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(qū)間的下限（-50 元/ 兆瓦時），這一現象迅速引發(fā)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(fā)出的正常價格信號，而在這一信號背后，儲能產業(yè)的發(fā)展機遇與關鍵調節(jié)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(fā)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(guī)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(fā)時段），負電價便會通過價格杠桿進行雙向調節(jié)：既激勵工業(yè)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(fā)電側（尤其是靈活性資源）主動參與系統(tǒng)調節(jié)。

而儲能正是這一調節(jié)過程中的核心工具，在負電價時段，儲能系統(tǒng)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(chuàng)造 “低儲高放” 的收益空間，真正實現經濟價值與電力系統(tǒng)調節(jié)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(yè)、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(fā)電量大幅超出常規(guī)水平；更關鍵的是，部分水庫電站已蓄水至滿庫狀態(tài)，完全喪失了調節(jié)能力，只能 “來水發(fā)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(xù)擴大，再加上火電機組已降至最小出力（無法進一步減發(fā)），沒有更多可調節(jié)空間，最終導致電力市場供過于求的壓力集中爆發(fā)，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(jié)價值愈發(fā)凸顯。若當前四川的儲能裝機規(guī)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(tǒng)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(jié)進一步加劇了負電價態(tài)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(jié)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(fā)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(fā)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(qū)；同年5月26日，荷蘭因光伏集中大發(fā)，電價一度跌至 - 400 歐元 / 兆瓦時，單日負電價持續(xù)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(xù) 22 小時出現負電價，最低觸及-85元 / 兆瓦時；2025年1月春節(jié)期間，浙江電力現貨市場也連續(xù)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(jié)” 的正常表現，無需過度緊張，而在應對負電價、優(yōu)化電力系統(tǒng)調節(jié)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(fā)揮協(xié)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(fā)）時，將多余的電能通過儲能系統(tǒng)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(jié)，減少火電在低谷期的無效發(fā)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(yōu)化機組的運行控制策略，能讓機組在更寬的負荷范圍內穩(wěn)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(jié)更平滑、更高效。

對于新能源發(fā)電企業(yè)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(fā)電設備的智能化水平。通過引入先進的智能控制系統(tǒng)，實時監(jiān)測和調整新能源發(fā)電設備的運行狀態(tài)，根據風速、光照強度等自然條件的變化優(yōu)化發(fā)電功率輸出，提高新能源發(fā)電的穩(wěn)定性和可靠性，而儲能則能進一步平抑新能源發(fā)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(fā)電模式，如風光互補、水光互補等，通過多種能源的協(xié)同發(fā)電降低新能源發(fā)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(fā)電的靈活調配與余電儲存。

從電力系統(tǒng)整體優(yōu)化的角度來看，要更好發(fā)揮儲能的作用，還需從電網建設與儲能設施布局兩方面發(fā)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(wěn)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(fā)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(tǒng)的整體儲能能力，通過儲能平抑新能源發(fā)電的波動性和間歇性，增強電力系統(tǒng)應對負荷變化的調節(jié)能力，從根本上緩解類似四川這樣的區(qū)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(wěn)定、更高效。