在傳統認知中，電價總是正值，畢竟電力作為一種商品，消費電力需支付相應費用。然而，在高比例新能源電力系統的大背景下，負電價這一電力市場“新現象”正逐漸走入人們的視野。負電價，簡單來說，就是指電力市場中出現嚴重的供大于求導致市場出清價為負值。這也意味著，發電企業每發出一度電，非但無法獲得收益，還需要向購電者支付費用，購電者不僅不需要付電費，反而可以從發電企業取得收入。

(來源：微信公眾號“電聯新媒”作者：唐俊)

從全球范圍來看，負電價的出現并非偶然。2007年，德國電力現貨市場的日內市場中首次出現負電價，此后，負電價現象在歐美成熟電力市場中頻繁出現，尤其是新能源比例高的市場更為頻繁。2020年，美國部分批發市場節點的實時市場出清價格出現負電價;2021年，歐洲多國頻繁出現負電價，法國、德國、比利時、丹麥等多個歐洲國家均出現負電價，其中德國負電價出現的時段數最多，全年超過200小時。在中國，2019年12月11日13:00，山東電力現貨市場的日前市場出現了負電價(-0.04元/kW?h)，2021年12月至2023年5月10日，山東日前市場累計出現負電價1012.5小時，實時市場累計出現負電價1169.25小時;最近的2025年春節期間，浙江省內工商業負荷大幅下降，電力顯著供大于求，浙江現貨市場也出現了負電價。

可見，負電價在全球范圍內均有發生且十分常見，并非現貨市場設計失誤，導致價格異?；蚧?，而是高比例新能源電力系統運行反映在市場中的正?，F象。長時間負電價反映了整體上供大于求，是新能源消納需求對市場價格的影響。

負電價緣何而來

(一)供需失衡：新能源大發與負荷低谷的碰撞

以山東2023年“五一”假期期間電力市場情況為例，其負電價現象就清晰地展現了供需失衡。連續5天的小長假，許多企業調整了生產經營計劃，使得山東用電負荷大幅下降。2023年5月1日，山東最大負荷為64.92GW，較節前典型工作日下降約16.00GW，降幅約20%。而在供給端，春夏之交正是風光大發時期，風電出力持續保持在17.00GW左右，5月2日白天實際最高出力更是達到32.05GW，新能源實際出力占負荷比例最高達51%，達到電網的消納能力極限。一邊是負荷大幅下降，一邊是新能源持續大發，這就導致了電力嚴重供過于求。為了給新能源消納騰出空間，調度機構采取了直調機組停機備用和深度調峰、調用全部抽水蓄能機組抽水和儲能充電、參與華北省間調峰輔助服務等措施，但即便如此，仍難以滿足新能源消納需求，市場機組競價空間被壓縮至10.00-12.00GW，不足峰值負荷的20%。

與此同時，大量調節性煤電機組停機退出，電網安全冗余也大幅減少，系統處于低轉動慣量水平，抗擾動能力大幅下降，如同一塊“精密機械鐘表”，被拿掉關鍵的穩定齒輪組件，稍有外力干擾，指針走動就會紊亂甚至停擺。電力市場釋放的負電價信號，站在市場角度看，也可以視為“電力系統安全性”在“電價”中的具體表現。

(二)市場申報與出清機制的助推

除了供需失衡這一關鍵因素外，市場申報與出清機制也在負電價的產生過程中起到了推波助瀾作用。

在市場申報環節，新能源場站考慮到政府電價補貼和容量補償費用等因素，為了爭取減少棄電，基本按下限-0.08元/kW?h申報。部分中長期合約簽訂比例較高的煤電機組，為了保持長期開機，在低出力時段也申報低價，其中有10臺共3.08GW的煤電機組為避免停機，最低出力時段也按-0.08元/kW?h)進行報價。

市場出清過程中，2023年5月1日07:30-17:00、5月2日00:00-16:00，市場競價空間極小，已不能滿足預留規定負備用和直調煤電機組的最小出力，甚至發生了新能源棄電現象。此時，新能源成為決定市場出清價格的邊際機組，市場出清價維持在-0.08元/kW?h。而在實時市場運行中，由于5月1至2日光伏出力較日前預測高出1.1-2.7GW，風電出力較日前預測量高出1.1-2.1GW，而用電負荷與日前預測量基本持平，使得實時市場的競價空間進一步縮小，負電價時段增加，最終導致5月1日20:15至5月2日17:00實時市場出現連續21小時的-0.08元/kW?h出清價格。

