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随着市场化改革深入推进 ，一些地方的电价开始随着供需关系波动 。在电力现货市场 ，某些时段甚至会出现“负电价”。今年以来，辽宁连续多时出现“负电价 ” 。此前 ，四川 、山东 、浙江、内蒙古等地的电价 ，也曾降到零以下 。
“负电价 ”这一新的价格信号，意味着什么？应当怎么看？总体而言 ，这是在积极推进电力市场化改革的背景下 ，新能源高比例规模化并网的产物。
从装机和发电量占比来看，我国新能源正逐步从“补充能源”向“主力能源 ”转变 。而风电光伏不具备传统火电的调峰功能 ，加之需求侧响应机制还有待完善 ，在一些时段和区域难免出现供需错配 。因此，需要建立更成熟的市场机制以促进其有效消纳，以更灵敏的价格信号引导供需实现动态平衡。
对电力市场而言 ，新能源全面入市会带来更复杂的调节问题 、更多元的市场影响 。削峰填谷 、平衡供需 ，早已不限于新能源与火电的搭配、淡季与旺季的协调，还必须把储能 、虚拟电厂等新业态纳入统筹考虑 。
当市场上出现“负电价 ”时 ，并非只有发电厂停机减发或通过环境收益弥补损失这样的选项 ，储能电站可以“抄底”充电，虚拟电厂也能低价吸纳 、到高峰时段再释放 ，让系统调节效益成倍放大。
在多源互补的新型电力系统中 ，短时出现的“负电价 ”，除了反映供需关系的即时变化 ，还凸显了加快培育灵活性电力资源的重要性。围绕这一价格信号 ，推进配套机制改革，才能促进各类主体在竞争中提高效率、增强活力 。
也要看到 ，电力关系国计民生 ，牵一发而动全身，其市场化改革必须在平稳有序的前提下稳妥推进 。保持价格灵活的同时，建立合理的监测与干预机制 ，才能兼顾市场活力与民生安稳 ，实现能源稳定供应与资源高效配置的双重目标。
对于“负电价 ”，应有效防范其市场风险 。当前允许“负电价”的地区 ，不仅设定了价格下限 ，而且往往储能产业、需求响应 、跨区交易等相对成熟，有更丰富的手段应对价格波动 。同时 ，这一价格改革目前不涉及居民用电 ，且电力现货市场交易电量占比一般在10%以内，电厂一般都通过中长期合约锁定了大部分收益 ，不会造成过大的经营压力。
更好应对这一挑战 ，不是要将“负电价 ”消除，而是要协同推进新型能源体系和新型电力系统建设 ，以更合理的布局 、更顺畅的机制 ，实现更高水平的供需动态平衡 。比如，风光资源富集区，应加大力度发展储能等配套产业 ，出台合理的结算政策确保发电收益 。主要能源消费区 ，可通过扩大日内交易、工业移峰生产等方式，增强系统调节能力 ，提升资源配置水平。
能源绿色转型 ，电力价格改革，是互相牵引 、互相促进的配套工程 。在这场结构性变革中 ，“负电价 ”作为系统运行状态的一个指示灯 ，是市场通过价格信号实现自我调节的表现 。读懂市场信号，深化机制改革 ，提升应对水平 ，方能更好把握转型节奏，跑好高质量发展的每一棒。（董梓童）
《人民日报》（2026年05月21日 第 08 版）
