山东、浙江、蒙西、四川 …… 不断蔓延的负电价七星配资，引发了社会各界的广泛关注。对此，国家能源局做出最新回应。
华夏能源网获悉，10 月 31 日，国家能源局召开新闻发布会，市场监管司副司长张燕秦表示，"负电价既是电力供需关系呈现时段性不平衡的直接体现，也是新能源消纳通过现货市场价格的直接反映。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。"
数据显示，负电价正在常态化扩张：山东于 2019 年首次出现 -0.04 元 / 度的负电价，2023 年连续 21 小时负电价，2024 年"五一"期间负电价达 22 小时。2025 年 1 月，浙江连续两日报出 -0.2 元 / 度的电价；4 月蒙西电网最低至 -0.004 元 / 度；9 月四川出现全天负电价。
更为严重的是，山东负电价小时数在 2023 年、2024 年已经连续两年逼近 1000 小时，2025 年或将突破 1000 小时。这是负电价较为严重的德国，全年负电价小时数的两倍多。
那么，负电价愈演愈烈的根源在哪儿呢？负电价会对电力市场、电力企业带来什么样的冲击和影响？
让人意外的四川负电价
在出现负电价的省份中，四川最让人意外。
众所周知，引发负电价多是新能源装机过多，消纳出现难题，出现负电价的山东、浙江、蒙西等地皆是如此。但是，四川的新能源装机是比这些省区少了好几个量级。
截至 2025 年 7 月底，山东省新能源装机容量（主要是风电和光伏）为 1.19 亿千瓦 ，其中光伏装机 9130 万千瓦，规模居全国首位。
内蒙古风光新能源资源异常丰富。根据官方最新数据，截至 2025 年 8 月底，新能源总装机容量已达到 1.47 亿千瓦（涵盖蒙西）七星配资，持续位居全国首位。
浙江方面，截至 2025 年 6 月底，可再生能源装机 8567 万千瓦（主要是风光），其中，光伏装机 5947 万千瓦，超过煤电成为全省第一大电源。
相比上述三省区，四川的新能源其实非常有限。截至 2025 年 6 月底，四川新能源装机容量仅约 2500 万千瓦，其中光伏装机约 1500 万千瓦，风电装机约 1000 万千瓦。而水电逾 9700 万千瓦，煤电逾 2200 万千瓦，可见，水电和煤电才是四川的装机主力。
来源：华夏能源网根据公开资料统计
那么，四川为什么会出现负电价呢？
一个永远不会错的解释是发电量大于用电量。今年 9 月，四川水电上网量同比飙升 34.7%，风电、光伏等新能源上网量更是同比增长 28.7%。然而，9 月气温下降让四川的居民及工商业制冷用电锐减，经济结构调整又使工业用电增速放缓，网供用电同比下降 18.1%。发电量大增遇上用电量下滑，负电价就出现了。
其实，若要深入研究负电价的成因，四川是很好的案例——新能源装机大幅攀升后，电力系统的自我调节能力就会大幅走弱。因为当新能源电量不够时，系统可以通过增加火电出力来加以平衡；但是新能源大发时段，系统调节几乎无能为力，因为储能还扛不起这么大的担子。
具体到四川，前几年四川来水偏枯致使水电出力大受影响，为了解决缺电问题，四川多策并举，上马新能源、上马煤电、特高压"陇电入川"等等。然而，今年 9 月，不仅水电大发、煤电出力增加，同期新能源发电也增加，如何调节就成了一道难题。
减少煤电出力可行吗？一台燃煤机组从停机状态启动到满负荷出力，可能需要十几个小时，而完成一次完整的启停循环，综合成本可能达到十几万元甚至更高。而且，为了保供四川必须要有逾 2000 万千瓦的煤电，建都建了七星配资，最少也要保证煤电机组那十几个小时的开机时间吧。
于是，在新能源大发的时候，发电量远大于用电量，负电价就不可避免的出现了。这在火电为主的电力系统中是不会出现的。也就是说，新能源混合煤电的电力系统，调节能力弱化是在所难免的，起码在储能作用还十分有限的现阶段是这样的。
