□ 本报记者 倪 敏

　　近段时间，一个与能源有关的新词——“负电价”频上热搜。在传统认知中，电价总是正值，毕竟电力是一种商品，电费又是企业的核心生产成本之一。当电价低于0，意味着什么？和发展迅速的新能源有何关联？背后又有怎样的“正效应”？记者循着能源从业人士和科研专家的视角展开观察。

　　多地市场频现“负电价”

　　今年1月，长三角“用电大户”浙江省电力现货市场连续两日短时出现“负电价”：先是1月19日，该省电力现货市场首次记录了-0.2元/千瓦时的最低价，次日再次出现相同价位。

　　其实早在2021年，山东就首次出现过“负电价”，到2023年、2024年，山东电力现货市场又多次出现“负电价”现象。

　　放眼全球，负电价的出现更非偶然。资料显示，2021年，欧洲多国频繁出现“负电价”，法国、德国、比利时等多个欧洲国家均出现“负电价”，其中德国出现的时段数最多，全年曾超过200小时。而这些国家无一例外，其新能源发电规模均居区域前列。

　　“负电价”现象怎么看？

　　“‘负电价’和我国风光等新能源装机占比持续提升密切相关。”一位能源央企研究院专家说，“负电价”意味着，发电企业在销售电力时，短时间内不仅赚不到钱，还要给电网企业或者电力用户支付一定费用，吸引他们将多余的电力消纳掉。

　　在能源行业看来，“负电价”的出现，是新能源渗透率不断提升，以及电力现货交易市场带来的客观现象。

　　2024年底，浙江新能（600032）源装机渗透率已经突破40%。突飞猛进的新能源装机量，是浙江出现“负电价”的现实基础。去年年底，浙江能源部门印发《浙江电力现货市场运行方案》，对电力现货市场申报价格、市场出清价格规定的下限为-0.2元/千瓦时。

　　省光伏协会相关负责人表示：“这就类似于金融市场的‘期货’，是某一个时间点为‘负’而已。”对居民生活用电没有影响，体现的是电力交易市场中的工业用电等价格短时波动。

　　国家能源部门发布的最新数据显示，过去的一年，我国推动重点行业节能降碳改造，推进新能源开发利用，非化石能源发电量占总发电量的比重接近40%。

　　作为能源消费大省，江苏牢牢把握能源低碳转型的大方向，推动新能源产业高质量发展。截至去年10月底，江苏发电总装机超19700万千瓦。新能源装机中，风电、太阳能、生物质装机占总发电装机容量比重合计为42%，历史性地超过了煤电，成为江苏发电装机第一大电源。

　　放眼全国，各省市新能源发电均推进迅速。就在近日，国家能源局印发的《2025年能源工作指导意见》提出，2025年全国发电总装机达36亿千瓦以上，新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上。光伏等新能源发电具有环保、可再生和零污染等优点，随着技术的进步和制造成本的降低、政策的扶持，新能源发电的经济性逐渐凸显。

　　今年1月底，国家发展改革委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》。国家电网新能源云首席专家王函韵认为，该通知让新能源发电全面进入市场交易，形成价格信号，有利于更好地进行市场化配置。

　　新能源与“负电价”到底有何“瓜葛”？近日举行的“江苏电工技术学会虚拟电厂专业委员会”成立暨研讨交流会上，东南大学电力经济技术研究所所长、博士生导师高赐威教授说，“负电价”本质上是电力市场供需关系的体现，反映出新能源发电在特定时段超过电力需求，电网消纳能力不足。随着新能源装机规模持续快速增长，“负电价”的出现将不再偶然。

　　对产业发展有什么影响？

　　从长远看，新能源大力发展的背景下，“负电价”的出现，究竟对产业发展有什么影响？

　　“‘负电价’并不是‘洪水猛兽’，而是电力现货市场实时供需变化的真实反映，也是新能源‘消纳压力’的体现。”一位光伏企业负责人坦言，“负电价”其实不是电力行业的“专利”，原油、天然气等能源商品，都曾出现“负价格”。

　　高赐威说，一方面“负”的挑战，将倒逼技术创新与产业升级，带来储能产业的发展机遇。另一方面还能推动多种能源转换的新模式应用，培育新的经济增长点。比如“光+氢”，企业可利用“负电价”时段，进行电解水制氢等操作，降低成本。

　　此外，“负电价”还可以进一步提升预测与调度技术：为减少“负电价”带来的损失，企业将加大对新能源发电预测技术的投入，提高预测精度，同时推动电网调度技术升级，优化电力资源配置，提高电力系统运行效率。

　　“既能推动能源结构优化与协同发展，促使各地根据自身资源禀赋和负荷特点，合理规划新能源发展布局，也能避免盲目跟风建设。”高赐威认为，“负电价”也有“正效应”，善加利用有利于推动新能源与传统能源协同发展，实现多种能源互补，提高能源系统的稳定性和可靠性。