从波动性看负电价——做电力市场的价值发现者

       一、负电价：从“偶发异常”到“市场新常态”

       2026年5月21日，《人民日报》刊发《用好“负电价”这个信号灯》一文[1]，将负电价明确定义为“新能源高比例规模化并网的产物”和“市场通过价格信号实现自我调节的表现”。这一定调来得正是时候——今年以来，负电价已从偶发现象演变为多省常态。辽宁1月现货市场负电价时长超310小时，占全月41.7%；2月进一步攀升至63%；春节期间9个省份接连出现零负电价。2025年，全国已有23个省级市场出现零负电价，其中国网经营区黑龙江、甘肃、陕西、福建、辽宁5省全年零负电价时长超过2000小时[2]。

       频发背后，一条清晰的政策脉络已然浮现：2025年2月，国家发改委发布“136号文”（发改价格〔2025〕136号），推动新能源上网电量全面进入电力市场；2026年1月1日，各地新规落地，9个省份现货市场规则正式允许负电价出清[3]。辽宁在2026年1月1日实施新版细则，申报价格区间下限设为-0.1元/千瓦时，当月负电价即呈爆发态势[4]。政策开闸叠加新能源全面入市，负电价从“异常”正式走向“信号”。

       二、从SCP（结构-行为-绩效）框架看负电价成因

       负电价的深层根源在于电源结构的系统性变迁。辽宁截至2025年底风电、光伏装机突破3700万千瓦，清洁能源装机占比超55%[4]；山东风光装机突破1.3亿千瓦，是全国首个风光装机过亿的省级电网[5]；甘肃截至2026年4月新能源装机8119万千瓦，占总装机64.5%[6]；山西2025年新能源和清洁能源装机占比超55%[7]。当新能源从“补充能源”跃升为“主力能源”，系统净负荷曲线被深刻重塑——午间光伏大发压低边际价格，夜间风电叠加热电联产刚性出力推低电价至负值，供需错配从偶然变为必然。

       从现货出清机制看，负电价的形成路径其实很清晰。电力现货市场采用边际电价出清，按机组报价从低到高依次调用直至满足负荷。新能源边际成本接近于零，在供给侧排序中天然优先。当新能源出力覆盖全部负荷需求时，最后一台满足需求的机组即为新能源机组，其报价便成为边际价格。新能源之所以报负价，核心逻辑在于“趋利避害”的双重驱动：其一，部分项目仍享受国家财政补贴或机制电价托底，“价补分离”机制下，上网电价不含补贴，报负价仍可通过补贴弥补损失，优先出清获取发电量反而是理性选择[8]；其二，136号文后新能源全面入市，偏差考核压力陡增——部分地区合约电量偏差考核标准不超过±3%，超偏差部分按月度竞争交易价差绝对值的2至3倍结算[9]。为避免因报价过高无法出清、导致实际发电量偏离合约产生巨额考核费用，新能源宁可报负价确保中标。报价逻辑既明，更值得关注的信号便浮出水面。

       三、波动性：比负电价更值得关注的信号

      《狂飙》有言“风浪越大鱼越贵”。负电价的出现，恰恰说明市场配置资源的机制在起作用——它是反映供求关系变化的真实信号，不是市场失灵。更值得关注的是，负电价背后折射的是电力现货价格波动性的系统性增强。我国部分省份的价格波动性日益显著，表现为现货价格的峰谷价差和时序标准差正在快速攀升。以山东为例，2025年全年负电价小时数突破1300小时[9]，而傍晚爬坡期电价则飙至峰值，日内价差动辄超过0.5元/千瓦时。波动性正从异常走向常态，且其幅度远比负电价本身更值得关注。

       因此，我们应站在“波动性”而非仅“负电价”的视角审视这一现象。负电价只是波动性的极端表现，真正决定市场价值的是波动性的广度与深度——峰谷价差的拉大、价格拐点的频现，折射出调节能力的稀缺价值。

储能和虚拟电厂要成为价值的发现者，关键不在追逐单次负电价套利，而在于两件事：第一，精准预测波动性，从气象-负荷-电价一体化模型中捕捉价格拐点的概率分布，而非仅预测均值方向；第二，构建针对波动性的灵活调节能力，以分钟级响应、多市场复用（电能量+辅助服务+容量）的策略，将波动性转化为确定性收益。山东滨州远景储能电站已验证这一路径——通过算法预测峰谷价差准确率达95%，综合转换效率84.16%，度电收益超0.45元。

       《用好“负电价”这个信号灯》一文最后强调：“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。”[1]这要求我们作为电力市场建设者和参与者要提升看懂市场信号的能力，做市场稀缺价值的挖掘者和贡献者。