负电价解码系列 | 负电价为什么利好新能源健康发展？

文/王文兴

在“双碳”目标引领下，我国新能源产业实现跨越式发展，风电、光伏装机规模连续多年位居全球首位。

然而，由于新能源的间歇性、波动性，始终是产业高质量发展的关键制约，全国新能源消纳监测预警中心发布的数据显示，2025年上半年，全国太阳能弃电率升至6.6%，风电弃电率达5.7%，较2024年同期几乎翻倍，弃风弃光问题长期困扰行业前行。

近年来，东北、华北、华东区域频繁出现的负电价现象，引发业界广泛热议，不少观点将其曲解为新能源发展的利空信号，担忧其会削弱企业盈利空间、挫伤行业投资积极性。

事实上，跳出短期价格波动的表象，深入剖析电力市场运行逻辑便会发现，负电价是破解消纳难题、引导行业理性发展的市场化精准调控工具。它通过清晰的价格信号，倒逼产业从规模扩张向质量效益转型，为新能源健康发展保驾护航。

一、价格信号发力：

倒逼消纳提升，破解弃电困局

新能源消纳的核心矛盾，在于发电侧的波动性与用电侧的刚性需求之间的时空错配。当光伏大发时段正值用电低谷，电网消纳能力达到上限时，弃风弃光便成为无奈之举。负电价的出现，为破解这一困局提供了市场化解决方案。

负电价的本质，是电力市场供需关系的极端表现。这一价格信号看似残酷，却能从供需两端同时发力，推动消纳效率提升。

在用户侧，负电价显著激发了可调节负荷的消纳积极性。国际再电气化的核心是推动能源结构向清洁能源转型，提升电力在终端能源消费中的占比，而这一过程必然伴随着高比例新能源的大规模并网。但新能源出力具有波动性、间歇性特点，极易导致电力供需失衡，这就需要负荷侧调节发挥作用，为再电气化落地扫清障碍。

内蒙古作为全国电解铝产能大省，部分电解铝企业在2025年夏季光伏大发时段，利用现货市场负电价信号主动调整生产节奏，在降低用电成本的同时，有效促进了当地光伏电力的就地消纳。这种价格激励下的用户侧负荷调整，让原本可能被弃置的清洁能源得到充分利用。

在发电侧，负电价倒逼新能源企业提升出力预测准确率与运维管理水平。以往部分企业对出力预测重视不足，导致实际出力与市场需求偏差较大，加剧了消纳压力。而在负电价机制下，预测偏差过大意味着超发部分需承担额外成本，企业需加大技术投入，优化预测模型，提升发电稳定性。

另外，从国际经验来看，随着风电、光伏发电比重不断提高导致了市场电价达下限更为频繁，为应对消纳新能源，热电厂必须进一步对汽轮机进行技术改造，实现热电解耦，在保证供热的同时削减大部分发电量。

同时，在风电过剩时期可通过配置电热锅炉和热泵来充分利用低电价蓄热，推动了热电厂灵活性改造的积极性。这种极强的灵活调节能力，能有效缓冲新能源带来的供需失衡压力，也为我国新能源企业应对负电价、提升机组调节能力提供了借鉴。

二、理性导向赋能：

优化投资布局，推动产业升级

新能源产业高速发展初期，部分区域出现盲目投资现象，导致新能源装机规模与区域消纳能力严重错配。这种失衡不仅造成资源浪费，更加剧区域电力市场竞争，影响行业整体发展质量。在此背景下，负电价通过传递清晰的市场预警信号，有利于重塑行业投资逻辑，推动产业从规模扩张向质量效益型转型。

负电价的核心导向价值，在于引导新能源投资回归消纳优先的理性轨道。

在市场化机制尚未完善的阶段，企业往往优先布局光风资源禀赋最优的区域，却忽视了当地电网承载能力、外送通道输送容量等关键消纳条件。

而负电价高频出现的区域，正是新能源装机过剩、消纳矛盾突出的区域。这一价格信号直接倒逼投资主体重新评估区域投资价值，将资本投向消纳条件更优越、电价支撑更稳定、产业链配套更完善的区域，从源头上减少装机与消纳的错配风险。

辽宁的实践充分印证了这一导向效果。2026年1月，辽宁受冬季风电大发与供暖期热电联产机组刚性开机的双重影响，电力现货市场连续出现负电价，直观反映出区域新能源装机与冬季电力供需结构的适配矛盾。

这一市场反馈直接影响后续投资布局方向，推动新能源项目从消纳紧张的区域，向负荷中心转移，实现投资布局与消纳能力的精准匹配。针对分布式光伏，其出力的随机性也可能在电力供需宽松时段加剧供需失衡，进而产生负电费问题。

