阅读摘要

在新能源占比提升、现货市场完善背景下，负电价已成为阶段性、区域性常见信号。它并非电 “不值钱”，核心源于电力无法大规模储存、供需需瞬时平衡的属性，是系统应对供大于求的调节工具。负电价可快速引导发电侧压减出力、用电侧填谷，维持系统稳定，同时能区分机组退出成本、保障民生供暖，推动过剩电力跨区域流动优化配置。其存在明确价格下限和监测干预机制，并非市场失控。负电价是系统问题的显性表达，完善市场规则、提升系统弹性，是新型电力系统成熟的必经之路。

在新能源占比持续提升、现货市场逐步完善的背景下，负电价正由零星出现转变为阶段性、区域性的常见信号。2025年9月20日，四川电力现货市场出现了全天负电价，最高出清价为-34.8787元/兆瓦时，最低为-50元/兆瓦时，全天有56个时段达到下限价格；2025年12月，黑龙江电力现货市场整月零电价天数达16天。围绕这一现象，社会层面也产生了多方面的关切：负电价是否意味着电“不值钱”？是否反映出新能源发展节奏太快？是否预示着现行电力市场运行机制存在缺陷？

这些疑问看似都指向价格，但其背后真正触及的，是电力系统在高比例新能源条件下面临的多重约束——物理平衡约束、技术调节能力、民生保供底线和市场制度边界。如果脱离系统运行逻辑，单纯从商品价格出发，将负电价等同于“电不值钱”，恰恰忽略了电力商品的关键属性——它无法储存，供需必须瞬时平衡。当电价为负时，真正紧张的不是电本身，而是电力系统的平衡状态。此时，价格也不再只是价值的表征，而是调节系统安全、分配运行责任的关键工具。

理解负电价，不仅仅是理解一种市场现象，更是在理解新型电力系统如何在多重约束条件下维持稳定、有序运行。围绕上述疑问，本文将从价格为何走到前台、负电价如何稳住系统运行，以及其在民生保供和跨区域协同中的作用等方面展开分析。

发挥价格机制作用是

供需失衡局面下的必然选择

电力系统的第一条底线，是供需必须实时平衡。电可以在极短时间内产生巨大功率，却几乎无法被大规模、低成本地储存。一旦发电量与用电量出现偏差，过剩会表现为频率、电压异常，不足则可能引发大面积限电甚至停电事故。

随着新能源占比持续提升，这种平衡压力被显著放大。一方面，风电、光伏具有明显的间歇性和随机性；另一方面，储能规模和需求侧响应能力尚未完全跟上。当新能源集中出力而负荷又处于低谷时，系统很容易被推到供大于求的边界状态。与此同时，电力系统还承担着保障居民用电和供热稳定的责任。无论供需形势如何变化，这条民生底线都不能被突破，这也使系统在应对波动时面临更为复杂的约束。

在供需平衡和民生保供的双重约束下，传统调节手段的局限性逐渐显现。行政限发和强制弃电往往存在时滞，且容易掩盖真实成本；火电机组的启停则具有高昂的经济成本和系统运行风险，在承担供热任务的情况下，这种风险会被进一步放大。当这些手段都难以充分、及时发挥作用时，系统实际上只剩下一个还能快速调节的“旋钮”——价格。在这一背景下，负电价是电力市场通过价格机制释放系统约束、引导供需调整的直接信号。

2025年1月27日，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）规定，适当放宽现货市场限价，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定。这一文件为地方现货市场设定负的价格下限提供了政策支撑。此后，内蒙古、四川、辽宁多地陆续推出相关政策，将价格下限拉低到负值，使价格信号能够更真实地反映系统供需状态。

负电价如何维持电力系统稳定

从系统运行的角度看，负电价首先是一种安全机制。当供给明显大于需求时，价格下探为负，能够以最快速度向市场主体传递过剩信号，引导发电侧压减出力、用电侧主动填谷，从而避免系统风险积累。与行政调度相比，价格信号具有三个显著优势：反应快、覆盖面广、可持续作用。它不需要逐台机组下指令，而是通过统一的价格信号，让不同主体根据自身条件作出响应。

