四川全天负电价,储能到底能干什么?

近日，四川电力现货结算试运行阶段（自 9 月 9 日启动）出现全天负电价现象，9 月20 日当天多数时段更是触及 [-50，800] 元 / 兆瓦时价格区间的下限（-50 元/ 兆瓦时），这一现象迅速引发社会各界广泛关注。

看似违背常识的 “负电价”，实则是电力市场在特定供需条件下发出的正常价格信号，而在这一信号背后，储能产业的发展机遇与关键调节作用正逐步凸显，那么面对四川的全天负电价，储能到底能发挥哪些作用呢？

要理解储能的作用，首先需明确负电价产生的根源。电力商品具有 “难以大规模储存、生产与消费需实时平衡” 的独特物理属性，当电力供大于求（尤其是可再生能源集中大发时段），负电价便会通过价格杠杆进行双向调节：既激励工业用户等可灵活调整用电时段的主体在负电价时段增加负荷 “错峰用电”，也倒逼发电侧（尤其是灵活性资源）主动参与系统调节。

而储能正是这一调节过程中的核心工具，在负电价时段，储能系统能够以极低的成本（甚至可实现 “零成本 + 补贴” 的等效收益）充电储存电能；等到电价回升至高位（比如用电高峰时段，或是可再生能源出力不足的时段），再将储存的电能放电上网或直接供给负荷。

这样一来，储能不仅能快速消纳过剩的电力，有效缓解供过于求的压力，避免 “弃水、弃风、弃光” 的资源浪费，还能为自身创造 “低储高放” 的收益空间，真正实现经济价值与电力系统调节价值的双赢。

不过需要特别澄清的是，公众无需因 “负电价” 产生 “电费倒找” 的误解与恐慌，因为负电价并不等同于实际结算的负电费。

我国电力市场采用 “中长期交易 + 现货交易 + 辅助服务市场” 的复合型交易体系，企业、居民用户等市场主体的最终电费结算，需要综合考量中长期合约电价、现货实时电价以及辅助服务费用分摊等多重因素，并非单纯依据某一时段的现货负电价来计算。

深入剖析四川此次全天负电价的成因，其核心诱因是电力供需的阶段性严重失衡，且这种失衡与四川 “水电主导” 的能源结构高度相关。

作为全国水电第一大省，四川的水电在电力供应中的占比长期位居首位，今年丰水期降水较常年偏丰 6 成，水电站发电量大幅超出常规水平；更关键的是，部分水库电站已蓄水至满库状态，完全丧失了调节能力，只能 “来水发电”，这进一步加剧了电力供给的过剩。

与此同时，同期四川的电力需求并未同步增长，反而较去年同期下降 13%，供需之间的 “剪刀差” 持续扩大，再加上火电机组已降至最小出力（无法进一步减发），没有更多可调节空间，最终导致电力市场供过于求的压力集中爆发，全天负电价现象随之出现。

正是在这样的背景下，储能的调节价值愈发凸显。若当前四川的储能装机规模充足，且调度机制顺畅，那么大量过剩的水电便可通过储能系统储存起来，有效避免 “弃水” 造成的资源浪费；但现实情况是，四川当前的储能渗透率仍处于较低水平，部分储能项目还受限于调度权限、收益机制等问题，未能充分参与到电力消纳中，导致储能在电力平衡中应有的潜力尚未完全释放。

此外，还有两个细节进一步加剧了负电价态势：一是当前-50元 / 兆瓦时的电价下限，未能完全匹配此次电力过剩的实际程度，价格信号的调节力度不足；二是省间现货交易机制不完善，2024 年四川省间现货交易占比仅为 0.61%，近乎可以忽略不计，即便外送通道仍有剩余空间，多余的电力也难以通过省间现货市场及时外送，只能在省内市场 “内部消化”，这无疑让本就紧张的省内供需矛盾进一步激化。

从国内外的实践案例来看，负电价并非四川独有，而是可再生能源快速发展、电力市场化改革推进过程中出现的阶段性共性现象。

在国际层面，2023年5月末，北欧芬兰因气温回暖导致水力发电激增，全天平均电价跌至 - 20 欧元 / 兆瓦时，成为北欧首个出现全天负电价的地区；同年5月26日，荷兰因光伏集中大发，电价一度跌至 - 400 欧元 / 兆瓦时，单日负电价持续时间超 8 小时。

在国内，2023年 “五一” 假期期间，山东电力现货市场连续 22 小时出现负电价，最低触及-85元 / 兆瓦时；2025年1月春节期间，浙江电力现货市场也连续两日出现-20元 / 兆瓦时的最低电价。

这些案例充分说明，负电价是电力市场 “自我调节” 的正常表现，无需过度紧张，而在应对负电价、优化电力系统调节的过程中，储能的作用可进一步拓展。

具体来看，储能可与火电相结合发挥协同作用，采用高效的储能技术与火电搭配，在电力过剩（如四川丰水期水电大发）时，将多余的电能通过储能系统储存起来；到了电力需求高峰，再释放储能为火电提供辅助支撑，从而帮助火电实现更灵活的调节，减少火电在低谷期的无效发电，提升火电的运行效率与经济性。

同时，对汽轮机、锅炉等火电关键设备进行技术升级，优化机组的运行控制策略，能让机组在更宽的负荷范围内稳定运行，快速响应电力市场的供需变化，而储能的存在，也能为火电的负荷调整提供缓冲，让火电调节更平滑、更高效。

对于新能源发电企业而言，除了加强储能技术的应用以应对负电价、消纳过剩电力外，还应注重提升新能源发电设备的智能化水平。通过引入先进的智能控制系统，实时监测和调整新能源发电设备的运行状态，根据风速、光照强度等自然条件的变化优化发电功率输出，提高新能源发电的稳定性和可靠性，而储能则能进一步平抑新能源发电的波动性，让新能源电力更易被电网接纳。

同时，积极探索新能源与其他能源形式的互补发电模式，如风光互补、水光互补等，通过多种能源的协同发电降低新能源发电的波动性，提高能源利用效率，储能在其中可作为 “能量枢纽”，实现不同能源形式发电的灵活调配与余电储存。

从电力系统整体优化的角度来看，要更好发挥储能的作用，还需从电网建设与储能设施布局两方面发力：一方面，加强电网建设和升级改造，提高电网的输电能力和智能化水平，减少电力传输过程中的损耗，确保电力能够安全、稳定地输送到用户端，为储能电力的并网与消纳提供良好基础。

另一方面，大力发展抽水蓄能电站、电化学储能电站等各类储能设施，提高电力系统的整体储能能力，通过储能平抑新能源发电的波动性和间歇性，增强电力系统应对负荷变化的调节能力，从根本上缓解类似四川这样的区域性、阶段性电力供需失衡问题，减少负电价现象的频繁出现，让电力市场运行更稳定、更高效。