全天负价跌破 - 49.26 元！负电价时代，新能源产业如何破局求生？

2025 年 9 月，四川电力现货市场结算试运行期间出现负电价现象。9 月 20 日至 21 日，四川电力现货市场连续两天出现全天负电价，实时均价分别为 - 48.74 元 / 兆瓦时和 - 49.26 元 / 兆瓦时，全天 56 个时段全部达到 - 50 元 / 兆瓦时的下限价格。

 

2025 年成为中国负电价现象的高发期，多地频繁出现长时间负电价。而最近四川负电价是中国电力市场迄今为止持续时间最长、覆盖范围最广的负电价现象。

 

负电价并非中国独有现象，而是全球高比例新能源电力系统面临的共同挑战。

 

根据欧洲能源监管机构合作署数据，2024 年一季度欧洲电力市场负电价时段比去年同期增长 103%，次数达到 814 次（去年同期为 400 次）。

 

1

为什么会“负电价”？

 

1.发电侧

 

（1）新能源大发与电力供应过剩

 

中国新能源装机规模近年来呈现爆发式增长。截至 2025 年 7 月底，我国可再生能源发电总装机容量已突破 20 亿千瓦，占全国电力总装机的 60% 以上。其中风电与光伏累计装机达 16.8 亿千瓦，历史性超过火电装机规模。仅 2025 年一季度，全国可再生能源新增装机就达 7675 万千瓦，同比增长 21%，约占新增装机的 90%。

 

新能源发电具有鲜明的间歇性和波动性特点。在天气条件适宜时，如连续多日晴天或大风天气，风电和光伏电站往往能够实现高效发电，大量新能源电力集中涌入电网。例如，四川在 2025 年 9 月水电来水较去年同期偏丰近六成，同时新能源上网电量累计同比上升 45.65%，为市场增加了大量电力供给。

 

这种集中式的电力供给与电力需求的相对稳定性之间存在巨大矛盾。当多种能源集中发电，发电量远超实际负荷需求时，就为负电价的出现创造了条件。以四川为例，2025 年 9 月 21 日 10:15 时点的市场供给能力达到 4826 万千瓦（按新能源实际出力 3553 万千瓦，火电开机容量 1190 万千瓦，省间联络线净受入 83 万千瓦测算），而同期全省用电负荷仅为 3844 万千瓦，供需比高达 1.25:1。

 

（2）调节性电源不足与库容压力

 

中国电源结构中，调节性电源比例偏低是导致负电价的另一重要因素。以四川为例，其电力供给结构高度依赖水电资源，水电装机占比超过 60%。水电发电具有鲜明的季节性和间歇性特点，在丰水期，河流流量大幅增加，水电厂能够充分利用水资源，实现满发甚至超发，导致水电上网电量急剧攀升。

 

当水库蓄水已满、没有任何调节能力时，水电站的报价策略就会调整为负电价，以确保水能资源不被浪费。同时，火电机组为了维持最小出力，避免频繁启停带来的高额成本，也会选择在低电价时段继续发电，进一步加剧了电力市场的供过于求。

 

在其他地区，如山东、浙江等省份，煤电作为主要的调节性电源，其灵活性改造尚未全面完成，导致系统调节能力不足。清华大学能源互联网创新研究院团队研究结果显示，负电价的本质内涵是发电商为了应对电力供需的瞬时过剩，在现货市场上产生的有偿发电行为。当系统缺乏足够的调节能力来平衡新能源大发带来的电力波动时，负电价就成为了市场调节的必然结果。

 

2.用电侧

 

（1）季节性负荷变化与假期效应

 

电力负荷具有明显的季节性和周期性变化特征。在节假日期间，特别是春节、五一等长假期，工业用电负荷通常会出现显著下降。以山东为例，2023 年 5 月 1 日全省最大用电负荷仅 64.92 万千瓦，较工作日下降约 20%。

 

2025 年 9 月，四川地区气温逐渐下降，夏季高温时期的制冷用电需求大幅减少。空调、风扇等制冷设备的使用频率显著降低，使得居民生活用电需求出现明显回落。同时，商业领域如商场、写字楼等场所的制冷用电需求也相应减少。综合这些因素，9 月四川网供用电累计同比下降 18.41%，用电处于明显的低谷期。

