“負電價”又出現，這一次的主角是天府之國——四川，而且是“全天候”。9月20日、21日兩日，當地實時均價分別跌至-48.74元/兆瓦時、-49.26元/兆瓦時，觸底（9月9日，四川省啟動電力現貨市場的結算試運行，《四川電力現貨市場交易實施細則(V2.0)》設定出清價格區間[-50，800]元/兆瓦時）-50元/兆瓦時的累計時長達45小時。

這一現象究竟是市場“失靈”還是電力市場改革進程中的有效信號？發電企業真的愿意“賠錢發電”？用戶果真可以“買電賺錢”？而更多百姓關注的是，“負電價”是否意味著我們用電會更便宜？

供需失衡是主因，多地案例印證市場規律

業內專家表示，負電價的出現，本質是電力市場供需關系的真實映射，供需結構性失衡是主要原因。四川的情況尤為典型：作為水電大省，水電裝機占比73%。2025年9月，水電上網量同比飆升34.7%，風電、光伏等新能源上網量更是同比增長28.7%，供給端可謂“火力全開”。然而，與之相對應的是，9月氣溫下降讓四川的居民及工商業制冷用電銳減，經濟結構調整又使工業用電增速放緩，網供用電同比下降18.1%。一邊是電力供給“爆棚”，一邊是用電需求“降溫”，“負電價”自然隨之而來。

記者梳理發現，此前，山東、浙江出現負電價同樣是因為供需不平衡。2023年“五一”，山東現貨市場連續21小時負電價；2025年春節，浙江也連續兩日出現-200元/兆瓦時的電價。2023年山東“五一”假期，全網用電負荷驟降19%，而新能源裝機占比達43%，大量的新能源涌入市場。2025年春節期間，浙江工商業負荷驟降30%，而全省新能源裝機卻猛增至5682萬千瓦。

供需天平失衡下，“負電價”是意料中的必然結果。

不止于國內，國外的“負電價”更是老生常談。2024年，德國全年負電價時間長達468小時，占比達5%；同年，法國、英國、西班牙等國負價時長也呈現出持續增長趨勢。

對于頻繁出現的“負電價”現象，中國電力企業聯合會監事長潘躍龍明確表示：“負電價不是洪水猛獸，而是現貨市場實時供需變化的真實反映。”負電價看似“反常”，實則是電力市場的“信號燈”，其帶來的行業影響頗具積極意義。

對發電企業而言，雖然現貨市場出現負電價，并不等同于“虧錢發電”。新能源企業享有補貼與機制電價等場外保障，煤電企業則有容量電價和中長期合約作為風險緩沖。因此，發電企業仍能實現正電價結算，不會出現“付費發電”。更為重要的是，這一現象的存在，倒逼著發電企業主動求變：新能源企業通過配套儲能，在負電價時充電、高電價時放電；燃煤機組加速向靈活性電源轉型，提升調峰能力。

對整個行業來說，負電價激活了“供需互動”的良性循環。工商業用戶主動調整用電節奏，通過“削峰填谷”降低成本，同時緩解電網壓力，讓電力資源得到更優配置。

短期理性看待，高頻次出現靠機制“破局”

就百姓普遍關注的“負電價”是否會影響到居民生活用電價格的熱點話題，中國電力企業聯合會規劃發展部副主任韓放表示，現行電價體系下，居民用電價格執行目錄銷售電價，與現貨市場價格不掛鉤，無論市場電價如何波動，居民日常生活用電成本都“穩如泰山”，既不會“買電賺錢”，更不會額外加價。

業內專家提醒，負電價雖是電力市場化進程中的正常現象，但若長期高頻次出現則需警惕。若高頻次、長周期出現負電價，可能意味著新能源發展與系統調節能力不匹配、需求側響應機制不完善等結構性問題，需及時通過政策引導和機制優化化解。

對于頻頻露頭的“負電價”，有關部門和專家學者也在不斷探索“解題思路”。在機制建設上，國家能源局相關司局負責人提出，各地要科學確定存量與增量項目機制電量電價，保持存量項目平穩運營的同時，通過市場化方式確定增量項目的機制電價，讓企業能夠有合理穩定的預期。

華北電力大學副教授許傳博則建議，一是推動儲能與新能源協同發展，通過市場化方式引導企業自愿配置儲能，適時發展長時儲能，將負電價時段的新能源電力轉移至高價時段發出；二是加快虛擬電廠、車網互動、電解制氫等需求側調節資源的建設，激勵可調負荷在負電價時段主動消納電力；三是加強跨省區電網互聯互通，提升省間電力輸送能力，并充分發揮省間電力現貨市場作用，解決當前“家里水滿了，排水管卻不夠粗”的送出瓶頸；四是完善市場治理機制，可借鑒國外經驗，對負電價持續時間超過一定小時的情形下，暫停對新能源補貼發放，以降低負電價的發生頻率。

總而言之，電力市場化改革如同航船，“負電價”不過是前行中的“小浪花”。它既暴露了供需匹配的短期矛盾，更釋放了推動行業轉型的積極信號。只要我們理性看待、精準施策，通過完善機制、技術創新、優化布局打好“組合拳”，負電價從“供需失衡信號”真正轉化為促進新能源消納、提升系統效率的重要工具。電力市場這艘航船也就能在波動中穩健航行，為能源綠色轉型和經濟社會發展提供堅實保障。