随着中国电力现货市场建设的持续深化，负电价已从个别省份的零星现象，演变为多省份频发的态势。以山东省为例，其日前与实时市场的负电价时长占比在2024年分别为10.8%和11.4%，2025年上半年攀升至24.8%和25.7%。2025年春节，浙江电力现货市场首次出现负电价现象，2025年上半年实时市场分时段负电价频率峰值出现在午间13:30~14:30时段，平均频率为21%。2025年9月，四川电力现货市场结算试运行期间，甚至出现全天负电价现象，出清价格最低达-50元/兆瓦时，在全国引起了普遍关注和讨论。这一现象深刻折射出我国市场驱动格局下电力供需关系正在发生深层次变革。

2025年2月，国家发改委、国家能源局印发了《关于深化新能源上网电价市场化改革  促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，简称136号文），明确推动新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，并建立了新能源可持续发展价格结算机制（以下简称“结算机制”）作为支撑新能源高质量发展的场外机制。这一市场化举措落地，引发了一个关键问题：结算机制背景下，负电价现象究竟会缓解还是会加剧？本文尝试对此问题进行系统化分析。

结算机制将在短期放大结构性矛盾，负电价现象存在加剧风险

当前，负电价常态化本质上反映出电力系统的结构性失衡。一方面，系统调节能力与新能源装机增速不匹配的矛盾日益凸显。根据中电联发布的数据显示，2024年，全国风电和太阳能发电等新能源新增装机3.6亿千瓦，占全部新增发电装机总容量的83.1%，创历史新高。然而，与之匹配的灵活调节电源如抽水蓄能、新型储能、气电以及燃煤机组灵活性改造建设进度则相对滞后，系统平抑波动的能力难以跟上新能源发展。另一方面，电力供应的增速远高于电力需求增速。2024年，风电和太阳能发电量增速分别为9.9%和43.6%。与此高速增长的态势相比，当年全社会用电量增速仅为6.5%，供需总体宽松局面将持续。此外，供需错配在负荷低谷期尤为严重。多数地区用户侧采用分时电价机制，划分的峰谷时段相对固定，难以与现货市场的实时价格信号形成有效联动，无法及时感知短时负电价，导致可调资源、需求响应等潜力无法充分释放。

结算机制的落实，将在短期内进一步放大这一矛盾。一方面，政策要求新能源电量全面进入市场，而新能源装机增速远高于全社会用电量增速，海量低价新能源电量涌入市场，势必会压低现货市场边际电价，负荷低谷期的供给盈余问题将更为凸显；另一方面，政策通过差价结算为新能源主体提供了收益保障，在一定程度上隔离了现货市场价格波动的风险。然而这种保障会进一步加剧市场主体报负价的投标决策行为：由于大部分收益已通过场外机制锁定，为确保被保障的电量能够顺利出清，避免因报价过高无法出清导致稳定收益损失，新能源主体更倾向于在电力过剩时段采取激进的低价甚至负价策略来优先出清，而在现货市场中通过抬价来获取额外收益的动力不足。叠加多数市场对于主体的申报限价和出清限价逐渐放宽，但是出清价格下限设置相对较高，因而对负电价的约束减弱。即便现货市场出清电价为负，新能源主体整体收益受到的冲击程度也相对可控，其仍有动力维持发电以避免机制电量未能出清而损失稳定收益。

值得注意的是，存量和增量新能源项目在现货市场的投标决策行为也有一定差异。存量新能源项目受较高的机制电价保障且机制电量覆盖比例相对较高，多数主体会更倾向于负电价或地板价的“躺平式”报价策略；增量项目的抬价意愿略高，但考虑到新机制刚刚落实，增量项目装机规模有限，对现货市场价格整体格局的影响较小。

总体上，结算机制落实后，在短期加剧负电价现象具有一定必然性，这是高比例新能源全面市场化过程中结构性矛盾的集中释放，是高比例新能源电力市场机制完善的必然过渡过程。从国际经验看，德国日前市场负电价频率由2022年的0.79%上升至2025年上半年的9%。澳大利亚国家电力市场负电价频率则由2020年的3.72%上升至2025年上半年的13.35%。国外电力市场在新能源比例提升过程中都经历了负电价频率的上升，这在一定程度上印证了负电价的出现是高比例新能源电力系统下电力市场发展的必然现象，是高不确定性电力系统运行导致的市场在特定时段供过于求的常态化具象表现。

