近日，四川電力現貨結算試運行階段（自 9 月 9 日啟動）出現全天負電價現象，9 月20 日當天多數時段更是觸及 [-50，800] 元 / 兆瓦時價格區間的下限（-50 元/ 兆瓦時），這一現象迅速引發社會各界廣泛關注。

看似違背常識的 “負電價”，實則是電力市場在特定供需條件下發出的正常價格信號，而在這一信號背后，儲能產業的發展機遇與關鍵調節作用正逐步凸顯，那么面對四川的全天負電價，儲能到底能發揮哪些作用呢？

要理解儲能的作用，首先需明確負電價產生的根源。電力商品具有 “難以大規模儲存、生產與消費需實時平衡” 的獨特物理屬性，當電力供大于求（尤其是可再生能源集中大發時段），負電價便會通過價格杠桿進行雙向調節：既激勵工業用戶等可靈活調整用電時段的主體在負電價時段增加負荷 “錯峰用電”，也倒逼發電側（尤其是靈活性資源）主動參與系統調節。

而儲能正是這一調節過程中的核心工具，在負電價時段，儲能系統能夠以極低的成本（甚至可實現 “零成本 + 補貼” 的等效收益）充電儲存電能；等到電價回升至高位（比如用電高峰時段，或是可再生能源出力不足的時段），再將儲存的電能放電上網或直接供給負荷。

這樣一來，儲能不僅能快速消納過剩的電力，有效緩解供過于求的壓力，避免 “棄水、棄風、棄光” 的資源浪費，還能為自身創造 “低儲高放” 的收益空間，真正實現經濟價值與電力系統調節價值的雙贏。

不過需要特別澄清的是，公眾無需因 “負電價” 產生 “電費倒找” 的誤解與恐慌，因為負電價并不等同于實際結算的負電費。

我國電力市場采用 “中長期交易 + 現貨交易 + 輔助服務市場” 的復合型交易體系，企業、居民用戶等市場主體的最終電費結算，需要綜合考量中長期合約電價、現貨實時電價以及輔助服務費用分攤等多重因素，并非單純依據某一時段的現貨負電價來計算。

深入剖析四川此次全天負電價的成因，其核心誘因是電力供需的階段性嚴重失衡，且這種失衡與四川 “水電主導” 的能源結構高度相關。

作為全國水電第一大省，四川的水電在電力供應中的占比長期位居首位，今年豐水期降水較常年偏豐 6 成，水電站發電量大幅超出常規水平；更關鍵的是，部分水庫電站已蓄水至滿庫狀態，完全喪失了調節能力，只能 “來水發電”，這進一步加劇了電力供給的過剩。

與此同時，同期四川的電力需求并未同步增長，反而較去年同期下降 13%，供需之間的 “剪刀差” 持續擴大，再加上火電機組已降至最小出力（無法進一步減發），沒有更多可調節空間，最終導致電力市場供過于求的壓力集中爆發，全天負電價現象隨之出現。

正是在這樣的背景下，儲能的調節價值愈發凸顯。若當前四川的儲能裝機規模充足，且調度機制順暢，那么大量過剩的水電便可通過儲能系統儲存起來，有效避免 “棄水” 造成的資源浪費；但現實情況是，四川當前的儲能滲透率仍處于較低水平，部分儲能項目還受限于調度權限、收益機制等問題，未能充分參與到電力消納中，導致儲能在電力平衡中應有的潛力尚未完全釋放。

此外，還有兩個細節進一步加劇了負電價態勢：一是當前-50元 / 兆瓦時的電價下限，未能完全匹配此次電力過剩的實際程度，價格信號的調節力度不足；二是省間現貨交易機制不完善，2024 年四川省間現貨交易占比僅為 0.61%，近乎可以忽略不計，即便外送通道仍有剩余空間，多余的電力也難以通過省間現貨市場及時外送，只能在省內市場 “內部消化”，這無疑讓本就緊張的省內供需矛盾進一步激化。

從國內外的實踐案例來看，負電價并非四川獨有，而是可再生能源快速發展、電力市場化改革推進過程中出現的階段性共性現象。

在國際層面，2023年5月末，北歐芬蘭因氣溫回暖導致水力發電激增，全天平均電價跌至 - 20 歐元 / 兆瓦時，成為北歐首個出現全天負電價的地區；同年5月26日，荷蘭因光伏集中大發，電價一度跌至 - 400 歐元 / 兆瓦時，單日負電價持續時間超 8 小時。

在國內，2023年 “五一” 假期期間，山東電力現貨市場連續 22 小時出現負電價，最低觸及-85元 / 兆瓦時；2025年1月春節期間，浙江電力現貨市場也連續兩日出現-20元 / 兆瓦時的最低電價。

這些案例充分說明，負電價是電力市場 “自我調節” 的正常表現，無需過度緊張，而在應對負電價、優化電力系統調節的過程中，儲能的作用可進一步拓展。

具體來看，儲能可與火電相結合發揮協同作用，采用高效的儲能技術與火電搭配，在電力過剩（如四川豐水期水電大發）時，將多余的電能通過儲能系統儲存起來；到了電力需求高峰，再釋放儲能為火電提供輔助支撐，從而幫助火電實現更靈活的調節，減少火電在低谷期的無效發電，提升火電的運行效率與經濟性。

同時，對汽輪機、鍋爐等火電關鍵設備進行技術升級，優化機組的運行控制策略，能讓機組在更寬的負荷范圍內穩定運行，快速響應電力市場的供需變化，而儲能的存在，也能為火電的負荷調整提供緩沖，讓火電調節更平滑、更高效。

對于新能源發電企業而言，除了加強儲能技術的應用以應對負電價、消納過剩電力外，還應注重提升新能源發電設備的智能化水平。通過引入先進的智能控制系統，實時監測和調整新能源發電設備的運行狀態，根據風速、光照強度等自然條件的變化優化發電功率輸出，提高新能源發電的穩定性和可靠性，而儲能則能進一步平抑新能源發電的波動性，讓新能源電力更易被電網接納。

同時，積極探索新能源與其他能源形式的互補發電模式，如風光互補、水光互補等，通過多種能源的協同發電降低新能源發電的波動性，提高能源利用效率，儲能在其中可作為 “能量樞紐”，實現不同能源形式發電的靈活調配與余電儲存。

從電力系統整體優化的角度來看，要更好發揮儲能的作用，還需從電網建設與儲能設施布局兩方面發力：一方面，加強電網建設和升級改造，提高電網的輸電能力和智能化水平，減少電力傳輸過程中的損耗，確保電力能夠安全、穩定地輸送到用戶端，為儲能電力的并網與消納提供良好基礎。

另一方面，大力發展抽水蓄能電站、電化學儲能電站等各類儲能設施，提高電力系統的整體儲能能力，通過儲能平抑新能源發電的波動性和間歇性，增強電力系統應對負荷變化的調節能力，從根本上緩解類似四川這樣的區域性、階段性電力供需失衡問題，減少負電價現象的頻繁出現，讓電力市場運行更穩定、更高效。