负电价常态化：新能源时代的阵痛与机遇

“负电价”一词近年来频繁进入公众视野。今年五一期间，山东电力现货市场连续五天出现负电价。表面看，这是节假日工业用电骤降、新能源发电“大爆发”的短期供需错配，但更深层原因在于——随着新能源装机量持续飙升，电力系统的调节短板日益凸显，负电价或将从“偶发事件”转为“市场常态”。

负电价的本质，是电力系统灵活调节能力不足的集中体现。风光发电具有强波动性，而电力无法大规模储存。当新能源大发叠加用电低谷时，需通过价格信号引导调节,火电机组若频繁启停，不仅成本高企，还会折损设备寿命，因此宁愿报负电价维持运行；新能源场站则因中长期合同收益、补贴政策支撑，即便现货市场报价为负，综合收益仍可能为正。这种“花钱买调节资源”的行为，实质是企业对系统调节短板的被动应对。

1.发电企业：短期冲击有限，长期面临转型压力

当前电力交易以中长期合同为主，现货市场波动对整体收益影响可控。根据国家能源局的数据，浙江新能源90%的发电量按照0.4153元/千瓦时结算，只有10%参与现货市场。山东电费结算由“中长期+现货+容量补偿”组成，现货交易实行“日清月结”，按月度周期有80%以上为中长期合同，负电价对结算电价影响也比较小。

但长期看，负电价释放了明确信号：煤电需从“发电主力”转向“灵活调峰”，加速灵活性改造，探索“火电+储能”联营模式。新能源也须摆脱补贴依赖，通过技术创新降本增效。

2.电力用户：成本影响微弱，但行为模式需转变

目前工商业用户90%以上电量通过中长期合约锁定，现货价格波动影响有限。然而，负电价释放了“分时用电”信号：若能灵活调整生产计划，用户可显著降低用电成本。

利好储能与虚拟电厂。负电价时段充电、高峰放电的套利模式商业价值凸显。山东“五一”期间，储能设施全力充电，既缓解弃电压力，又为后续高价放电储备资源。虚拟电厂通过聚合分散负荷，成为“隐形调节器”，政策已将其纳入电力市场主体，未来市场规模或达千亿级。

冲击调节能力差的火电。若仅依赖容量补偿“躺赚”，未来随着新能源占比提升，频繁启停导致的设备损耗和成本压力将激增。另外，在消纳条件差的地区盲目扩建新能源项目，可能因电价波动陷入亏损。

负电价常态化，既是新能源高比例接入的“阵痛”，也是电力市场成熟的标志。随着全国统一电力市场建设提速，负电价将像“股市波动”一样，成为市场主体必须适应的常态。对于企业而言，唯有主动拥抱灵活性改造、精细化运营；对于政策制定者，需加速打破省间壁垒、完善市场机制，才能将挑战转化为能源转型的跳板。