東北這些地區“負電價”，怎么看？

2025年12月，在黑龍江電力市場出現極端一幕：連續13天，全天電價歸零。

自電力市場化改革之后，0電價甚至負電價早已不是什么稀奇現象，此前山東、浙江、四川等地均有0電價甚至負電價現象發生，但像黑龍江這種連續十幾天電價全部為0，也著實少見。

2025年10月31日，在國家能源局例行新聞發布會上，國家能源局市場監管司副司長張燕秦分析，當前，在新能源裝機規模占比日益提高的背景下，“負電價”既是電力供需關系呈現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，并表示隨著新能源全面入市、省級現貨市場運行更加健全，“負電價”有可能會更頻繁出現。

1月6日，遼寧風電最大發電電力創歷史峰值，但同時，電力現貨市場全天均價卻首次跌入“負值”區間，引發了市場的廣泛猜測。這一現象因何發生？市場信號又將如何影響我省儲能投資、整體能源結構以及企業、群眾的生產生活？

對此，遼寧日報以《“負電價”來了，怎么看？》為題目進行了報道。全文如下：

新年伊始，遼寧電力市場記錄一組極具標志性的數據：1月6日，全省風電最大發電電力創歷史新高，達1501萬千瓦。然而，在綠色動能澎湃的同時，一個新現象相伴而生——當日電力現貨市場的全天平均出清價格，首次降至零元以下，出現了“負電價”。

這是偶然嗎？釋放什么信號？

電價“轉負”說明了啥？

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

“這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。”省發展改革委價格收費處副處長劉慧穎解釋。電力現貨市場價格如同一個精密的儀表盤，指針隨供需關系實時擺動。當風電、光伏等新能源發電能力強勁，而社會整體用電需求處于低谷，電力供應短時間內顯著大于需求，市場價格就會下行，極端情況下便表現為負值。

這一現象的出現究其根源，是市場這只“看不見的手”在發揮作用：通過價格信號來調節供需，體現現貨電價上下浮動，甚至極端情況下出現負值，以此激勵消納、抑制供應。

當然，為保障市場平穩運行，防止價格無限度劇烈波動，電力現貨市場設有明確的“價格籠子”。

今年1月1日起，我省實施的新版電力市場規則規定，市場參與者的申報價格需在-0.1元至1.1元/千瓦時之間，而最終系統出清形成的交易價格被限制在-0.1元至1.5元/千瓦時的范圍內。此次觀測到的負電價，正是在這個預先設定、公開透明的價格下限（-0.1元/千瓦時）之上產生的。這清楚地表明，負電價并非市場失控，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。

放眼全國與全球，遼寧出現的這一現象并非孤例。自2019年山東在國內首次出現-0.04元/千瓦時的負電價以來，浙江、蒙西、四川等地的電力現貨市場均已試水負電價。從國際經驗看，在德國、法國、荷蘭等新能源占比較高的成熟電力市場中，負電價亦屬常見現象。

這充分說明，負電價是電力市場化程度深化和可再生能源高比例接入后的一個共性特征。

“負電價”是用電不花錢嗎？

負電價≠負電費，無須擔憂發電企業必然虧損

這是公眾最直接的疑問，答案是否定的，因為“負電價”不等于最終結算的“負電費”。

省工業和信息化廳電力處處長劉毅表示，我國電力市場最終結算的電價，是一個復合體，從發電側角度看，它綜合了中長期合同電價、新能源補貼（或綠證收益）、輔助服務費用、容量電價（對火電）等一系列費用。現貨市場的瞬時負電價，主要影響的是超出中長期合約電量的那部分電力偏差結算價格。

“負電價絕不等于‘負電費’，無須擔憂發電企業必然虧損這樣的問題。”為更直觀說明，劉毅舉了一個簡化的電費計算例子：假設某發電企業持有1萬千瓦時的中長期合約，合約價格為0.3元/千瓦時，在某時段，若其實際發電1.1萬千瓦時（即超發1000千瓦時），而此時現貨市場價格為-0.1元/千瓦時，該時段的電能量收益計算后為2900元。同理，對于電力用戶側而言，其結算方式與發電側原理相同，并非在負電價時段用電就能直接從電網獲得現金返還。

面對負電價，一個自然的疑問是：為何不調節供需，讓價格回升？這背后其實涉及復雜的系統安全、經濟成本與民生保障考量。

“從運行經濟性看，傳統燃煤機組啟停一次成本高昂、耗時較長，頻繁啟停對機組壽命也有影響。因此，面對短時間的負電價，維持低功率運行可能是更經濟的選擇。”業內專家分析。更重要的是，從電網安全與穩定運行角度出發，系統必須保留足夠多的在網運行機組，以提供必需的電壓支撐和轉動慣量，應對隨時可能出現的負荷波動或新能源出力驟減。