由此可見，負電價的出現并非偶然，供給充裕、電力需求減少、電力系統安全約束要求、競價空間小、大量機組申報負價等因素相互交織，導致了“五一”期間出現長時間的負電價現象。

對市場主體的影響

負電價的出現，猶如一顆投入平靜湖面的石子，在電力市場中激起層層漣漪，對煤電、新能源以及電力用戶等不同主體的成本收益產生了顯著影響。這種影響既體現在短期的收益波動上，也關乎各主體在電力市場變革中的長期發展戰略。

(一)煤電：短期收益提升，長期需適應新角色

在負電價的環境下，煤電機組的發電空間受到新能源大發的擠壓，這是不爭的事實。以山東電力現貨市場為例，2023年“五一”期間，新能源的大量發電使得煤電機組的發電出力低于中長期合約曲線。不過，煤電機組通過差價合約結算機制獲得了收益增長。其減發電量由新能源代為履約，從而獲取中長期電價(0.375元/kW?h)與現貨電價(-0.08元/kW?h)價差收益。進一步考慮容量補償費用，2023年5月1至2日山東煤電機組的最終度電收益達到0.61元/kW?h，較4月度電收益(0.52元/kW?h)增長17%，較山東燃煤標桿基準電價(0.3949元/kW?h)上浮54%。

從長期來看，煤電機組面臨著諸多挑戰。隨著新能源在電力市場中的占比不斷提高，煤電機組需要逐漸適應從傳統的主要發電角色向“發電+調節+頂峰”的靈活性電源角色轉變。這種轉變意味著煤電機組要不斷提升自身的靈活性，以更好地應對新能源發電的波動性和間歇性。頻繁啟停對煤電機組的設備壽命和性能影響較大，還會增加發電成本。但在新能源大發導致電力供過于求的情況下，煤電機組又不得不降低出力甚至停機。如何在保障電力供應穩定的同時，降低運營成本，提高靈活性，是煤電機組在長期發展中需要解決的關鍵問題。

(二)新能源：度電均價下降，市場主體收益差異大

對于新能源場站而言，負電價帶來的直接影響是度電均價下降。2023年5月1至2日，自愿選擇全電量參與現貨市場的風電場站結算均價為0.305元/kW?h，較4月均價降低0.072元/kW?h，降幅23.6%。受中長期合約簽約比例等交易策略和預測水平影響，不同場站結算均價存在較大差異。某A風電場5月2日結算電價為0.4062元/kW?h(中長期電量占比為110%)，較4月均價上浮0.0288元/kW?h，漲幅7.6%;某B風電場結算電價為0.2200元/kW?h(中長期電量占比為58%)，較4月均價下降0.1574元/kW?h，降幅41.7%。未全面入市的集中式新能源場站(預計10%當期電量參與市場)5月1至2日的結算電價在0.3508元/kW?h左右，較4月均價降低0.0266元/kW?h，降幅8.2%。

現貨市場負電價引導煤電機組壓低出力甚至停機，新能源消納空間得以增加，新能源累計減棄增發電量157GWh。再加上74%的新能源場站享有政府補貼，其中風電平均補貼0.2元/kW?h，光伏補貼0.44元/kW?h，現貨市場通過減棄增發為新能源場站合計增加了1.05億元的收益。這表明，盡管新能源場站面臨度電均價下降的壓力，但通過增加發電量和政府補貼，仍帶給新能源一定空間的總收益增長。

從長遠發展看，新能源產業必須擺脫補貼依賴，通過技術創新降低成本，如研發更高效的光伏電池、風力發電設備，提高能源轉換效率;優化運營管理，利用大數據、人工智能精準預測發電出力，合理安排發電計劃，提升市場競爭力。同時在項目前期做好投資決策?；谖磥眄椖吭陔娏κ袌鲋械碾妰r和消納，優選項目類型、建設地點以及裝機規模，降低投資風險和投運后的營銷難度。

(三)電力用戶：用電成本微降，引導用電行為改變

負電價對電力用戶的用電成本略有下降。2023年5月1日，售電公司、批發用戶中長期電量占比97.62%，現貨電量占比僅為2.38%;5月2日，售電公司、批發用戶中長期電量占比97.94%，現貨電量占比僅為2.06%。按照差價合約結算機制，現貨市場負電價對售電公司及批發用戶電價影響微小，但對于實際用電超過中長期電量較多的電力用戶，電價有所下降，起到了鼓勵用戶多用電的作用，進而增加了新能源消納空間。而對于用電曲線與中長期交易曲線基本相同的用戶，用電成本基本沒有變化。