 

这种季节性的负荷下降与供给侧的电力大幅增加形成了鲜明反差，加剧了电力市场供大于求的矛盾，成为触发负电价的重要因素之一。

 

（2）经济结构调整与工业用电变化

 

随着中国经济发展模式的转型升级，部分传统高耗能产业逐渐向低耗能、高附加值产业转变，这使得整体工业用电需求增速放缓。同时，一些新兴产业尚处于培育和发展阶段，其用电规模短期内难以弥补传统产业用电减少的缺口。

 

例如，部分制造业企业通过技术改造和设备升级，提高了能源利用效率，降低了单位产品的耗电量。而一些新兴的电子信息、生物医药等产业，虽然发展势头迅猛，但在用电需求上相对较为平稳，且对电力质量和稳定性的要求更高，对电力总量的拉动作用有限。

 

这种经济结构的调整导致工业用电需求增长乏力，进一步加剧了电力市场的供需失衡，为负电价的出现创造了条件。

 

3.政策因素

 

（1）电力现货市场规则与价格限制

 

中国电力现货市场的规则设计对负电价的形成具有重要影响。目前，各省份对电力现货市场的价格上下限设置不尽相同。

 

例如，四川电力现货市场交易实施细则 (V2.0) 设定的出清价格区间为 [-50，800] 元 / 兆瓦时。

 

浙江电力现货市场运行方案建议的申报价格上下限为 800 元 / 兆瓦时和 - 200 元 / 兆瓦时，市场出清价格上下限为 1200 元 / 兆瓦时和 - 200 元 / 兆瓦时。

 

这些价格限制的设置为负电价的出现提供了政策空间。当市场供过于求时，价格会迅速下跌并触及下限，形成负电价。例如，四川在 9 月 20 日至 21 日出现全天候负电价现象，两日实时均价分别为 - 48.74 元 / 兆瓦时、-49.26 元 / 兆瓦时，几乎全天都处于价格下限 (-50 元 / 兆瓦时) 附近。

 

值得注意的是，四川此次全天大部分时段电价触及下限价这一事实，从侧面反映出当前设置的下限价过高，并未能充分适应当时电力过剩的实际程度。随着电力市场的进一步发展与完善，根据实际供需情况对下限价进行动态调整，将有助于更精准地反映市场的真实供需关系。

 

（2）新能源市场化改革政策

 

近年来，中国大力推进电力市场改革，特别是新能源市场化交易改革。2024 年底，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确提出鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。

 

这一政策导向推动了新能源全面入市，使得新能源发电企业开始参与电力现货市场竞争。由于新能源发电的边际成本接近于零，在市场供过于求的情况下，新能源企业为了争取发电空间，往往会选择以低价甚至负价申报。这种 "以价换量" 的策略虽然保障了新能源的消纳，但也加剧了市场价格的下行压力。

 

山东、山西等地冬春季午间负电价出现频率达 11%-14%，甘肃等高新能源省份地板价出现频率超 30%。这表明新能源全面入市后，其低边际成本特性确实对市场价格产生了显著影响。

 

（3）中长期合约与现货市场的关系

 

中国电力市场采用 "中长期 + 现货" 的市场模式。中长期合约作为电力市场的 "压舱石"，在很大程度上起到了缓冲现货市场价格波动的作用。目前，发电企业大多通过中长期合约锁定 80% 以上电量收益，现货市场的价格波动仅涉及少量剩余电量。

 

这种高比例中长期合约客观上弱化了市场主体对负电价的敏感度。由于负电价对整体收益影响有限，发电企业缺乏足够的动力去调整发电策略以应对短期的市场波动。同时，高比例中长期合约也限制了现货市场价格信号的作用，导致现货投标无意义化，进而使得现货市场中的非理性投标增多。

 

4.技术因素

 

（1）储能与系统调节能力不足

 

储能是平衡电力供需、平滑新能源波动的关键技术手段。然而，目前中国储能装机规模与快速增长的新能源装机相比仍显不足。截至 2024 年底，全国新型储能装机仅 7376 万千瓦。

