負電價頻發(fā)，新能源規(guī)劃該算算電價這筆賬了

文/王嘉凝

當“發(fā)電企業(yè)倒貼錢賣電”的新聞不再稀奇，當蒙西日前市場負電價時長達到1488.75小時、占比16.99%，當四川在豐水期出現全天候負電價，我們討論的已不再是一個可以一笑而過的市場插曲。負電價正從偶發(fā)走向常態(tài)，成為高比例新能源系統(tǒng)的一塊試金石。

多數討論聚焦于市場機制如何應對、企業(yè)如何避險。但對于即將展開的“十五五”新能源規(guī)劃而言，負電價不應只是運營層面的問題，它更像一盆冷水，澆醒了我們對規(guī)劃邏輯本身的反思。過去引以為傲的裝機規(guī)模，究竟是在解決問題，還是在制造新的難題？未來的規(guī)劃，究竟該往哪走？

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現象審視：

負電價從偶發(fā)走向常態(tài)的內在邏輯

理解負電價，首先要回到電力系統(tǒng)的物理本質。電能無法大規(guī)模經濟儲存，生產與消費必須瞬時平衡，這一根本約束決定了當供給持續(xù)超過需求時，價格必然下行甚至轉負。而新能源的高比例接入，將這一矛盾推向極致。

從供給端看，風電、光伏的出力具有天然的波動性與間歇性。風電在夜間往往處于高位，光伏則在午間集中大發(fā)，兩者都與用電負荷的日內曲線形成錯位。更關鍵的是，新能源的邊際成本近乎為零，疊加補貼、綠證等場外收益后，其實際變動成本甚至為負。這意味著在電力過剩時段，新能源企業(yè)有充足動力報出負價以換取消納，避免棄電帶來的全盤損失。

從需求端看，節(jié)假日負荷驟降、午間用電午休等規(guī)律性低谷，與新能源大發(fā)時段疊加，進一步加劇了供需失衡。春節(jié)期間，全國九地出現零電價或負電價，遼寧連續(xù)9天負電價，河北南網單日出現17小時零電價，山東日前發(fā)電側算術均價一度低至-35元/兆瓦時。這些極端案例正是節(jié)假日效應與新能源大發(fā)疊加的典型產物。

與此同時，火電機組的技術約束進一步固化了供給剛性。一臺百萬千瓦級火電機組的單次冷態(tài)啟停成本高達數百萬元，且耗時十幾個小時。為避免巨額啟停損失，火電企業(yè)寧愿在報價環(huán)節(jié)報出負電價，也要維持機組最小技術出力運行，以確保在晚高峰時段能夠快速響應。這種基于邊際成本的理性選擇，直接加劇了負電價的形成。

將視線投向全國，一張差異化的電價地圖逐漸清晰。根據2025年數據統(tǒng)計，各省負電價時長呈現顯著的區(qū)域特征。

山東（出清價格-100-1500元/兆瓦時）日前市場負電價時長高達1392小時，占比15.89%，實時市場更是達到1518小時，占比17.33%，在全國處于最前列。

蒙西（出清價格-100-5106元/兆瓦時）緊隨其后，日前市場負電價1488.75小時，占比16.99%。蒙東（出清價格-50-1500元/兆瓦時）雖然裝機規(guī)模不及蒙西，但實時市場負電價長達992小時，占比56.60%，反映出區(qū)域消納能力的極度緊張。

浙江（出清價格-200-1200元/兆瓦時）、江西（出清價格-100-1200元/兆瓦時）、廣東（出清價格-50-1800元/兆瓦時）、四川（出清價格-50-800元/兆瓦時）等地雖然也有負電價，但時長和占比都低一個量級，四川實時市場負電價僅2小時，占比幾乎可以忽略。

圖1-全國負電價地區(qū)及其負電價的時長

圖2-全國負電價地區(qū)及其負電價的時長占比

各地區(qū)負電價的成因各不相同，折射出不同的發(fā)展困境。東北地區(qū)是供熱季剛性約束的典型。漫長的供暖期，熱電聯(lián)產機組因民生保障必須持續(xù)運行，其發(fā)電出力成為難以壓縮的底座。當冬季風電大發(fā)時，供給過剩的矛盾異常尖銳，零電價負電價成為家常便飯。負電價在此是系統(tǒng)在民生與消納之間走鋼絲的真實寫照。

新疆、蒙西等新能源基地的負電價，更多源于發(fā)展速度與消納能力的賽跑。新能源項目如雨后春筍般并網，但本地負荷增長有限，外送通道建設相對滯后，電源過剩的階段性壓力通過負電價信號不斷發(fā)出預警。

山東、浙江等東部省份作為新能源發(fā)展與市場建設的排頭兵，負電價更多地呈現出節(jié)假日特征和午間特征。它反映了在光伏高滲透率下，系統(tǒng)調節(jié)能力尚未完全跟上的普遍困境。

