多地頻現負電價：電力市場的新挑戰與機遇

4月15日，在四川大邑縣蘇場220千伏變電站外，電力工人在開展110千伏高埂-蘇場新建線路工程5號塔放線工作。

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繼2025年12月黑龍江電力市場連續13天，全天電價歸零之后，2026年開年以來，遼寧電力市場連續出現負電價現象，引發行業廣泛關注。數據顯示，1月1日至25日，遼寧省電力現貨市場實時出清價格跌破-0.1元/千瓦時的時段達272小時，占比42.83%；2月份負電價時長占比進一步攀升至63%，遼寧由此成為繼山東、浙江、四川、蒙西之后，又一個負電價常態化出現的省份。

面對“用電不用花錢甚至倒貼”的市場現象，社會上不乏“發電企業賠本發電”“市場機制失靈”的誤讀。但業內專家明確表示，負電價絕非電力市場的“故障警報”，而是市場化價格機制精準反映實時供需關系的“信號燈”，更是倒逼電力系統轉型升級、推動能源革命深化的重要契機。如何讀懂負電價背后的市場邏輯，化解短期挑戰，將其轉化為能源高質量發展的“正能量”，成為各地必須答好的轉型考題。

何為負電價

事實上，負電價早已不是國內電力市場的新鮮事。

2019年山東現貨市場首次出現-40元/兆瓦時負電價，2025年浙江、四川先后出現-200元/兆瓦時地板價，國內首次出現全天負電價。

對于越來越頻繁出現的負電價，釋放了什么信號？

長期從事電力市場交易的陸洋告訴中國城市報記者，電能無法大規模經濟儲存，必須時刻保持發用平衡，這是電力系統運行的核心規律，也是負電價產生的底層邏輯。

國家能源局市場監管司副司長張燕秦表示，負電價既是供需關系時段性不平衡的直接體現，也是新能源消納通過現貨市場價格的直接反映。

從供給端看，新能源裝機高速增長為負電價出現提供了基礎條件。2025年全國新增風電、太陽能發電裝機超4.3億千瓦（其中風電1.2億千瓦，太陽能發電3.18億千瓦），同比增長22.0%。風電、光伏邊際發電成本幾乎為零，出力具有強間歇性，“靠天吃飯”的特性決定了其大發時段會優先爭取上網機會。從需求端看，社會用電負荷階段性走低進一步放大了供需失衡矛盾。當工業生產進入假期、居民取暖制冷需求回落，社會用電需求進入低谷，若此時恰逢新能源大發，電力供大于求的格局便會快速形成。

“負電價的出現，絕非市場失控，而是現行成熟市場規則框架下，供需形勢在價格上的正常、合規體現，恰恰是市場機制在精準反映能源轉型過程中的實時供需關系。”遼寧省發展改革委價格收費處副處長劉慧穎說。

發電側承壓轉型

用電側迎來紅利窗口

負電價的頻繁出現，正深刻重塑電力市場的利益格局與運行邏輯，既帶來了挑戰也蘊含著機遇。

很多人疑惑發電企業為何愿意倒貼錢發電？對此，華北電力大學國家能源發展戰略研究院執行院長王鵬解釋，這是經營主體的理性選擇：新能源企業可通過綠證、碳減排獲得環境收益，即便現貨電價為負，只要環境收益覆蓋虧損，報負價爭取優先上網仍劃算；火電機組啟停成本高昂，短時間負電價下低功率運行比停機重啟更經濟，且電網安全需足夠在網機組支撐，也助推了負電價出現。

對發電側而言，負電價正推動經營模式重構。火電機組正從“電量提供者”加速向“系統調節者”轉型，短期負電價會侵蝕其電能量市場收益，長期則倒逼落后煤電機組退役、存量機組進行靈活性改造，承擔調峰保供職責，我國推進的煤電容量電價機制也在彌補其收益損失。

新能源企業需轉變“重裝機規模、輕系統適配”的理念，中國電力企業聯合會監事長潘躍龍認為，這一慣性思維是負電價頻發的重要原因。負電價讓企業意識到規模擴張難以為繼，需提升功率預測精度、優化布局，通過配套儲能、簽訂中長期合約等方式對沖價格風險。國網能源研究院高級研究員劉思佳表示，未來新能源項目的核心競爭力將是系統適配和市場交易能力。

對用電側而言，負電價帶來更多紅利與模式革新。需明確負電價≠負電費，居民及農業用戶執行政府目錄電價，不受現貨市場價格波動影響。對工商業用戶尤其是高耗能企業，負電價可引導其錯峰生產，降低用電成本并通過需求響應獲得額外收益，實現企業與系統消納雙贏。

