作者 | 劉洋

編輯 |蔣波

山東、浙江、蒙西、四川……不斷蔓延的負電價，引發(fā)了社會各界的廣泛關注。對此，國家能源局做出最新回應。

華夏能源網(wǎng)（公眾號hxny3060）獲悉，10月31日，國家能源局召開新聞發(fā)布會，市場監(jiān)管司副司長張燕秦表示，“負電價既是電力供需關系呈現(xiàn)時段性不平衡的直接體現(xiàn)，也是新能源消納通過現(xiàn)貨市場價格的直接反映。隨著新能源全面入市，省級現(xiàn)貨市場運行更加健全，負電價有可能會更頻繁出現(xiàn)。”

數(shù)據(jù)顯示，負電價正在常態(tài)化擴張：山東于2019年首次出現(xiàn)-0.04元/度的負電價，2023年連續(xù)21小時負電價，2024年“五一”期間負電價達22小時。2025年1月，浙江連續(xù)兩日報出-0.2元/度的電價；4月蒙西電網(wǎng)最低至-0.004元/度；9月四川出現(xiàn)全天負電價。

更為嚴重的是，山東負電價小時數(shù)在2023年、2024年已經(jīng)連續(xù)兩年逼近1000小時，2025年或?qū)⑼黄?000小時。這是負電價較為嚴重的德國，全年負電價小時數(shù)的兩倍多。

那么，負電價愈演愈烈的根源在哪兒呢？負電價會對電力市場、電力企業(yè)帶來什么樣的沖擊和影響？

讓人意外的四川負電價

在出現(xiàn)負電價的省份中，四川最讓人意外。

眾所周知，引發(fā)負電價多是新能源裝機過多，消納出現(xiàn)難題，出現(xiàn)負電價的山東、浙江、蒙西等地皆是如此。但是，四川的新能源裝機是比這些省區(qū)少了好幾個量級。

截至2025年7月底，山東省新能源裝機容量（主要是風電和光伏）為?1.19億千瓦?，其中光伏裝機9130萬千瓦，規(guī)模居全國首位。

內(nèi)蒙古風光新能源資源異常豐富。根據(jù)官方最新數(shù)據(jù)，截至2025年8月底，新能源總裝機容量已達到1.47億千瓦（涵蓋蒙西），持續(xù)位居全國首位。

浙江方面，截至2025年6月底，可再生能源裝機8567萬千瓦（主要是風光），其中，光伏裝機5947萬千瓦，超過煤電成為全省第一大電源。

相比上述三省區(qū)，四川的新能源其實非常有限。截至2025年6月底，四川新能源裝機容量僅約2500萬千瓦，其中光伏裝機約1500萬千瓦，風電裝機約1000萬千瓦。而水電逾9700萬千瓦，煤電逾2200萬千瓦，可見，水電和煤電才是四川的裝機主力。

來源：華夏能源網(wǎng) 根據(jù)公開資料統(tǒng)計

那么，四川為什么會出現(xiàn)負電價呢？

一個永遠不會錯的解釋是發(fā)電量大于用電量。今年9月，四川水電上網(wǎng)量同比飆升34.7%，風電、光伏等新能源上網(wǎng)量更是同比增長28.7%。然而，9月氣溫下降讓四川的居民及工商業(yè)制冷用電銳減，經(jīng)濟結(jié)構調(diào)整又使工業(yè)用電增速放緩，網(wǎng)供用電同比下降18.1%。發(fā)電量大增遇上用電量下滑，負電價就出現(xiàn)了。

其實，若要深入研究負電價的成因，四川是很好的案例——新能源裝機大幅攀升后，電力系統(tǒng)的自我調(diào)節(jié)能力就會大幅走弱。因為當新能源電量不夠時，系統(tǒng)可以通過增加火電出力來加以平衡；但是新能源大發(fā)時段，系統(tǒng)調(diào)節(jié)幾乎無能為力，因為儲能還扛不起這么大的擔子。

具體到四川，前幾年四川來水偏枯致使水電出力大受影響，為了解決缺電問題，四川多策并舉，上馬新能源、上馬煤電、特高壓“隴電入川”等等。然而，今年9月，不僅水電大發(fā)、煤電出力增加，同期新能源發(fā)電也增加，如何調(diào)節(jié)就成了一道難題。

減少煤電出力可行嗎？一臺燃煤機組從停機狀態(tài)啟動到滿負荷出力，可能需要十幾個小時，而完成一次完整的啟停循環(huán)，綜合成本可能達到十幾萬元甚至更高。而且，為了保供四川必須要有逾2000萬千瓦的煤電，建都建了，最少也要保證煤電機組那十幾個小時的開機時間吧。

于是，在新能源大發(fā)的時候，發(fā)電量遠大于用電量，負電價就不可避免的出現(xiàn)了。這在火電為主的電力系統(tǒng)中是不會出現(xiàn)的。也就是說，新能源混合煤電的電力系統(tǒng)，調(diào)節(jié)能力弱化是在所難免的，起碼在儲能作用還十分有限的現(xiàn)階段是這樣的。

