文｜维辰　

企业用电不给钱，还能赚钱？1月1日至25日，辽宁省电力现货市场实时出清价格跌破-0.1元/千瓦时的时段达272小时，占比42.83%，2月份负电价时长占比进一步攀升至63%，较长时段的负电价引发广泛关注。

在国内电力市场，2019年山东现货市场首次出现-40元/兆瓦时负电价，2025年浙江、四川先后出现-200元/兆瓦时地板价，国内首次出现全天负电价，负电价早已不是新鲜事，还呈现出“从单点到多省、从短时到长时”趋势。这不是“电力市场设计失灵”，反而是市场运行规律使然——

一般的商品卖不完可以先放起来，但电能无法大规模经济储存，需要瞬时平衡。近年来，我国新能源装机迅速攀升，新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，比如光伏发电集中在午间，晚间用电高峰却没有发电出力，对电力系统灵活性提出更高要求，实行固定价格不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任。

故而国家发改委、国家能源局2025年发文推动新能源上网电量全面进入市场、上网电价由市场形成，居民、农业用户不受影响。截至2025年底，用户侧全部工商业，发电侧所有煤电、近六成新能源、四成水电和近半数的气电、核电已进入电力市场，“能涨能跌”的市场化电价机制初步建立。

既然“能涨能跌”，电力供大于求时，诸如新能源大发、用电负荷又恰好偏低，就可能出现低电价甚至负电价；近期随着美以伊战争导致全球液化天然气价格上涨，一些地方电力现货市场发电侧实时成交均价出现上涨，就是反映供不应求的价格信号。无论是短时负电价还是短时高电价，市场价格优化发用电行为的引导作用正在显现。

对负电价，一方面要以平常心看待。负电价的本质，是电力系统短时间内调节能力有限，没有调节能力的发电企业花钱购买调节资源。随着新能源全面入市、省级现货市场运行更加健全，负电价可能更频繁出现。在国际上，德国、法国等新能源占比较高的国家，负电价同样常见，侧面印证了电力市场深化改革与新能源高比例并网情况下负电价难以避免。

另一方面，要注意分析负电价内在的价格形成机制及外在影响。负电价不等于发电企业会亏钱，因为我国电力市场包含中长期、现货、辅助服务市场等，现货市场交易电量占比一般在10%以内，电力中长期合同保障了发电企业电量电价的“基本盘”，目前看负电价对总体收益影响有限。而发电企业宁愿以负电价卖电，也不愿意停机减产，对火电机组而言是受启停成本高、最低技术出力限制等因素约束，对于新能源场站来说，早期项目有电价补贴，虽然报了负电价，但叠加补贴实际收益仍有可能为正。

也就是说，发电企业的最终受益，不仅要看成本与供需求，还受补贴激励等电力交易规则影响。有学者按成因分类将负电价的成因分为固有负电价成因、机制负电价成因，提示了科学制定收益保障性机制的重要性。剖析价格尤其是长期负电价成因，正是为了让价格信号更精准反映市场供需求关系、更有效促进资源优化配置。

电力市场化的核心是通过实时供需求匹配形成价格，利用价格信号调整需求，促进“削峰填谷”。这意味着，火电机组需从“电量提供者”加速向“系统调节者”转型，新能源企业需转变“重装机规模、轻系统适配”理念，企业则需根据自身用电特性灵活应对。媒体及相关部门走访发现，有企业通过优化用能习惯、借助储能等手段，成功将电价波动转化为降本优势，也有企业因策略失误付出高昂代价，值得特别关注。有地方通过批量采购、峰谷优化帮助企业降低用电成本，可资参考。

面对负电价常态化趋势，长期来看，则需加快完善中长期交易市场和辅助服务市场，完善省间现货市场运行机制，实现电力资源在全国范围的优化配置，让灵活性资源的价值得到充分体现。