结算机制为负电价设限，缓冲效应将实现极端负电价现象影响可控

负电价现象的本质是电力商品价格形成机制对系统供需结构性矛盾的显性映射。负电价通过价格信号暴露了当前电力市场在机制设计、资源配置与主体协同层面的不足，具体体现在：一是能量市场与辅助服务市场的协同机制尚不健全，灵活性调节资源的价值未得到充分量化与体现。新能源大规模并网背景下，系统对灵活调节能力的需求持续提升，但现有市场机制（如限价机制、需求侧定价机制）难以对灵活资源的供给行为形成有效激励，导致灵活性资源的配置意愿与系统需求不匹配。二是煤电等传统可控电源与新能源发电的发展节奏存在显著失衡，电源结构的动态适配性不足。燃煤机组的退役节奏、灵活性改造进度与新能源渗透率的提升速度未能同步，传统电源的调节潜力未被充分挖掘，导致系统在新能源高出力时段存在有效调节能力缺口，供需失衡引发负电价。三是跨省跨区交易机制有待进一步适应灵活性资源配置需求，区域间电力资源流动存在壁垒，进而引发局部区域的“窝电”现象。受输电通道物理约束、跨省跨区交易机制不够灵活、省间利益协调机制不完善等因素影响，电力资源的跨区域流动面临壁垒。当局部区域新能源集中出力且本地消纳能力不足时，过剩电力无法通过跨省交易实现有效疏导，供需矛盾进一步激化。这些深层次问题，使得电力系统在新能源高出力时段极易出现供需失衡，进而触发负电价。

结算机制的设计初衷，并非为了消除负电价这一价格信号，而是通过市场化手段管理价格波动风险，平衡收益稳定性与价格发现功能的关系。该机制将电力物理交易与价格风险分离，既保留了现货市场的价格发现功能传递负电价信号，又通过差价结算对冲极端价格风险。因此，现货市场的负电价并不意味着主体收益结算的负电费。新能源主体在参与现货市场时，由于部分收益已获保障，其承受极端价格波动的能力也相对增强，从而减少了为规避极端风险而进行极端报价的必要性。同时，与过去固定上网电价模式下新能源几乎完全不受市场价格影响的情况不同，结算机制下，新能源部分电量直接暴露于市场价格风险中，且结算参考价与市场均价挂钩，这迫使新能源主体必须关注并理性应对市场价格信号。可见，结算机制能够引导主体在现货市场的行为，抑制极端负电价的发生，使负电价现象的影响程度整体可控。因此，结算机制的良性运作至关重要，这取决于各个省级市场出台地方结算机制细则的科学性与合理性，这包括结算机制的覆盖规模、执行价格、结算模式等多个方面的机制参数。一方面，合理的结算机制细则有助于将负电价控制在既能反映电力市场真实供需、且程度又相对温和的合理水平，即避免超长时间、过大幅度的负电价现象。另一方面，也能引导市场主体摆脱单纯追求电量完全出清的倾向，转而基于边际收益理性决策，从根本上避免非理性行为引发的极端低电价，为抑制极端负电价提供了制度基础。

然而，当前的结算机制设计对负电价映射的上述问题缓冲不足，尚有优化空间。一是市场出清为负电价时仍旧采取差价结算模式可能诱发过度竞争，无法有效纠正主体的负价激励。这会导致发电企业为争夺发电份额、规避停机损失而产生负价竞争倾向，进而加剧负电价。二是消纳责任权重与机制电量联动延期生效无法规避当期局部电力过剩。新能源出力受自然条件影响波动剧烈，易快速引发局部或整体电力过剩进而触发负电价。然而消纳责任权重调整、机制电量核定执行存在一定周期，无法及时消化当期过剩电力，最终导致负电价频发。三是机制电量分解模式的设计不合理可能影响主体报价的稳定性。这将导致部分月份保障过度而加剧负电价，另一些月份又因保障缺失而使新能源高比例甚至全部发电量直接暴露于现货市场的情况。因此，应当基于市场现象反馈适时优化和调整结算机制设计细则，减少结算机制对现货价格的影响程度，在保障市场主体收益稳定性的同时引导主体理性行为。

结算机制可在长期强化市场理性，推动负电价现象缓解

结算机制的核心价值在于为整个电力系统提供清晰、稳定的长期价格信号和投资预期，从而引导资源的高效配置。稳定的收益预期不仅能引导新能源投资者跳出单纯追求装机容量的导向，还能推动经营主体主动配备调节资源，强化电力供需实时平衡能力，从技术层面减少负电价发生的底层诱因。当前结算机制下的价格信号具备明确的长期投资导向性。结合新能源发展目标，结算机制下释放的电价波动规律、收益预期等信号可预测、可应对、可利用，既为新能源项目投资提供稳定指引，也激励各类主体提前布局调节资源。此外，不同技术类型电源的出力特性差异和不同地区的资源禀赋、电力供需格局差异，进一步通过价格信号释放了精准的资源配置导向。高比例新能源出力地区的负电价信号会驱动电力跨省跨区交易，引导过剩电力向紧缺地区流动，实现电力资源空间均衡调节，缓解局部过剩压力。