四川作為水電大省，豐水期出現的全天負電價則揭示了另一重邏輯。來水偏豐與氣溫下降導致負荷走低，具備調節(jié)能力的水電站為緩解庫容壓力集中申報負價，展現水風光互補場景下新的市場現象。

這些現象背后有一個共同點，負電價并非市場失序的表現，而是供需結構失衡的精準投影。它既是問題的信號，也是解決問題的起點。值得關注的是，去年底以來多個省份修訂電力現貨交易規(guī)則，將報價下限從0元/兆瓦時放寬至-100元/兆瓦時左右，從制度上為負電價的出現打開了空間。

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核心反思：

新能源規(guī)劃不能只算裝機賬

長期以來，新能源規(guī)劃習慣于算裝機賬，設定一個雄心勃勃的規(guī)模目標，然后層層分解、逐級落實。但負電價的頻發(fā)，恰恰暴露了這一邏輯的根本缺陷。規(guī)劃只問裝了多少，卻從未認真回答能發(fā)多少、能消納多少、經濟代價有多大。

規(guī)劃的靈魂變革，在于必須引入電價維度。這意味著要從單純追求裝機規(guī)模，轉向追求系統(tǒng)總體經濟最優(yōu)。電力現貨市場的核心功能，正是通過價格信號反映實時供需，引導資源優(yōu)化配置。

當負電價頻繁出現時，市場其實在發(fā)出清晰警告，某些區(qū)域的裝機規(guī)模已經超出了系統(tǒng)的經濟消納能力。山東17.33%的實時負電價占比、蒙東56.60%的極端數據，都在用最直接的市場語言告訴規(guī)劃者，繼續(xù)按既定目標剛性擴張，只會讓負電價愈演愈烈，最終損害全行業(yè)的投資信心。

這首先要求建立新的規(guī)劃標準。在確定一個地區(qū)的新能源發(fā)展規(guī)模前，必須通過科學的仿真工具，模擬在不同負荷增長預期、不同調節(jié)能力配置下的電價曲線。

要回答一個核心問題，在這個地區(qū)，投多少新能源，會導致負電價時長超過市場可接受的閾值。如果仿真結果顯示繼續(xù)擴張將導致市場信號嚴重扭曲、發(fā)電側普遍虧損，那么這個規(guī)模紅線就是規(guī)劃必須尊重的邊界。規(guī)劃不能再是拍腦袋定數字，而應是通過反復模擬、迭代尋優(yōu)后的科學結論。

由此引出的第二個要求是規(guī)劃工具必須升級。當前許多規(guī)劃仿真軟件的算力和模型，已難以適應高比例新能源系統(tǒng)的復雜性。南方電網跑一個復雜的規(guī)劃場景，有時需要長達七個小時。這種效率根本無法支撐對海量電價場景的快速模擬和迭代優(yōu)化。

“十五五”期間，必須像重視硬件投資一樣，重視規(guī)劃仿真軟件這一軟實力的配套發(fā)展，將其作為所有重大規(guī)劃決策的算力底座。沒有可靠的仿真，關于電價的所有討論都將是無源之水。

引入電價維度，并非否定新能源發(fā)展目標，而是要確保發(fā)展速度與系統(tǒng)承載力相匹配。這既是對投資負責，也是對能源轉型的長期健康負責。

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執(zhí)行糾偏：

規(guī)劃需要從剛性轉向彈性

引入電價維度只是第一步。更深刻的反思在于，規(guī)劃執(zhí)行方式也需要一場徹底的變革。當前的新能源規(guī)劃，典型特征是一次定終身。規(guī)劃初期，各方坐在一起確定五年總目標。隨后，地方政府、開發(fā)企業(yè)便一擁而上，為了完成任務而拼命趕工期、搶并網。全然不顧當初設定的邊界條件，比如預期的負荷增長率、配套電網的建設進度、外送通道的投運時間，是否已經發(fā)生了根本性變化。

當負荷增長遠不及預期，當電網建設嚴重滯后，而新能源裝機仍在按原計劃剛性增長時，負電價的頻發(fā)便成為一種必然的懲罰。這種刻舟求劍式的規(guī)劃執(zhí)行，是對市場規(guī)律的無視，也是對規(guī)劃本意的背離。規(guī)劃的本質是引導發(fā)展，而非強制完成一個與動態(tài)變化脫節(jié)的數字。

因此必須引入動態(tài)規(guī)劃理念，讓規(guī)劃擁有彈性，能夠根據實際情況靈活調整。動態(tài)規(guī)劃的核心，是建立一個監(jiān)測反饋與調控速度的閉環(huán)。在執(zhí)行規(guī)劃的過程中，必須持續(xù)回頭核驗當初設定的關鍵邊界條件，實時追蹤全社會用電量增速是否達到預期，配套的儲能和電網項目是否按期投產。

