在杭州举办的“2025年电力市场秋季论坛”上，清华大学能源互联网创新研究院能源交易平台研究室主任郭鸿业针对近期频繁出现的负电价现象发表专题报告。他指出，随着风电、光伏等新能源大规模接入电网，电力市场供需失衡导致的负电价已成为行业必须面对的新常态，这一现象不仅影响发电企业收益，更对电力市场价格机制和系统长期平衡构成挑战。
负电价本质上是电力市场供过于求的极端表现。当新能源发电集中释放而用电需求低迷时，发电企业为避免机组停运损失，不得不以倒贴费用的方式将电力送入电网。这种现象在山东、浙江等地已多次出现，其中2023年“五一”假期山东现货市场连续22小时出现负电价，最低达-85元/兆瓦时。数据显示，截至2024年，山东日前市场和实时市场负电价出现时长占比分别达11%和14%，且冬季、春季更为频繁。
国际经验表明，市场机制设计对负电价发生频率具有决定性影响。美国得克萨斯州2024年新能源发电量占比达34%，但负电价出现时长不足总时数的7%；德国可再生能源渗透率连续三年超过50%，2024年达58%，其通过“4小时负电价暂停补贴”等政策将负电价影响控制在合理范围。与之对比，中国冬春季负电价频发与集中供暖导致的负荷特性密切相关，而德国等国家因缺乏大规模集中供暖，新能源出力高峰与用电低谷的错配时段主要出现在夏季。
负电价的形成可归为两类原因：固有负电价与机制性负电价。前者源于电力系统物理运行规律，例如火电机组为维持最低出力避免启停损失，或新能源企业通过绿证、碳市场获得额外收益后主动报出负价；后者则由市场机制缺陷引发，如保障性电价结算机制导致新能源企业无视现货价格全力发电，中长期合约锁定削弱现货市场价格发现功能，用户侧电价传导滞后使负电价红利无法释放，以及澳大利亚等国允许发电商反复调整报价的博弈机制加剧电价波动。
不同市场主体对负电价的应对策略存在显著差异。发电企业需调整出力计划规避亏损时段，并更多依赖容量市场和辅助服务获取收益；电网调度机构面临强制降出力甚至弃电的挑战，对系统灵活性和成本控制提出更高要求；用户端虽能通过负电价降低用电成本，但长期存在的机制性负电价可能干扰其对电力价值的判断，增加中长期合约签约难度。值得注意的是，储能等灵活调节资源在负电价环境中迎来发展机遇，通过“低买高卖”模式实现盈利。
针对负电价挑战，报告提出系统性解决方案。首先需正确认识负电价的合理性，其作为市场供过于求的正常反应，应在合理范围内被接受，以激发市场主体优化资源配置。其次要避免新能源装机过度集中，防止特定时段电力过剩加剧。在市场机制层面，需完善信息披露制度，支持储能、虚拟电厂等新兴主体参与调节，并优化电力价格形成机制。对于机制设计不当引发的负电价，应加快落实“136号文”要求，明确新能源市场地位，推动其全面入市，形成决策、价格与收益的闭环反馈。
甘肃的案例进一步印证了市场机制的重要性。该省2024年新能源装机渗透率达64%，虽因最低报价限制未出现负电价，但日前市场和实时市场全年分别有19%和34%的时间触及0.04元/千瓦时的“正地板价”，频率远高于山东和山西。这表明，即使未达负电价，极端供需状态仍会通过其他形式影响市场运行。
