近年来，山东电力现货市场连续出现“负电价”现象，今年1月，“用电大户”浙江电力现货市场连续两日出现“负电价”……
一时间，“用电电网倒贴电费”的话题冲上热搜！
实际上，
负电价≠用户结算电价为负！
3月12日，中能传媒记者就上述热点话题，专访了中国电力企业联合会监事长潘跃龙。
潘
监事长认为：
我国电力市场交易中，
电力中长期合约仍占据主要比例，发挥着保供稳价的作用；
现货出清环节短时负电价释放的是市场信号，发挥系统调节作用。
在推动新能源入市的同时
，需要同步加强促进新能源高质量发展的保障性措施
，
给予新能源稳定发展预期。
建议从三个方面优化完善：
一是不断优化适应新能源特性的电力市场交易规则，完善电力中长期交易合同机制。
二是加强储能与新能源协同发展
三是加强新能源与负荷侧的协同规划
详细内容如下
“负电价”是如何产生的？其是否为电力市场运行的正常现象？
电力现货市场出现负电价现象，在全球主要电力市场中并不少见，由于不同市场在规则弹性、调节能力、跨区协同等方面存在差异，最终导致负电价现象在时空分布特征和呈现方式上各有不同。
以国外典型电力市场为例。德国2024年春季，大风季风电占比25%、跨国电力市场调节能力较强，单次最长持续6小时，最低价达-80欧元/兆瓦时；美国加州2024年3月午间，光伏装机占比30%、储能配置仅4%的区域因阻塞连续5天（11:00~15:00）出现负电价，而负荷中心价格仍维持正值，这凸显了节点电价对局部供需的精准反映。
更具代表性的是北欧电力市场，2023年5月末，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，成为首个全天负电价地区；2023年5月26日，荷兰光伏大发时段电价更是一度跌至-400欧元/兆瓦时，单日负电价持续8小时。
我国随着新能源的快速发展和电力现货市场的加快建设，反映市场供需的短时信号也更加明显，2025年1月19日~20日春节期间，浙江电力现货市场因工商业负荷骤降30%，而同期全省新能源装机已达5682万千瓦（其中光伏4727万千瓦），连续两日出现-200元/兆瓦时的最低电价；2023年“五一”假期，山东在光伏装机占比达22.5%的情况下，假期工业负荷骤降19%，现货市场连续22小时出现负电价，最低触及-85元/兆瓦时。
通过以上案例可发现负电价的规律。从时间维度来讲，负电价多发于风光大发季与节假日负荷低谷期，午间光伏出力高峰和夜间风电高峰是主要触发时段，而且单次持续时长与系统调节能力呈负相关；从空间维度来看，新能源渗透率高的区域负电价频次相对更高，而市场规则中对负电价的容忍度，直接决定了负电价能否充分暴露，从而真实体现供需关系的变化。
负电价的出现，是新能源渗透率不断提升和电力现货市场出清机制带来的客观现象，市场化带来的并非仅仅是负电价，而是负电价与高电价同时存在的局面，通过适度拉大峰谷价差体现了电力作为特殊商品的供需关系，引导削峰填谷，通过价格信号提前发现系统调节瓶颈，为储能投资、需求侧响应、跨区交易优化提供数据支持和信号引导
。
因此，电力现货市场短时出清的负电价不等于结算负电价，需要理性客观看待，不适宜过度解读。
