【南方能源观察】规划协同是破局零负电价的关键

韩晓彤

2026年春节期间，多地出现零负电价现象。尽管各地情况存在地域差异，但共性成因指向，春节期间各地工业负荷因企业停工而出现短时下降，与此同时在新能源装机不断攀升的背景下，晴好天气与冬季大风季叠加，风光出力再创新高，导致电力供应短期内过剩。

目前业界基本达成共识，负电价不等于市场失灵。当电力供应过剩时，为维持系统实时平衡，防范安全风险，价格信号必须做出反应。新能源边际发电成本近乎为零，叠加绿证等场外收益，其实际变动成本甚至为负，而部分火电机组有时也因高昂的启停成本，为维持最小技术出力运行，可能理性报出负电价。这些行为均是市场主体的理性抉择，负电价本身证明价格机制正在发挥作用。

曾有多位业内人士指出，部分时段出现负电价，本质是电力系统结构性矛盾在市场化环境下发出的信号，其根源在于电力规划未能实现电源、负荷与电网之间的协同发展。

当前新能源发展的一大症结在于，规划与建设时往往更加侧重装机规模的快速扩张，而对电力系统整体调节能力、本地负荷特性以及市场机制的协同考虑不足。部分地区规划过于追求风光装机数字，对本地消纳能力、电网输送通道建设、灵活性调节资源的配套规划相对滞后。

部分地区电源结构刚性也制约了系统调节空间。比如在一些北方供暖地区，部分承担主要调峰任务的煤电机组，还要同时肩负民生供热职责。“以热定电”刚性约束，导致其在供暖季的最小技术出力大幅提升，调节空间被严重压缩。而此时正值冬季大风季，风电出力处于高位，供需两侧错配雪上加霜，零负电价成为必然结果。此外，今年春节期间分布式光伏午间大发，也是引发局部时段电力严重过剩、价格跌至零负值的直接推手之一。

以上现象指向需要强化电力规划的协同性。规划应基于资源禀赋、负荷中心、输送通道和调节能力进行统筹。建议规划时明确储能、可调节负荷、跨省跨区输电通道等资源的建设目标、布局和时序，并确保其与新能源项目同步规划、协同建设。特别是着力破解热电联产机组的调节困境，加快推进热电解耦技术改造，释放煤电的调峰潜力。推动分布式光伏与配电网智能升级深度融合，分布式光伏业主也需彻底摒弃“躺赢”思维，主动学习市场规则，提高自发自用比例，在负电价预期时段主动减少余电上网。

总之，春节期间的零负电价现象，绝非市场失灵，而是当前电力系统结构性矛盾在市场化条件下的鲜明信号。迈向“十五五”，电力规划须进一步转变思路，从追求单一装机的规模扩张，转向电源、负荷、电网及市场机制的深度协同。

编辑 姜黎

审核 何诺书

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韩晓彤：sarahhxt（微信号）