关于负电价，这些错误认知要澄清！

来源：中国电力报 时间：2026-02-12 15:14

　　春节负电价预警

　　临近春节，一纸来自电网侧的告知书，在光伏和电力交易圈引发了不小的震动。

　　南方电网广东区域近期向分布式光伏发电项目用户发布《春节期间分布式光伏发电项目发电告知书》，明确指出：2026年春节期间，受电力供需形势变化影响，中、低压分布式光伏等新能源需参与系统调控，并提示市场交易电价下行甚至转负的风险。其中最受关注的一条是，2月13日0时至2月19日24时，共计7天，分布式光伏发电“暂不上网”。

　　从电力市场的角度看，这一安排并不突兀，可以说是一次提前“预警式”的调控。春节期间，广东省内用电需求肯定会大幅度回落，而分布式光伏的出力却大概率不会因假期而主动同步下降。

　　在新能源渗透率已处高位的背景下，供给端的刚性与需求端的骤降叠加，若任由光伏电量全部上网，午间时段出现负电价几乎是必然结果。

　　如何看待负电价，正在成为新能源发展阶段中一个绕不开的问题。

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　　关于负电价

　　这些错误认知该澄清了

　　在我国能源结构向清洁低碳加速转型，电力市场化改革向纵深推进的背景下，负电价在多地现货市场中频繁出现。然而负电价的产生绝非偶然，而是多重行业发展信号的集中释放，它既折射出新能源规模化装机带来的消纳挑战，也彰显了电力市场价格机制的调节效能。有人将其等同于市场失灵，担忧发电企业亏损、电力保供受到影响，甚至认为它对用户毫无益处。事实上，负电价并非异常现象，而是电力市场高效调节的必然结果，其合理性与有益性值得被正确认知。

　　误区一

　　负电价是市场失灵的信号

　　负价格并非电力行业独有的市场现象，在能源化工、航运物流、工业废弃物处理等多个存在即时供需调节需求的行业，都曾因短期供需关系剧烈变化出现负价格情况，这并非市场失控的表现，而是价格机制精准反映供需关系的典型体现。2020年4月美国WTI原油5月期货合约价格一度跌至-37.63美元/桶，2019年3月美国西得克萨斯州天然气价格也跌至负值，这些现象与电力市场负电价的形成逻辑完全一致，均传递出短期供给过剩、需通过价格信号引导供需再平衡的信息。

　　电力商品的核心属性决定了电力系统必须时刻维持发电与用电的动态平衡，一旦供需失衡，不仅会引发电网频率、电压的大幅波动，甚至引发大面积停电事故，威胁电力系统安全。更为重要的是，我国电力市场中的负电价并非无底线波动，而是根据《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）要求，现货市场申报价格下限需综合考虑新能源在电力市场外可获得的绿证、补贴等其他收益因素，由省级价格主管部门结合本地实际制定并适时动态调整，从制度层面规避了负电价的无序波动。电力现货的负电价现象，在全球主要电力市场中并不少见，如北欧电力市场，2023年5月末，芬兰因气温回暖导致水力发电激增，全天平均电价跌至-20欧元/兆瓦时；2023年5月26日，荷兰光伏大发时段电价更是一度跌至-400欧元/兆瓦时，单日负电价持续8小时，可见负电价的出现，并非市场失灵的信号而是市场自我调节能力的直观彰显。

　　误区二

　　负电价会导致发电企业大面积亏损

　　发电还要倒贴钱是负电价最易引发的直观担忧，不少人因这一表面现象，认为负电价会让发电企业陷入持续性的亏损困境。实际经过多年的电力市场化改革，我国已构建起“中长期合约+电能量市场+辅助服务市场+容量电价+绿证补贴”的多元收益体系，为发电企业搭建起多重保障，使其能够有效对冲负电价带来的影响，整体收益具备充分的稳定性。

