所谓负电价，特指电力现货交易市场中，市场出清价格跌破零元，呈现发电企业需向电网或用电方付费以促成电力交易的极端状态。

要理解这一现象，需要先了解电力现货市场的一个概念——出清价格。

出清（Market Clearing）指电力现货市场中，买卖双方报价集中汇聚、供需相互匹配并形成统一成交价格的过程，该价格称为出清电价。

在这个机制下，用电需求是刚性的，这个时刻用多少电基本固定，价格变了，用电量不会瞬间改变；而供给曲线向上倾斜，发电量越大，就要启用报价更贵的机组。两条线的交点，就是出清价格。

电力现货市场有着精细化的时间颗粒度。我国多数现货试点采用15分钟结算周期，将全天切分为96个交易时点；澳大利亚则采用5分钟周期，全天288个时点。

每个时点的价格由该时点供需关系决定：供大于求时价格下跌，供不应求时价格上涨。

当新能源出力远超需求，而系统调节能力不足时，严重的供大于求会使出清价格跌破零元。此时，发电企业为了维持机组运转，报出负电价。

从全天来看，价格曲线常呈“深V”形态：午间光伏大发时段，出清价可能跌入负区间；而早晚高峰时段，电价则会冲高。

我们可以从两个维度看懂负电价：

第一，它是市场价格信号。负电价发生在现货市场这一批发层面，面向发电企业等市场主体，属于生产调度信号，是市场自我调节的表现。

第二，它属于短时极端现象。往往是新能源大发、负荷骤降、电网调节能力不足等多种因素共同作用的结果。

弄懂负电价的基本定义后，很多人最关心的问题来了：负电价到底和普通居民有关系吗？居民能不能靠负电价实现用电赚钱？

负电价让一些人心生期待：既然电价都负了，我们居民用电是不是能赚钱？

答案是：并不会。

负电价目前主要出现在电力批发市场，即发电企业与售电公司、大用户之间的交易环节。它反映的是特定时段（通常是中午光伏大发、凌晨风电满发）电力供给严重过剩、消纳困难的市场信号。但批发市场的价格波动，要经过多层“过滤”才能传导至居民端。

第一层过滤来自市场机制设计。我国电力现货市场以日前、实时交易为主，负电价往往只持续几个小时，且多出现在特定季节。批发均价经过月度、年度长协的平滑后，整体波动被大幅稀释。

第二层过滤来自输配电价。居民交纳的电费并非单纯的“电能量价格”，还包括输配电价、政府性基金及附加、容量电价等固定成本。这些费用与批发市场实时价格脱钩，无论发电侧电价是正是负，电网输送和系统调节的成本始终存在。

第三层过滤来自零售端的政策约束。我国居民电价长期执行政府定价，涨幅和跌幅均受到严格限制，不存在跟随现货市场实时浮动的机制。即便在已开展电力现货交易的省份，居民用户也暂未直接参与市场，而是通过电网企业代理购电，电价按年度或月度统一结算。

因此，批发端的负电价很难穿透这三层过滤到达居民电表。终端电价通常仍为正值，居民不会“免费用电”，更不可能“用电赚钱”。

值得注意的是，长期以来，我国居民终端销售电价名义绝对价格在全球处于偏低水平，在OECD经合组织成员国中排名靠后，约为OECD国家平均水平的40%。

那么，负电价与居民完全无关吗？也不尽然。长期来看，批发端的价格信号会间接影响新能源投资布局、储能配置和电力系统成本，最终通过输配电价或政策调整缓慢传导。但对普通居民而言，与其盯着偶发的负电价，不如关注峰谷分时电价政策，在低谷时段多用电，才是当下实实在在的省钱之道。

既然居民无法享受负电价红利，那参与现货市场的工商业用户，能不能拿到负电费？很多人把负电价和负电费混为一谈，这里需要厘清二者区别。

“发电企业倒贴钱卖电！”

“用电还能赚钱！”