结算机制的长期价格信号能够在保障主体收益的同时，引导并增强市场主体的理性行为。英国在差价合约机制框架下设置了负电价补贴暂停条款。当负电价持续时长达到一定阈值时，差价合约机制即行暂停，借此规范新能源主体的现货市场报价行为，引导其实施理性报价。值得注意的是，英国差价合约机制以容量为基础实现全覆盖保障，而我国结算机制并未对全容量发电量提供保障，部分新能源发电量直接暴露于现货市场风险之下，这使得新能源主体不能单纯依赖政策保障，而必须根据市场价格变化调整报价策略。随着增量项目占比提升，这些项目在结算机制下形成更贴近真实供需水平的机制电价，将成为市场新的参考基准。由于收益保障比例可能低于存量项目，且与市场均价联动更紧密，增量项目主体有更强的积极性去优化运营、提升预测精度，并采取更为理性的报价策略以最大化整体收益，而非简单地“躺平式”报低价。因此，基于市场的收益保障模式能够持续推动市场主体摒弃非理性报价行为、强化运营能力，提升市场主体成熟度与理性决策水平。

长期来看，合理程度的负电价信号将激活灵活资源投资，促进系统供需平衡。负电价是电力市场对供需失衡的市场化反馈，通过价格杠杆激活灵活调节资源的投资动力，推动电力系统从被动应对供需波动转向主动实现动态平衡。负电价传递了电力过剩时段调节能力不足的清晰信号，直接激励市场主体加大对储能、可中断负荷、抽水蓄能及虚拟电厂等灵活调节资源的布局。随着灵活调节资源的加速落地与规模化应用，电力系统应对新能源出力波动、平抑供需峰谷差的能力将显著提升，负电价出现的频次和持续时长也将随着系统调节能力的持续提升而有望逐步收敛。

相关建议

一是正确认识负电价。负电价的本质是发电商为应对电力供应瞬时过剩，在现货市场产生的特定时刻主动让利的发电行为，其根源在于随着新能源渗透率提升电力系统能量供给的变动边际成本逐渐趋零的态势。负电价能够在一定程度上引导发电企业主动求变并激活需求侧响应潜力。对于低频负电价，应当接受并允许其在合理范围内体现市场的实时供需关系，并从资源配置的角度优化系统供需结构和提升系统调节能力。对于高频负电价，则应当考量负电价中“机制诱因”的成分，通过完善市场机制的手段进行适当干预，防止因不合理的市场机制设计造成高频率、大幅值的负电价，影响现货市场的价格信号意义。

二是优化结算机制关键参数设计。一方面，探索适应中国电力市场的市场交易均价的设计方式。综合考虑风险对冲效果和市场价格信号对主体的引导作用，科学设计参考价格的合并时段及计算周期并适时调整，确保新能源主体不在结算机制保护下“躺平式”参与市场，以实现政策激励和市场效率的权衡。另一方面，基于区域新能源的发电特征优化机制电量分解模式。若采用逐月累积和按月平均分配的机制电量分解模式，都可能导致新能源主体在不同月份过度享受机制政策保障或者暴露在现货市场风险中。因此，需要优化新能源主体风险和效益的权衡，切实发挥保障性部分和市场化部分的互补作用。

三是强化系统结构性失衡治理。一方面，健全能量市场与辅助服务市场的协同机制，明确灵活性调节资源在电力系统中的定位与价值，通过市场化手段充分量化其调峰、调频、备用、爬坡、惯量等服务价值，保障灵活资源投资主体的合理收益，激发市场参与积极性。另一方面，统筹推进多元化灵活调节资源布局，既要加快储能、可中断负荷、抽水蓄能及虚拟电厂等新型灵活资源的规划建设与规模化应用，也要完善传统火电的灵活性改造工作，科学优化火电装机的退役节奏，确保火电灵活性改造进度与新能源渗透率提升速度相匹配，提升系统整体动态平衡能力。

四是切实激发需求侧资源响应潜力。一方面，推动分时电价机制向电力顺价改革，打通现货市场价格信号向用户侧的传导链路。建立与电力现货市场价格联动的动态电价机制，将现货市场的实时供需变化、电价波动精准传导至终端用户，让用户清晰感知电力价格的时间差异与供需信号，引导其在负电价等电价低谷时段增加用电、高峰时段削减负荷，实现需求侧的主动调峰。另一方面，建立批零差价超额分享机制，赋予用户侧合理的收益分成空间。在电力批发与零售价格形成的价差中，划定超额收益部分并建立市场化分享规则，用户可按比例参与批零差价超额收益的分成，以直接的经济激励调动用户参与需求响应的积极性，让需求侧资源从“被动用电”转向“主动响应”，最大化释放其调节价值。