负电价解码系列 | 负电价来了，谁在受益？

文/孟凡刚 肖琪

当电力现货市场出现负电价，不少人会产生“发电倒贴钱”的误解，将其等同于市场失控或能源浪费。事实上，随着我国新能源高比例并网和电力市场化改革不断深化，负电价的阶段性出现并非偶然，而是电力系统传递供需信号、优化资源配置的重要体现。

辽宁、蒙西、四川三地立足自身能源禀赋，以差异化实践破解负电价背后的能源消纳与价值转化难题，让这一特殊价格信号成为推动能源转型、保障电力安全的“催化剂”，用实实在在的成效彰显了负电价的正向价值。

能源禀赋不同，负电价的呈现形态与破解路径也各具特色。辽宁的风电突围、蒙西的新能源富集赋能、四川的水电差异化调节，三地因地制宜的实践，打破了“负电价即亏损”的认知误区，走出了一条“借负价、促消纳、提效益、保安全”的转型之路。

辽宁以风电规模化突破为契机，让负电价成为新能源提质增效的“风向标”。2026年1月6日，辽宁风电最大发电电力创下1501万千瓦的历史新高，伴随而来的是电力现货市场平均出清价格首次降至零元以下，典型负电价现象如期出现。

这一现象的背后，是辽宁风电产业的快速崛起，更是电力市场机制灵活调节的生动实践。不同于传统认知中的“价格倒挂”，此次负电价的出现，本质上是风电大发时段与用电低谷时段的暂时性叠加，是市场在供需平衡中发挥作用的自然结果。

事实上，新能源发电企业已通过机制电量、中长期合同锁定部分收益，现货结算电量占比较少，再加上新能源补贴、绿证收益等一系列保障政策，负电价对发电企业的整体收益影响有限。

更为关键的是，负电价信号倒逼风电企业提升发电功率预测准确性，推动煤电转型，同时吸引储能、虚拟电厂等新型主体加快布局。

在用电侧，负电价有效引导鞍山、营口等高耗能企业错峰用电，尤其针对鞍山岫岩县的菱镁产业——该产业年用电量超8亿度，占当地工业用电总量的70%，通过在负电价时段加大生产，当地51户重点用电企业通过电力现货交易对接，预计每年可降低用电成本4000余万元，即便只有4台电熔镁炉的小企业，一年也能节省电费近30万元。

在供电侧，负电价促使火电企业加快灵活性改造进程，原本以“稳定供电”为主的火电机组，可根据风电出力灵活调整发电负荷，风电过剩时降负荷、风电不足时补缺口，既保障了冬季供暖稳定，又避免了火电与风电的恶性竞争。

同时，负电价也带动储能项目投资布局，吸引企业在风电高峰时段储存过剩电力，进一步提升新能源消纳灵活性，为辽宁新能源规模化发展注入长效动力，让风电这一清洁资源真正成为能源转型的“主力军”。

蒙西作为我国新能源最富集的区域之一，以负电价为纽带，构建起多元价值转化体系，让草原的“风”与“光”实现效益最大化。截至2025年12月底，蒙西新能源装机容量已突破8500万千瓦，占总装机容量的56%以上，新能源市场化率接近100%，高比例新能源并网使得负电价成为常态化现象。面对这一情况，蒙西并未被动应对，而是主动借力负电价，走出了一条具有区域特色的价值变现之路。

在储能应用方面，蒙西乌海半固态储能电站堪称典范。该项目精准把握负电价时段的成本优势，在低价时段充电、高峰时段高价放电，依托0.62元/千瓦时的峰谷价差实现现货套利，同时积极参与电网调频、调峰等辅助服务，年辅助服务收益超1200万元，叠加容量电价补偿，依托2025年市场机制，项目年收益稳定超过1.2亿元，投资回报率领先行业同类项目。

更具创新性的是，蒙西星辰新能打造的混合储能电站，采用“磷酸铁锂+全钒液流”双技术路线，实现磷酸铁锂的秒级响应与全钒液流的长时储能互补，结合AI交易策略实时抓取气象、负荷、电价等数据，实现峰谷套利、调频补贴、容量补偿“三重收益”，资本金投资回报率达11.7%，为储能产业商业化发展树立了标杆。

