賣電還要倒貼錢？

最近，“負電價” 話題時常衝上熱搜

 

一聽到電價變負數

不少網友好奇：電價負了，是不是意味著

居民可以免費用電、甚至用電還能賺錢？

答案是：並不會

這是大眾對負電價最大的誤區！

 

本文綜合《能源評論》雜誌推出的係列負電價內容，為大家係統拆解這一能源熱點。負電價看似離我們很近，實則和居民日常電費賬單隔著多層“防護屏障”，短期幾乎不會影響普通人的生活開支。但它也絕非毫無意義的行業現象，作為新能源轉型下的特殊市場信號，它的出現、演變和常態化，長遠來看終將潛移默化影響每個人的用電環境。

 

我們先從底層概念入手

搞懂到底什麼是負電價

再解答大家最關心的疑問

負電價到底和普通人有什麼關係？

為什麼不會產生負電費？

它從何而來、國內外有何差異、未來走勢如何？

普通人又該如何理性看待？

 

到底什麼是負電價？

 

所謂負電價，特指電力現貨交易市場中，市場出清價格跌破零元，呈現發電企業需向電網或用電方付費以促成電力交易的極端狀態。

 

要理解這一現象，需要先了解電力現貨市場的一個概念——出清價格。

 

出清（Market Clearing）指電力現貨市場中，買賣雙方報價集中彙聚、供需相互匹配並形成統一成交價格的過程，該價格稱為出清電價。

 

在這個機製下，用電需求是剛性的，這個時刻用多少電基本固定，價格變了，用電量不會瞬間改變；而供給曲線向上傾斜，發電量越大，就要啟用報價更貴的機組。兩條線的交點，就是出清價格。

 

 

電力現貨市場有著精細化的時間顆粒度。我國多數現貨試點采用15分鍾結算周期，將全天切分為96個交易時點；澳大利亞則采用5分鍾周期，全天288個時點。

 

每個時點的價格由該時點供需關係決定：供大於求時價格下跌，供不應求時價格上漲。

 

當新能源出力遠超需求，而係統調節能力不足時，嚴重的供大於求會使出清價格跌破零元。此時，發電企業為了維持機組運轉，報出負電價。

 

 

從全天來看，價格曲線常呈“深V”形態：午間光伏大發時段，出清價可能跌入負區間；而早晚高峰時段，電價則會衝高。

 

我們可以從兩個維度看懂負電價：

 

第一，它是市場價格信號。負電價發生在現貨市場這一批發層麵，麵向發電企業等市場主體，屬於生產調度信號，是市場自我調節的表現。

 

第二，它屬於短時極端現象。往往是新能源大發、負荷驟降、電網調節能力不足等多種因素共同作用的結果。

 

負電價和居民有關係嗎？

普通人能用電賺錢嗎？

 

弄懂負電價的基本定義後，很多人最關心的問題來了：負電價到底和普通居民有關係嗎？居民能不能靠負電價實現用電賺錢？

 

負電價讓一些人心生期待：既然電價都負了，我們居民用電是不是能賺錢？

 

答案是：並不會。

 

負電價目前主要出現在電力批發市場，即發電企業與售電公司、大用戶之間的交易環節。它反映的是特定時段（通常是中午光伏大發、淩晨風電滿發）電力供給嚴重過剩、消納困難的市場信號。但批發市場的價格波動，要經過多層“過濾”才能傳導至居民端。

 

第一層過濾來自市場機製設計。我國電力現貨市場以日前、實時交易為主，負電價往往隻持續幾個小時，且多出現在特定季節。批發均價經過月度、年度長協的平滑後，整體波動被大幅稀釋。

 

第二層過濾來自輸配電價。居民交納的電費並非單純的“電能量價格”，還包括輸配電價、政府性基金及附加、容量電價等固定成本。這些費用與批發市場實時價格脫鉤，無論發電側電價是正是負，電網輸送和係統調節的成本始終存在。

 

