今年1月，浙江电力现货市场连续两日出现负电价，成为行业内外关注的舆论焦点，产生了诸如“电费为何倒贴”“市场是不是失灵了”等疑问，甚至引发了大家对新能源发展前景的担忧。客观地讲，随着可再生能源的占比不断提高，现货市场中出现负电价是预料之中的，并且电力市场管理部门和运营机构也提前做了相应准备，“负电价”的现象也可以作为我国电力市场发展进程中的一个典型案例进行分析。此次事件让社会了解到，现货出清环节短时负电价释放的是市场信号，发挥系统调节作用，电力中长期合约仍占据主要比例，发挥保供稳价的作用，电力市场交易结算均价总体平稳。新能源全面参与电力市场后，仍能通过机制保障促进其可持续发展。

　　回顾我国电力市场化改革历程，从2021年山东首次出现负电价时引起的广泛关注，到如今浙江市场能够以更成熟的机制应对价格波动，这一变化深刻反映出电力商品属性从理论走向实践的深化过程。负电价并不是什么可怕的“洪水猛兽”，而是电力现货市场实时供需变化的真实反映。随着我国风光新能源装机占比超过40%，以及负荷峰谷差持续拉大，“能涨能降”的市场价格机制，正是市场机制放开后必然释放出的活力体现。

　　需要理性客观地认识负电价现象，总结市场发展规律

　　电力现货的负电价现象，在全球主要电力市场中并不少见，由于不同市场在规则弹性、调节能力、跨区协同等方面存在差异，最终导致负电价现象在时空分布特征和呈现方式上各有不同。

　　以国外典型电力市场为例，德国2024年春季，大风季风电占比25%、跨国电力市场调节能力较强，单次最长持续6小时，最低价达-80欧元/兆瓦时;美国加州2024年3月午间，光伏装机占比30%、储能配置仅4%的区域因阻塞连续5天(11:00-15:00)出现负电价，而负荷中心价格仍维持正值，这凸显了节点电价对局部供需的精准反映。更具代表性的是北欧电力市场，2023年5月末，芬兰因气温回暖导致水力发电激增，全天平均电价跌至-20欧元/兆瓦时，成为首个全天负电价地区;2023年5月26日，荷兰光伏大发时段电价更是一度跌至-400欧元/兆瓦时，单日负电价持续8小时。

　　随着我国新能源的快速发展和电力现货市场的加快建设，反映市场供需的短时信号也更加明显，2025年1月19日-20日春节期间，浙江电力现货市场因工商业负荷骤降30%，而同期全省新能源装机已达5682万千瓦(其中光伏4727万千瓦)，连续两日出现-200元/兆瓦时的最低电价;2023年“五一”假期，山东在光伏装机占比达22.5%的情况下，假期工业负荷骤降19%，现货市场连续22小时出现负电价，最低触及-85元/兆瓦时。

　　通过以上案例可以发现负电价的规律，从时间维度来讲，负电价多发于风光大发季与节假日负荷低谷期，午间光伏出力高峰和夜间风电高峰是主要触发时段，而且单次持续时长与系统调节能力呈负相关;从空间维度来看，新能源渗透率高的区域负电价频次相对更高，而市场规则中对负电价的容忍度，直接决定了负电价能否充分暴露，从而真实体现供需关系的变化。

　　负电价的出现，是新能源渗透率不断提升和电力现货市场出清机制带来的客观现象，市场化带来的并非仅仅是负电价，而是负电价与高电价同时存在的局面，通过适度拉大峰谷价差体现了电力作为特殊商品的供需关系，引导削峰填谷，通过价格信号提前发现系统调节瓶颈，为储能投资、需求侧响应、跨区交易优化提供数据支持和信号引导，因此，电力现货市场短时出清的负电价不等于结算负电价，需要理性客观看待，不适宜过度解读。

　　需要高度重视负电价反映的信号，加强系统结构的优化调节

　　负电价现象，本质上是电力系统电源结构与负荷需求长期错配矛盾的外在表现，能像“吹哨人”一样发挥预警作用，及时反映系统结构性问题。尽管在2022年9部门联合发布的《“十四五”现代能源体系规划》中就已提出“优化新能源布局”的要求，但长期以来，新能源“重资源开发、轻系统适配”的惯性思维依旧存在，导致个别新能源大发时段出现严重的供过于求，最终必然以负电价的形式在现货市场中呈现。可以说，当前我国电力现货市场中负电价的出现，反映出新能源发电的投资布局还有待优化，用电资源、灵活性资源的投资潜力还有待挖掘。

