中國儲能網訊：春節(jié)期間，我國電力現(xiàn)貨市場經歷了一場“反?！钡膬r格波動，據(jù)統(tǒng)計，河南、河北、山東、山西、陜西、四川、蒙西、遼寧、廣東九地，接連出現(xiàn)零電價甚至負電價時段。
其中，遼寧更是創(chuàng)下連續(xù)9天負電價的紀錄，山東、蒙西等多地也多次出現(xiàn)電價跌破零點的情況。
這一看似異常的價格現(xiàn)象，正在改寫電力市場規(guī)則，讓儲能加速躍升為市場化盈利的“主角”，成為平衡供需、平抑波動、激活系統(tǒng)彈性的核心載體。
負電價是高比例新能源電力系統(tǒng)正常價格信號
談到負電價，一般會存在兩個認知誤區(qū)，一個是市場失靈，一個是“用電倒貼錢”。
其實，負電價并非“電力市場運行機制存在缺陷”，而是高比例新能源電力系統(tǒng)的正常價格信號。
負電價僅發(fā)生在電力批發(fā)市場（現(xiàn)貨/日前/實時），是電力批發(fā)市場因風光集中大發(fā)、負荷低谷、電網消納受限，出現(xiàn)供給遠超需求，發(fā)電側為維持機組運行、保障并網，以負價格成交的市場信號，終端用戶電價不受直接影響，因此，不存在“用電倒貼錢”。
負電價的出現(xiàn)，根源在于高比例新能源并網與系統(tǒng)調節(jié)能力不足的結構性矛盾。
光伏午間滿發(fā)、風電夜間集中出力，疊加節(jié)假日負荷低谷、跨省通道擁堵，電力瞬間過剩卻難以外送與消納，傳統(tǒng)煤電因最小技術出力限制無法快速降載，啟停成本高昂，只能通過負價格倒逼資源退出。
數(shù)據(jù)顯示，2025年在山東、內蒙古、青海、四川等新能源大省，負電價已從季節(jié)性現(xiàn)象走向日間高頻出現(xiàn)，部分時段電價低至-0.5元/千瓦時。
此次春節(jié)期間負電價在多地出現(xiàn)主要有三個原因：一、春節(jié)期間，全國大部分地區(qū)天氣晴好，陽光充足，部分地區(qū)風力條件也較好，導致風光發(fā)電大發(fā)；春節(jié)期間，全國絕大部分工業(yè)企業(yè)、制造工廠停工放假，商業(yè)活動減少，導致基礎用電負荷大幅下降；三、2025年下半年以來，多地修訂年度電力交易規(guī)則，允許報價范圍擴大至-100到1500元/兆瓦時，發(fā)電企業(yè)首次被允許報出負電價，奠定了市場出清時出現(xiàn)負值的制度基礎。
國家能源局數(shù)據(jù)顯示，2025年，國內太陽能發(fā)電新增裝機315.07GW，新增風電裝機119.33GW，風光新增裝機均再創(chuàng)新高。
當新能源發(fā)電規(guī)模持續(xù)攀升，電力供需格局迎來深刻變革，負電價從偶發(fā)現(xiàn)象變?yōu)槎嗟爻B(tài)化場景，成為新型電力系統(tǒng)運行的標志性特征。
儲能的價值正在被放大
負電價常態(tài)化既折射出新能源消納的困境，也釋放出強烈的市場化調節(jié)信號——誰能高效吸納、轉移、利用過剩電力，誰就能掌握電力市場的主動權。
這一趨勢下，儲能的核心價值，正在負電價場景中得到極大釋放，其“低買高賣、時空移峰”的天然屬性，與負電價的價格邏輯完美契合。
負電價時段是儲能的黃金充電窗口，作為獨立市場主體，儲能電站可在負電價區(qū)間購電充電，不僅無需支付電費，還能獲得發(fā)電側的消納補償，實現(xiàn)“充電即盈利”；待晚高峰、用電緊張時段電價沖高，再將儲存的電能釋放，賺取峰谷價差。
更重要的是，負電價推動儲能從被動配儲轉向主動盈利，重構行業(yè)商業(yè)模式。
此前，國內儲能多依賴新能源強制配儲政策，收益依賴補貼，運營效率低下，負電價常態(tài)化后，儲能依托現(xiàn)貨市場價格信號，形成能量套利+輔助服務+容量補償?shù)亩嘣找骟w系。
除峰谷價差外，儲能可參與調頻、調峰、備用等輔助服務，負電價越頻繁，輔助服務價格越高，儲能收益越穩(wěn)健。
另外，容量電價機制落地后，獨立儲能可通過提供可用容量獲得長期補償，進一步降低投資風險。