 

为应对这一挑战，国家发展改革委、国家能源局于 2025 年 9 月联合印发了《新型储能规模化建设行动方案（2025—2027 年）》，提出到 2027 年，全国新型储能装机规模达到 1.8 亿千瓦以上，带动项目直接投资约 2500 亿元。这一目标与中国庞大的新能源装机规模相比仍有差距，表明储能发展仍需加速。

 

储能不足导致系统缺乏足够的调节能力来平衡新能源大发带来的电力波动。当新能源电力集中涌入电网时，系统无法及时储存多余电力，只能通过降低电价甚至出现负电价来抑制发电积极性。

 

（2）价格信号传导机制不畅

 

电力市场的价格信号传导存在滞后性。电力用户获取实时电价信息的渠道有限，且部分用户对电价波动的敏感度较低，缺乏及时调整用电行为的意识和能力。

 

此外，一些地区的电力销售模式仍以传统的固定电价为主，用户无法直接参与电力现货市场交易，无法享受到负电价带来的成本降低红利。例如，在四川负电价期间，居民用户仍需使用 0.7 元 /(kW・h) 左右的平时段电价，暴露了批零传导不足的问题。

 

负电价现象是高比例新能源电力系统下电力市场发展所出现的必然现象，是高不确定性电力系统运行导致的市场短时供过于求的常态化具象表现。要解决这一问题，需要完善价格信号传导机制，让市场价格能够有效引导用户侧响应。

 

2

“负电价”造成哪些影响？

 

1.对电力市场的影响

 

（1）市场价格机制与资源配置

 

负电价的出现对电力市场的价格发现和资源配置功能提出了严峻挑战。在理想的电力市场中，价格应能够准确反映电力的生产成本、稀缺程度以及市场供需状况，从而引导资源的合理配置。

 

然而，负电价的存在使得价格信号出现扭曲，无法真实反映电力的价值，这可能导致资源配置的不合理。一方面，对于发电企业来说，负电价可能会抑制其投资积极性，尤其是对于那些成本较高、调节能力较弱的发电项目，企业可能会因担心长期亏损而减少投资或推迟项目建设，这将影响到未来电力市场的供应能力。

 

另一方面，对于电力用户而言，由于无法准确判断电力的真实价格，可能会导致其在用电决策上出现偏差，无法实现资源的最优利用。因此，如何通过完善市场机制，恢复电力市场的价格发现功能，实现资源的高效配置，成为当前电力市场改革面临的重要课题。

 

（2）市场主体行为与市场规则

 

负电价现象促使市场主体调整行为策略。对于发电企业，尤其是新能源企业，负电价倒逼其优化出力预测精度、配套储能设施，形成优胜劣汰的市场格局，助力新能源行业高质量发展。

 

同时，负电价也暴露出当前市场规则的不足。例如，四川电力现货市场设置的 - 50 元 / 兆瓦时下限价未能充分反映实际过剩程度，导致价格信号失真。清华大学研究团队指出，负电价的本质内涵是发电商为了应对电力供需的瞬时过剩，在现货市场上产生的有偿发电行为。这要求市场规则设计必须适应高比例新能源电力系统的特点。

 

针对这些问题，市场规则需要进行相应优化。例如，扩大价格上下限范围，让价格能够更真实地反映市场供需；完善中长期合约与现货市场的衔接机制，增强价格信号的传导效率；建立健全辅助服务市场，为灵活性资源提供合理回报等。

 

2.对发电企业的影响

 

（1）新能源企业面临的挑战与机遇

 

负电价对新能源企业的影响复杂而深远。一方面，负电价时段的发电收益大幅下降，影响企业的经济效益。对于那些前期投资巨大、依靠长期稳定收益回收成本的新能源项目来说，负电价无疑是一个沉重打击，严重影响了企业的资金回笼和后续项目的投资计划。

 

另一方面，负电价也为新能源企业带来了转型升级的机遇。为应对负电价挑战，新能源企业不得不加快技术创新和商业模式创新步伐。例如，加强对储能技术的研发和应用，通过储能设备在新能源发电过剩时储存电能，在电力需求高峰或电价较高时释放电能，有效平抑新能源发电的波动性和间歇性。

