文章核心观点 - 负电价是电力现货市场供需关系的真实反映，而非市场失灵，是电力市场化改革进程中的有效信号 [1][3] - 负电价现象暴露了新能源快速发展与系统调节能力不匹配等结构性矛盾，但同时也倒逼发电企业转型并激活供需互动良性循环 [3][4] - 负电价不会影响执行目录销售电价的居民用电成本，其长期高频次出现需通过机制优化和技术创新来化解 [4][5] 四川负电价案例 - 2025年9月20日和21日，四川电力现货市场实时均价分别跌至-48.74元/兆瓦时和-49.26元/兆瓦时，接近实施细则设定的-50元/兆瓦时价格下限 [1] - 截至报道时，四川现货市场出清价格触及-50元/兆瓦时的累计时长已达45小时 [1] - 供需结构性失衡是主因：水电装机占比73%，2025年9月水电上网量同比飙升34.7%，新能源上网量同比增长28.7%；而网供用电量同比下降18.1% [1] 国内外其他案例 - 2023年"五一"假期，山东电力现货市场出现连续21小时负电价，期间全网用电负荷骤降19%，新能源装机占比达43% [2] - 2025年春节期间，浙江出现连续两日-200元/兆瓦时的电价，工商业负荷骤降30%，全省新能源装机猛增至5682万千瓦 [2] - 2024年德国全年负电价时间长达468小时，占比达5%，法国、英国、西班牙等国负价时长也呈持续增长趋势 [3] 对发电企业的影响 - 发电企业不会"亏钱发电"，新能源企业有补贴与机制电价保障，煤电企业有容量电价和中长期合约作为风险缓冲，仍能实现正电价结算 [3] - 负电价倒逼企业主动求变：新能源企业配套储能实现削峰填谷，燃煤机组加速向灵活性电源转型以提升调峰能力 [3] 对行业与用户的影响 - 负电价激活供需互动良性循环，工商业用户主动调整用电节奏以降低成本并缓解电网压力，优化电力资源配置 [3] - 居民用电价格执行目录销售电价，与现货市场价格不挂钩，因此不受负电价影响，既不会买电赚钱也不会额外加价 [4] 应对建议与未来展望 - 推动储能与新能源协同发展，通过市场化方式引导企业配置储能，发展长时储能 [5] - 加快虚拟电厂、车网互动、电解制氢等需求侧调节资源建设，激励可调负荷在负电价时段消纳电力 [5] - 加强跨省区电网互联互通，提升省间电力输送能力，发挥省间电力现货市场作用以解决送出瓶颈 [5] - 完善市场治理机制，可借鉴国外经验对持续负电价情形暂停新能源补贴，以降低发生频率 [5]