　　从电力交易结构来看，中长期合约是发电企业锁定收益的核心渠道，目前行业内发电企业可通过签订年度、月度中长期合约，锁定绝大部分基础电量的销售价格与收益。对于新能源发电企业而言，根据发改价格〔2025〕136号文规定，新能源参与电力市场交易后，参与机制电量的部分可通过机制电价与市场均价进行差价结算，即便现货市场出现负电价，也能通过这一政策确保合理收益不受影响。当然，部分未纳入机制电量的分布式光伏场站，若仅依靠现货市场的收入，存在出现“负电费”的可能。但随着新能源消纳需求的提升与绿证交易机制的完善，绿证交易收益已逐渐成为分布式光伏场站的重要收入来源，有效对冲了现货市场价格波动的影响。从整体交易规模和交易价格来看，2024年到2025年，绿证交易规模增长了4.87倍，绿证价格实现了大幅上涨，其平均交易价格已由2024年的1.12元/个上涨至2025年的5.15元/个，在一定程度上保障了这类场站的合理收益。可以说，我国电力市场构建的多元收益体系，早已为发电企业抵御负电价风险筑起了坚实的“安全垫”，负电价只是局部的市场现象，并不会引发发电企业的大面积亏损。

　　误区三

　　负电价的出现不会成为常态

　　在不少人的认知中，负电价是新能源发展初期与电力市场建设不完善阶段的过渡现象，认为随着新能源技术的进步、电力存储设施的普及与市场机制的成熟，负电价终将逐步消失。但从行业发展的实际趋势来看，负电价不仅不会消失，反而会从偶发走向常态，成为新型电力系统下调节供需、消纳新能源的常规调节工具。

　　从各地情况来看，2025年山东、蒙西地区实时市场的负电价时长已分别突破1300小时和900小时，四川也曾出现过全天负电价的情况。究其原因，新能源装机占比的持续提升，为负电价常态化提供了客观基础。我国新能源装机正以年均2亿千瓦以上的速度高速增长，风电、光伏的装机规模不断扩大，其间歇性、波动性的特征也日益凸显，新能源大发与用电低谷重叠的情况愈发频繁，为负电价的出现创造了客观条件。随着我国电力市场的不断推进，价格形成机制在实践中持续优化，能够更精准、更实时地反映电力市场供需变化，精准传递供给过剩、消纳需求等关键信息。未来，随着新能源装机持续增长、新型电力系统建设不断深化，负电价传递的各类信号将更加清晰，其调节价值也将得到更充分地发挥。

　　误区四

　　负电价对用户没好处

　　电力市场红利正加速向用户侧延伸，用户参与电力市场、共享新能源发展成果的空间持续扩大。负电价所释放的价值，不仅体现在短期经济效益上，更蕴含着长远的系统价值。这一价值释放的过程，正是负电价传递的收益全民共享的具体体现，也标志着我国电力市场正从供给侧主导向供需双向互动的新型发展模式转型。

　　对于工商业用户而言，目前广东、山东等多地电力市场已积极落地与现货价格深度联动的零售电价套餐，让工商业用户的用电成本与电力现货市场的实时价格精准挂钩，得以直接分享负电价带来的价格红利。这一操作不仅能有效降低企业单位生产的用电成本，大幅压缩整体经营开支，实现降本增效的经营目标，还能在企业正常生产运营的过程中，为电网消纳富余新能源创造宝贵的负荷空间，让企业主动参与到新能源消纳的市场体系中，最终实现企业经济效益与电力系统生态效益的双赢。从电力系统整体运行和全体用户的角度来看，负电价的调节价值同样意义深远。从经济学角度分析，负电价的本质是“外部成本内部化”。通过让发电企业为多余电力支付一定费用，将电力过剩带来的电网调节成本、资源浪费成本等外部成本，转化为发电企业的内部经营成本。这一机制既激励发电企业根据市场供需合理调节出力，避免盲目发电；也通过价格信号引导用电侧和储能企业主动消纳多余电能，最终实现电力市场资源利用最大化、社会成本最小化的调节目标。

　　结语

　　负电价的出现，是电力市场化改革深化与能源结构转型的必然结果，其背后蕴含着深刻的市场逻辑与系统价值。它不是市场失灵的信号，而是价格机制有效调节的体现；不是企业亏损的导火索，而是多元收益体系下的局部现象；不是保供的威胁，而是系统稳定的保障；不是短期过渡的产物，而是新型电力系统的常规工具；更不是用户的负担，而是资源优化配置的红利。正确认知负电价，是电力市场高质量发展的重要前提。随着市场机制的不断完善、多元调节资源的持续培育，负电价将更好地发挥作用，助力新能源消纳与电力系统安全稳定运行，为双碳目标的实现提供坚实支撑。未来，我们更应尊重市场规律，善用价格信号，让负电价成为能源转型的加速器。（付强）

责任编辑：于彤彤