在跨省外送方面，蒙西依托完善的跨省跨区交易机制，通过特高压通道将过剩电力外送，目前外送绿电交易已覆盖全国8个省市，累计成交电量达6.79亿千瓦时，大幅提升绿色电力资源利用率。截至目前，蒙西绿电交易规模已超669亿千瓦时，结算规模超620亿千瓦时，新能源企业通过参与现货市场、辅助服务市场，市场化盈利能力不断增强，真正实现了“负价不亏、提质增效”的良性循环。

与主动借力负电价、实现转型突破的实践形成鲜明反差，并非所有地区和企业都能在第一时间认清负电价的正向价值、顺应市场化改革潮流。假设某些地区、部分新能源企业忽视负电价的正向调节价值、拒绝顺应电力市场化改革趋势，那么其在电力结算与能源调节中，大概率会陷入被动亏损的困境，进而制约自身能源转型的步伐。

我们可以合理设想这样一种场景：某地区近年来风电、光伏装机规模大幅提升，新能源高比例并网使得负电价频繁出现，但主管层面未充分引导市场主体重视负电价信号的预警意义，反而试图通过行政手段干预电价形成，违背了电力市场化改革的核心逻辑；同时，部分新能源企业也未能主动适配市场变化，固守传统认知、缺乏应对举措。

这种主管层面的机制缺失与企业层面的被动应对，会直接导致市场主体陷入“双向脱节”的困境。一方面，部分新能源发电企业继续固守“发电即盈利”的传统认知，未通过机制电量、中长期合同锁定基础收益，也未布局储能设施应对出力波动，导致现货结算电量占比偏高，直接暴露在负电价的风险之下；另一方面，用电侧企业未响应电价信号调整生产时序，高耗能产业仍集中在用电高峰时段生产，低谷时段则闲置产能，使得负电价时段的过剩电力无法被有效吸纳，进一步加剧供需失衡。

这种“双向脱节”最终会传导至结算环节，引发一系列连锁反应：部分新能源企业每上网1度电，不仅无法获得发电收益，还需按负电价标准向电网企业支付费用，再叠加电网辅助服务费用、输电损耗成本，结算亏损会直接压垮企业经营；更有甚者，部分企业因无力承担持续亏损，被迫暂停并网发电，前期巨额投资难以回收，进而出现项目停工、投资退缩的恶性循环。

与此同时，因这些地区和企业未借助负电价倒逼系统调节能力提升，该区域始终会面临“高峰时段电力供应紧张、低谷时段新能源电力大量过剩”的矛盾，弃风弃光率居高不下，既造成清洁资源浪费，又严重影响电力系统安全稳定，原本的能源转型优势也会逐渐丧失。

这一假设场景深刻警示我们，负电价的出现并非市场风险，而是电力系统发展到一定阶段的必然产物，忽视这一信号、抵触市场化改革，只会付出沉重代价，最终阻碍能源转型与安全保供目标的实现。

从辽宁的风电突围到蒙西的新能源价值变现，两地的实践充分说明，负电价不是能源转型的“绊脚石”，而是推动电力市场成熟、优化能源资源配置、保障能源安全保供的“助推器”。

其正向价值，主要体现在三个方面：一是倒逼能源结构优化，推动新能源从“规模化发展”向“高质量发展”转型，激励各类调节资源布局，补齐系统调节短板；二是激活市场主体活力，让储能、跨省外送、需求侧响应等多元路径落地见效，实现清洁电力价值最大化；三是保障能源安全稳定，通过市场机制的灵活调节，化解季节性、时段性的能源供需矛盾，避免资源浪费，筑牢能源保供底线。

随着我国新能源装机规模的持续扩大，负电价在未来一段时间内仍将呈现阶段性、区域性特征。辽宁、蒙西、四川的区域实践，为全国范围内借力负电价推动能源转型提供了可复制、可推广的经验，核心就在于立足自身能源禀赋，完善电力市场机制，强化多元主体协同，让负电价这一特殊价格信号充分发挥调节作用，实现“清洁发展、价值提升、安全保供”的多重目标。

能源转型之路任重道远，价格机制是核心抓手。唯有正视负电价的正向价值，主动顺应电力市场化改革趋势，因地制宜探索差异化实践路径，才能让负电价真正成为破解能源消纳难题、推动能源转型、保障能源安全保供的强大动力，为我国“双碳”目标实现和能源高质量发展注入持久活力。

欢迎投稿，联系邮箱

tg@inengyuan.com