这种负电费会影响分布式光伏投资者的收益预期，因此，为保障分布式光伏产业健康有序推进，应鼓励分布式光伏主动报价进入机制，完善区域电力市场的价格形成与资源配置功能。

与此同时，负电价也成为推动新能源行业技术升级的催化剂。在负电价机制下，新能源企业的盈利能力不再单纯依赖资源禀赋，而是更多取决于发电稳定性、出力预测准确率和运维管理效率。

为应对负电价带来的收益波动风险，行业内企业普遍加大技术研发投入，推动光伏组件、风机设备迭代升级，提升低风速、弱光照等复杂条件下的发电效率；同时积极布局储能、虚拟电厂等配套调节设施。

这种以技术创新提升核心竞争力的转型趋势，正逐步淘汰低效、高风险的落后产能，重塑行业竞争格局，推动新能源产业向高质量发展纵深推进。

三、区域适配精准：

契合东北发展阶段的调控工具

负电价在东北区域的常态化出现，并非电力市场运行的异常表现，而是适配当地新能源发展阶段、破解区域消纳痛点的市场化调控工具，其存在具有鲜明的现实必要性与区域适配性。

东北地区作为我国新能源发展的重要基地，风电、光伏装机规模持续快速增长，但因独特的能源结构与气候特征，形成了极具区域特点的新能源消纳矛盾。

10月东北区域进入大风季，风电利用小时数较夏季提升30%左右，冬季电力供应明显更为充裕。在风电大发时段，部分日期出力完全超出区域消纳上限，辽宁、吉林、黑龙江、蒙东的平均消纳缺口分别达到250万千瓦、150万千瓦、350万千瓦、400万千瓦左右。

与此同时，绝大部分煤电机组承担民生供热任务，叠加冬季工业生产进入淡季，负荷整体走低，居民用电需求也处于相对低谷，电力市场形成供给端激增、需求端疲软的结构性失衡，新能源消纳压力大幅攀升。

正是这一区域特有的供需结构，让负电价成为东北电力市场调节电力平衡、保障新能源消纳的必然选择。负电价这一市场信号并非单纯的价格波动，而是对区域新能源装机与电力消纳能力适配关系的直观反映。

通过负电价的价格引导，一方面激励用电侧在新能源大发时段增加用电负荷，挖掘本地消纳潜力；另一方面推动发电侧优化出力安排，减少电力过剩情况，从供需两端缓解区域消纳压力，有效避免了大规模弃风现象的发生，保障了新能源发电利用率的稳定提升。

负电价的市场反馈，正推动东北地区电力系统向更适配新能源发展的方向转型。

面对负电价带来的市场调节需求，电网企业加快完善区域电网网架结构，推进跨区外送通道建设，提升区域电力互济与外送消纳能力；火电企业加大灵活性改造力度，提升调节能力；储能、虚拟电厂等新型电力调节主体加速布局，多元化的电力调节体系正在逐步形成。

这一系列转型举措，不仅助力破解当下东北新能源的消纳难题，更从根本上提升了区域电力系统对新能源的接纳能力，为东北地区新能源产业的持续健康发展筑牢了基础。

从区域发展实际来看，负电价并非东北地区新能源发展的阻碍，而是贴合当地能源结构、适配发展阶段的精准调控手段。它通过市场化的价格信号，推动区域电力系统各环节协同转型，让新能源发展与区域消纳能力、电力系统调节能力相匹配，为东北新能源产业高质量发展提供了市场化的解决方案。

四、结语：以市场机制

护航新能源高质量发展

从西北的弃光率下降到东北的投资布局优化，从技术升级的加速到收益机制的完善，负电价的正向价值正在逐步显现。它不是新能源发展的绊脚石，而是市场化改革进程中，适配新能源发展阶段的精准调控工具，通过价格杠杆破解消纳难题，引导行业理性投资，推动产业从规模扩张向质量效益转型。

这一正向价值在辽宁的实践中得到了印证，当前辽宁电采暖用户平均到户电价为0.3604元/千瓦时，实践表明，若电采暖用户用电成本低于该电价水平，该模式即具备商业化推广的潜力。

经测算，若全域供热环节全面替换为电锅炉，将显著拓展区域新能源消纳空间，为新能源产业发展新增约1.1亿千瓦装机容量消纳空间支撑，实现供热领域清洁化转型与新能源高效消纳的双向赋能、协同提升，进一步印证了负电价引导下能源转型的多元价值。

当然，负电价机制仍需不断完善。未来，需提升电网跨区调节能力，推动储能、虚拟电厂等新型主体规模化发展，同时细化绿证交易规则，畅通环境价值变现通道，让负电价的正向作用得到更充分发挥。

新能源高质量发展之路，需要市场化机制的保驾护航。负电价带来的不仅是价格波动，更是行业转型的契机。唯有正视并善用这一市场信号，才能破解消纳难题，推动新能源产业行稳致远，为“双碳”目标实现提供坚实支撑。

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