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理性客观看待“负电价”现象
——访中国电力企业联合会监事长潘跃龙
在传统认知中，电价总是正值，“电力”作为一种商品，用户消费电力就得支付相应费用。然而，在高比例新能源电力系统的时代大背景下，“负电价”这一电力市场的新现象在人们的视野中越来越清晰。
近年来，山东电力现货市场连续出现“负电价”现象，今年1月，“用电大户”浙江电力现货市场连续两日出现“负电价”……一时间，“电费为何会倒贴”“市场是不是失灵了”等热点话题频上热搜，社会各界对我国新能源发展前景产生了担忧。
3月12日，中能传媒记者就上述热点话题，专访了中国电力企业联合会监事长潘跃龙。
潘跃龙指出，“负电价”的出现，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，恰是市场机制放开后必然释放出的活力体现。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，发挥着保供稳价的作用，我国电力市场交易结算均价总体平稳。
中能传媒：
“负电价”是如何产生的？其是否为电力市场运行的正常现象？
潘跃龙：
电力现货市场出现负电价现象，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。
我国随着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。
中能传媒：
“负电价”传达了一个什么样的市场信号？
潘跃龙：
负电价现象从本质上看，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呈现。
负电价的出现，反映出我国的新能源发电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。所以要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。
中能传媒：
“负电价”的出现，对我国新能源发展有什么启示？在新能源全面入市后，您有什么建议？
潘跃龙：
“双碳”背景下，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；新能源发电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。
在电力市场的环境下，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。
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。建议从三个方面优化完善：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。
(能源日参)（转自：能源日参）
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