法治号
维 辰
企业用电不用给钱，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。
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，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，就可能出现低电价甚至负电价。对负电价要以平常心看待，其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。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。
也要澄清一个认知误区：负电价不等于发电企业会亏钱。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。发电企业愿以负电价卖电的原因有多种：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。
发电企业的最终受益，不仅要看成本与供求，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分为固有负电价、机制负电价，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。
编辑：林楠特