……

近年来，“负电价”引发了不少人的好奇甚至误解。

既然居民没法靠负电价赚钱，那参与电力现货市场的工商业用户，是否就能实现 “负电费”？

答案依旧是：大概率不能。

其实，负电价只出现在电力现货批发市场。那是发电企业、售电公司、大用户之间的批发交易。即使批发环节真的出现负电价，要产生负电费，还得连闯三关：

第一关，结构过滤。

终端电价=上网电价+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加。

因此，上网电价哪怕为负，后面三项也都是实打实的正成本。一般来说，这四项加起来，终端电价依然为正。

第二关，时间过滤。

我国电力市场现货价格每15分钟一变，但你不是按点结算，而是按用电时段的加权平均价格交费。大多数情况下，个别负电价时段就像一升水里的一滴柠檬汁，很难尝出味道。

第三关，功能过滤。

分时价格的本质是给发电厂、储能电站和大型工商业用户的调度信号。它的意思是：这个时点电力供过于求，应减少发电、增加充电或用电！它并非面向终端用户的账单。

负电价不一定产生负电费，但对参与市场交易的工商业用户和售电公司来说是有意义的：工商业用户可以趁低价安排生产，售电公司可以优化购电策略。

负电价的出现，不是单一因素导致，而是电力物理属性、电源特性、市场博弈及系统约束多重因素叠加的结果，同时我国还存在专属的本土特殊诱因。

根据专家分析，负电价的形成有六方面原因： 

电力具有不可存储性。电力无法大规模储存，发电与用电必须实时平衡。当供需出现失衡，没有库存来缓冲调节时，电价会产生剧烈波动，极端情况下形成负电价。

新能源边际成本极低。从全球实践来看，风电场、光伏电站建成后，发电边际成本几乎为零。为获取并网消纳机会，发电主体愿意报出低价，甚至负价参与市场交易。

报价博弈的囚徒困境。各发电主体参与竞价时，都寄希望于其他对手报出高价，自身争取更多发电量，最终竞相压价，集体陷入负电价的博弈困局。

火电机组启停成本高。火电机组频繁启停会造成设备损伤。在部分工况下，机组维持运行、承担倒挂亏损的成本，会低于停机后再次启动的成本。

场外收益托底新能源。新能源收益不只来源于售电，还包含补贴、绿证等场外收益。即便售电电价为负，项目整体依旧有实现盈利的可能。

系统调节能力不足。储能、需求响应、跨省交易等灵活性调节资源存在缺口。发电出力过剩时，富余电力得不到及时消纳，催生负电价现象。

我国负电价的特殊驱动因素：结合国内电力系统运行实际，除通用成因外，还有三点本土特殊诱因。

供暖期刚性运行约束。北方省份冬季供暖周期为4~6个月，热电联产机组需要优先保障供热，发电出力下调空间被严重压缩，供暖季负电价可能性大。

省间市场存在壁垒。当前省间电力交易的流畅度仍有提升空间。如果跨区输电通道、交易机制进一步优化，一部分区域性过剩带来的负电价就能够通过跨省消纳得到缓解。

市场建设的阶段性特征。我国电力现货市场规则体系、价格信号传导机制尚不十分完善，会阶段性放大负电价现象。后续，负电价将随市场的成熟逐步改善。

负电价本质是部分时段电力供给过剩，但受物理条件、机组运行、市场规则多重约束，电源出力无法快速下调，最终由市场价格信号来消化富余电力。伴随灵活调节资源扩容、跨区域交易打通、电力市场机制持续完善，负电价现象也将得到合理疏导。 

了解完负电价的定义、成因和国内特有条件，我们可以跳出片面认知，从四个维度理性看待这一市场现象。

首先，负电价“信号”而非“警报”。负电价是反映系统运行状态的价格信号。我们的目标不应是完全消除负电价，而是读懂并用好它。主流媒体也认为，负电价标示出了灵活性资源的短板所在，短期可控偶发的负电价是正常市场信号，不会影响投资信心。

其次，要弄明白“批发”与“零售”的区别。终端电价由上网电价、输配电价、政府性基金及附加三部分构成。即便上网电价跌破零，终端费用仍大概率为正值，居民用电更受目录电价保护，我国居民电价在全球处于较低水平。

再次，要搞清楚“托底”与“缓冲”。现货交易电量占比一般在10%以内，负电价对整体收益的冲击有限且可控。

最后，要弄明白“账单”与“去向”。对容量电费、系统平衡费等分摊项目，主动公开计算方式、分摊主体与资金去向。总之，负电价不是需要恐慌的“警报”，而是能源转型必须读懂的“信号”。唯有理性认知、制度回应与透明沟通，才能将负电价从争议焦点转化为改革推力。

