專訪丨潘躍龍：理性客觀的看待“負電價”現象
來源： 時間：2025-03-14 19:09
理性客觀看待“負電價”現象
——訪中國電力企業聯合會監事長潘躍龍
中國能源新聞網記者 李東海
在傳統認知中，電價總是正值，“電力”作為一種商品，用戶消費電力就得支付相應費用。然而，在高比例新能源電力系統的時代大背景下，“負電價”這一電力市場的新現象在人們的視野中越來越清晰。
近年來，山東電力現貨市場連續出現“負電價”現象，今年1月，“用電大戶”浙江電力現貨市場連續兩日出現“負電價”……一時間，“電費為何會倒貼”“市場是不是失靈了”等熱點話題頻上熱搜，社會各界對我國新能源發展前景產生了擔憂。
3月12日，中能傳媒記者就上述熱點話題，專訪了中國電力企業聯合會監事長潘躍龍。
潘躍龍指出，“負電價”的出現，深刻反映出電力商品屬性從理論走向實踐的深化過程。“負電價”并不是可怕的“洪水猛獸”，而是電力現貨市場實時供需變化的真實反映。隨著我國風光新能源裝機占比超過40%，以及負荷峰谷差持續拉大，“能漲能降”的市場價格機制，恰是市場機制放開后必然釋放出的活力體現。現貨出清環節短時負電價釋放的是市場信號，發揮系統調節作用，電力中長期合約仍占據主要比例，發揮著保供穩價的作用，我國電力市場交易結算均價總體平穩。
中能傳媒：“負電價”是如何產生的？其是否為電力市場運行的正常現象？
潘躍龍：電力現貨市場出現負電價現象，在全球主要電力市場中并不少見，由于不同市場在規則彈性、調節能力、跨區協同等方面存在差異，最終導致負電價現象在時空分布特征和呈現方式上各有不同。
以國外典型電力市場為例。德國2024年春季，大風季風電占比25%、跨國電力市場調節能力較強，單次最長持續6小時，最低價達-80歐元/兆瓦時；美國加州2024年3月午間，光伏裝機占比30%、儲能配置僅4%的區域因阻塞連續5天（11:00 - 15:00）出現負電價，而負荷中心價格仍維持正值，這凸顯了節點電價對局部供需的精準反映。
更具代表性的是北歐電力市場，2023年5月末，芬蘭因氣溫回暖導致水力發電激增，全天平均電價跌至-20歐元/兆瓦時，成為首個全天負電價地區；2023年5月26日，荷蘭光伏大發時段電價更是一度跌至 - 400歐元/兆瓦時，單日負電價持續8小時。
我國隨著新能源的快速發展和電力現貨市場的加快建設，反應市場供需的短時信號也更加明顯，2025年1月19日-20日春節期間，浙江電力現貨市場因工商業負荷驟降30%，而同期全省新能源裝機已達5682萬千瓦（其中光伏4727萬千瓦），連續兩日出現-20元/兆瓦時的最低電價；2023年“五一”假期，山東在光伏裝機占比達22.5%的情況下，假期工業負荷驟降19%，現貨市場連續22小時出現負電價，最低觸及-85元/兆瓦時。
通過以上案例可發現負電價的規律。從時間維度來講，負電價多發于風光大發季與節假日負荷低谷期，午間光伏出力高峰和夜間風電高峰是主要觸發時段，而且單次持續時長與系統調節能力呈負相關；從空間維度來看，新能源滲透率高的區域負電價頻次相對更高，而市場規則中對負電價的容忍度，直接決定了負電價能否充分暴露，從而真實體現供需關系的變化。
負電價的出現，是新能源滲透率不斷提升和電力現貨市場出清機制帶來的客觀現象，市場化帶來的并非僅僅是負電價，而是負電價與高電價同時存在的局面，通過適度拉大峰谷價差體現了電力作為特殊商品的供需關系，引導削峰填谷，通過價格信號提前發現系統調節瓶頸，為儲能投資、需求側響應、跨區交易優化提供數據支持和信號引導。
因此，電力現貨市場短時出清的負電價不等于結算負電價，需要理性客觀看待，不適宜過度解讀。
中能傳媒：“負電價”傳達了一個什么樣的市場信號？
潘躍龍：負電價現象從本質上看，是電力系統電源結構與負荷需求長期錯配矛盾的外在表現，能像“吹哨人”一樣發揮預警作用，及時反映系統結構性問題。
盡管在2022年9部門聯合發布的《“十四五”現代能源體系規劃》中就已提出“優化新能源布局”的要求，但長期以來，新能源“重資源開發、輕系統適配”的慣性思維依舊存在，導致個別新能源大發時段出現嚴重的供過于求，最終必然以負電價的形式呈現。
