我国正积极深化电力市场化改革，旨在从传统的集中计划模式向更具市场导向的体系转变，致力于提高电力系统的运行效率，优化资源配置，并更有效地整合日益增长的可再生能源发电量。

在这一背景下，“负电价”现象应运而生，成为电力市场新常态下的一个显著特征。现货市场出现0价甚至负价的情况已屡见不鲜，例如，2024年山东全年实时出清价格达到下限-0.100元/千瓦时，且持续52.5小时。

这不禁让人产生疑问：“用电”还可以赚钱？“卖电”还要倒贴钱？

负电价的本质与成因：市场失衡的信号

负电价，顾名思义，是指电力交易价格跌至0元/兆瓦时以下。这意味着，在出现负电价的时段，发电企业不仅无法通过售电获得收益，反而需要向电网企业或电力用户支付一定的费用，以吸引其消纳多余的电力。

通常人们对经济关系的理解是买方需要向卖方支付货币以换取商品。然而，在大宗商品市场中，部分商品偶尔会出现“价格为负”的特殊情形，电力交易即为一个典型例子。

负电价的产生机制源于电力商品独特的物理属性：电力难以大规模储存且存储成本较高。

在电力系统运行过程中，出于避免频繁启停造成的机组损耗等因素的考量，发电企业在特定时段也必须维持一定的发电量。尤其是对于可再生能源而言，其边际发电成本接近于零，且往往受到政策保障性收购或补贴的激励，特别是光伏发电集中在午间，发电企业便会以“价格战”的方式抢占发电空间，即采取低价、零价甚至负价的市场报价策略，在电力市场出清时优先获得发电权利。

负电价出现的时刻普遍满足两个条件：发电急剧增加和用电处于低谷。

其实，负电价的出现是一个深刻的市场信号。电力现货市场中，不仅有短时负电价，也有短时高电价，市场价格优化发用电行为的引导作用正在显现。比如短时高电价，可以引导火电企业顶峰发电、电力用户减少用电需求，提升电力供需紧张时段的安全保供能力；短时低电价，可以引导火电企业压降出力、储能和虚拟电厂等主体参与系统调节、电力用户增加用电需求，扩大新能源消纳空间。

总体看，短时出现负电价或零电价，符合市场运行规律。我国电力市场处于探索期，有限制的负电价远低于国外成熟电力市场，这样可以保护市场、避免价格失衡的混乱局面。

负电价不等于负电费：市场机制解析

“负电价不等于负电费”是理解电力市场新常态的关键。尽管现货市场可能出现负电价，但并不意味着电力用户可以免费用电，甚至“倒赚”电费。

终端电力用户的电费账单并非单一的电能量价格，而是由多项独立的、的费用叠加而成，例如输配电费、政府性基金及附加以及辅助服务费等各项费用等，这些费用共同构成了终端电价，所以最终结算的电度电价为正数。

并且，对于绝大多数终端用户，特别是居民、农业用户和部分小型工商业用户，其并不直接参与电力批发市场的交易，而是支付由政府等制定的、受严格监管的“目录电价”。

除此之外，我国电力市场是一个多层次的系统，作为电力市场的重要组成部分，也被誉为电力市场的“压舱石”的中长期市场，在很大程度上起到了缓冲现货市场价格波动的作用。

2024年，我国电力市场化交易电量6.2万亿千瓦时，占全社会用电量的63%，其中，中长期交易电量占比超过90%。发电企业和电力用户（主要是大型工商业用户和售电公司）通过签订年度、月度等中长期合同，提前锁定电量和电价，为双方提供稳定的预期和风险对冲。

作为中长期市场的补充，现货市场在日前及更短时间内（日内、实时）集中开展交易，主要用于平衡中长期合同电量与实际用电量之间的偏差。现货市场能够实时反映电力供需的动态变化，因此其价格波动较大，包括出现负电价。目前，现货交易电量占比较低，实际操作中仅占总用电量的5%至10%。

此外，还有辅助服务市场，该市场旨在为电网提供维持安全稳定运行所需的各项辅助服务，例如调峰、调频、备用、无功补偿等。它通过补偿提供灵活性的发电机组或其他资源，确保电网在新能源大规模接入后的可靠性。

综上所述，电力中长期合同保障了发电企业电量电价的“基本盘”，目前看负电价对整个电力市场的总体收益影响有限。以山东市场为例，山东电费结算由“中长期+现货+容量补偿”组成，现货交易实行“日清月结”，按月度周期有80%以上为中长期合同，负电价对整体结算电价影响较小。

电力市场主体应如何应对

负电价现象对电力市场中的各类利益相关者都产生了复杂而深远的影响，既带来了挑战，也催生了转型与机遇。

在负电价环境下，煤电机组的发电空间将不可避免地面临压缩。随着新能源装机占比的持续攀升，煤电机组亟须实现从单一主力电源向兼具“发电、调节、顶峰”功能的灵活性电源角色的战略性转变。如何在转型过程中，既保障电力系统的安全稳定供应，又能有效降低运营成本、提升运行灵活性，已成为煤电机组亟待解决的核心课题。

燃煤火电机组在新型电力系统中将逐步从主力发电电源向提供灵活性、调峰和备用服务的角色转变。应积极推动现有火电机组的灵活性改造，使其能够快速响应电力供需变化，提供调峰、调频等辅助服务。

对于新能源场站而言，负电价的直接影响，体现在结算均价的下降。受制于中长期合约签约比例等交易策略差异以及发电出力预测精度的不同，各场站间的实际结算均价存在显著分化。从长远发展视角看，新能源产业需通过持续的技术创新、提升发电出力预测精度等措施，不断降低发电成本，以增强市场竞争力。

同时，在项目前期规划阶段，应审慎进行投资决策，科学优选项目类型、精准定位建设地点、合理确定装机规模，从而有效降低投资风险与后期运营难度，实现可持续发展目标。

在能源转型的大背景下，新能源快速发展是必然趋势，但并不意味着可以忽视其他类型电源的重要性。各类电源应在市场机制的引导下，实现优势互补，共同保障电力系统稳定运行。同时，要加强电网网架结构的建设和优化，提高电力输送和分配效率，这也是实现新能源利用率提升和各类电源协同发展的关键。

目前居民用电价格暂时不受负电价的影响，但负电价为拥有灵活负荷的工商业用户提供了明确的价格信号，以优化其用电行为。这鼓励了“削峰填谷”或“移峰填谷”——即在电价低谷（可再生能源出力高）时增加用电，在电价高时减少用电。负电价的出现将电力消费者从被动接受者转变为电网平衡的潜在积极参与者。如果通过动态定价和智能技术充分实现这一转变，需求侧的灵活性将得到极大释放，从而将用电本身转化为宝贵的电网资源。

结语

从短期看，新能源装机规模迅速扩大，对系统灵活性的要求提高，尤其随着更多省级现货市场转入正式运行，负电价有可能会更频繁出现。然而，从长远来看，负电价给出了明确的价格信号，将加速推动电力系统调节资源建设，提升电力系统灵活性，负电价的频次可能随着调节能力的提升而逐步收敛，呈现动态平衡特征，避免价格大幅波动。

有效应对负电价需要多管齐下的方法，涵盖技术创新（如储能、智能电网、虚拟电厂）、电力市场设计改革、政策调整以及电网基础设施的增强。向新型电力系统的转型是一个复杂而艰巨的工程，需要所有利益相关者——发电企业、电网运营商、政策制定者和用户——的协同努力。