山東、浙江、蒙西、四川……不斷蔓延的負電價，引發了社會各界的廣泛關注。對此，國家能源局做出最新回應。
華夏能源網獲悉，10月31日，國家能源局召開新聞發布會，市場監管司副司長張燕秦表示，“負電價既是電力供需關系呈現時段性不平衡的直接體現，也是新能源消納通過現貨市場價格的直接反映。隨著新能源全面入市，省級現貨市場運行更加健全，負電價有可能會更頻繁出現。”
數據顯示，負電價正在常態化擴張：山東于2019年首次出現-0.04元/度的負電價，2023年連續21小時負電價，2024年“五一”期間負電價達22小時。2025年1月，浙江連續兩日報出-0.2元/度的電價；4月蒙西電網最低至-0.004元/度；9月四川出現全天負電價。
更為嚴重的是，山東負電價小時數在2023年、2024年已經連續兩年逼近1000小時，2025年或將突破1000小時。這是負電價較為嚴重的德國，全年負電價小時數的兩倍多。
那么，負電價愈演愈烈的根源在哪兒呢？負電價會對電力市場、電力企業帶來什么樣的沖擊和影響？
眾所周知，引發負電價多是新能源裝機過多，消納出現難題，出現負電價的山東、浙江、蒙西等地皆是如此。但是，四川的新能源裝機是比這些省區少了好幾個量級。
截至2025年7月底，山東省新能源裝機容量（主要是風電和光伏）為?1.19億千瓦?，其中光伏裝機9130萬千瓦，規模居全國首位。
內蒙古風光新能源資源異常豐富。根據官方最新數據，截至2025年8月底，新能源總裝機容量已達到1.47億千瓦（涵蓋蒙西），持續位居全國首位。
浙江方面，截至2025年6月底，可再生能源裝機8567萬千瓦（主要是風光），其中，光伏裝機5947萬千瓦，超過煤電成為全省第一大電源。
相比上述三省區，四川的新能源其實非常有限。截至2025年6月底，四川新能源裝機容量僅約2500萬千瓦，其中光伏裝機約1500萬千瓦，風電裝機約1000萬千瓦。而水電逾9700萬千瓦，煤電逾2200萬千瓦，可見，水電和煤電才是四川的裝機主力。
一個永遠不會錯的解釋是發電量大于用電量。今年9月，四川水電上網量同比飆升34.7%，風電、光伏等新能源上網量更是同比增長28.7%。然而，9月氣溫下降讓四川的居民及工商業制冷用電銳減，經濟結構調整又使工業用電增速放緩，網供用電同比下降18.1%。發電量大增遇上用電量下滑，負電價就出現了。
其實，若要深入研究負電價的成因，四川是很好的案例——新能源裝機大幅攀升后，電力系統的自我調節能力就會大幅走弱。因為當新能源電量不夠時，系統可以通過增加火電出力來加以平衡；但是新能源大發時段，系統調節幾乎無能為力，因為儲能還扛不起這么大的擔子。
具體到四川，前幾年四川來水偏枯致使水電出力大受影響，為了解決缺電問題，四川多策并舉，上馬新能源、上馬煤電、特高壓“隴電入川”等等。然而，今年9月，不僅水電大發、煤電出力增加，同期新能源發電也增加，如何調節就成了一道難題。
減少煤電出力可行嗎？一臺燃煤機組從停機狀態啟動到滿負荷出力，可能需要十幾個小時，而完成一次完整的啟停循環，綜合成本可能達到十幾萬元甚至更高。而且，為了保供四川必須要有逾2000萬千瓦的煤電，建都建了，最少也要保證煤電機組那十幾個小時的開機時間吧。
于是，在新能源大發的時候，發電量遠大于用電量，負電價就不可避免的出現了。這在火電為主的電力系統中是不會出現的。也就是說，新能源混合煤電的電力系統，調節能力弱化是在所難免的，起碼在儲能作用還十分有限的現階段是這樣的。
負電價會在更大范圍內、更頻繁出現，這幾乎是不可避免的，這也難怪國家能源局在新聞發布會上做出了這樣的預測。華夏能源網分析認為，這主要是以下幾方面原因：
