文章核心观点 - 负电价是电力市场化机制深化与新能源高比例接入背景下，电力系统供需关系的正常市场化反映，而非市场失控或能源转型失败的信号[1] - 负电价体现了市场机制的有效性，是供过于求的极端表现，并蕴含着推动电力系统优化升级的潜在价值[1] 电力现货市场负电价的本质逻辑 - 负电价是电力现货市场在供过于求时的极端价格表现，其出现恰恰体现了市场机制通过价格信号引导供需、实现资源最优配置的有效性[2] - 发电企业报出负电价是理性经济选择：新能源发电企业边际成本极低，报负电价可避免弃风弃光导致的收益归零，并获取补贴等其他收益；传统火电企业维持低负荷运行比频繁启停更经济，可避免机组寿命损耗[2] - 负电价与负电费概念不同：电价是现货市场瞬时交易价格，电费是用户最终结算费用，我国最终结算电价是包含中长期合同、输配电费等在内的复合体，现货负电价不等于最终负电费[3] - 以辽宁为例，2026年1月6日风电最大出力达1501万千瓦历史峰值，导致当日电力现货市场全天均价跌至-43.96元/兆瓦时[3] - 对于主要依赖现货市场售电的部分分布式光伏项目，可能在负电价时段面临实际收入为负的“负电费”风险[3] 电力现货市场负电价的三大关键成因 - 负电价是高比例新能源并网、电力物理属性约束、传统电源运行特性三者共同作用下的系统性结果[4] - 成因一：新能源出力的间歇性与随机性：风电、光伏依赖自然条件，出力不稳定，高比例接入后易导致电力系统出现“时段性过剩”，这是负电价最核心直接的原因[5] - 成因二：电力商品发用实时刚性平衡：电力无法大量储存，要求发电与用电实时匹配，当发电远超负荷时，系统通过现货市场发出负价信号来激励用户侧增用电、发电侧减出力，以维持系统稳定[6] - 成因三：传统机组启停寿命损失大：传统火电机组肩负可靠性兜底作用，但频繁启停会造成显著设备寿命损耗，例如现代大型燃煤机组冷态启停寿命仅约200-300次，且存在最低技术出力限制，导致在负电价时段也难以随意停机[7] 高比例新能源下负电价的普遍性实践 - 负电价是全球能源转型过程中的共性特征，在新能源高比例接入且电力市场化深化的阶段会成为常态，而非个别区域的偶然乱象[8] - 从国际实践看，在德国、法国、荷兰、西班牙等新能源占比高、市场化程度深的成熟市场，负电价已是常态化现象[8] - 自2007年德国电力日内交易市场首次引入负电价以来，负电价出现次数和时长逐年增加，核心原因是其风电、光伏装机比例极高，新能源出力波动导致时段性过剩[8] 重构认知，发挥负电价的转型指引作用 - 负电价是电力市场化改革深化与新能源大规模接入过程中的自然结果，反映了电力系统在调节能力、市场设计等方面存在的短板[9] - 过去行业发展规划侧重规模扩张，当前矛盾实质是规划与运行、传统电源与新能源之间协同不足的体现[9] - 应理性看待负电价传递的市场供需信号与系统短板，主动优化市场机制、提升系统灵活性，使其成为促进电力系统低碳、高效转型的推动力[9]