负电价更频繁出现不可避免
负电价会在更大范围内、更频繁出现，这几乎是不可避免的，这也难怪国家能源局在新闻发布会上做出了这样的预测。华夏能源网分析认为，这主要是以下几方面原因：
首先是新能源的全面入市。
几年前，新能源装机有限，电网还能保价保量、有保障地收购新能源，也不存在负电价和新能源弃电量大增的问题。随着新能源装机规模以及渗透率大幅走高，保障性收购已无可能，在" 136 号文"的指引下新能源只好入市且要全面入市。
目前，已入市的新能源约九成进入电力中长期市场，另外一成进入电力现货市场。
现货市场出现负电价，主要在于定价机制问题。电力现货市场的地板价，有些省份是定在 0 元 / 千瓦时（如目前的广东、山西、宁夏等地），有些省份是定在 0 元 / 千瓦时以上，也有些省份干脆定在了 0 元 / 千瓦时以下，这就有了山东、浙江、蒙西、四川的负电价。
未来，现货市场连续试运行在全国范围内铺开，新能源全面入市后负电价只能是越来越多。已经开放电力现货市场负电价的省区市，负电价会更加频繁；暂时还未开放电力现货市场负电价的省区市，未来也都有足够的压力、动力，去下调电力现货市场地板价，直至负电价。
其次，新能源装机会继续猛增，企业有报负电价的动力。
此后若干年里，中国的新能源装机规模还将持续放量蹿升。与此同时，电力系统针对新能源的消纳和调节能力无法在短期内配套增长，负电价就只会持续恶化。
最新发布的中国新一轮国家自主贡献（NDC）目标提出，到 2035 年，中国全经济范围温室气体净排放量比峰值下降 7%-10%，力争做得更好。非化石能源消费占能源消费总量的比重达到 30% 以上，风电和太阳能发电总装机容量力争达到 36 亿千瓦。
目前中国的新能源装机已经突破了 17 亿千瓦，在"十四五"期间中国新能源装机每年新增了 2 亿多千瓦。在此基础上，2035 年中国风光新能源将增长至 36 亿千瓦装机以上，据此保守估计，未来 10 年每年新增新能源装机至少在 2 亿千瓦以上。
这意味着，新能源企业争取有限发电权的竞争将愈演愈烈，会有更多的新能源发电主体在电力现货市场中报出负电价。这是因为，有更多发电量还能在绿证市场和碳市场等渠道获取一定的环境权益收益，这要比都弃掉好很多。
从这一角度来说，负电价在地方政府和新能源业主方都有一定的动力，是"周瑜打黄盖，一个愿打，一个愿挨"，前者要降电价并推动新能源消纳，后者要算经济账、要争取最优综合收益。
要重视电力系统生病的信号
当然，现货市场负电价并不会大幅影响新能源发电主体的收益。正如国家能源局市场监管司副司长张燕秦在新闻发布会上所言，负电价不等于电厂需要向用电企业倒贴钱，也不等于"负电费"。
中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"。综合中长期市场、新能源补贴及煤电容量电价等因素后，目前看负电价对发电企业总体收益影响有限。
尽管负电价并不会大幅影响新能源发电主体的收益，但是对负电价的蔓延，还是要有足够高的警惕。原因在于，负电价是电力系统出现病症的一个大信号。
当电力现货市场负电价增多，在电力中长期市场，新能源能够获得的签约量也承受着持续的下滑压力，加上弃风弃光问题，新能源的收益就要大受影响。
重视新能源负电价现象，就要心平气和接受新能源的随机性、间歇性以及波动性特性，这一特性无可改变，只能适应。而新型电力系统的发展方向，就是要重塑并增强电力系统的灵活调节能力。
未来的电力系统，当风光电不足的时候，系统要能够补足缺额部分；风光电过多的时候七星配资，要能够存储起来跨时跨区使用。只有解决了灵活性调节尤其是向下的灵活性调节难题，新型电力系统建设才算大功告成，负电价问题才会根治。
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