幾年前，新能源裝機有限，電網還能保價保量、有保障地收購新能源，也不存在負電價和新能源棄電量大增的問題。隨著新能源裝機規模以及滲透率大幅走高，保障性收購已無可能，在“136號文”的指引下新能源只好入市且要全面入市。
目前，已入市的新能源約九成進入電力中長期市場，另外一成進入電力現貨市場。
現貨市場出現負電價，主要在于定價機制問題。電力現貨市場的地板價，有些省份是定在0元/千瓦時（如目前的廣東、山西、寧夏等地），有些省份是定在0元/千瓦時以上，也有些省份干脆定在了0元/千瓦時以下，這就有了山東、浙江、蒙西、四川的負電價。
未來，現貨市場連續試運行在全國范圍內鋪開，新能源全面入市后負電價只能是越來越多。已經開放電力現貨市場負電價的省區市，負電價會更加頻繁；暫時還未開放電力現貨市場負電價的省區市，未來也都有足夠的壓力、動力，去下調電力現貨市場地板價，直至負電價。
其次，新能源裝機會繼續猛增，企業有報負電價的動力。
此后若干年里，中國的新能源裝機規模還將持續放量躥升。與此同時，電力系統針對新能源的消納和調節能力無法在短期內配套增長，負電價就只會持續惡化。
最新發布的中國新一輪國家自主貢獻（NDC）目標提出，到2035年，中國全經濟范圍溫室氣體凈排放量比峰值下降7%-10%，力爭做得更好。非化石能源消費占能源消費總量的比重達到30%以上，風電和太陽能發電總裝機容量力爭達到36億千瓦。
目前中國的新能源裝機已經突破了17億千瓦，在“十四五”期間中國新能源裝機每年新增了2億多千瓦。在此基礎上，2035年中國風光新能源將增長至36億千瓦裝機以上，據此保守估計，未來10年每年新增新能源裝機至少在2億千瓦以上。
這意味著，新能源企業爭取有限發電權的競爭將愈演愈烈，會有更多的新能源發電主體在電力現貨市場中報出負電價。這是因為，有更多發電量還能在綠證市場和碳市場等渠道獲取一定的環境權益收益，這要比都棄掉好很多。
從這一角度來說，負電價在地方政府和新能源業主方都有一定的動力，是“周瑜打黃蓋，一個愿打，一個愿挨”，前者要降電價并推動新能源消納，后者要算經濟賬、要爭取最優綜合收益。?
當然，現貨市場負電價并不會大幅影響新能源發電主體的收益。正如國家能源局市場監管司副司長張燕秦在新聞發布會上所言，負電價不等于電廠需要向用電企業倒貼錢，也不等于“負電費”。
中國電力市場包含中長期、現貨、輔助服務市場等，現貨市場交易電量占比一般在10%以內，電力中長期合同保障了發電企業電量電價的“基本盤”。綜合中長期市場、新能源補貼及煤電容量電價等因素后，目前看負電價對發電企業總體收益影響有限。
盡管負電價并不會大幅影響新能源發電主體的收益，但是對負電價的蔓延，還是要有足夠高的警惕。原因在于，負電價是電力系統出現病癥的一個大信號。
當電力現貨市場負電價增多，在電力中長期市場，新能源能夠獲得的簽約量也承受著持續的下滑壓力，加上棄風棄光問題，新能源的收益就要大受影響。
重視新能源負電價現象，就要心平氣和接受新能源的隨機性、間歇性以及波動性特性，這一特性無可改變，只能適應。而新型電力系統的發展方向，就是要重塑并增強電力系統的靈活調節能力。
未來的電力系統，當風光電不足的時候，系統要能夠補足缺額部分；風光電過多的時候，要能夠存儲起來跨時跨區使用。只有解決了靈活性調節尤其是向下的靈活性調節難題，新型電力系統建設才算大功告成，負電價問題才會根治。
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