第三層過濾來自零售端的政策約束。我國居民電價長期執行政府定價，漲幅和跌幅均受到嚴格限製，不存在跟隨現貨市場實時浮動的機製。即便在已開展電力現貨交易的省份，居民用戶也暫未直接參與市場，而是通過電網企業代理購電，電價按年度或月度統一結算。

 

因此，批發端的負電價很難穿透這三層過濾到達居民電表。終端電價通常仍為正值，居民不會“免費用電”，更不可能“用電賺錢”。

 

值得注意的是，長期以來，我國居民終端銷售電價名義絕對價格在全球處於偏低水平，在OECD經合組織成員國中排名靠後，約為OECD國家平均水平的40%。

 

那麼，負電價與居民完全無關嗎？也不盡然。長期來看，批發端的價格信號會間接影響新能源投資布局、儲能配置和電力係統成本，最終通過輸配電價或政策調整緩慢傳導。但對普通居民而言，與其盯著偶發的負電價，不如關注峰穀分時電價政策，在低穀時段多用電，才是當下實實在在的省錢之道。

  

負電價≠負電費

負電價不一定會產生負電費

 

既然居民無法享受負電價紅利，那參與現貨市場的工商業用戶，能不能拿到負電費？很多人把負電價和負電費混為一談，這裏需要厘清二者區別。

 

“發電企業倒貼錢賣電！”

 

“用電還能賺錢！”

 

……

 

近年來，“負電價”引發了不少人的好奇甚至誤解。

 

既然居民沒法靠負電價賺錢，那參與電力現貨市場的工商業用戶，是否就能實現 “負電費”？

 

答案依舊是：大概率不能。

 

其實，負電價隻出現在電力現貨批發市場。那是發電企業、售電公司、大用戶之間的批發交易。即使批發環節真的出現負電價，要產生負電費，還得連闖三關：

 

第一關，結構過濾。

 

終端電價=上網電價+輸配電價+係統運行費用+政府性基金及附加。

 

因此，上網電價哪怕為負，後麵三項也都是實打實的正成本。一般來說，這四項加起來，終端電價依然為正。

 

第二關，時間過濾。

 

我國電力市場現貨價格每15分鍾一變，但你不是按點結算，而是按用電時段的加權平均價格交費。大多數情況下，個別負電價時段就像一升水裏的一滴檸檬汁，很難嚐出味道。

 

第三關，功能過濾。

 

分時價格的本質是給發電廠、儲能電站和大型工商業用戶的調度信號。它的意思是：這個時點電力供過於求，應減少發電、增加充電或用電！它並非麵向終端用戶的賬單。

 

負電價不一定產生負電費，但對參與市場交易的工商業用戶和售電公司來說是有意義的：工商業用戶可以趁低價安排生產，售電公司可以優化購電策略。

 

為什麼會產生負電價？

 

負電價的出現，不是單一因素導致，而是電力物理屬性、電源特性、市場博弈及係統約束多重因素疊加的結果，同時我國還存在專屬的本土特殊誘因。

 

根據專家分析，負電價的形成有六方麵原因： 

 

電力具有不可存儲性。電力無法大規模儲存，發電與用電必須實時平衡。當供需出現失衡，沒有庫存來緩衝調節時，電價會產生劇烈波動，極端情況下形成負電價。

 

新能源邊際成本極低。從全球實踐來看，風電場、光伏電站建成後，發電邊際成本幾乎為零。為獲取並網消納機會，發電主體願意報出低價，甚至負價參與市場交易。

 

報價博弈的囚徒困境。各發電主體參與競價時，都寄希望於其他對手報出高價，自身爭取更多發電量，最終競相壓價，集體陷入負電價的博弈困局。

火電機組啟停成本高。火電機組頻繁啟停會造成設備損傷。在部分工況下，機組維持運行、承擔倒掛虧損的成本，會低於停機後再次啟動的成本。

 

場外收益托底新能源。新能源收益不隻來源於售電，還包含補貼、綠證等場外收益。即便售電電價為負，項目整體依舊有實現盈利的可能。

 