春节负电价预警事件 - 南方电网广东区域发布告知书，明确2026年春节期间（2月13日0时至2月19日24时，共7天），中、低压分布式光伏等新能源需参与系统调控，且分布式光伏发电将“暂不上网”[2] - 此举是一次提前的“预警式”调控，核心原因是春节期间用电需求大幅回落，而分布式光伏出力刚性，在新能源高渗透率背景下，若全部上网，午间时段出现负电价几乎是必然结果[2] 负电价的本质与普遍性 - 负电价是电力市场价格机制精准反映短期供需关系、进行高效调节的必然结果，并非市场失灵的信号[5] - 负价格现象并非电力行业独有，在能源化工、航运物流等行业也曾出现，例如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[7] - 全球主要电力市场如北欧，负电价并不少见，例如2023年5月荷兰光伏大发时段电价一度跌至-400欧元/兆瓦时，单日负电价持续8小时[8] 负电价与发电企业收益 - 行业已构建“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，为发电企业抵御负电价风险提供了“安全垫”[10] - 中长期合约是发电企业锁定收益的核心渠道，可锁定绝大部分基础电量的销售价格与收益[11] - 对于新能源发电企业，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，确保合理收益不受现货市场负电价影响[11] - 绿证交易收益已成为分布式光伏场站重要收入来源，有效对冲现货价格波动；2024年到2025年，绿证交易规模增长了4.87倍，平均交易价格由1.12元/个上涨至5.15元/个[11] 负电价的未来趋势 - 负电价将从偶发走向常态，成为新型电力系统下调节供需、消纳新能源的常规工具[13] - 2025年山东、蒙西地区实时市场的负电价时长已分别突破1300小时和900小时，四川也曾出现过全天负电价的情况[13] - 新能源装机以年均2亿千瓦以上的速度高速增长，其间歇性、波动性特征与大发期与用电低谷重叠的情况愈发频繁，为负电价常态化提供了客观基础[13] 负电价对用户侧的价值 - 负电价释放的红利正加速向用户侧延伸，广东、山东等多地电力市场已落地与现货价格深度联动的零售电价套餐，让工商业用户直接分享负电价带来的价格红利，降低用电成本[15] - 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费用，将电网调节成本、资源浪费成本等转化为发电企业内部成本，激励其合理调节出力，并引导用电侧和储能企业主动消纳多余电能，实现资源利用最大化和社会成本最小化[15][16]

春节负电价预警事件 - 南方电网广东区域发布告知书，明确2026年春节期间（2月13日0时至2月19日24时，共计7天）中、低压分布式光伏需参与系统调控，且将“暂不上网”[1] - 此举旨在应对春节期间用电需求大幅回落与分布式光伏出力刚性叠加导致的供需失衡，避免午间时段出现必然的负电价[1] 负电价的本质与市场逻辑 - 负电价是电力市场价格机制精准反映短期供需关系、进行高效调节的必然结果，而非市场失灵的信号[2][3] - 负价格现象并非电力行业独有，在能源化工、航运物流等行业也曾出现，如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[3] - 我国电力市场对负电价设定了申报价格下限，由省级价格主管部门制定并动态调整，从制度层面规避了无序波动[4] - 负电价在全球主要电力市场中并不少见，例如2023年5月末芬兰全天平均电价跌至-20欧元/兆瓦时，同期荷兰光伏大发时段电价一度跌至-400欧元/兆瓦时[4] 发电企业的收益保障机制 - 行业已构建“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，为发电企业抵御负电价风险提供了“安全垫”[5][6] - 中长期合约是发电企业锁定收益的核心渠道，可锁定绝大部分基础电量的销售价格与收益[6] - 对于新能源发电企业，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，确保合理收益不受现货市场负电价影响[6] - 绿证交易收益已成为分布式光伏场站的重要收入来源，有效对冲现货市场价格波动；2024年到2025年，绿证交易规模增长了4.87倍，平均交易价格由1.12元/个上涨至5.15元/个[6] 负电价的常态化趋势 - 负电价正从偶发现象走向常态，成为新型电力系统下调节供需、消纳新能源的常规工具[7][8] - 2025年山东、蒙西地区实时市场的负电价时长已分别突破1300小时和900小时，四川也曾出现过全天负电价的情况[8] - 新能源装机以年均2亿千瓦以上的速度高速增长，其间歇性、波动性特征使得新能源大发与用电低谷重叠的情况愈发频繁，为负电价常态化提供了客观基础[8] 负电价对用户侧的价值 - 负电价释放的红利正加速向用户侧延伸，广东、山东等多地已落地与现货价格深度联动的零售电价套餐，使工商业用户的用电成本与实时价格精准挂钩，得以直接分享负电价带来的价格红利，实现降本增效[9][10] - 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费用，将电网调节成本、资源浪费成本等转化为发电企业的内部经营成本，激励发电企业合理调节出力，并引导用电侧和储能企业主动消纳多余电能，最终实现资源利用最大化和社会成本最小化[10]

