負電價解碼系列 | 負電價來了，誰在受益？

文/孟凡剛 肖琪

當電力現貨市場出現負電價，不少人會產生“發電倒貼錢”的誤解，將其等同于市場失控或能源浪費。事實上，隨著我國新能源高比例并網和電力市場化改革不斷深化，負電價的階段性出現并非偶然，而是電力系統傳遞供需信號、優化資源配置的重要體現。

遼寧、蒙西、四川三地立足自身能源稟賦，以差異化實踐破解負電價背后的能源消納與價值轉化難題，讓這一特殊價格信號成為推動能源轉型、保障電力安全的“催化劑”，用實實在在的成效彰顯了負電價的正向價值。

能源稟賦不同，負電價的呈現形態與破解路徑也各具特色。遼寧的風電突圍、蒙西的新能源富集賦能、四川的水電差異化調節，三地因地制宜的實踐，打破了“負電價即虧損”的認知誤區，走出了一條“借負價、促消納、提效益、保安全”的轉型之路。

遼寧以風電規模化突破為契機，讓負電價成為新能源提質增效的“風向標”。2026年1月6日，遼寧風電最大發電電力創下1501萬千瓦的歷史新高，伴隨而來的是電力現貨市場平均出清價格首次降至零元以下，典型負電價現象如期出現。

這一現象的背后，是遼寧風電產業的快速崛起，更是電力市場機制靈活調節的生動實踐。不同于傳統認知中的“價格倒掛”，此次負電價的出現，本質上是風電大發時段與用電低谷時段的暫時性疊加，是市場在供需平衡中發揮作用的自然結果。

事實上，新能源發電企業已通過機制電量、中長期合同鎖定部分收益，現貨結算電量占比較少，再加上新能源補貼、綠證收益等一系列保障政策，負電價對發電企業的整體收益影響有限。

更為關鍵的是，負電價信號倒逼風電企業提升發電功率預測準確性，推動煤電轉型，同時吸引儲能、虛擬電廠等新型主體加快布局。

在用電側，負電價有效引導鞍山、營口等高耗能企業錯峰用電，尤其針對鞍山岫巖縣的菱鎂產業——該產業年用電量超8億度，占當地工業用電總量的70%，通過在負電價時段加大生產，當地51戶重點用電企業通過電力現貨交易對接，預計每年可降低用電成本4000余萬元，即便只有4臺電熔鎂爐的小企業，一年也能節省電費近30萬元。

在供電側，負電價促使火電企業加快靈活性改造進程，原本以“穩定供電”為主的火電機組，可根據風電出力靈活調整發電負荷，風電過剩時降負荷、風電不足時補缺口，既保障了冬季供暖穩定，又避免了火電與風電的惡性競爭。

同時，負電價也帶動儲能項目投資布局，吸引企業在風電高峰時段儲存過剩電力，進一步提升新能源消納靈活性，為遼寧新能源規模化發展注入長效動力，讓風電這一清潔資源真正成為能源轉型的“主力軍”。

蒙西作為我國新能源最富集的區域之一，以負電價為紐帶，構建起多元價值轉化體系，讓草原的“風”與“光”實現效益最大化。截至2025年12月底，蒙西新能源裝機容量已突破8500萬千瓦，占總裝機容量的56%以上，新能源市場化率接近100%，高比例新能源并網使得負電價成為常態化現象。面對這一情況，蒙西并未被動應對，而是主動借力負電價，走出了一條具有區域特色的價值變現之路。

在儲能應用方面，蒙西烏海半固態儲能電站堪稱典范。該項目精準把握負電價時段的成本優勢，在低價時段充電、高峰時段高價放電，依托0.62元/千瓦時的峰谷價差實現現貨套利，同時積極參與電網調頻、調峰等輔助服務，年輔助服務收益超1200萬元，疊加容量電價補償，依托2025年市場機制，項目年收益穩定超過1.2億元，投資回報率領先行業同類項目。

更具創新性的是，蒙西星辰新能打造的混合儲能電站，采用“磷酸鐵鋰+全釩液流”雙技術路線，實現磷酸鐵鋰的秒級響應與全釩液流的長時儲能互補，結合AI交易策略實時抓取氣象、負荷、電價等數據，實現峰谷套利、調頻補貼、容量補償“三重收益”，資本金投資回報率達11.7%，為儲能產業商業化發展樹立了標桿。