電價變化，實際是在引導電力用戶改變用電行為。在負電價時段，用戶可以適當增加用電設備的使用，如電熱水器、空調等可控制的用電設備，將用電集中在此時段，以充分利用低價甚至負電價的優勢，降低用電成本。從宏觀角度來看，用戶用電行為的改變有助于平衡電力供需關系，提高電力系統的整體運行效率，促進新能源的消納，這對于構建可持續的電力市場具有積極意義。

負電價背后的風險與啟示

山東“五一”假期長時間負電價現象，不僅是電力市場極端供需關系的體現，更是對新能源發展、電力系統平衡耦合關系以及各類電源協同發展的一次深刻警示。它如同一面鏡子，映照出當前電力市場在轉型過程中存在的問題與挑戰，也為我們未來的發展方向提供了啟示。

(一)新能源發展的潛在風險

新能源參與電力市場存在收益下降風險。隨著新能源裝機容量比例不斷提升，其在電力市場中的份額逐漸增大。然而，新能源的低邊際成本和高消納成本，使其在市場競爭中面臨獨特的挑戰。在光伏發電時，由于其出力受光照等自然條件影響，往往在發電量多的時段，現貨市場價格較低。這種“有量無價、有價無量”的實際問題，直接影響了新能源的收益。隨著新能源發電的進一步普及，低電價或負電價現象可能會更加頻繁地發生，這將對新能源的平均價格和收益預期產生深遠影響，進而影響中長期交易價格的走勢。如果新能源企業長期面臨收益下降的困境，將難以吸引足夠的投資用于項目建設和技術研發，這無疑會對新能源產業的健康發展構成嚴重威脅，不利于新能源投資建設。

(二)新能源面臨的環境復雜性

在傳統電力系統中，各類主體的收益主要取決于其發電成本和市場電價，影響因素相對較為單一。但在負電價環境下，影響各類主體整體收益的因素變得更加復雜且各種因素交互影響。發電企業不僅需要考慮自身的技術特性和運行成本，如新能源發電的間歇性和波動性對發電穩定性的影響，以及煤電、氣電等常規機組的啟停成本和運行效率等屬性;還需要考慮場外的機制電價、綠電、綠證等政策性多重“經濟”因素;新能源企業在制定發電計劃和報價策略時，需要綜合考慮補貼政策額度和期限、中長期合約價格和電量、現貨市場的價格波動等因素，以實現收益最大化。這對市場主體在投資和運營全生命周期綜合決策能力提出了更高要求。

(三)各類電源協同發展的重要性

在“雙碳”目標的引領下，新能源的規劃發展備受重視，但我們不能忽視火電、燃氣、儲能等各類靈活調節資源和電網網架結構的規劃發展?，F貨市場形成的分時價格信號和節點電價信號，能夠反映電力市場的供需情況和資源稀缺程度。我們應充分利用這些信號，引導各類電源在時間和空間維度上合理規劃布局。在新能源大發時段，通過價格信號引導火電、燃氣等靈活調節電源降低出力，為新能源消納騰出空間;在新能源出力不足時，及時調整靈活調節電源的出力，保障電力供應的穩定。其次，加強電網網架結構的建設和優化，提高電力輸送和分配的效率，也是實現新能源利用率提升和各類電源協同發展的關鍵。

在變革中尋找平衡

負電價現象的出現，是電力市場在新能源快速發展背景下的一次深刻變革。它既是電力供需關系失衡的直接體現，也是新能源消納難題在市場價格上的反映。連續運行的現貨試點地區實踐表明，適當放寬現貨市場限價，能夠有效引導發用電行為，驅動各類市場主體調整運行方式，價格過低時，發電深調、用電多用、儲能充電，增加新能源消納;價格過高時，發電頂峰、用電少用、儲能放電，促進電力保供。

負電價對新能源產業的收益和發展預期帶來了挑戰，也促使我們重新審視電力系統中各類電源的協同發展關系。在能源轉型的大背景下，新能源的發展是必然趨勢，但這并不意味著可以忽視火電、燃氣、儲能等其他電源的重要性。各類電源應在市場機制的引導下，實現優勢互補，共同保障電力系統的穩定運行。

習近平總書記多次強調，改革要破立并舉、先立后破。負電價客觀反饋了系統安全面臨的挑戰與電力消納難題，長期來看，負價機制的存在可以有效激勵靈活電源發展，有利于保障電力系統長期安全，因此，要敞開胸懷，要有面對和承擔負電價的勇氣與胸襟。在未來的能源發展道路上，應不斷探索和創新，以適應新能源大規模接入帶來的變化。通過完善市場機制，優化資源配置，實現電力系統的穩定運行和可持續發展，為經濟社會的發展提供可靠的能源保障。