负电价在多地现货市场中频繁出现。有人将其等同于市场失灵，担忧发电企业亏损、电力保供受到影响，甚至认为它对用户毫无益处。事实上，负电价并非异常现象，而是电力市场高效调节的必然结果，其合理性与有益性值得被正确认知。
误区一
负电价是市场失灵的信号
负价格并非电力行业独有的市场现象，在能源化工、航运物流等多个存在即时供需调节需求的行业，都曾因短期供需关系剧烈变化出现负价格情况。2020年4月美国WTI原油5月期货合约价格一度跌至-37.63美元/桶，2019年3月美国西得克萨斯州天然气价格也跌至负值，这些现象与电力市场负电价的形成逻辑完全一致，均传递出短期供给过剩、须通过价格信号引导供需再平衡的信息。
电力商品的核心属性决定了电力系统必须时刻维持发电与用电的动态平衡，一旦供需失衡，可能引发电网频率、电压大幅波动，甚至引发大面积停电事故。更为重要的是，我国电力市场中的负电价并非无底线波动，而是根据《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》（以下简称“136号文”）要求，现货市场申报价格下限需综合考虑新能源在电力市场外可获得的绿证、补贴等其他收益因素，从制度层面规避了负电价的无序波动。电力现货的负电价现象，在全球主要电力市场中并不少见，如北欧电力市场，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。负电价的出现，并非市场失灵的信号，而是市场自我调节能力的直观彰显。
误区二
负电价会导致发电企业大面积亏损
发电还要倒贴钱是负电价最易引发的直观担忧。实际上，经过多年的电力市场化改革，我国已构建起“中长期合约+电能量市场+辅助服务市场+容量电价+绿证补贴”的多元收益体系，为发电企业搭建起多重保障，使其能够有效对冲负电价带来的影响。
从电力交易结构来看，中长期合约是发电企业锁定收益的核心渠道，目前行业内发电企业可通过签订年度、月度中长期合约，锁定绝大部分基础电量的销售价格与收益。对于新能源发电企业而言，根据136号文规定，新能源参与电力市场交易后，参与机制电量的部分可通过机制电价与市场均价进行差价结算。随着新能源消纳需求的提升与绿证交易机制的完善，绿证交易收益已逐渐成为分布式光伏场站的重要收入来源，有效对冲了现货市场价格波动的影响。我国电力市场构建的多元收益体系，早已为发电企业抵御负电价风险筑起坚实的“安全垫”，负电价只是局部的市场现象，并不会引发发电企业的大面积亏损。
误区三
负电价的出现不会成为常态
从行业发展实际趋势来看，负电价不仅不会消失，反而会从偶发走向常态，成为新型电力系统下调节供需、消纳新能源的常规调节工具。
我国新能源装机正以年均2亿千瓦以上的速度高速增长，其间歇性、波动性的特征也日益凸显，新能源大发与用电低谷重叠的情况愈加频繁，为负电价的出现创造了客观条件。随着我国电力市场的不断推进，价格形成机制在实践中持续优化，能够更精准、更实时地反映电力市场供需变化。未来，随着新能源装机持续增长、新型电力系统建设不断深化，负电价的调节价值也将得到更充分的发挥。
误区四
负电价对用户没好处
电力市场红利正加速向用户侧延伸，用户参与电力市场、共享新能源发展成果的空间持续扩大。负电价所释放的价值，不仅体现在短期经济效益上，更蕴含着长远的系统价值。这一价值释放的过程，正是负电价传递的收益全民共享的具体体现，也标志着我国电力市场正从供给侧主导向供需双向互动的新型发展模式转型。
对于工商业用户而言，目前广东、山东等多地电力市场已积极落地与现货价格深度联动的零售电价套餐，让工商业用户的用电成本与电力现货市场的实时价格精准挂钩，得以直接分享负电价带来的价格红利。从电力系统整体运行和全体用户的角度来看，负电价的调节价值同样意义深远。从经济学角度分析，负电价的本质是“外部成本内部化”。通过让发电企业为多余电力支付一定费用，将电力过剩带来的电网调节成本、资源浪费成本等外部成本，转化为发电企业的内部经营成本。这一机制既激励发电企业根据市场供需合理调节出力，避免盲目发电；也通过价格信号引导用电侧和储能企业主动消纳多余电能，最终实现电力市场资源利用最大化、社会成本最小化的调节目标。
负电价的出现，是电力市场化改革深化与能源结构转型的必然结果，其背后蕴含着深刻的市场逻辑与系统价值。它不是市场失灵的信号，而是价格机制有效调节的体现；不是企业亏损的导火索，而是多元收益体系下的局部现象；不是短期过渡的产物，而是新型电力系统的常规工具；更不是用户的负担，而是资源优化配置的红利。正确认知负电价，是电力市场高质量发展的重要前提。随着市场机制的不断完善、多元调节资源的持续培育，负电价将更好地发挥作用，为‘双碳’目标实现提供坚实支撑。
（作者：付强，单位：大唐国际发电股份有限公司）
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