中國儲能網(wǎng)訊：對于越來越頻繁的負電價，不僅成為了行業(yè)關(guān)注的熱點，也引來了國家能源局的注意。
近日，國家能源局舉行2025年第四季度新聞發(fā)布會，其中針對負電價進行了解讀和定調(diào)。
在發(fā)布會上，能源局相關(guān)人士表示，隨著新能源全面入市、省級現(xiàn)貨市場運行更加健全，“負電價”有可能會更頻繁出現(xiàn)。
同時，該發(fā)言人還表示，下一步，我們將指導各地加強市場運營監(jiān)測，密切關(guān)注負電價發(fā)生頻次和持續(xù)時間，科學研判市場風險，提前采取防范措施，降低現(xiàn)貨市場負電價頻次，穩(wěn)定發(fā)電企業(yè)合理收益預期。
另外，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《關(guān)于促進新能源消納和調(diào)控的指導意見》，也對負電價提出了指導性意見。
（1）負電價將成各地常態(tài)
負電價之所以持續(xù)“驚動”國家能源局，主要在于這一現(xiàn)象已從早年的偶發(fā)事件逐步走向常態(tài)化，且呈現(xiàn)出“范圍擴大、時長延長”的明顯趨勢。
2019年，山東電力現(xiàn)貨市場首次出現(xiàn)-40元/兆瓦時的負電價；到2023年，山東負電價持續(xù)時長顯著增加，出現(xiàn)連續(xù)21個小時的負價狀態(tài)；2024年“五一”假期期間，山東負電價時長進一步延長至22小時。
進入2025年，負電價的影響范圍不再局限于山東，呈現(xiàn)多省蔓延態(tài)勢：1月，浙江電力現(xiàn)貨市場連續(xù)兩日報出-200元/兆瓦時的負“地板價”，創(chuàng)下當時國內(nèi)負電價最低紀錄；4月，蒙西電網(wǎng)加入負電價陣營，最低電價降至-4元/兆瓦時；9月，水電大省四川更是出現(xiàn)全天負電價，最高出清價為-34.8787元/兆瓦時，最低達-50元/兆瓦時，引發(fā)各界廣泛熱議。
浙江2025年1月27日實際供需與競價空間
梳理山東、浙江、蒙西、四川四地出現(xiàn)負電價的原因，不難發(fā)現(xiàn)其存在相同之處，核心均是電力市場供需失衡與系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足共同作用的結(jié)果。
首先是新能源高比例并網(wǎng)帶來的供給激增。如山東光伏裝機量達73吉瓦位列全國第一，浙江新能源裝機占比超40%，蒙西新能源裝機占比更是突破50%。四川雖然風光裝機占比不如前者，但其水電裝機占比高達73%。這些地區(qū)的新能源出力在特定時段（如午間光伏大發(fā)、汛期水電集中釋放）極易形成供給“洪峰”。
其次是負電價多集中在節(jié)假日或季節(jié)交替期，此時工商業(yè)用電負荷下降，居民用電需求也相對平緩，形成“新能源出力高峰+用電需求低谷”的雙疊加效應。
（2）負電價是電力市場失靈嗎
出現(xiàn)負電價的地區(qū)，均是已經(jīng)開放電力市場的地區(qū)。而負電價的頻頻出現(xiàn)，是意味著電力市場的市場機制失靈了嗎？
首先，負電價并非新鮮事物，在全球成熟電力市場中早已屢見不鮮。2024年數(shù)據(jù)顯示，德國電力現(xiàn)貨市場負電價出清時段占比達5%，時長累計468小時，較2023年大幅增長60%；法國全年負電價時長高達356小時，西班牙則首次出現(xiàn)負電價，總計247小時；整個歐盟電力競價區(qū)域中，17%的時間都處于負電價狀態(tài)。這些數(shù)據(jù)充分說明，負電價的出現(xiàn)恰是電力市場的正常表現(xiàn)，而非市場失靈的標志。
其次，國內(nèi)負電價的出現(xiàn)，是國家和地方政策的共同允許。2025年1月27日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（136號文），明確提出適當放寬現(xiàn)貨市場限價，申報價格下限需考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素。這一政策為負電價的合法出臺提供了制度依據(jù)。
在此之前，四川等多地電力現(xiàn)貨市場規(guī)則并未允許報負電價，而136號文發(fā)布后，四川于今年8月調(diào)整政策，將電能量申報及出清價格上下限定為-50—800元/兆瓦時，正式開啟負電價申報通道。
目前在國內(nèi)，山東、浙江、內(nèi)蒙古、遼寧、江西等多地均已允許現(xiàn)貨市場出現(xiàn)負電價，其中除山東、浙江較早試點外，其余地區(qū)均是在136號文發(fā)布后才逐步放開價格下限。這表明，負電價的出現(xiàn)是政策引導下的有序探索，而非市場失控的表現(xiàn)。