 

同时，新能源企业还可以通过参与电力辅助服务市场，如提供调频、调峰等服务，拓宽收入来源渠道，降低对单一电能量市场的依赖。此外，一些新能源企业开始探索与其他产业的融合发展，如 "光伏 + 农业"" 风电 + 储能 " 等模式，提高综合收益水平。

 

（2）传统煤电企业的转型压力

 

负电价对传统煤电企业的冲击更为直接。在负电价时段，煤电企业每发一度电不仅无法获得销售收入，还需额外支付费用，这使得企业的亏损进一步加剧。

 

对于一些成本控制能力较弱、机组老旧的煤电企业来说，负电价可能成为压垮企业的最后一根稻草，甚至面临停产倒闭的风险。以 100 万千瓦机组为例，若负电价持续 100 小时，年亏损将达 2000 万元。

 

然而，负电价也为煤电企业带来了转型的动力。为应对挑战，煤电企业不得不加快向灵活性电源转型的步伐。通过加大对机组灵活性改造的投入，提高机组的快速启停和负荷调节能力，煤电企业能够更好地适应电力市场供需的快速变化。

 

在新能源大发时段，煤电企业可以及时降低发电出力，避免在负电价时段过度发电造成亏损；在电力需求高峰时，则能够迅速提升发电负荷，保障电力供应，从而提高企业的市场竞争力。例如，山东部分煤电机组通过差价合约结算机制等，在负电价时段获得了收益增长，正在探索向灵活性电源角色转变。

 

3.对电力用户的影响

 

（1）高耗能企业的成本优化

 

从理论层面分析，负电价为电力用户提供了降低用电成本的潜在机会。对于工业用户中的高耗能企业，如钢铁、化工等，其用电量巨大，用电成本在企业生产成本中占据较高比例。

 

在负电价时段，如果企业能够灵活调整生产计划，增加用电负荷，将显著降低其用电成本，提高企业的经济效益。例如，一些具备连续生产能力的企业，可以在负电价时段加大生产投入，提高产量，从而在降低单位产品用电成本的同时，增加市场份额。

 

（2）普通用户的用电行为变化

 

对于商业用户和居民用户而言，虽然单个用户的用电量相对较小，但在负电价的激励下，也可以通过合理调整用电行为，如在负电价时段使用大功率电器设备、为电动汽车充电等，实现用电成本的节约。

 

随着智能电表和智能家居技术的逐渐普及，居民用户可以通过智能控制系统，更加便捷地根据电价信号调整用电设备的运行时间，充分享受负电价带来的实惠。例如，电动汽车用户可以在负电价时段为车辆充电，不仅降低充电成本，还能在电价较高时通过车网互动 (V2G) 技术向电网放电，获取额外收益。

 

然而，需要注意的是，负电价并不意味着用户能靠用电赚钱。考虑税费、输配电环节费用等因素，用户实际收益有限。此外，居民用户不直接参与电力市场交易，受负电价影响较小，但随着电力市场改革深入，未来或许能享更多实惠。

 

4.对产业结构的影响

 

（1）区域产业布局调整

 

负电价现象对区域经济发展和产业布局产生深远影响。对于新能源资源丰富但经济相对欠发达的地区，负电价可能成为吸引高耗能产业落户的重要因素。这些地区可以利用丰富的清洁能源和偶尔出现的负电价优势，发展数据中心、电解铝、化工等高耗能产业，促进区域经济发展。

 

例如，浙江推出 "数字电券"，用负电价时段补贴云计算企业；山东推出 "绿电人才房"，新能源企业员工购房享七折电价抵扣。这些政策创新旨在利用负电价带来的成本优势，吸引新兴产业落户，优化区域产业结构。

 

同时，负电价也促使传统高耗能产业向新能源资源丰富的地区转移，形成产业集聚效应。这种产业布局调整有助于提高能源利用效率，促进区域协调发展。

 

（2）能源转型与绿色发展

 