一旦監(jiān)測發(fā)現實際發(fā)展偏離了規(guī)劃預期，例如連續(xù)兩個季度負荷增長低迷，區(qū)域內負電價頻次顯著攀升，就應該主動對建設速度進行調控。這包括暫緩一批項目的核準、適當下調年度開發(fā)指引、引導投資向消納條件好的地區(qū)轉移。反之如果條件優(yōu)于預期，則可以適度加速，抓住有利時機擴大清潔能源供給。

規(guī)劃應該是剛性的目標，更是柔性的過程。這種動態(tài)調控并非否定規(guī)劃，而是為了在瞬息萬變的市場環(huán)境中，確保最終實現的規(guī)模始終與系統(tǒng)消納能力相匹配，避免因硬著陸而造成全行業(yè)的資源浪費。一個能夠自我修正的規(guī)劃，遠比一個僵化執(zhí)行的規(guī)劃更有價值。

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協(xié)同破題：

調節(jié)電源與新能源必須強耦合

負電價的本質是調節(jié)能力的短缺。當新能源大發(fā)而系統(tǒng)無法靈活響應時，過剩的電力只能通過價格下跌來尋求出清。因此根治負電價，最終要落到源網荷儲的協(xié)同發(fā)展上。然而當前新能源規(guī)劃和調節(jié)電源規(guī)劃恰恰是兩張皮，各自為政。

新能源規(guī)劃只管提規(guī)模，儲能規(guī)劃只管定配比，火電靈活性改造則另有節(jié)奏。三者之間缺乏深度的耦合論證。這種割裂導致我們常常陷入頭痛醫(yī)頭的窘境，為了消納新能源而強制配儲，但配上去的儲能卻因缺乏合理的價差和完善的市場機制而淪為擺設，無法真正發(fā)揮削減負電價、提升系統(tǒng)靈活性的作用。

火電靈活性改造同樣面臨類似問題，改造后的機組能否獲得合理回報，取決于輔助服務市場的完善程度，而這又與新能源的滲透率密切相關。

必須將調節(jié)電源的規(guī)劃與新能源的規(guī)劃強耦合起來。耦合的邏輯不能只考慮安全，更要算清經濟賬。要通過仿真工具反復論證這樣一個核心問題，投入多少調節(jié)資源，能將負電價時長和幅度控制在合理范圍內。這筆投資最終會推高系統(tǒng)成本，傳導至用戶電價，用戶是否能夠承受。這是一筆必須算清的大賬。

如果缺乏科學的耦合論證，可能會出現兩種極端。一種是調節(jié)資源投入不足，導致負電價泛濫，新能源企業(yè)大面積虧損，投資信心受挫。另一種是盲目投入高成本的調節(jié)資源，導致系統(tǒng)整體電價飆升，超出用戶承受范圍，最終抑制電力需求，反過來加劇供需失衡，形成惡性循環(huán)。

特別需要指出，儲能等調節(jié)資源的商業(yè)生存本身就依賴于足夠的峰谷價差。如果新能源的無序擴張壓平了電價曲線，導致峰谷差消失，那么儲能也將失去生存的土壤。因此新能源規(guī)劃與調節(jié)電源規(guī)劃，必須在電價這個指揮棒的指引下，尋找到動態(tài)的、經濟最優(yōu)的平衡點。這需要規(guī)劃人員跳出各自的專業(yè)邊界，從系統(tǒng)全局的高度審視不同資源的協(xié)同關系。

從更長遠的角度看，調節(jié)能力的建設不僅包括儲能和火電改造，還應涵蓋需求側資源的深度挖掘。工商業(yè)可中斷負荷、電動汽車智能充電、虛擬電廠聚合等，都是潛力巨大的靈活性資源。“十五五”期間，應通過價格機制引導這些資源主動參與系統(tǒng)調節(jié)，形成與供給側互補的多元調節(jié)體系。

負電價的冷水，潑醒了沉浸在規(guī)模狂歡中的我們。它用最直接的市場語言告訴我們，不計代價的發(fā)展，終將以另一種代價呈現。“十五五”新能源規(guī)劃的糾偏，不在于放棄目標，而在于革新方法論。當學會了在規(guī)劃中引入電價維度，讓執(zhí)行具備動態(tài)彈性，讓電源與調節(jié)資源真正握緊手協(xié)同發(fā)力，才能駕馭負電價這一信號，讓它從系統(tǒng)失衡的警報，轉變?yōu)橥苿幽茉崔D型走向成熟、穩(wěn)健、高質量的助推器。

這或許是負電價頻發(fā)給“十五五”最寶貴的啟示。

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