当“发电企业倒贴钱卖电”的新闻频频出现在公众视野，“负电价”一词瞬间引发热议与误解：有人将其解读为“用电不花钱”的福利，有人担忧这是电力市场失控的信号，更有人将其与能源转型的“失败”绑定。事实上，负电价既不是天上掉下来的免费午餐，也不是市场无序的表现，而是电力市场化机制不断深化与新能源高比例接入背景下，电力系统供需关系的正常市场化反映，客观呈现着能源转型过程中的供需变化，更蕴含着推动电力系统优化升级的潜在价值。

一、电力现货市场负电价的本质逻辑

电力现货市场的核心功能，是通过价格信号引导电力供需，实现电力资源的最优配置。电力现货市场聚焦于实时供需平衡，电价会随着每一时段的供需变化动态波动。负电价的出现，本质上是“供过于求”的极端表现，但这种极端表现恰恰体现了市场机制的有效性。

发电企业报出负电价，并非亏本赚吆喝，而是权衡利弊后的理性选择。对于新能源发电企业而言，风电、光伏的发电边际成本极低，即便报出负电价，只要能消纳过剩电力，就能避免“弃风弃光”带来的收益归零，同时还能获得新能源补贴、绿证收益等其他回报；对于传统火电企业而言，短时负电价下维持低负荷运行，远比频繁启停机组更经济，也能避免启停过程中对机组寿命造成的损耗。

厘清负电价的定义，还必须严格区分“负电价”与“负电费”这两个易混淆的概念，两者看似相近，实则分属不同层面：电价是电力现货市场中的瞬时交易价格，而电费是用户最终结算时支付的实际费用，二者不能简单等同。以我国东北风电富集区辽宁为例，2026年1月6日，辽宁风电最大出力创下1501万千瓦的历史峰值，导致当日电力现货市场全天均价首次跌入负值区间，为-43.96元/兆瓦时。这一现象引发了广泛关注，不少民众疑惑：负电价是否意味着居民用电可以“倒赚钱”？答案显然是否定的。我国电力市场的最终结算电价是一个复合体，并非仅由现货市场电价决定，而是包含了中长期合同电价、输配电费、辅助服务费用等多个组成部分。因此，现货市场出现的瞬时负电价不等于最终结算的负电费。然而，需要注意的是，对于部分发电企业，尤其是某些未纳入保障性收购范围的分布式光伏项目而言，若其电量主要依赖现货市场出售，则可能在负电价时段面临实际收入为负的局面，即产生所谓的“负电费”风险。这凸显出市场化环境中，不同主体所面临的价格风险存在显著差异。

二、电力现货市场负电价的三大关键成因

负电价作为电力现货市场中特殊的价格形态，并非孤立的市场现象，而是由高比例新能源并网、电力物理属性约束、传统电源运行特性三者共同作用下的系统性结果。它集中体现了能源转型过程中，电源结构、系统约束与市场机制等多重因素的交织影响。

成因一：新能源出力的间歇性与随机性

风电、光伏等新能源的最大特点是“间歇性、波动性”，出力情况完全依赖自然条件，呈现“靠天吃饭”的特征，风力充足、阳光充沛时，新能源出力会快速攀升，而无风、阴天时，出力会大幅下降。这种不稳定的出力特性，在新能源高比例接入后，极易导致电力系统出现“时段性过剩”，这是负电价出现的最核心、最直接的原因。随着我国新能源装机规模的持续扩大，新能源出力的波动性对电力系统的冲击日益明显，时段性过剩可能成为常态，负电价的出现也将更加频繁，这是能源转型过程中必须面对的现实。

成因二：电力商品发用实时刚性平衡

与普通商品不同，电力商品具有“即时生产、即时消费、无法大量储存”的特殊属性。这种“即时平衡”的属性，要求发电与用电实时匹配，偏差不能超过一定范围。如果发电量大于用电量，多余的电力无法储存，会导致电网频率、电压异常，甚至引发电网崩溃。现货市场出现的负价信号，更可能是系统即将失稳的预警，如欧洲出现的“西葡大停电”事件，负价的出现不仅关乎发电企业经济损益，更关键的是昭示系统运行安全已面临考验。因此，当新能源大发导致发电远超负荷时，电力系统须迅速寻求消纳途径，而通过现货市场发出低价乃至负价信号，激励用户侧增加用电、发电侧减少出力，成为最直接、有效的调节手段。

成因三：传统机组启停寿命损失大

在新能源高比例接入的电力系统中，传统火电机组仍肩负着可靠性的兜底作用，但其运行面临两大现实约束：一是频繁启停会造成显著的设备寿命损耗，例如东方电气制造的现代大型燃煤机组冷态启停的寿命大概只有200-300次，过度启停将大幅缩短机组服役周期；二是机组存在最低技术出力限制，调节灵活性存在先天短板。这也导致即便在电价为负的电力低谷时段，火电机组也难以随意停机，若单纯为消纳新能源而强制其频繁启停，最终将因设备折损、运维成本激增推高全社会整体用电成本。

三、高比例新能源下负电价的普遍性实践

不少人认为，负电价是我国能源转型过程中的“特殊乱象”，是个别区域的偶然现象。事实上，无论是国内还是国际，只要进入“新能源高比例接入+电力市场化深化”的阶段，负电价就会成为常态，其出现具有普遍性，是全球能源转型过程中的共性特征，而非个例或乱象。

从国际实践来看，负电价早已不是新鲜事物，在德国、法国、荷兰、西班牙等新能源占比较高、电力市场化程度较深的成熟市场，负电价已成为常态化现象，其出现的逻辑与我国高度一致，均是新能源高比例接入与电力市场化深化的产物。自2007年德国电力日内交易市场首次引入负电价以来，负电价出现的次数和时长逐年增加。德国负电价频繁出现的核心原因，是其风电、光伏装机比例极高，新能源出力的波动性与随机性导致时段性过剩，而电力市场化机制的完善，使得价格信号能够充分反映供需变化，负电价成为消纳过剩电力的重要手段。

四、重构认知，发挥负电价的转型指引作用

读懂负电价，关键在于理解其背后的市场规律与转型信号。负电价并非市场异常，而是电力市场化改革深化与新能源大规模接入过程中的自然结果，同时也反映出电力系统在调节能力、市场设计等方面存在的短板。过去电力行业发展规划侧重规模扩张与发展速度，当前所暴露的诸多矛盾，实质是规划与运行、传统电源与新能源之间协同不足的体现。能源转型的每一步都会伴随新旧体系的磨合与挑战，负电价正是这一阶段的现实反映。我们应理性看待其传递的市场供需信号与系统短板，主动优化市场机制、提升系统灵活性，使负电价真正成为促进电力系统低碳、高效转型的推动力。