春节期间九地现零/负电价，储能的价值凸显

春节期间，我国电力现货市场经历了一场“反常”的价格波动，据统计，河南、河北、山东、山西、陕西、四川、蒙西、辽宁、广东九地，接连出现零电价甚至负电价时段。

其中，辽宁更是创下连续9天负电价的纪录，山东、蒙西等多地也多次出现电价跌破零点的情况。

这一看似异常的价格现象，正在改写电力市场规则，让储能加速跃升为市场化盈利的“主角”，成为平衡供需、平抑波动、激活系统弹性的核心载体。

负电价是高比例新能源电力系统正常价格信号

谈到负电价，一般会存在两个认知误区，一个是市场失灵，一个是“用电倒贴钱”。

其实，负电价并非“电力市场运行机制存在缺陷”，而是高比例新能源电力系统的正常价格信号。

负电价仅发生在电力批发市场（现货/日前/实时），是电力批发市场因风光集中大发、负荷低谷、电网消纳受限，出现供给远超需求，发电侧为维持机组运行、保障并网，以负价格成交的市场信号，终端用户电价不受直接影响，因此，不存在“用电倒贴钱”。

负电价的出现，根源在于高比例新能源并网与系统调节能力不足的结构性矛盾。

光伏午间满发、风电夜间集中出力，叠加节假日负荷低谷、跨省通道拥堵，电力瞬间过剩却难以外送与消纳，传统煤电因最小技术出力限制无法快速降载，启停成本高昂，只能通过负价格倒逼资源退出。

数据显示，2025年在山东、内蒙古、青海、四川等新能源大省，负电价已从季节性现象走向日间高频出现，部分时段电价低至-0.5元/千瓦时。

此次春节期间负电价在多地出现主要有三个原因：一、春节期间，全国大部分地区天气晴好，阳光充足，部分地区风力条件也较好，导致风光发电大发；春节期间，全国绝大部分工业企业、制造工厂停工放假，商业活动减少，导致基础用电负荷大幅下降；三、2025年下半年以来，多地修订年度电力交易规则，允许报价范围扩大至-100到1500元/兆瓦时，发电企业首次被允许报出负电价，奠定了市场出清时出现负值的制度基础。

国家能源局数据显示，2025年，国内太阳能发电新增装机315.07GW，新增风电装机119.33GW，风光新增装机均再创新高。

当新能源发电规模持续攀升，电力供需格局迎来深刻变革，负电价从偶发现象变为多地常态化场景，成为新型电力系统运行的标志性特征。

储能的价值正在被放大

负电价常态化既折射出新能源消纳的困境，也释放出强烈的市场化调节信号——谁能高效吸纳、转移、利用过剩电力，谁就能掌握电力市场的主动权。

这一趋势下，储能的核心价值，正在负电价场景中得到极大释放，其“低买高卖、时空移峰”的天然属性，与负电价的价格逻辑完美契合。

负电价时段是储能的黄金充电窗口，作为独立市场主体，储能电站可在负电价区间购电充电，不仅无需支付电费，还能获得发电侧的消纳补偿，实现“充电即盈利”；待晚高峰、用电紧张时段电价冲高，再将储存的电能释放，赚取峰谷价差。

更重要的是，负电价推动储能从被动配储转向主动盈利，重构行业商业模式。

此前，国内储能多依赖新能源强制配储政策，收益依赖补贴，运营效率低下，负电价常态化后，储能依托现货市场价格信号，形成能量套利+辅助服务+容量补偿的多元收益体系。

除峰谷价差外，储能可参与调频、调峰、备用等辅助服务，负电价越频繁，辅助服务价格越高，储能收益越稳健。

另外，容量电价机制落地后，独立储能可通过提供可用容量获得长期补偿，进一步降低投资风险。

从系统层面看，储能是化解负电价难题、筑牢新型电力系统弹性底座的关键支撑。

负电价本质是系统调节能力短缺的价格体现，而储能凭借毫秒级响应、双向调节、灵活部署的优势，成为破解新能源波动性的最优解。

一方面，储能在负电价时段吸纳弃风弃光，减少能源浪费，提升新能源利用率。

另一方面，储能快速响应电网调度，替代传统煤电承担调节任务，推动电力系统从“源随荷动”向“源网荷储互动”转型。

数据显示，2025年我国新型储能装机突破 1 亿千瓦，全球占比超 40%，前三季，新型储能等效利用小时数同比提升 120 小时，正是储能调节价值的直观体现。

国内外一些案例也证实了负电价频发之下，储能的价值加速凸显。

2026年1月，辽宁省负电价长达272小时，正在倒逼当地加速火电灵活性改造和储能建设，以提升系统调节能力。

澳大利亚维多利亚州和南澳大利亚州2025年分别有24%和26% 的时间处于负电价，这迫当地通过风光配储和发展构网型、混合储能，并利用AI优化交易策略来应对。

机遇之下，行业直面转型阵痛

负电价本质是消纳危机，储能就地吸纳过剩电量，将“弃电”转为“可调度电量”，但在负电价时代的机遇之下，储能也正面临转型阵痛。

首先，固定分时电价逐步取消，现货价格波动加剧。

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，目前，全国已有贵州、河北（南网）、湖北、陕西、吉林、云南、重庆、辽宁、河南等9个省份正式落地取消固定分时电价政策，另外，江苏、山西两省的调整方案仍处于征求意见阶段。

其次，峰谷价差收窄，单纯依赖传统峰谷套利的模式难以为继，项目收益率面临挑战，与2月相比，2026年3月份有25个地区峰谷价差环比下降。其中，辽宁降幅最为突出，峰谷价差降低约0.1321元/kWh，环比下降40.75%。

第三，电力现货机制下，电价预测难度激增，缺乏AI算法与交易能力的项目，极易出现 “充在高价、放在低谷”的亏损局面。

还有，早期强制配建的储能项目，因性能不佳、调度僵化，在负电价市场中沦为运营负担。

归根结底，负电价是系统问题，储能也并非应对负电价的唯一解，储能的价值是把负电价转化为系统价值与商业收益。

当下，储能的价值早已超越 “存电卖电” 的简单套利，而是成为平衡供需、稳定价格、保障消纳、支撑转型的核心基础设施。

面向未来，负电价将随着新能源占比提升成为常态，储能的发展也将迎来更广阔的空间。

技术层面，磷酸铁锂循环寿命持续突破、度电成本进一步下降，全钒液流、钠离子、压缩空气等等多元储能技术加速迭代，持续降低储能投资与运营成本。

市场层面，电力现货市场全覆盖、独立储能入市机制完善、跨省区交易打通，将进一步拓宽储能盈利边界。

政策层面，容量电价、辅助服务补偿、新能源消纳保障等政策协同发力，为储能发展保驾护航。

从电网侧大型储能到用户侧光储充一体化，从单一电站到虚拟电厂聚合，储能将以多元化形态深度融入电力系统。

笔者认为，高比例新能源必然带来价格极端波动，负电价是能源转型的必经之路。它用最直白的市场信号宣告，电力系统最稀缺的不再是电量，而是调节与弹性；最有价值的不再是基荷电源，而是灵活调节资源，比如储能。

负电价越频繁，储能价值越凸显；市场越成熟，储能越能兑现价值。它为储能打开了峰谷套利、辅助服务、容量补偿等多重收益渠道，并催生了独立储能、虚拟电厂、AI优化运营等新业态。

随着全国统一电力市场建设，负电价常态化趋势下，储能的跨区域调节价值将进一步释放。