零电价甚至负电价的电力市场现象，和我国的用电与发电结构密切相关。目前火力发电仍是我国的主要发电方式，单度电成本约 0.3 至 0.4 元。

近年我国大力发展新能源，2024 年中国新增太阳能、风能发电量分别占全球总量的 53% 与 58%，满足国内 81% 的新增电力需求。这些低成本的新能源电力近两年获准进入电力市场，与火力发电共同参与竞争。

在西北地区，风能发电成本甚至低至每度 0.1 元，直接拉低了整个电力市场的价格水平。一旦出现用电骤降的特殊时段，电力供大于求，就容易出现负电价。

以浙江为例，当地新能源发电渗透率突破 40%，其中光伏太阳能占比最高。今年 1 月浙江以晴天为主，恰逢春节假期工厂用电量下降，加上日均 15 摄氏度的气温无需取暖用电，多重因素叠加导致个别时段电力供大于求。在阳光强烈的中午 1 点时段，浙江甚至出现了每度电负两毛的负电价。

不少网友看到消息后却表示疑惑：为何自己的电费仍按原标准收取？其实，居民用电并非发电厂直供，而是电厂先将电力卖给电网公司，再由电网公司转售给用户。

所谓负电价仅指电厂向电网公司的售电价格，我国居民和商业用电执行当地固定电价标准，通常一年更新一次，因此负电价带来的优惠暂时与普通用户无关。

不仅普通用户享受不到优惠，电厂也要面临亏本卖电的情况，但火力发电机组通常不能随意停机。因为对于火力发电机组来说，频繁启动会严重影响使用寿命。而负电价的情况目前仅出现在发电集中或用电骤减的特殊时段。

2023 年 5 月至今，浙江省的负电价时段占比不到 2.5%，绝大多数时间电价仍保持正常水平，分摊到每座发电厂的亏损微乎其微。况且我国电力系统需要持续稳定的电量供应，一旦电厂在不同时段停工，反而可能造成用电短缺。

当然，我国也不会让发电厂白白发电：大多数发电厂与电网公司签订了中长期合同，按照固定价格结算，负电价对最终结算电价的影响很小；部分新能源发电站更有电价补贴，哪怕处于负电价时段，实际结算后依然不会亏损。

负电价现象其实并非新鲜事。早在 2007 年，德国电力现货市场就出现过负电价，之后这一现象迅速蔓延至整个欧洲。2023 年，荷兰甚至出现过每千度电负 500 欧元的负电价。

欧洲出现这类现象的核心原因，是当地新能源发电占比接近 50%，成为主要发电方式，发电成本较低，同时欧洲各国人口相对稀少，部分时段电力产能远远大于实际需求。不过新能源发电依赖天气，天气好时产能过剩，天气不佳时仍需依靠火力发电支撑。

而负电价现象的深层推动力，是中国电力定价体系正经历四十年来最大变革。去年底国家发改委印发新规，明确市场化主体不再执行行政分时电价，安徽、湖北、陕西等十省同步响应。

旧的峰谷时段表无法反映新能源高渗透下的真实供需——中午光伏出力过剩到要倒贴钱让人用电，行政定价却标注为"平段"，信号扭曲积累便成系统性风险。同时容量电价机制为煤电和新型储能正名，确保极端天气下的顶峰保供能力。

改革短期会带来阵痛，部分企业需重建成本模型，售电公司面临淘汰赛，但视线拉到三至五年，这是电力系统现代化不可绕过的一关。分时电价退出历史舞台不是终点，而是一扇通向以分钟为单位呼吸的庞大市场的门。