数据显示，今年4月份，德国电力现货市场出现了50个小时的负电价，价格最低时超过负0.05欧元/千瓦时。而去年“五一”期间，山东电力现货市场也曾出现连续22个小时的负电价，打破了国内电力现货市场的负电价持续时间纪录。

负电价是指电力市场中的出清价格低于零的情况。电力作为商品，难以大量储存，电能的生产、交割和消费几乎同时完成。当供应远大于需求时，为了获得发电权，发电企业在现货市场会采取报低价的策略，甚至在一定时段内报出“地板价”。目前，我国电力现货市场设置的申报下限和出清下限价格以0元/兆瓦时居多，但在山东等地申报和出清的下限价格可以是负数。

负电价是否意味着用电反而能赚钱。其实，我国居民用户不参与电力市场交易，因此现货市场价格不直接影响居民电价。目前，居民生活、农业生产用电执行目录销售电价政策，电价比较稳定。工商业用户用电价格除了上网电价，还包括上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加。对发电商来说，电力市场交易以中长期交易为主。国家能源局数据显示，2023年，中长期交易电量占市场化电量的比重超90%，短时间的负电价对发电商全年的收益影响不大。

其实，市场化的电力价格机制旨在引导电力系统供需调配，激励用户在新能源出力高峰时段多用电、提升电网负荷，引导常规电源少发电、寻求利益最大化，也吸引更多储能、需求响应等调节性资源进入市场，促进新能源消纳，保障电力系统稳定运行，以市场化机制实现资源的优化配置。但由于现阶段新型储能等灵活性资源提供的支撑能力较为有限，导致电力现货市场出清时成交价较低，甚至出现负电价。

负电价并非新能源高比例消纳的最优解，不能无限制地调动电力系统的调节能力，尤其是在当前环境下，新能源发展速度远超调节资源，负电价很大程度上是在保障性消纳基础上通过价格来换取调节空间。从表面上看，负电价是发电商争夺发电权实现自身利益最大化的结果。从深层次看，负电价反映出电力系统灵活性不足，是大规模高比例新能源电力系统运行特性决定的市场现象。

当前，我国“双碳”目标稳步推进。以更大力度推动新能源高质量发展，不断提高电力系统的灵活性，既需要各方共同努力，也需要进一步完善体制机制，以改革促发展。

一是有序推动新能源入市参与现货交易，积极落实国家能源局《2024年能源监管工作要点》相关要求，加强市场机制创新，逐步扩大新能源市场化交易比例，实现新能源发展与市场建设协调推进，更好发挥市场促进消纳作用。二是健全体现新能源绿色价值的相关制度，在新能源参与市场交易上网电价普遍降低的趋势下，通过挖掘绿色价值等途径，稳定新能源投资收益预期。三是进一步完善相应市场机制，充分发挥好新型储能、抽水蓄能等对新能源消纳的支撑作用，同时积极探索“新能源+储能”等方式进入电力市场。四是建立健全电力辅助服务市场价格机制，增强火电机组灵活性改造的投资收益水平，激发发电企业开展灵活性改造和主动参与系统调节的积极性。五是建立健全需求侧资源参与电力市场运行调节机制，通过虚拟电厂等方式整合优化可调节负荷、电动汽车、空调负荷等需求侧资源参与电力平衡，以数字化智能化技术不断提高电力系统的灵活性。