四川电力现货市场在9月20日出现全天负电价，最高出清价为-34.8787元/兆瓦时，最低达-50元/兆瓦时，引发广泛关注。此前山东、浙江、内蒙古等地也已出现类似现象。

负电价指电力市场出清价格为负值，即发电企业需“付费发电”。其形成与电力供需失衡密切相关。我国多数省份设定电力交易最低限价为0元/度，但允许负电价的地区如山东、内蒙古，在供大于求时可能出现负价。

近年来，负电价从偶发走向常态化。2019年山东首次出现-0.04元/度；2023年该省连续21小时负电价；2024年“五一”期间达22小时。清华大学副教授郭鸿业指出，截至2024年，山东日前与实时市场负电价占比分别约11%和14%。

2025年负电价范围扩大：1月浙江连续两日报出-0.2元/度；4月蒙西电网最低至-0.004元/度；9月四川进入结算试运行阶段即出现全天负电价。

电力市场出清按报价由低到高排序，满足负荷需求的最后一台机组报价即为出清价。若该机组报负价，则全市场按此负价结算。当供给远超需求，低价甚至负价机组成为边际机组，便导致负电价。

郭鸿业将负电价成因分为两类：固有负电价与机制负电价。前者源于新能源高比例并网下系统调节能力不足。例如燃煤机组启停成本高昂，为避免频繁启停损失，常选择以负价维持运行。

新能源发电变动成本趋近于零，倾向于低价竞争抢占电量。此外，绿证、碳市场等环境权益收益使新能源即便在负电价下仍可获得综合收入，促使其报负价以增加发电小时数。

机制负电价则与市场设计相关。一是保障性收购机制：过去新能源部分电量按燃煤基准价结算，形成保底收益激励，促使其低价抢电量。尽管“136号文”要求新能源全面参与市场，但差价合约仍提供场外补贴，影响未完全消除。

二是中长期高比例签约压缩现货优化空间。大部分电量通过中长期合约锁定价格，仅小部分受现货负价影响，整体收益仍稳定。“负电价不等于负电费”正源于此。

三是用户侧价格传导受限。分时电价机制固定，难以响应批发市场的负电价信号，用户无法及时增加用电，导致过剩电力难以消纳，延长负电价持续时间。

即便现货价格为负，发电企业可通过中长期差价合约获得补偿。根据《电力现货市场基本规则（试行）》，电能量收益由中长期差价、日前与实时市场三部分构成，实际收益未必为负。

发电企业不愿停机还因电量是核心考核指标。梁华指出，电厂收入主要来自卖电，完成电量指标对新能源企业尤为关键。此外，停运风机或弃水可能造成资源浪费和社会质疑。

尹明分析，各地负电价成因各异：山东等省因节假日负荷下降叠加新能源大发；四川则因丰水期水电出力激增而需求未同步增长。

梁华提醒，若负电价频繁发生，将压低新能源平均收益预期，影响中长期交易价格走势，进而抑制投资积极性，威胁产业健康发展。

“136号文”规定2025年6月1日后投产的新能源项目全部电量参与市场竞价，仅部分按机制电价结算。如山东风电70%、光伏80%为机制电量，其余按现货定价，有望提升报价理性程度，减少负价行为。

郭鸿业认为，在新能源全面市场化背景下，负电价常态化恐难避免。应建立包含负电价小时数、均值、渗透率等在内的定量警示体系，结合人工智能技术识别风险，完善监测与防范机制，保障电力系统稳定与新能源高质量发展。

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