在跨省外送方面，蒙西依托完善的跨省跨區交易機制，通過特高壓通道將過剩電力外送，目前外送綠電交易已覆蓋全國8個省市，累計成交電量達6.79億千瓦時，大幅提升綠色電力資源利用率。截至目前，蒙西綠電交易規模已超669億千瓦時，結算規模超620億千瓦時，新能源企業通過參與現貨市場、輔助服務市場，市場化盈利能力不斷增強，真正實現了“負價不虧、提質增效”的良性循環。

與主動借力負電價、實現轉型突破的實踐形成鮮明反差，并非所有地區和企業都能在第一時間認清負電價的正向價值、順應市場化改革潮流。假設某些地區、部分新能源企業忽視負電價的正向調節價值、拒絕順應電力市場化改革趨勢，那么其在電力結算與能源調節中，大概率會陷入被動虧損的困境，進而制約自身能源轉型的步伐。

我們可以合理設想這樣一種場景：某地區近年來風電、光伏裝機規模大幅提升，新能源高比例并網使得負電價頻繁出現，但主管層面未充分引導市場主體重視負電價信號的預警意義，反而試圖通過行政手段干預電價形成，違背了電力市場化改革的核心邏輯；同時，部分新能源企業也未能主動適配市場變化，固守傳統認知、缺乏應對舉措。

這種主管層面的機制缺失與企業層面的被動應對，會直接導致市場主體陷入“雙向脫節”的困境。一方面，部分新能源發電企業繼續固守“發電即盈利”的傳統認知，未通過機制電量、中長期合同鎖定基礎收益，也未布局儲能設施應對出力波動，導致現貨結算電量占比偏高，直接暴露在負電價的風險之下；另一方面，用電側企業未響應電價信號調整生產時序，高耗能產業仍集中在用電高峰時段生產，低谷時段則閑置產能，使得負電價時段的過剩電力無法被有效吸納，進一步加劇供需失衡。

這種“雙向脫節”最終會傳導至結算環節，引發一系列連鎖反應：部分新能源企業每上網1度電，不僅無法獲得發電收益，還需按負電價標準向電網企業支付費用，再疊加電網輔助服務費用、輸電損耗成本，結算虧損會直接壓垮企業經營；更有甚者，部分企業因無力承擔持續虧損，被迫暫停并網發電，前期巨額投資難以回收，進而出現項目停工、投資退縮的惡性循環。

與此同時，因這些地區和企業未借助負電價倒逼系統調節能力提升，該區域始終會面臨“高峰時段電力供應緊張、低谷時段新能源電力大量過剩”的矛盾，棄風棄光率居高不下，既造成清潔資源浪費，又嚴重影響電力系統安全穩定，原本的能源轉型優勢也會逐漸喪失。

這一假設場景深刻警示我們，負電價的出現并非市場風險，而是電力系統發展到一定階段的必然產物，忽視這一信號、抵觸市場化改革，只會付出沉重代價，最終阻礙能源轉型與安全保供目標的實現。

從遼寧的風電突圍到蒙西的新能源價值變現，兩地的實踐充分說明，負電價不是能源轉型的“絆腳石”，而是推動電力市場成熟、優化能源資源配置、保障能源安全保供的“助推器”。

其正向價值，主要體現在三個方面：一是倒逼能源結構優化，推動新能源從“規模化發展”向“高質量發展”轉型，激勵各類調節資源布局，補齊系統調節短板；二是激活市場主體活力，讓儲能、跨省外送、需求側響應等多元路徑落地見效，實現清潔電力價值最大化；三是保障能源安全穩定，通過市場機制的靈活調節，化解季節性、時段性的能源供需矛盾，避免資源浪費，筑牢能源保供底線。

隨著我國新能源裝機規模的持續擴大，負電價在未來一段時間內仍將呈現階段性、區域性特征。遼寧、蒙西、四川的區域實踐，為全國范圍內借力負電價推動能源轉型提供了可復制、可推廣的經驗，核心就在于立足自身能源稟賦，完善電力市場機制，強化多元主體協同，讓負電價這一特殊價格信號充分發揮調節作用，實現“清潔發展、價值提升、安全保供”的多重目標。

能源轉型之路任重道遠，價格機制是核心抓手。唯有正視負電價的正向價值，主動順應電力市場化改革趨勢，因地制宜探索差異化實踐路徑，才能讓負電價真正成為破解能源消納難題、推動能源轉型、保障能源安全保供的強大動力，為我國“雙碳”目標實現和能源高質量發展注入持久活力。

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