从长远来看，负电价是能源转型过程中的阶段性现象，它反映了电力系统正在向高比例新能源方向转变。虽然负电价在短期内可能对部分市场主体造成冲击，但从长远来看，它有助于推动能源结构优化和绿色低碳发展。

 

负电价促使发电企业加快技术创新和转型升级，提高能源利用效率；鼓励用户调整用电行为，提高电力使用效率；推动储能、智能电网等新技术、新业态发展，增强电力系统的灵活性和适应性。这些变化都有助于加快能源转型步伐，促进绿色低碳发展。

 

3

危机背后的机遇

 

1.储能产业的发展契机

 

（1）储能商业模式创新

 

负电价为储能产业创造了前所未有的发展机遇。储能系统可以在负电价时段低价充电，在高电价时段放电，通过电价差获取收益。这种 "低买高卖" 的商业模式在负电价环境下变得更加可行和有利可图。

 

例如，四川正在推进的 2.8GW 光伏项目配套 45% 储能，这种光储一体化模式不仅可以平滑光伏发电的波动性，提高电力质量，还可以通过参与电力市场交易获取额外收益。

 

为推动新型储能发展，国家发展改革委、国家能源局于 2025 年 9 月联合印发了《新型储能规模化建设行动方案（2025—2027 年）》，提出到 2027 年，全国新型储能装机规模达到 1.8 亿千瓦以上，带动项目直接投资约 2500 亿元。这一政策将为储能产业发展提供强有力的支持。

 

（2）储能技术研发与应用

 

负电价环境下，储能技术的研发和应用变得更加迫切。为提高储能系统的经济性和可靠性，企业加大了对电池技术、系统集成、智能控制等领域的研发投入。

 

例如，宁德时代、比亚迪等国内领先的电池企业正在研发更高能量密度、更长寿命、更低成本的储能电池；阳光电源、华为等企业则在储能系统集成和智能控制方面取得了重要突破。这些技术创新将大幅提高储能系统的性能和经济性，使其在负电价环境下更具竞争力。

 

此外，一些新型储能技术如压缩空气储能、飞轮储能、超级电容储能等也在快速发展，为电力系统提供了更多样化的调节手段。这些技术的成熟和应用将进一步增强电力系统的灵活性和适应性，缓解负电价现象。

 

2.高耗能产业的成本优势

 

（1）传统高耗能产业的转型机遇

 

负电价为高耗能产业提供了降低生产成本的重要机遇。对于钢铁、有色金属、化工等高耗能行业，电力成本在总成本中占比较高，负电价时段的低价电力可以显著降低企业的生产成本，提高产品竞争力。

 

例如，在负电价时段，电解铝企业可以增加电解槽的电流强度，提高铝产量，同时降低单位产品的电力成本。一些钢铁企业则可以调整生产计划，在负电价时段进行高耗能的冶炼和轧制工序，降低生产成本。

 

这种成本优势使得高耗能产业有更多的资源投入到技术创新和产业升级中，推动产业向高端化、智能化、绿色化方向发展。同时，负电价也促使高耗能产业向新能源资源丰富的地区转移，形成产业集聚效应，提高能源利用效率。

 

（2）新兴高耗能产业的发展空间

 

负电价还为一些新兴高耗能产业创造了发展空间。例如，数据中心、区块链算力中心、加密货币矿场等数字经济基础设施，虽然不属于传统意义上的高耗能产业，但耗电量巨大，对电价敏感。

 

在负电价环境下，这些新兴产业可以通过调整计算任务的执行时间，在负电价时段进行高强度计算，大幅降低运营成本。例如，浙江推出的 "数字电券" 政策，就是利用负电价时段的低价电力支持云计算等数字产业发展。

 

此外，一些新型制造业如 3D 打印、先进半导体制造等也对电力成本敏感，负电价为这些产业的发展提供了良好的环境。这些新兴产业的发展将推动产业结构优化升级，促进经济高质量发展。

 

3.虚拟电厂

 

（1）虚拟电厂的商业模式创新

 

负电价环境下，虚拟电厂（VPP）作为一种新型的电力市场主体，正迎来快速发展机遇。虚拟电厂通过整合分布式电源、储能、可控负荷等资源，通过智能控制系统统一调度，参与电力市场交易，实现资源的优化配置和价值最大化。