從系統(tǒng)層面看，儲能是化解負電價難題、筑牢新型電力系統(tǒng)彈性底座的關鍵支撐。
負電價本質是系統(tǒng)調節(jié)能力短缺的價格體現(xiàn)，而儲能憑借毫秒級響應、雙向調節(jié)、靈活部署的優(yōu)勢，成為破解新能源波動性的最優(yōu)解。
一方面，儲能在負電價時段吸納棄風棄光，減少能源浪費，提升新能源利用率。
另一方面，儲能快速響應電網調度，替代傳統(tǒng)煤電承擔調節(jié)任務，推動電力系統(tǒng)從“源隨荷動”向“源網荷儲互動”轉型。
數(shù)據(jù)顯示，2025年我國新型儲能裝機突破 1 億千瓦，全球占比超 40%，前三季，新型儲能等效利用小時數(shù)同比提升 120 小時，正是儲能調節(jié)價值的直觀體現(xiàn)。
國內外一些案例也證實了負電價頻發(fā)之下，儲能的價值加速凸顯。
2026年1月，遼寧省負電價長達272小時，正在倒逼當?shù)丶铀倩痣婌`活性改造和儲能建設，以提升系統(tǒng)調節(jié)能力。
澳大利亞維多利亞州和南澳大利亞州2025年分別有24%和26% 的時間處于負電價，這迫當?shù)赝ㄟ^風光配儲和發(fā)展構網型、混合儲能，并利用AI優(yōu)化交易策略來應對。
機遇之下，行業(yè)直面轉型陣痛
負電價本質是消納危機，儲能就地吸納過剩電量，將“棄電”轉為“可調度電量”，但在負電價時代的機遇之下，儲能也正面臨轉型陣痛。
首先，固定分時電價逐步取消，現(xiàn)貨價格波動加劇。
據(jù)CESA儲能應用分會產業(yè)數(shù)據(jù)庫不完全統(tǒng)計，目前，全國已有貴州、河北（南網）、湖北、陜西、吉林、云南、重慶、遼寧、河南等9個省份正式落地取消固定分時電價政策，另外，江蘇、山西兩省的調整方案仍處于征求意見階段。
其次，峰谷價差收窄，單純依賴傳統(tǒng)峰谷套利的模式難以為繼，項目收益率面臨挑戰(zhàn)，與2月相比，2026年3月份有25個地區(qū)峰谷價差環(huán)比下降。其中，遼寧降幅最為突出，峰谷價差降低約0.1321元/kWh，環(huán)比下降40.75%。
第三，電力現(xiàn)貨機制下，電價預測難度激增，缺乏AI算法與交易能力的項目，極易出現(xiàn) “充在高價、放在低谷”的虧損局面。
還有，早期強制配建的儲能項目，因性能不佳、調度僵化，在負電價市場中淪為運營負擔。
歸根結底，負電價是系統(tǒng)問題，儲能也并非應對負電價的唯一解，儲能的價值是把負電價轉化為系統(tǒng)價值與商業(yè)收益。
當下，儲能的價值早已超越 “存電賣電” 的簡單套利，而是成為平衡供需、穩(wěn)定價格、保障消納、支撐轉型的核心基礎設施。
面向未來，負電價將隨著新能源占比提升成為常態(tài)，儲能的發(fā)展也將迎來更廣闊的空間。
技術層面，磷酸鐵鋰循環(huán)壽命持續(xù)突破、度電成本進一步下降，全釩液流、鈉離子、壓縮空氣等等多元儲能技術加速迭代，持續(xù)降低儲能投資與運營成本。
市場層面，電力現(xiàn)貨市場全覆蓋、獨立儲能入市機制完善、跨省區(qū)交易打通，將進一步拓寬儲能盈利邊界。
政策層面，容量電價、輔助服務補償、新能源消納保障等政策協(xié)同發(fā)力，為儲能發(fā)展保駕護航。
從電網側大型儲能到用戶側光儲充一體化，從單一電站到虛擬電廠聚合，儲能將以多元化形態(tài)深度融入電力系統(tǒng)。
筆者認為，高比例新能源必然帶來價格極端波動，負電價是能源轉型的必經之路。它用最直白的市場信號宣告，電力系統(tǒng)最稀缺的不再是電量，而是調節(jié)與彈性；最有價值的不再是基荷電源，而是靈活調節(jié)資源，比如儲能。
負電價越頻繁，儲能價值越凸顯；市場越成熟，儲能越能兌現(xiàn)價值。它為儲能打開了峰谷套利、輔助服務、容量補償?shù)榷嘀厥找媲溃⒋呱霜毩δ?、虛擬電廠、AI優(yōu)化運營等新業(yè)態(tài)。
隨著全國統(tǒng)一電力市場建設，負電價常態(tài)化趨勢下，儲能的跨區(qū)域調節(jié)價值將進一步釋放。