最后，市場申報與出清機制的內(nèi)在邏輯，進一步助推了負電價的形成。
在申報環(huán)節(jié)，新能源場站因邊際成本近乎為零，且可通過綠證、補貼等渠道獲得額外收益，為減少棄電損失、搶占發(fā)電小時數(shù)，普遍選擇按市場下限報價。而出清過程中，當節(jié)假日或負荷低谷期出現(xiàn)時，市場競價空間被壓縮至極限，因此，一些新能源機組直接將出清價鎖定在政策規(guī)定的最低限價。
這種價格形成機制，本質(zhì)上是市場通過價格信號倒逼發(fā)電主體優(yōu)化運行策略的有效方式，恰恰體現(xiàn)了市場機制的靈活性與調(diào)節(jié)功能。
（3）新能源新增裝機會加劇負電價嗎
今年9月，習近平總書記在聯(lián)合國氣候變化峰會上明確提出，2035年，中國要實現(xiàn)風電和太陽能發(fā)電總裝機容量36億千瓦的宏偉目標。截至同年9月，中國風光新能源發(fā)電裝機已突破17億千瓦，這意味著未來十年每年至少需新增2億千瓦風光發(fā)電裝機，才能在十年內(nèi)實現(xiàn)裝機規(guī)模翻倍，推動能源結(jié)構(gòu)向清潔低碳深度轉(zhuǎn)型。
但一個現(xiàn)實問題隨之而來：當前負電價的頻繁出現(xiàn)，新能源裝機過剩是核心誘因之一，那么未來10年如此大規(guī)模的新增裝機，是否會進一步加劇負電價現(xiàn)象？
不過，有了“十四五”的經(jīng)驗和教訓，國家層面已提前對上述問題給出了應對方案。
日前，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《關(guān)于促進新能源消納和調(diào)控的指導意見》，核心要義在于“以消納為核心”開發(fā)新能源策略，并給出了具體的引導。
如針對“沙戈荒”新能源基地，文件提出通過新能源集成發(fā)展、東部地區(qū)產(chǎn)業(yè)梯度轉(zhuǎn)移、西部地區(qū)挖掘消納潛力等方式，促進“沙戈荒”新能源基地實現(xiàn)規(guī)?；偷叵{；針對西南大型水電基地，提出合理增配新能源，優(yōu)化論證新能源配置及送出消納方案；針對海上風電，提出統(tǒng)籌優(yōu)化海上輸電網(wǎng)絡(luò)，集約化布局海纜廊道和登陸點，實現(xiàn)海上風電基地集中送出，主要在沿海地區(qū)就近消納；針對省內(nèi)集中式新能源，提出合理把握建設(shè)節(jié)奏，加強調(diào)節(jié)能力建設(shè)，提升電網(wǎng)承載力，確保新能源高效消納；針對分布式新能源，提出提高自發(fā)自用比例，釋放公共電網(wǎng)等措施。
這些政策并非單純追求裝機規(guī)模，而是將消納能力作為新能源開發(fā)的前置條件。因此，僅從政策上說，在“十五五”期間乃至未來十年，雖然新能源裝機規(guī)模會進一步提升，但是消納問題則不會增加，也不會引發(fā)更嚴重的負電價事件。
（4）負電價利好儲能產(chǎn)業(yè)
負電價的頻繁出現(xiàn)，一個共識已逐步形成，利好儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。而且，儲能將在抑制負電價的發(fā)生上也將發(fā)揮更大的作用。
國家能源局在新聞發(fā)布會上表示，短時出現(xiàn)“負電價”，可以看作電力市場的“信號燈”，能夠激勵機組深調(diào)、用戶填谷，引導儲能等各類新型主體的投資建設(shè)，共同為清潔能源發(fā)電讓出空間。但如果長期出現(xiàn)“負電價”，可能意味著電力明顯供大于求，需要根據(jù)市場價格信號進一步優(yōu)化電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。
此前，有行業(yè)人士認為，如果不想報出負電價，新能源發(fā)電可以有兩種選擇，一種是主動棄電，另一種就是通過主動配儲增強調(diào)節(jié)能力。從現(xiàn)實來看，多數(shù)新能源發(fā)電選擇了后者。因為，一方面，儲能可以有效解決新能源消納和發(fā)電穩(wěn)定性的問題，另一方面，儲能還能通過“低充高放”而實現(xiàn)峰谷套利套利。
如今，光儲融合的大趨勢已經(jīng)證明了這一點。此前，光伏龍頭隆基一直對儲能保持謹慎態(tài)度，但近期則稱，“公司正在積極評估光伏與儲能業(yè)務的結(jié)合，把握市場機遇?！贝嗽捳f出不久之后，公司便正式收購了精控能源，進入儲能行業(yè)，稱“客戶的協(xié)同價值很大”。
整體來看，在負電價越來越頻繁的未來，儲能的價值將會被進一步放大。