专家指出，负电价现象正慢慢从个别省份扩散至多个省份，频次和深度持续增加。

专家预测，从走势看，负电价大概率将长期存在。

◆ 2024—2026年为频发期；

◆ 2027—2030年，太阳能装机首次超过煤电，风光合计装机达总装机50%，负电价可能阶段性加剧；

◆ 2030年后进入缓和期，市场机制逐步成熟，灵活性资源补齐，频度与深度回归合理区间。

负电价并不是我国电力市场独有的现象，更不是首先出现在我国。它最早出现在国外，伴随着新能源大规模并网逐步扩散到世界各地。

目前来看，负电价最早的记录来自德国。2008年，德国EPEX电力交易所首次捕捉到负电价信号。此后，这一现象开始在全球主要电力市场陆续出现。

全球负电价发展时间线

◆ 2008年｜德国首次出现负电价，开启负电价的市场纪录

◆ 2010年代｜北欧、荷兰、西班牙等欧洲多国相继出现负电价

◆ 2012年后｜澳大利亚NEM市场，负电价发生频次越来越高

◆ 2019年｜国内A省现货市场，出现-40元/兆瓦时的负电价

◆ 2024年｜西班牙、芬兰等地，负电价持续时长成倍增长

◆ 2025年｜中国B省出现最低价-0.004元/千瓦时的负电价

◆ 2026年｜国内多省出现负电价，C省1月负电价占比达42.8%

世界各地负电价实际表现

芬兰FI报价区（2023年11月）

极端供需失衡下，出现-500欧元/兆瓦时的极低电价。

南澳大利亚州（2024年）

午间负电价区间占比约63%。正午是负电价的高发窗口，光伏出力过剩特征十分明显。

中国A省（2024年）

负电价时段占比14.21%，高发于春秋午间光伏大发、夜间风电出力高峰。

德国EPEX（2025年）

全年负电价574小时，占比6.5%，大多集中在周末、节假日中午光伏大发的时段。

中国B省（2025年4月）

日出清最高价1.5元/千瓦时，最低价-0.004元/千瓦时，日最大价差达到1.5元/千瓦时。

英国N2EX（2025年）

全年出现149小时负电价，集中在春夏光伏出力高峰期。

中国C省（2026年供暖季）

1月负电价占比42.83%，由热电联产运行刚性叠加风电大发共同造成。

中国D省（2026年春节期间）

2月18日，D省继2025年11月后再次出现‌7小时负电价‌，最低到达‌-0.1119元/千瓦时‌。‌

回看全球发展历程，负电价本质是高比例新能源接入电力市场后的共性问题。

欧美国家较早经历，我国随着新能源装机快速增长，也开始面对这一市场现象。不同地区触发负电价的场景各有差异：多由午间光伏过剩引发，我国北方还叠加供暖季机组运行的刚性约束。

了解全球多国负电价案例之后，很多人会产生疑问：同样是负电价，为什么国外市场看起来并不紧张？

当电力供大于求时，就会出现负电价，此时，发电侧需要付费才能把电送出去。在我国，负电价容易被视作异常现象，但它在不少国家的电力市场已经较为常态化，各方并不特别在意。这背后有一整套市场基础条件的支撑。

市场成熟，负电价已经成为常规价格信号。德国2008年首次出现负电价现象，至今已有十余年历史。2025年德国负电价累计时长575小时，社会生产生活依旧平稳运行。市场参与者已经将负电价看作电力过剩的信号，而非突发故障或异常。

具备完善的风险对冲工具。成熟电力市场拥有PPA电力购买协议、价格期权、金融输电权等多元工具。市场主体可以提前对冲负电价带来的经营风险，面对负电价无须作出恐慌性应对。

配套制度完善约束与引导。全球多国通过制度设计缓释负电价冲击：

——德国实施“1小时规则”，补贴机组在负电价时段停止获取补贴，约束过剩发电；

——澳大利亚通过储能补贴，引导用户在电力过剩时段增加用电；

——北欧依托水电资源，实现发电侧灵活调节。

用户端具备相应认知基础。北欧大量用户采用与批发电价挂钩的浮动合约。负电价时段用户可以获得电费返还，激励用户在该时段增加用电负荷，社会大众对电价大幅波动具备预期。

从全球电价上下限，也可以看出电力市场的容忍度。

对比全球主要电力市场的价格边界可以发现：澳大利亚、美国得州、德国、英国市场电价允许波动区间很大，价格下限很低的市场，价格上限也设置得很高，这给了价格信号充分发挥作用的空间。而日本市场则基本不允许负电价出现。

我国试点市场电价波动区间相对狭窄，体现出电力市场化改革中优先保障系统稳定、循序渐进的设计思路。

综上所述，国外电力市场虽然并不特别在意负电价，但其实并非是认可负电价本身，而是依靠成熟市场机制、金融工具、制度规则及用户认知，构建了可以消化负电价的完整体系。在这些电力市场中，负电价仅仅被视作供需关系的客观反馈。

来源：中国电力报微信公众号综合能源评论杂志

记者：韩懿