事件概述 - 南方电网广东区域发布告知书，要求2026年春节期间（2月13日0时至2月19日24时，共计7天）分布式光伏发电“暂不上网”，以应对电力供需变化和市场交易电价下行甚至转负的风险 [1][12] 事件背景与直接原因 - 春节期间广东省内用电需求大幅回落，但分布式光伏出力不会同步下降，导致供需失衡 [1][12] - 在新能源渗透率已处高位的背景下，供给刚性叠加需求骤降，若光伏电量全部上网，午间时段出现负电价几乎是必然结果 [1][13] 负电价的现状与影响 - 负电价自2019年首次在山东出现后已越来越普遍，山东省2025年日前市场的负电价小时数高达1000以上 [5][17] - 在新能源全面入市后，包括广东在内的部分省区已出现发电侧结算为负的真实案例，有分布式光伏项目因午间集中发电导致“整月电费为负” [8][20] - 此类极端案例涉及数千甚至上万户分布式光伏用户（包括户用和工商业项目），负电费可达数十万元，直接冲击业主现金流并可能影响光伏贷款偿还预期及行业投资信心 [8][20] 负电价的本质与市场信号 - 负电价是特定时段供需严重失衡的市场化结果和价格信号，表明当发电不再被需要时，继续满发并非理所当然 [4][16][21] - 它提醒投资者新能源并非“只要能发就一定赚钱”，发电收益取决于消纳能力、电价结构及对市场波动的应对能力，而不仅是装机规模和资源条件 [8][21][22] 对行业投资与发展的深远影响 - 负电价正在倒逼新能源投资从“规模优先”转向“质量优先”，抑制在消纳条件不足、电价支撑薄弱区域的盲目扩张 [9][22] - 引导项目向负荷基础更好、调节能力更强、电力市场更成熟的地区转移，促使投资决策回归理性 [9][22] - 负电价也为储能、虚拟电厂、负荷聚合等灵活性资源创造了价值空间，新能源项目可通过提升自发自用、配置储能、参与需求响应等方式规避损失并释放价值 [9][22] 系统安全与长期挑战 - 问题核心不仅是电价，更是电力系统能否承受同质化的出力冲击，过多光伏电量在低负荷时段涌入会放大电网调节压力，威胁系统安全稳定运行 [2][4][14][16] - 在新能源高渗透率时代，电力系统的安全边界和市场边界正在收紧，发电侧必须学会与负荷、价格和调节能力协同运行 [10][24] - 负电价将是新能源发展过程中的“常态信号”，需要适应的不仅是电站业主，更是整个投资逻辑和产业结构 [11][25]