四川在丰水期出现的全天负电价现象，正是这一机制的集中体现。在水电和新能源出力显著高于省内负荷需求的情况下，市场价格长时间触及下限，但系统并未因此失控。相反，价格信号持续引导各类主体调整行为，系统供需在动态中保持平衡。

从这个意义上说，负电价并不是系统失序的标志，而是系统在高压力状态下仍能自我调节的体现，是一种将风险显性化，而非掩盖风险的方式。

负电价如何托住民生保供

负电价最容易引发争议的，正是其与民生保障和产业稳定运行之间的关系。直观来看，负电价似乎意味着发电企业需要承受亏损，甚至可能影响供电安全。然而，从电力系统运行和保供逻辑出发，事实恰恰相反：在特定时段和区域内，负电价往往是保障民生与系统安全的重要支撑机制。

在东北等地区的冬季，火电机组不仅承担发电任务，更承担着供暖这一刚性责任。这类机组并非随时可停，频繁启停不仅成本高昂，还可能带来供热中断和设备风险。在新能源出力较高、负荷较低的时段，若价格被压平在零价区间，系统将失去区分不同机组退出成本的能力，火电反而更容易被行政性压减甚至停机。

允许负电价的意义，在于恢复价格的区分能力。在负价区间，机组可以通过报价反映自身不愿停机的迫切程度，使系统能够优先保留退出成本高、系统价值大的资源，避免火电因被动调度而频繁启停。这对于保障供暖安全和电网稳定至关重要。

在工业负荷侧，负电价同样发挥着积极作用。对于西北等新能源资源富集、工业负荷相对集中的地区，负电价通过价格信号引导具备调节能力的工业用户在低谷时段错峰用电，主动吸纳富余电量，从而缓解高峰时段供电压力，为民生和刚性负荷让出调节空间。这种以价格为纽带的协调方式，相较单纯依靠行政限电，更具灵活性和可持续性。

负电价如何优化跨区域资源配置

需要强调的是，负电价往往具有明显的区域性和时段性。某一地区、某一时段出现负电价，并不意味着全国电力供给过剩，而是反映了局部消纳能力与出力结构之间的错配。

当通过时间维度的调节仍难以完全消化过剩电力时，系统自然会向空间维度拓展解决方案。负电价通过拉低本地出清价格，提高了电力外送相对于本地消纳的经济性，促使过剩电量通过跨省区交易向负荷更为集中的区域流动。

在这一过程中，送端地区的消纳压力得到缓解，受端地区则获得了低成本电力资源，实现资源互补、保供互助。从更长远的角度看，这种以价格信号推动的跨区域协同，是全国统一电力市场建设的重要基础。

误区澄清：负电价并非失控信号

而是可被管理的价格机制

围绕负电价，公众最常见的担忧之一，是价格是否会无限下跌、引发市场失序。事实上，这种担忧在制度层面已有明确回应。理解这些制度边界，有助于使负电价既能传递系统约束，又不会造成市场恐慌。

首先，电力市场中的负电价始终存在下限约束。价格下限的设定综合考虑了新能源在市场外可获得的收益、机组启停成本以及系统安全边界，负电价并非无底洞。2025年7月起，内蒙古允许申报价格下限降至-50元/兆瓦时；同年9月，四川将申报价格和出清价格的下限均下调至-50元/兆瓦时；辽宁于年底将申报价格和出清价格的下限下调至-100元/兆瓦时。负电价往往出现在规则较为清晰、机制相对完善的市场环境中，是价格信号在既定制度框架内的正常发挥。此外，现货市场运行过程中还配套了价格异常监测和干预机制。当价格波动超出合理范围时，可通过规则调整和临时措施防范极端情况，避免市场预期失序。

结语

从系统运行的角度看，负电价并不是问题本身，而是问题的显性表达。它提醒我们，在高比例新能源条件下，系统调节能力、储能规模、需求响应和跨区域协同仍有待加强。因此，负电价的合理引导，不在于完全消除波动，而在于让波动可预测、可应对、可利用。

真正需要警惕的，不是负电价是否出现，而是当负电价频繁出现时，系统是否具备足够的能力去应对和吸收这些信号。通过不断完善市场规则、提升系统弹性，让负电价成为可预测、可应对、可利用的调节工具，正是新型电力系统走向成熟的必经之路。