中国储能网讯：对于越来越频繁的负电价，不仅成为了行业关注的热点，也引来了国家能源局的注意。
近日，国家能源局举行2025年第四季度新闻发布会，其中针对负电价进行了解读和定调。
在发布会上，能源局相关人士表示，随着新能源全面入市、省级现货市场运行更加健全，“负电价”有可能会更频繁出现。
同时，该发言人还表示，下一步，我们将指导各地加强市场运营监测，密切关注负电价发生频次和持续时间，科学研判市场风险，提前采取防范措施，降低现货市场负电价频次，稳定发电企业合理收益预期。
另外，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，也对负电价提出了指导性意见。
（1）负电价将成各地常态
负电价之所以持续“惊动”国家能源局，主要在于这一现象已从早年的偶发事件逐步走向常态化，且呈现出“范围扩大、时长延长”的明显趋势。
2019年，山东电力现货市场首次出现-40元/兆瓦时的负电价；到2023年，山东负电价持续时长显著增加，出现连续21个小时的负价状态；2024年“五一”假期期间，山东负电价时长进一步延长至22小时。
进入2025年，负电价的影响范围不再局限于山东，呈现多省蔓延态势：1月，浙江电力现货市场连续两日报出-200元/兆瓦时的负“地板价”，创下当时国内负电价最低纪录；4月，蒙西电网加入负电价阵营，最低电价降至-4元/兆瓦时；9月，水电大省四川更是出现全天负电价，最高出清价为-34.8787元/兆瓦时，最低达-50元/兆瓦时，引发各界广泛热议。
浙江2025年1月27日实际供需与竞价空间
梳理山东、浙江、蒙西、四川四地出现负电价的原因，不难发现其存在相同之处，核心均是电力市场供需失衡与系统调节能力不足共同作用的结果。
首先是新能源高比例并网带来的供给激增。如山东光伏装机量达73吉瓦位列全国第一，浙江新能源装机占比超40%，蒙西新能源装机占比更是突破50%。四川虽然风光装机占比不如前者，但其水电装机占比高达73%。这些地区的新能源出力在特定时段（如午间光伏大发、汛期水电集中释放）极易形成供给“洪峰”。
其次是负电价多集中在节假日或季节交替期，此时工商业用电负荷下降，居民用电需求也相对平缓，形成“新能源出力高峰+用电需求低谷”的双叠加效应。
（2）负电价是电力市场失灵吗
出现负电价的地区，均是已经开放电力市场的地区。而负电价的频频出现，是意味着电力市场的市场机制失灵了吗？
首先，负电价并非新鲜事物，在全球成熟电力市场中早已屡见不鲜。2024年数据显示，德国电力现货市场负电价出清时段占比达5%，时长累计468小时，较2023年大幅增长60%；法国全年负电价时长高达356小时，西班牙则首次出现负电价，总计247小时；整个欧盟电力竞价区域中，17%的时间都处于负电价状态。这些数据充分说明，负电价的出现恰是电力市场的正常表现，而非市场失灵的标志。
其次，国内负电价的出现，是国家和地方政策的共同允许。2025年1月27日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（136号文），明确提出适当放宽现货市场限价，申报价格下限需考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素。这一政策为负电价的合法出台提供了制度依据。
在此之前，四川等多地电力现货市场规则并未允许报负电价，而136号文发布后，四川于今年8月调整政策，将电能量申报及出清价格上下限定为-50—800元/兆瓦时，正式开启负电价申报通道。
目前在国内，山东、浙江、内蒙古、辽宁、江西等多地均已允许现货市场出现负电价，其中除山东、浙江较早试点外，其余地区均是在136号文发布后才逐步放开价格下限。这表明，负电价的出现是政策引导下的有序探索，而非市场失控的表现。
最后，市场申报与出清机制的内在逻辑，进一步助推了负电价的形成。
在申报环节，新能源场站因边际成本近乎为零，且可通过绿证、补贴等渠道获得额外收益，为减少弃电损失、抢占发电小时数，普遍选择按市场下限报价。而出清过程中，当节假日或负荷低谷期出现时，市场竞价空间被压缩至极限，因此，一些新能源机组直接将出清价锁定在政策规定的最低限价。
这种价格形成机制，本质上是市场通过价格信号倒逼发电主体优化运行策略的有效方式，恰恰体现了市场机制的灵活性与调节功能。
（3）新能源新增装机会加剧负电价吗
今年9月，习近平总书记在联合国气候变化峰会上明确提出，2035年，中国要实现风电和太阳能发电总装机容量36亿千瓦的宏伟目标。截至同年9月，中国风光新能源发电装机已突破17亿千瓦，这意味着未来十年每年至少需新增2亿千瓦风光发电装机，才能在十年内实现装机规模翻倍，推动能源结构向清洁低碳深度转型。
但一个现实问题随之而来：当前负电价的频繁出现，新能源装机过剩是核心诱因之一，那么未来10年如此大规模的新增装机，是否会进一步加剧负电价现象？
不过，有了“十四五”的经验和教训，国家层面已提前对上述问题给出了应对方案。
日前，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，核心要义在于“以消纳为核心”开发新能源策略，并给出了具体的引导。
如针对“沙戈荒”新能源基地，文件提出通过新能源集成发展、东部地区产业梯度转移、西部地区挖掘消纳潜力等方式，促进“沙戈荒”新能源基地实现规模化就地消纳；针对西南大型水电基地，提出合理增配新能源，优化论证新能源配置及送出消纳方案；针对海上风电，提出统筹优化海上输电网络，集约化布局海缆廊道和登陆点，实现海上风电基地集中送出，主要在沿海地区就近消纳；针对省内集中式新能源，提出合理把握建设节奏，加强调节能力建设，提升电网承载力，确保新能源高效消纳；针对分布式新能源，提出提高自发自用比例，释放公共电网等措施。
这些政策并非单纯追求装机规模，而是将消纳能力作为新能源开发的前置条件。因此，仅从政策上说，在“十五五”期间乃至未来十年，虽然新能源装机规模会进一步提升，但是消纳问题则不会增加，也不会引发更严重的负电价事件。
（4）负电价利好储能产业
负电价的频繁出现，一个共识已逐步形成，利好储能产业发展。而且，储能将在抑制负电价的发生上也将发挥更大的作用。
国家能源局在新闻发布会上表示，短时出现“负电价”，可以看作电力市场的“信号灯”，能够激励机组深调、用户填谷，引导储能等各类新型主体的投资建设，共同为清洁能源发电让出空间。但如果长期出现“负电价”，可能意味着电力明显供大于求，需要根据市场价格信号进一步优化电力系统调节能力。
此前，有行业人士认为，如果不想报出负电价，新能源发电可以有两种选择，一种是主动弃电，另一种就是通过主动配储增强调节能力。从现实来看，多数新能源发电选择了后者。因为，一方面，储能可以有效解决新能源消纳和发电稳定性的问题，另一方面，储能还能通过“低充高放”而实现峰谷套利套利。
如今，光储融合的大趋势已经证明了这一点。此前，光伏龙头隆基一直对储能保持谨慎态度，但近期则称，“公司正在积极评估光伏与储能业务的结合，把握市场机遇。”此话说出不久之后，公司便正式收购了精控能源，进入储能行业，称“客户的协同价值很大”。
整体来看，在负电价越来越频繁的未来，储能的价值将会被进一步放大。