负电价现象与趋势 - 负电价已从市场异常现象演变为德国能源转型背景下的结构性特征[1] - 2023年德国日前市场负电价出现301小时，2024年增加至459小时，预计2025年底将接近575小时[1] - 2025年5月11日日前市场负电价达到历史最低点，约为-250欧元/兆瓦时[1] 负电价的成因与本质 - 负电价本质是电力商品“实时平衡、不可大规模存储”特性与可再生能源优先上网权叠加的结果[3] - 当风电、光伏大发而负荷处于低谷时，系统面临供过于求的物理约束[3] - 传统电源（如褐煤机组）因技术限制（最小出力40%-50%）及启停成本考量，宁愿支付费用维持发电，形成“倒出力”现象，进一步加重负电价的深度[3] 支持负电价的观点 - 负电价是有效的价格信号，能够反映系统灵活性的稀缺，激励储能、需求响应等灵活资源发展[3] - 负电价避免了“按比例分配”的传统行政干预传导的低效市场清算方式，实现更优的资源分配，提高了市场效率[3] - 负电价是市场出清的必要机制，相比行政干预更有效率[4] 反对负电价的观点 - 负电价增加了电力系统运行成本，特别是可再生能源补贴负担，2012~2013年负电价导致EEG账户多支出8660万欧元[4] - 负电价容易削弱传统电厂的生存能力，长期可能导致提供系统惯性和电压支撑的关键电源退出市场，使电网在极端情况下更加脆弱[4] 政策考量与转型意义 - 德国政府坚持允许负电价存在，认为其是向高比例可再生能源供给过渡的必然现象[4] - 负电价的存在可以显著拉大电价峰谷差，为储能产业发展提供强力驱动，提高能源的边际利用效率[4] - 负电价刺激需求响应、智能电网等技术发展，实现更大空间尺度上的资源优化配置[4] 供给侧应对：可再生能源自我调整 - 可再生能源在负电价时段采取限发措施，核心驱动机制是EEG的“负电价时间累计”触发机制[6] - 当现货市场价格连续4个小时或以上为负值，受影响电厂在对应时段的市场溢价补贴将直接归零[6] - 德国自2024年起收紧政策，以“3小时规则”取代原有的4小时标准，增强了可再生能源主动限发的经济激励[6] 需求侧应对：管理协同与模式转型 - 2026年德国需求侧管理正经历从“被动响应”向“主动协同”的模式转型[7] - 政策层面以“脱碳换补贴”取代普惠式激励，新型工业电价补贴要求企业将50%补贴再投资于脱碳、能效或负荷灵活性项目，并对高响应能力企业额外给予10%奖金[8] - 联邦政府向输电网运营商拨付65亿欧元补贴，将输电网费降低57%，并永久性降低制造业电力税[8] 需求侧技术赋能 - Power-to-Heat革新成为关键载体，通过智能电锅炉、区域供热储能等“电—热”转换技术，将单一用电负荷转化为可调度的“虚拟电厂”资源[8] - 这种技术应用能有效避免可再生能源发电厂在直接上网电价机制下被强制平价，同时降低所有用电用户的可再生能源附加费[8] 系统安全保障机制 - 德国电力系统核心在于建立“市场归市场，物理归物理”的机制，确保经济信号与物理安全解耦[10] - 建立了强大的再调度机制，当市场出清结果威胁电网物理安全时，调度会下达强制指令调整区域出力[10] - 对传统电厂进行深度灵活性改造，褐煤电厂最小出力可降至40~50%，热电联产机组配备储热装置实现热电解耦[10] 跨境互联与市场耦合 - 德国通过电网互联与市场耦合加强对负电价时段电力消纳，在负电价时段向周边国家输电[11] - 西北欧市场耦合优化了跨国电力交易，跨境输电能力提升使得2014年后负电价极端值从-3000欧元/MWh收窄至-500欧元/MWh[11] 前瞻性安全预警与精细化管理 - 运用电力负荷期望损失LOLE为系统安全设定前瞻性安全边界，目前安全阈值设定为2.77小时/年[11] - 如果模拟显示未来LOLE超过安全阈值，政府将动用“战略储备电厂”确保供电稳定[11] - 通过智能电表改造实现“表计级”精细化管理，任何超过3分钟的停电都会被记入SAIDI指标[12] - 德国在负电价冲击下仍保持系统平均停电持续时间低至12分钟/年的硬性约束[12] 制度范式总结 - 德国实践揭示了负电价与电力系统安全并非零和博弈，是通过制度创新实现“价格信号”与“物理安全”辩证统一的治理范式[13] - 核心逻辑在于允许价格充分波动以释放真实供需信号，倒逼市场参与者进行灵活性改造与资源协同，同时构建物理系统与市场风险的“防火墙”[13][14] - 通过LOLE的前瞻性预警与表计级精细化管理，将负电价带来的供需冲击转化为系统韧性建设的驱动力，确立了“波动不损稳、信号促安全”的稳态运行机制[14]

行业核心趋势 - 英国可再生能源发电量增速超过电力需求，导致负电价现象加剧 [1] - 英国今年负电价时长预计将达到306小时，较2025年的149小时增加一倍以上 [1] - 欧洲最大电力市场德国的负电价时长预计也将增加57% [1] 市场供需分析 - 英国今年预计有创纪录的74吉瓦新增风能和太阳能发电容量并网 [1] - 英国电力消费量预计将基本持平，与快速扩张的发电容量形成反差 [1] - 供需失衡挤压了可再生能源开发商的收入 [1] 新兴商业机会 - 负电价趋势为能够存储多余电力的电池运营商开辟了新机遇 [1] - 电池运营商可在电价低或为负时存储电力，并在适当时机回售获利 [1] - 英国今年预计将有9.8吉瓦时的电池储能容量投入使用，超过该技术约十年前开始规模化以来的累计建设总量 [1]

近日，大规模冬季风暴席卷美国多地，带来大范围降雪和低温天气。 据美国媒体26日报道，23日以来席卷美国大部分地区的冬季风暴已造成至少30人死亡。 报道援引纽约市长办公室消息说，25日以来气温骤降，纽约至少有8人被发现死于户外。综合媒体报道，冬季风暴造成的其他死亡事件发生在得 克萨斯州、阿肯色州、马萨诸塞州、宾夕法尼亚州和堪萨斯州等地。 美国电力跟踪网站数据显示，截至美东时间26日15时30分，全美仍有近70万用户断电，其中大部分发生在南部地区。冻雨导致当地树木和电线断 裂，造成密西西比州北部和田纳西州部分地区严重断电。美国媒体报道称，密西西比州部分地区正遭受自1994年以来最严重的冰暴袭击。 美国航班跟踪网站数据显示，截至26日16时30分，已有5134架次美国境内和进出美国的航班被取消，5941架次航班延误。波士顿、纽约、达拉斯 的机场航班取消和延误最为严重。 美国国家气象局表示，虽然风暴系统26日正从东海岸向大西洋漂移，但一股来自加拿大的北极寒流紧随其后，将使零下气温持续数日。美国国家 气象局天气预报中心的气象学家艾莉森·桑托雷利表示："这场风暴现在正离开东海岸，但仍有一些零星降雪。最重要的是，极寒天气预 ...