係統調節能力不足。儲能、需求響應、跨省交易等靈活性調節資源存在缺口。發電出力過剩時，富餘電力得不到及時消納，催生負電價現象。

我國負電價的特殊驅動因素：結合國內電力係統運行實際，除通用成因外，還有三點本土特殊誘因。

 

供暖期剛性運行約束。北方省份冬季供暖周期為4~6個月，熱電聯產機組需要優先保障供熱，發電出力下調空間被嚴重壓縮，供暖季負電價可能性大。

 

省間市場存在壁壘。當前省間電力交易的流暢度仍有提升空間。如果跨區輸電通道、交易機製進一步優化，一部分區域性過剩帶來的負電價就能夠通過跨省消納得到緩解。

 

市場建設的階段性特征。我國電力現貨市場規則體係、價格信號傳導機製尚不十分完善，會階段性放大負電價現象。後續，負電價將隨市場的成熟逐步改善。

 

負電價本質是部分時段電力供給過剩，但受物理條件、機組運行、市場規則多重約束，電源出力無法快速下調，最終由市場價格信號來消化富餘電力。伴隨靈活調節資源擴容、跨區域交易打通、電力市場機製持續完善，負電價現象也將得到合理疏導。 

 

到底應該怎麼看負電價？

 

了解完負電價的定義、成因和國內特有條件，我們可以跳出片麵認知，從四個維度理性看待這一市場現象。

 

首先，負電價“信號”而非“警報”。負電價是反映係統運行狀態的價格信號。我們的目標不應是完全消除負電價，而是讀懂並用好它。主流媒體也認為，負電價標示出了靈活性資源的短板所在，短期可控偶發的負電價是正常市場信號，不會影響投資信心。

 

其次，要弄明白“批發”與“零售”的區別。終端電價由上網電價、輸配電價、政府性基金及附加三部分構成。即便上網電價跌破零，終端費用仍大概率為正值，居民用電更受目錄電價保護，我國居民電價在全球處於較低水平。

 

再次，要搞清楚“托底”與“緩衝”。現貨交易電量占比一般在10%以內，負電價對整體收益的衝擊有限且可控。

 

最後，要弄明白“賬單”與“去向”。對容量電費、係統平衡費等分攤項目，主動公開計算方式、分攤主體與資金去向。總之，負電價不是需要恐慌的“警報”，而是能源轉型必須讀懂的“信號”。唯有理性認知、製度回應與透明溝通，才能將負電價從爭議焦點轉化為改革推力。

 

專家預測我國負電價走勢

 

專家指出，負電價現象正慢慢從個別省份擴散至多個省份，頻次和深度持續增加。

 

專家預測，從走勢看，負電價大概率將長期存在。

 

◆ 2024—2026年為頻發期；

 

◆ 2027—2030年，太陽能裝機首次超過煤電，風光合計裝機達總裝機50%，負電價可能階段性加劇；

 

◆ 2030年後進入緩和期，市場機製逐步成熟，靈活性資源補齊，頻度與深度回歸合理區間。

 

負電價最先出現在哪個國家？

 

負電價並不是我國電力市場獨有的現象，更不是首先出現在我國。它最早出現在國外，伴隨著新能源大規模並網逐步擴散到世界各地。

 

目前來看，負電價最早的記錄來自德國。2008年，德國EPEX電力交易所首次捕捉到負電價信號。此後，這一現象開始在全球主要電力市場陸續出現。

全球負電價發展時間線

 

◆ 2008年｜德國首次出現負電價，開啟負電價的市場紀錄

◆ 2010年代｜北歐、荷蘭、西班牙等歐洲多國相繼出現負電價

◆ 2012年後｜澳大利亞NEM市場，負電價發生頻次越來越高

◆ 2019年｜國內A省現貨市場，出現-40元/兆瓦時的負電價

◆ 2024年｜西班牙、芬蘭等地，負電價持續時長成倍增長

◆ 2025年｜中國B省出現最低價-0.004元/千瓦時的負電價

◆ 2026年｜國內多省出現負電價，C省1月負電價占比達42.8%

世界各地負電價實際表現

 