　　负电价虽然是市场建设过程中的正常现象，但也是电力系统短期供需失衡状态的一种表现，应予以高度重视，需要根据负电价出现的具体场景，分析不同层级的系统失衡情况。偶发性短时负电价，通常由极端天气或突发性负荷波动引发，虽然属于短期扰动，但已表明系统灵活调节能力可能已接近临界;连续性长时段负电价，意味着刚性供过于求，新能源出力与负荷需求形成硬缺口，此时需要警惕跨区输电通道利用率不足、传统电源调节受限等物理约束;全年高频次长周期出现负电价，则指向结构性矛盾，比如新能源发展过快、灵活性资源短缺、需求侧响应机制不完善等，甚至可能意味着市场有效性边界已被突破，在现有市场规则下无法达成供需均衡。

　　从更深层次的角度来看，负电价的时空分布特征实际上是电力系统规划运行的结果体现。如果没有负电价等信号的警示，系统失衡问题经过积累，将会以更严重的大量弃风弃光或供电短缺等形式爆发。应加快建立电价信号的响应机制，发挥市场优化配置资源的作用，激励调节性资源积极高效地参与市场，促进新能源高质量可持续发展。

　　我国新能源将在电力市场环境中实现高质量发展

　　“双碳”目标下，我国能源绿色转型方向是不变的，需要促进新能源的可持续发展，保障合理的收益，引导合理预期，通过市场机制优化投资布局。新能源全面入市后，市场电价的波动给企业经营发展带来变化，与新能源企业自身的出力特性、调节能力密切相关。光伏发电受限于午间出力曲线的刚性，午间易出现“光伏尖峰-负荷低谷”的错配，需要通过储能调节或制氢消纳来实现负荷转移;风电由于夜间出力高峰与居民用电低谷出现错配，需考虑跨省绿电交易与负荷侧响应机制等;新能源企业需要结合技术特性的差异，适应市场机制，优化投资和报价策略，合理配套储能等设施，优化发电曲线，在市场价格波动中发挥优势。

　　电力市场的环境下，新能源企业需要进一步加强项目规划投资和运营等环节的衔接。在规划和投资环节要建立科学的价格弹性评估模型，将区域调节能力、跨区通道利用率等市场化参数纳入资源开发优先级测算。在运营环节需建立波动性收益模型，利用负电价时段的低成本储能充电与高价时段的灵活放电，实现收益跨期平衡。促使新能源项目增加收益，提高抗风险能力，实现高质量发展与系统安全的动态平衡。

　　我国今年印发的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号)中明确提出“推动新能源上网电量全面进入市场交易，通过市场交易形成价格”的要求。尽管当前电价波动较大甚至短时出现负电价的情况，但我国能源绿色转型方向不变，新能源参与市场是必然趋势。在推动新能源入市的同时，需要同步加强促进新能源高质量发展的保障性措施，给予新能源稳定发展预期。

　　建议从多个方面优化完善，一是不断优化适应新能源特性的电力市场交易规则，完善电力中长期交易合同机制，允许新能源企业与电力用户、售电公司等签订更灵活的长期合同，锁定一定时期内的电价，降低因电价大幅波动带来的风险。引入容量市场机制，根据新能源发电设备的装机容量给予一定的容量补偿，确保新能源企业在市场低谷期也能获得稳定收入，增强其抵御负电价风险的能力。

　　二是加强储能与新能源协同发展，加大对储能技术研发和应用的支持力度，通过财政补贴、税收优惠等政策，鼓励企业建设储能设施，建立储能参与电力市场的运营模式，如允许储能参与调峰、调频、备用等辅助服务市场，通过提供灵活性调节服务获取收益，同时帮助新能源平滑出力，减少负电价时段的电力过剩。

　　三是提升新能源系统适配能力，不断加强新能源与负荷侧的协同规划，结合不同地区的产业结构和用电特性，合理布局新能源项目，提高新能源与负荷的匹配度。利用大数据、人工智能等技术，精准预测新能源出力和负荷需求，优化电力系统调度，提高系统对新能源的消纳能力，减少因供需失衡导致的负电价情况。

　　未来，电力行业企业应顺势而为，既要坚定绿色转型发展方向，又要勇敢面对市场竞争带来的挑战，挖掘发现价格信号的作用价值，从被动接受价格波动，转变为主动参与优化，促进新能源等产业在高质量发展的道路上稳步前行。(来源：《中国电力企业管理》)

　　转自：中国电力企业联合会