力系统弹性调节能力，为高比例新能源并网提供坚实支撑，助力能源绿色低碳转型目标落地。

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