芬蘭FI報價區（2023年11月）

極端供需失衡下，出現-500歐元/兆瓦時的極低電價。

 

南澳大利亞州（2024年）

午間負電價區間占比約63%。正午是負電價的高發窗口，光伏出力過剩特征十分明顯。

 

中國A省（2024年）

負電價時段占比14.21%，高發於春秋午間光伏大發、夜間風電出力高峰。

 

德國EPEX（2025年）

全年負電價574小時，占比6.5%，大多集中在周末、節假日中午光伏大發的時段。

 

中國B省（2025年4月）

日出清最高價1.5元/千瓦時，最低價-0.004元/千瓦時，日最大價差達到1.5元/千瓦時。

 

英國N2EX（2025年）

全年出現149小時負電價，集中在春夏光伏出力高峰期。

 

中國C省（2026年供暖季）

1月負電價占比42.83%，由熱電聯產運行剛性疊加風電大發共同造成。

 

中國D省（2026年春節期間）

2月18日，D省繼2025年11月後再次出現‌7小時負電價‌，最低到達‌-0.1119元/千瓦時‌。‌

 

回看全球發展曆程，負電價本質是高比例新能源接入電力市場後的共性問題。

 

歐美國家較早經曆，我國隨著新能源裝機快速增長，也開始麵對這一市場現象。不同地區觸發負電價的場景各有差異：多由午間光伏過剩引發，我國北方還疊加供暖季機組運行的剛性約束。

 

為什麼國外好像不在意負電價？

 

了解全球多國負電價案例之後，很多人會產生疑問：同樣是負電價，為什麼國外市場看起來並不緊張？

 

當電力供大於求時，就會出現負電價，此時，發電側需要付費才能把電送出去。在我國，負電價容易被視作異常現象，但它在不少國家的電力市場已經較為常態化，各方並不特別在意。這背後有一整套市場基礎條件的支撐。

 

市場成熟，負電價已經成為常規價格信號。德國2008年首次出現負電價現象，至今已有十餘年曆史。2025年德國負電價累計時長575小時，社會生產生活依舊平穩運行。市場參與者已經將負電價看作電力過剩的信號，而非突發故障或異常。

具備完善的風險對衝工具。成熟電力市場擁有PPA電力購買協議、價格期權、金融輸電權等多元工具。市場主體可以提前對衝負電價帶來的經營風險，麵對負電價無須作出恐慌性應對。

配套製度完善約束與引導。全球多國通過製度設計緩釋負電價衝擊：

——德國實施“1小時規則”，補貼機組在負電價時段停止獲取補貼，約束過剩發電；

——澳大利亞通過儲能補貼，引導用戶在電力過剩時段增加用電；

——北歐依托水電資源，實現發電側靈活調節。

用戶端具備相應認知基礎。北歐大量用戶采用與批發電價掛鉤的浮動合約。負電價時段用戶可以獲得電費返還，激勵用戶在該時段增加用電負荷，社會大眾對電價大幅波動具備預期。

 

從全球電價上下限，也可以看出電力市場的容忍度。

 

 

對比全球主要電力市場的價格邊界可以發現：澳大利亞、美國得州、德國、英國市場電價允許波動區間很大，價格下限很低的市場，價格上限也設置得很高，這給了價格信號充分發揮作用的空間。而日本市場則基本不允許負電價出現。

 

我國試點市場電價波動區間相對狹窄，體現出電力市場化改革中優先保障係統穩定、循序漸進的設計思路。

 

綜上所述，國外電力市場雖然並不特別在意負電價，但其實並非是認可負電價本身，而是依靠成熟市場機製、金融工具、製度規則及用戶認知，構建了可以消化負電價的完整體係。在這些電力市場中，負電價僅僅被視作供需關係的客觀反饋。

 

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來源：中國電力報微信公眾號綜合能源評論雜誌

記者：韓懿