負電價更頻繁出現(xiàn)不可避免

負電價會在更大范圍內(nèi)、更頻繁出現(xiàn)，這幾乎是不可避免的，這也難怪國家能源局在新聞發(fā)布會做出了這樣的預測。華夏能源網(wǎng)分析認為，這主要是以下幾方面原因：

首先是新能源的全面入市。

幾年前，新能源裝機有限，電網(wǎng)還能保價保量、有保障地收購新能源，也不存在負電價和新能源棄電量大增的問題。隨著新能源裝機規(guī)模以及滲透率大幅走高，保障性收購已無可能，在“136號文”的指引下新能源只好入市且要全面入市。

目前，已入市的新能源約九成進入電力中長期市場，另外一成進入電力現(xiàn)貨市場。

現(xiàn)貨市場出現(xiàn)負電價，主要在于定價機制問題。電力現(xiàn)貨市場的地板價，有些省份是定在0元/千瓦時（如目前的廣東、山西、寧夏等地），有些省份是定在0元/千瓦時以上，也有些省份干脆定在了0元/千瓦時以下，這就有了山東、浙江、蒙西、四川的負電價。

未來，現(xiàn)貨市場連續(xù)試運行在全國范圍內(nèi)鋪開，新能源全面入市后負電價只能是越來越多。已經(jīng)開放電力現(xiàn)貨市場負電價的省區(qū)市，負電價會更加頻繁；暫時還未開放電力現(xiàn)貨市場負電價的省區(qū)市，未來也都有足夠的壓力、動力，去下調(diào)電力現(xiàn)貨市場地板價，直至負電價。

其次，新能源裝機會繼續(xù)猛增，企業(yè)有報負電價的動力。

此后若干年里，中國的新能源裝機規(guī)模還將持續(xù)放量躥升。與此同時，電力系統(tǒng)針對新能源的消納和調(diào)節(jié)能力無法在短期內(nèi)配套增長，負電價就只會持續(xù)惡化。

最新發(fā)布的中國新一輪國家自主貢獻（NDC）目標提出，到2035年，中國全經(jīng)濟范圍溫室氣體凈排放量比峰值下降7%-10%，力爭做得更好。非化石能源消費占能源消費總量的比重達到30%以上，風電和太陽能發(fā)電總裝機容量力爭達到36億千瓦。

目前中國的新能源裝機已經(jīng)突破了17億千瓦，在“十四五”期間中國新能源裝機每年新增了2億多千瓦。在此基礎上，2035年中國風光新能源將增長至36億千瓦裝機以上，據(jù)此保守估計，未來10年每年新增新能源裝機至少在2億千瓦以上。

這意味著，新能源企業(yè)爭取有限發(fā)電權的競爭將愈演愈烈，會有更多的新能源發(fā)電主體在電力現(xiàn)貨市場中報出負電價。這是因為，有更多發(fā)電量還能在綠證市場和碳市場等渠道獲取一定的環(huán)境權益收益，這要比都棄掉好很多。

從這一角度來說，負電價在地方政府和新能源業(yè)主方都有一定的動力，是“周瑜打黃蓋，一個愿打，一個愿挨”，前者要降電價并推動新能源消納，后者要算經(jīng)濟賬、要爭取最優(yōu)綜合收益。?

要重視電力系統(tǒng)生病的信號

當然，現(xiàn)貨市場負電價并不會大幅影響新能源發(fā)電主體的收益。正如國家能源局市場監(jiān)管司副司長張燕秦在新聞發(fā)布會上所言，負電價不等于電廠需要向用電企業(yè)倒貼錢，也不等于“負電費”。

中國電力市場包含中長期、現(xiàn)貨、輔助服務市場等，現(xiàn)貨市場交易電量占比一般在10%以內(nèi)，電力中長期合同保障了發(fā)電企業(yè)電量電價的“基本盤”。綜合中長期市場、新能源補貼及煤電容量電價等因素后，目前看負電價對發(fā)電企業(yè)總體收益影響有限。

盡管負電價并不會大幅影響新能源發(fā)電主體的收益，但是對負電價的蔓延，還是要有足夠高的警惕。原因在于，負電價是電力系統(tǒng)出現(xiàn)病癥的一個大信號。

當電力現(xiàn)貨市場負電價增多，在電力中長期市場，新能源能夠獲得的簽約量也承受著持續(xù)的下滑壓力，加上棄風棄光問題，新能源的收益就要大受影響。

重視新能源負電價現(xiàn)象，就要心平氣和接受新能源的隨機性、間歇性以及波動性特性，這一特性無可改變，只能適應。而新型電力系統(tǒng)的發(fā)展方向，就是要重塑并增強電力系統(tǒng)的靈活調(diào)節(jié)能力。

未來的電力系統(tǒng)，當風光電不足的時候，系統(tǒng)要能夠補足缺額部分；風光電過多的時候，要能夠存儲起來跨時跨區(qū)使用。只有解決了靈活性調(diào)節(jié)尤其是向下的靈活性調(diào)節(jié)難題，新型電力系統(tǒng)建設才算大功告成，負電價問題才會根治。