負電價的出現，反映出我國的新能源發電投資布局還有待優化，用電資源、靈活性資源的投資潛力還有待挖掘。
負電價雖然是市場建設過程中的正常現象，但也是電力系統短期供需失衡狀態的一種表現，應予以高度重視，需要根據負電價出現的具體場景，分析不同層級的系統失衡情況。
偶發性短時負電價，通常由極端天氣或突發性負荷波動引發，雖然屬于短期擾動，但已表明系統靈活調節能力可能已接近臨界；連續性長時段負電價，意味著剛性供過于求，新能源出力與負荷需求形成硬缺口，此時需要警惕跨區輸電通道利用率不足、傳統電源調節受限等物理約束；全年高頻次長周期出現負電價，則指向結構性矛盾，比如新能源發展過快、靈活性資源短缺、需求側響應機制不完善等，甚至可能意味著市場有效性邊界已被突破，在現有市場規則下無法達成供需均衡。
從更深層次來看，負電價的時空分布特征實際上是電力系統規劃運行的結果體現。如果沒有負電價等信號的警示，系統失衡問題經過積累，將會以更嚴重的大量棄風棄光或供電短缺等形式爆發。所以要加快建立電價信號的響應機制，發揮市場優化配置資源的作用，激勵調節性資源積極高效地參與市場，促進新能源高質量可持續發展。
中能傳媒：“負電價”的出現，對我國新能源發展有什么啟示？在新能源全面入市后，您有什么建議？
潘躍龍：“雙碳”背景下，我國能源綠色轉型方向是不變的，需要促進新能源的可持續發展，保障合理的收益，引導合理預期，通過市場機制優化投資布局。
新能源全面入市后，市場電價的波動給企業經營發展帶來變化，與新能源企業自身的出力特性、調節能力密切相關。光伏發電受限于午間出力曲線的剛性，午間易出現“光伏尖峰 - 負荷低谷”的錯配，需要通過儲能調節或制氫消納來實現負荷轉移；風電由于夜間出力高峰與居民用電低谷出現錯配，需考慮跨省綠電交易與負荷側響應機制等；新能源發電企業需要結合技術特性的差異，適應市場機制，優化投資和報價策略，合理配套儲能等設施，優化發電曲線，在市場價格波動中發揮優勢。
在電力市場的環境下，新能源企業需要進一步加強項目規劃投資和運營等環節的銜接——
在規劃和投資環節要建立科學的價格彈性評估模型，將區域調節能力、跨區通道利用率等市場化參數納入資源開發優先級測算。
在運營環節需建立波動性收益模型，利用負電價時段的低成本儲能充電與高價時段的靈活放電，實現收益跨期平衡。促使新能源項目增加收益，提高抗風險能力，實現高質量發展與系統安全的動態平衡。
今年印發的《關于深化新能源上網電價市場化改革促進高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）中明確提出“推動新能源上網電量全面進入市場交易，通過市場交易形成價格”的要求。盡管當前電價波動較大甚至短時出現負電價的情況，但我國能源綠色轉型方向不變，新能源參與市場是必然趨勢。
在推動新能源入市的同時，需要同步加強促進新能源高質量發展的保障性措施，給予新能源穩定發展預期。建議從三個方面優化完善：一是不斷優化適應新能源特性的電力市場交易規則，完善電力中長期交易合同機制，允許新能源企業與電力用戶、售電公司等簽訂更靈活的長期合同，鎖定一定時期內的電價，降低因電價大幅波動帶來的風險。引入容量市場機制，根據新能源發電設備的裝機容量給予一定的容量補償，確保新能源企業在市場低谷期也能獲得穩定收入，增強其抵御負電價風險的能力。二是加強儲能與新能源協同發展，加大對儲能技術研發和應用的支持力度，通過財政補貼、稅收優惠等政策，鼓勵企業建設儲能設施，建立儲能參與電力市場的運營模式，如允許儲能參與調峰、調頻、備用等輔助服務市場，通過提供靈活性調節服務獲取收益，同時幫助新能源平滑出力，減少負電價時段的電力過剩。三是提升新能源系統適配能力，不斷加強新能源與負荷側的協同規劃，結合不同地區的產業結構和用電特性，合理布局新能源項目，提高新能源與負荷的匹配度。利用大數據、人工智能等技術，精準預測新能源出力和負荷需求，優化電力系統調度，提高系統對新能源的消納能力，減少因供需失衡導致的負電價情況。
責任編輯：王萍
