2025“负电价频出”，卖电还“倒贴”，电厂能停机吗？
截至2025年9月底，我国风光装机容量已达17.2亿千瓦，占全国发电装机的46%。这标志着中国新能源产业已经迈入全球最大规模的可再生能源体系。然而，与装机增长形成鲜明对比的是——新能源发电利用率降至94%以下，新疆、西藏、甘肃、山东等地区弃电率甚至超过40%。个别地区甚至直蹦60%而去。另外电力现货市场上也是“负电价”频现。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。”
一、2025，多地频出“负电价”
9月20日，四川省电力现货市场出现了罕见的一幕——全天24个时段全部出清为负电价。其中最高出清价为 -34.8787元/兆瓦时（约-0.034元/度），最低价格达到 -50元/兆瓦时（约-0.05元/度）。这一事件迅速引发全行业热议。说实话，“负电价”在今年对大家而言，并不陌生。过去两年，山东、浙江、内蒙古、甘肃、青海等多个地区均曾发生负电价，部分省份甚至达到连续数十小时的“深度负价”。
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；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。
二、为什么负电价越来越频繁？
中国风光装机规模近几年持续高速增长，而风光发电具有明显的随机性、间歇性、集中性。比如说光伏中午集中出力，风电在夜间大风时段集中发电，大基地光伏同一时段功率高峰叠加，当出力瞬间集中释放，而系统负荷又不足以吸收，就会出现电量挤压，导致价格被压至负值。这种现象可以通俗说就是“电源侧大规模同质化冲击是现货价格失衡的主要诱因。”
2. 各省调节能力不足，电网调峰资源有限
前面有给大家说了目前全国风光装机规模已经达到17.2亿千瓦了，但是我们的抽蓄不足，新型储能未到有效规模，煤电灵活性改造滞后，可控备用容量有限，电网缺乏足够的“削峰填谷”能力，于是只能依靠市场价格信号强行压制部分电源出力——负电价自然成为价格机制的反映。
3. 现货市场规则推动价格走向真实成本
省级现货市场按“边际电价”出清：一旦供给大于需求且存在“必须运行电源”（如新能源、煤电保供电量）遇到“必须出力时段”（如新能源高峰时段）
就会出现：系统中愿意降价出售电量的电源越多，价格越低，最终可能进入负区间。可以总结为“现货市场通过价格信号实现供需平衡，负电价体现了价格机制的有效运行。”
三、电厂能不能停机？为什么不能？
许多人看到负电价第一反应是：既然发电要“倒贴电费”，那电厂是不是可以干脆停机？这个对于我们搞电的，大家应该再清楚不过，肯定是停不了的啊！今天强哥给大家笼统的做个简单总结归纳：
新能源：停机损失更大，且有并网约束，并网协议要求接入部分参加年度利用小时考核、政府考核要求刚性，部分机组有补贴或绿证收益（停机即损失）另外停机会影响项目贷款回收、IRR测算、弃电后功率不可快速恢复，影响调度稳定。
煤电：承担系统稳定性职责，必须维持一定出力
煤电机组承担：系统惯量、调频调压、保供电量、必要备用容量、中长期合同电量兑现义务，可以说煤电是电网的稳定器，压舱石。煤电如果停机：系统频率将大幅波动、电压可能崩塌、调峰体系将失去支撑。对电网而言，“煤电机组承担系统安全支撑责任，不得因价格倒挂停机。”
机组停机成本高于低价运行
煤电停一次机成本很高（启停损耗+辅助燃料+检修成本）而新能源停机会带来额外损失（光伏组件温度冲击、风机惯量恢复、设备老化等）相比而言维持低负荷运行通常比完全停机成本更低；所以实际运行中：“低价发电”比“停机”更划算。
发电机组A在某一时刻的各项电费综合收益情况
四、负电价会不会让企业亏损？为什么不会出现“负收益”？
这是很多不了解电力市场的人最常误解的地方。要知道
负电价 ≠ 电厂亏损
负电价 ≠ 电厂倒贴稳定的现金流
1. 现货只是“边际”电量，大部分电量是“中长期合同电量”
省级现货交易量仅占总电量的 3%–8%。也就是说：90%以上的电量收入来自年度合同、长协、基数电量、电网代购只有少量“增量边际电量”走现货，现货负价只影响极少部分超额电量，因此，负电价对企业收益影响有限。
2. 新能源有政策性收入，实际不会亏，存量光伏风电仍享受补贴，绿证收入消纳考核奖励，集中式或者储能参与辅助服务市场收益，参与容量补偿等，在以上多重收入叠加下，即使部分时段现货价格为负，也不影响整体收益。
因此：“负电价不会对新能源项目整体收益造成实质性冲击。”
3. 煤电参与辅助服务、容量补偿，可以“以服务赚钱”，总而言之，在未来，煤电盈利重心正从卖电向卖服务转变。即使电价为负，煤电仍可凭借辅助服务收入实现较为稳定的现金流。
写在最后：
可以说“负电价的出现，是新型电力系统建设的必经阶段。”在未来，随着储能装机提升，调峰资源补齐，电力现货市场在十五五期间必然走向成熟，再加上绿电直连扩大，辅助服务价格机制完善；负电价将逐步从“频繁出现”走向“体系内消化”。
中国正在加速进入高比例新能源时代，而负电价正是这个时代的标志性现象——它不是问题，而是一种新常态，也是一种新的市场信号。
2. 煤电：承担系统稳定性职责，必须维持一定出力
煤电机组承担：系统惯量、调频调压、保供电量、必要备用容量、中长期合同电量兑现义务，可以说煤电是电网的稳定器，压舱石。煤电如果停机：系统频率将大幅波动、电压可能崩塌、调峰体系将失去支撑。对电网而言，“煤电机组承担系统安全支撑责任，不得因价格倒挂停机。”
3. 机组停机成本高于低价运行
煤电停一次机成本很高（启停损耗+辅助燃料+检修成本）而新能源停机会带来额外损失（光伏组件温度冲击、风机惯量恢复、设备老化等）相比而言维持低负荷运行通常比完全停机成本更低；所以实际运行中：“低价发电”比“停机”更划算。
