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　　随着新能源的高速发展，春节也逐渐成为一年之中新能源消纳最困难的时段之一。在供需关系变化和市场调节下，部分地区、局部时段甚至会出现“负电价”，以至于部分能源电力行业从业者患上“恐节症”，“过节”如同“过关”。

　　首先，我们需明确，负电价不等于负电费。国家能源局相关负责人曾表示，我国电力市场包含中长期、现货、辅助服务市场等，现货市场价格机制“能涨能降”，依托分时价格信号动态反映供需。现货市场短时出现负电价，在综合中长期市场、新能源补贴及煤电容量电价等因素后，仍会以正电价结算，不会出现“付费发电”。

　　众所周知，新能源发电随机性、波动性强，且电能不能长周期大规模储存，如在某个时段，新能源大发、用电负荷又恰好偏低，就可能出现负电价。

　　中国电力企业联合规划发展部副主任韩放在接受《人民日报》记者采访时就曾表示，目前抽水蓄能、电化学储能等虽然可以存储部分电能，但储存量有限且成本相对较高。当用电负荷极低时，机组出力已降至最低，减少出力或者储存电能成本较大，可能导致现货市场出现负电价。

　　从根本上讲，负电价体现了电力现货市场的实时供需信号，反映了电力系统在新能源大发时、短时间特别是节假日期间出现的供大于求现象，短时出现负电价或零电价，是符合市场运行规律的。

　　以浙江为例，发电侧，春节期间如遇晴好天气，新能源出力激增；用电侧，春节假期工厂用电负荷下降，全省日均用电负荷骤降，个别时段电力供应远远大于需求。

　　据统计，截至2025年底，浙江省内光伏装机达到6429万千瓦。据国网浙江电力预测，春节期间，浙江白天全社会最高用电负荷或降至5000万千瓦以下。相较今冬最高1.1亿千瓦的用电负荷，锐减超6000万千瓦。与此同时，今冬浙江白天光伏最大出力近4000万千瓦。这意味着部分时段，仅光伏发电出力就接近全社会用电需求。考虑到全省火电机组需保持一定连续性，以保障机组健康运行水平，应对用电负荷起伏变化，浙江或将不可避免遭遇新能源消纳难题，同时可能伴随负电价。

　　实际上，负电价并非新鲜事物。国外电力现货市场也出现负电价，2024年，德国电力现货市场负电价出清时段占比5%，法国、荷兰、西班牙、芬兰等国也曾出现过负电价。

　　但，负电价即便在现货市场上，也是少数时段、少量电量，不会从根本上改变企业经营情况。

　　从时间维度看，浙江负电价多集中在春节假期白天光伏大发时段，持续时间有限，往往是几小时，随着假期结束，用电负荷回升，电价迅速回归正常区间。

　　从影响范围看，负电价主要作用于发电侧和电力交易市场，与普通居民、农业用户无关。

　　以浙江为例，“十四五”期间，浙江新能源装机增长5471万千瓦，风光装机翻两翻，占比超40%，新能源从“补充能源”向“主力能源”转型过程中，短期和部分时段消纳困难是能源转型的必经阶段，而非不可破解的难题。

　　34台白色风机巍然屹立大陈岛上，巨臂摇曳间将不息海风转化为绿色电能丨车邦国 摄

　　加快调节资源建设。截至2025年底，浙江省内新型储能容量494万千瓦，其中电网侧储能244万千瓦。省内抽水蓄能电站并网1073万千瓦，规划和在建规模约2000万千瓦，全国第一。这些“充电宝”将储存新能源过剩时段的电力，在负荷高峰时段释放，实现“削峰填谷”，从而缓解供需错配问题，助力新能源消纳。

　　加快智能电网建设。浙江通过提升电网柔性调控能力，精准调度各类电源，避免因输电网络阻塞引发局部区域电力过剩而无法外送情况，同时推广虚拟电厂应用，整合分散用户侧调节资源，提升电力系统灵活性和稳定性。

　　提升发电预测精度。浙江通过大数据、人工智能等技术，精准预测光伏、风电发电峰值，提前优化电源调度方案，合理安排传统机组出力，减少供需失衡概率。

　　总而言之，能源转型是循序渐进的过程，春节期间的负电价与新能源消纳困难，是能源剧烈转型过程中的阵痛，也是需要破解的阶段性问题。随着我国电力市场化机制不断完善，储能、特高压、智能调控等核心技术持续突破，新能源消纳难题必将被逐步破解，从而实现电力市场的平稳运行与新能源的高质量发展。

　　“发展是解决一切问题的总钥匙”，唯有用发展的办法解决发展中的问题，才能从容应对风险挑战，做到“任凭风浪起，稳坐钓鱼船”。局部时段的新能源消纳困难需要能源行业构建发展的命运共同体，深刻理解，共同克服。

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