此外，負電價為儲能、虛擬電廠等新興業態注入動力。華北電力大學能源互聯網研究中心副主任王永利表示，負電價時段是儲能充電黃金窗口，大幅提升其經濟性；虛擬電廠應聚合可調節負荷，在負電價時段吸納過剩電力、高峰時段釋放，放大系統調節價值，2025年浙江省已有19家虛擬電廠參與響應，最大調節負荷達29萬千瓦。

老工業基地應對負電價

與轉型探索

中國城市報記者在采訪中了解到，遼寧省負電價的產生，與當地電源結構、氣候特征密切相關。

作為北方供暖大省，遼寧冬季供暖期長達4個月，火電機組“以熱定電”的運行模式使得供暖期開機規模必須保持高位，調峰空間被大幅壓縮。與此同時，當地風電裝機持續快速增長，2026年開年多次創下風電出力歷史新高，當夜間風電大發、用電負荷進入低谷，疊加火電機組剛性開機，電力供過于求的格局極易形成，負電價也隨之而來。

為應對市場波動，遼寧在制度設計上提前布局。2026年1月1日起實施的《遼寧省電力市場配套實施細則（試行4.0版）》，明確了-0.1元/千瓦時的申報價格下限，形成有效的“價格籠子”，防止價格劇烈波動，同時完善了中長期交易、輔助服務市場等配套機制，為市場主體提供了充足的風險對沖工具。

“中長期合約是穩定市場預期、對沖價格風險的‘壓艙石’。”遼寧省當地電力交易中心相關負責人表示，通過引導市場主體簽訂高比例、曲線靈活的中長期合約，能夠鎖定大部分電量的價格，將現貨市場波動控制在較小范圍。數據顯示，2026年1月遼寧零售市場結算電量120.04億千瓦時，售電公司通過中長期合約鎖定價差，實現盈利8.27億元，充分體現了中長期合約的風險對沖作用。

在化解短期風險的同時，遼寧更以負電價為契機，加快電力系統轉型升級。供給側，當地持續推進煤電機組靈活性改造，推動新能源項目配套儲能設施，提升系統調峰能力；需求側，大力推廣電能替代，引導高耗能企業優化生產流程，提升負荷柔性，加快推進電采暖等清潔供暖模式，在新能源大發時段增加用電負荷，既緩解了負電價壓力，又保障了民生供暖。

“作為東北老工業基地，遼寧的負電價現象有著鮮明的地域特征，其應對舉措也為北方供暖省份、新能源高占比省份提供了重要參考。”陸洋說。

讓負電價釋放正能量

多方協同破解轉型考題

“短時出現負電價，能夠激勵機組深調、用戶填谷，引導儲能等新型主體投資建設；但如果長期、高頻出現負電價，則意味著電力系統供需長期失衡，需要針對性優化調整。”張燕秦的這番表述，清晰指明了對待負電價的核心原則：不是簡單消除負電價，而是通過完善機制、系統施策，讓其價格信號作用充分發揮，轉化為能源轉型的正能量。

面對負電價常態化的趨勢，受訪專家均表示需多方協同發力，破解轉型考題。

完善市場機制，讓價格信號更精準有效。持續優化現貨市場規則，在保持價格靈活性的同時，建立科學的監測與干預機制，參考成熟市場經驗引入負電價熔斷機制，避免負電價長期無序出現。同時加快完善中長期交易市場和輔助服務市場，推廣曲線化的中長期合約，健全輔助服務價格形成機制，讓靈活性資源的價值得到充分體現。

供需兩側協同發力，提升系統靈活調節能力。供給側要打破“重裝機、輕適配”的慣性，做好電源規劃頂層設計，注重電源品種的多樣性與區域互補性，持續推進煤電機組靈活性改造，加快抽水蓄能建設，推動新能源項目“應配盡配”儲能。需求側要大力激活需求響應潛力，完善分時電價機制，讓負電價信號充分傳導至終端用戶，引導工商業用戶錯峰用電，加快虛擬電廠建設，挖掘需求側調節潛力。

融入全國統一電力市場，打破省間壁壘實現資源互濟。局部區域的電力過剩，在更大市場范圍內往往可以實現供需平衡。要加快打破省間市場壁壘，提升跨省輸電通道利用率，完善省間現貨市場運行機制，實現電力資源在全國范圍的優化配置，通過跨省余缺互濟大幅降低負電價發生頻率。

培育新業態新模式，拓展清潔能源消納空間。依托負電價的價格信號，引導電氫耦合、綠電轉化等產業發展，利用富余電力制取綠氫、綠氨，實現綠電就地轉化和高值利用。同時持續完善綠電交易、碳交易市場體系，推動綠電與碳市場深度耦合，讓綠電的環境價值得到充分體現，形成綠色發展的良性循環。

■中國城市報記者 康克佳