文章核心观点 - 负电价是电力市场化机制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，而非市场失控或能源转型失败的信号[1] - 负电价体现了市场机制的有效性，是供过于求的极端表现，并蕴含着推动电力系统优化升级的潜在价值[1] 电力现货市场负电价的本质逻辑 - 负电价是电力现货市场在供过于求时的极端价格表现，其出现恰恰体现了市场机制通过价格信号引导供需、实现资源最优配置的有效性[2] - 发电企业报出负电价是理性经济选择：新能源发电企业边际成本极低，报负电价可避免弃风弃光导致的收益归零，并获取补贴等其他收益；传统火电企业维持低负荷运行比频繁启停更经济，可避免机组寿命损耗[2] - 负电价与负电费概念不同：电价是现货市场瞬时交易价格，电费是用户最终结算费用，我国最终结算电价是包含中长期合同、输配电费等在内的复合体，现货负电价不等于最终负电费[3] - 以辽宁为例，2026年1月6日风电最大出力达1501万千瓦历史峰值，导致当日电力现货市场全天均价跌至-43.96元/兆瓦时[3] - 对于主要依赖现货市场售电的部分分布式光伏项目，可能在负电价时段面临实际收入为负的“负电费”风险[3] 电力现货市场负电价的三大关键成因 - 负电价是高比例新能源并网、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[4] - 成因一：新能源出力的间歇性与随机性：风电、光伏依赖自然条件，出力不稳定，高比例接入后易导致电力系统出现“时段性过剩”，这是负电价最核心直接的原因[5] - 成因二：电力商品发用实时刚性平衡：电力无法大量储存，要求发电与用电实时匹配，当发电远超负荷时，系统通过现货市场发出负价信号来激励用户侧增用电、发电侧减出力，以维持系统稳定[6] - 成因三：传统机组启停寿命损失大：传统火电机组肩负可靠性兜底作用，但频繁启停会造成显著设备寿命损耗，例如现代大型燃煤机组冷态启停寿命仅约200-300次，且存在最低技术出力限制，导致在负电价时段也难以随意停机[7] 高比例新能源下负电价的普遍性实践 - 负电价是全球能源转型过程中的共性特征，在新能源高比例接入且电力市场化深化的阶段会成为常态，而非个别区域的偶然乱象[8] - 从国际实践看，在德国、法国、荷兰、西班牙等新能源占比高、市场化程度深的成熟市场，负电价已是常态化现象[8] - 自2007年德国电力日内交易市场首次引入负电价以来，负电价出现次数和时长逐年增加，核心原因是其风电、光伏装机比例极高，新能源出力波动导致时段性过剩[8] 重构认知，发挥负电价的转型指引作用 - 负电价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，反映了电力系统在调节能力、市场设计等方面存在的短板[9] - 过去行业发展规划侧重规模扩张，当前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[9] - 应理性看待负电价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，使其成为促进电力系统低碳、高效转型的推动力[9]