 

在负电价时段，虚拟电厂可以聚合大量的可控负荷（如电动汽车、蓄热式电暖器、电热水器等）进行集中用电，不仅可以降低用户的用电成本，还可以为系统提供调峰服务，获得辅助服务收益。

 

例如，在负电价期间，一些虚拟电厂运营商通过智能平台通知用户在负电价时段使用大功率电器设备、为电动汽车充电等，既帮助用户节省了电费，又提高了电力系统的负荷率，获得了双赢的效果。

 

虚拟电厂的发展将有效激活需求侧资源，提高电力系统的灵活性和适应性，缓解负电价现象。同时，虚拟电厂也为用户提供了参与电力市场的渠道，使其能够分享电力市场化改革的红利。

 

（2）需求侧响应的价值实现

 

负电价环境下，需求侧响应（DR）的价值得到了充分体现。需求侧响应是指用户根据电价信号或激励措施，主动调整用电行为，以达到降低用电成本或提供辅助服务的目的。

 

在负电价时段，用户可以通过增加用电负荷来降低用电成本；在高电价时段，则可以减少用电负荷或转移用电时间，避免高成本支出。这种灵活的用电方式不仅可以为用户节省电费，还可以为电力系统提供宝贵的调节能力。

 

例如，浙江电力市场规定，用户可以根据日前市场价格信号，在负电价时段增加用电，在高电价时段减少用电，通过这种方式参与电力系统调节，获得相应的经济补偿。

 

需求侧响应的发展将有效增强电力系统的灵活性和适应性，缓解供需矛盾，减少负电价现象。同时，需求侧响应也为用户提供了参与电力市场的渠道，使其能够分享电力市场化改革的红利。

 

4.氢能产业与新型能源形态

 

（1）绿氢生产的经济性提升

 

负电价为绿氢生产提供了前所未有的发展机遇。绿氢是指通过可再生能源电力电解水制得的氢气，其生产过程不产生碳排放，是未来清洁能源的重要发展方向。

 

在负电价时段，利用低价或负价电力进行电解水制氢，可以大幅降低绿氢的生产成本，提高其经济性和市场竞争力。例如，在负电价时段，电解槽可以满负荷运行，生产大量氢气并储存起来；在电价较高或氢气需求旺盛时，则可以减少电解槽的运行负荷或停止运行，通过出售储存的氢气获取收益。

 

这种 "电转气" 的模式不仅可以有效利用负电价时段的低价电力，还可以将间歇性的可再生能源电力转化为可储存、可运输的氢能，为能源系统提供了更多样化的选择。

 

（2）多能互补系统的发展

 

负电价还促进了多能互补系统的发展。多能互补系统是指将电力、热力、燃气、氢能等多种能源系统有机整合，通过能源的协同优化和互补利用，提高能源系统的整体效率和可靠性。

 

在负电价时段，多能互补系统可以利用低价电力生产热水、蒸汽、氢气等其他形式的能源，并储存起来；在电价较高或其他能源需求旺盛时，则可以减少电力消耗，利用储存的其他形式能源满足需求。

 

例如，一些工业园区正在建设 "源网荷储一体化" 多能互补系统，通过整合分布式电源、储能、可控负荷和能源转换设备，实现能源的高效利用和优化配置。这种系统在负电价环境下可以发挥更大的价值，提高能源利用效率，降低用能成本。

 

多能互补系统的发展将促进能源系统的多元化和灵活性，提高对可再生能源的消纳能力，缓解负电价现象。同时，多能互补系统也为用户提供了更多样化的能源选择，提高了能源系统的可靠性和适应性。

 

中国负电价现象，本质是电力系统从 “传统煤电主导” 向 “新能源主导” 转型的阵痛，既是市场机制发挥作用的体现，也暴露了调节能力、机制设计的短板。

 

未来，随着电力市场化改革深化与技术创新突破，负电价将从 “高频常态” 逐步转向 “合理可控”，成为推动新型电力系统建设的 “催化剂”，为中国能源转型与 “双碳” 目标实现注入新动能。