尤其在遼寧這樣的北方地區，冬季供暖是重中之重。“火電機組承擔著冬季供暖的民生保障重任，對其開機方式有嚴格要求。因此在供暖期，為保證供熱，火電機組開機方式較足，當疊加新能源大發過程時，出現低電價乃至負電價的時段就會相對頻繁。去年3月、11月、12月現貨價格相對較低也印證了這一點。”業內人士表示。

傳遞何種信號？

倒逼電力系統向更高效、更靈活、更清潔方向升級，用戶需做能源消費模式調整

負電價的出現，是能源轉型到一定階段的必然現象。隨著我國風光新能源裝機占比已超40%，其“靠天吃飯”的波動性與電力系統實時平衡要求之間的矛盾日益凸顯。負電價正是這一矛盾最真實、最即時的市場化體現。它絕非“警報器”，而是倒逼整個電力系統向更高效、更靈活、更清潔方向升級的強勁“風向標”。

這一鮮明的信號正重塑產業鏈上各方的行為模式與戰略布局：

對傳統火電企業， 負電價帶來了經營壓力，但也強力驅動其加快從“主力發電”向“調節頂峰+民生保供”雙重角色轉型，推動實施靈活性改造。同時，正在完善的容量電價政策、逐步豐富的輔助服務市場，旨在為其提供合理穩定的綜合收益補償，保障系統安全托底能力。

對新能源企業，信號引導其更加注重發電功率預測的準確性，優化投資布局，并全面擁抱市場化交易。在國家出臺政策基礎上，遼寧已制定具體實施方案，推動新能源全面入市。目前，我省存量新能源項目機制電價為0.3749元/千瓦時，新增風電、光伏項目通過競爭確定的機制電價分別約為0.33元/千瓦時和0.30元/千瓦時，旨在穩定行業預期。

對工商業用戶，尤其是高耗能企業， 負電價成為一份可感知的“生產調度指南”。遼寧現貨市場連續結算運行以來，已成功引導鞍山、營口等地超過100萬千瓦的高耗能負荷，主動將生產從電價較高的晚間尖峰時段，調整至白天光伏大發、現貨價格較低的時段。這標志著“按價用電”的精細化能源消費模式正在落地，直接為企業降低用能成本。

對普通居民及農業用戶來說， 其用電價格政策保持穩定，未與現貨市場價格直接掛鉤，仍執行政府目錄電價，不受此次波動影響。

此外，負電價現象也為跨省區電力交易的優化、各類輔助服務市場的完善提供了更清晰的價格信號和需求導向，有助于推動建立全國統一電力市場體系下的資源高效配置機制。

后續影響如何？

未來的電力系統將不再是“發電廠單向供電給用戶”的簡單模式，而是一個高度互動的生態系統

負電價的出現，標志著遼寧電力市場正從“試驗田”走向“成熟區”。走向未來，遼寧電力系統將更加智能、靈活與共生。

國網遼寧電力市場營銷部副主任蒼盛表示：“隨著市場持續運行，用能管理需由粗放型向精細化方向轉變。市場化批發用戶可通過加強負荷柔性管理，建立‘電價-生產’聯動機制，合理安排高耗能工序；建立合約組合，中長期合約‘保底’，防范現貨極端波動風險，利用現貨捕捉低電價紅利，形成‘合約保本+現貨賺靈活收益’模式，零售用戶還要科學合理選擇零售套餐，以確保獲得改革紅利。”

“負電價這個‘信號燈’，照亮的是通往新型電力系統的道路。”劉慧穎總結。她表示，未來的電力系統將不再是“發電廠單向供電給用戶”的簡單模式，而是一個高度互動的生態系統：在發電側，新能源與火電、儲能協同共舞；在電網側，數字化、智能化技術保障復雜潮流的穩定安全；在用戶側，則從被動消費者轉變為積極的“產消者”。

這意味著，遼寧的產業經濟形態也將隨之升級。對于用電企業而言，精細化的能源管理能力將成為降低生產成本、提升綠色競爭力的關鍵；對于儲能、綜合能源服務等新興產業，遼寧活躍的電力市場將提供廣闊的舞臺和持續的投資吸引力。

這場由市場信號驅動的深刻變革，正推動遼寧的能源結構與經濟結構同步優化，為老工業基地的全面振興注入綠色、智能的新動能，穩步支撐“雙碳”目標的實現。

來源：遼寧日報、能源新媒

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