近日，在一场席卷美国东部和中部的大范围冬季风暴之后，美国电力系统正承受严峻考验：严寒天气推高取暖用电需求，多地电价飙升、电网进入紧急状 态，但在部分地区，尤其是芝加哥所在的中西部电网，却出现了罕见的负电价现象。 PJM区域内基准的西部枢纽电价在高峰时段一度飙升至每兆瓦时638.73美元，单日涨幅高达542%，为12年来最高水平。 纽约州电力市场同样承压，纽约市周二高峰时段的日前电价上涨28%，平均达到679.13美元，连续第二天刷新自2005年以来的历史纪录。市区以外的威彻 斯特县和哈德逊河谷部分区域，电价甚至超过800美元。 中大陆独立系统运营商(MISO)也宣布将以更为保守的方式运行至1月29日，以确保从五大湖地区到墨西哥湾沿岸约4500万人口的供电可靠性。 与东部和东北部电价暴涨形成鲜明对比的是，芝加哥电力市场却出现了负电价的极端情况。 根据Arcus Power旗下NRGStream平台的数据，当地时间周一(26日)上午10:10，埃克塞隆公司旗下ComEd公用事业服务区的实时电价一度跌至每兆瓦 时-227.93美元，而前一日当地平均电价仍在每兆瓦时50美元以上。当天芝加哥电价在大部分时间内维持在零以 ...

核心事件与价格异动 - 美国芝加哥地区电力实时价格出现极端负值，当地时间周一上午10点10分跌至-227.93美元/兆瓦时 [1] - 价格波动剧烈，周日的平均价格还在50美元/兆瓦时以上，表明短期内市场供需发生急剧逆转 [1] 事件成因分析 - 极寒天气推高了供暖所需的电力需求 [1] - 高压输电线路输送能力已达饱和，无法将过剩电力输送到其他市场 [1] - 输电线路承载上限导致过剩电力供应在本地市场不断累积，是价格跌入负值的主要原因 [1] 涉及的行业与公司 - 事件发生在埃克斯龙公司旗下的ComEd公用事业服务区 [1] - 事件凸显了电力输送基础设施（高压输电线路）的瓶颈对区域电力市场价格的直接影响 [1]

核心观点 - 中国新能源上网电价市场化改革（“136号文”）自2025年6月1日起实施，以“机制电价”取代保障性收购，导致新能源项目收益普遍下滑，投资回报周期拉长，迫使发电企业调整投资策略并加速向市场化转型 [1][4][14] 政策与机制概述 - 政策以2025年5月31日为界划分存量与增量项目，存量项目机制电价在0.26元/度至0.45元/度之间，增量项目必须全电量参与电力市场交易，其机制电价通过年度竞价确定 [1][4] - 机制电价竞价采用“报价从低到高”排序出清，以最后一个入选项目报价作为统一机制电价，但不得超过设定的竞价上限 [9] - 新能源发电收入分为两部分：机制电量部分按机制电价与市场均价差价结算（“多退少补”），机制外电量部分则完全按市场交易价格结算 [12] 机制电价地域与品类差异 - 增量项目机制电价地域差异显著，呈现“南北梯度”：上海风光电价均达0.4155元/度，北京为0.3598元/度，贴近当地煤电基准价；而资源丰富地区电价大幅低于煤电基准价，如山东光伏机制电价为0.2250元/度，比当地煤电价0.3949元/度低约43%，新疆2026年光伏电价低至0.1500元/度 [3][5] - 光伏与风电机制电价出现“品类分化”：上海光伏电价0.4155元/度比山东0.2250元/度高约84.67%，新疆光伏电价0.1500元/度仅为上海的三分之一左右；风电价差亦明显，新疆最低0.1950元/度，重庆、湖北、浙江等地接近0.4000元/度 [3][5] - 部分省份形成中间价区域，如云南风电、光伏电价分别为0.3320元/度、0.3300元/度，河北电价保持在0.3300元/度到0.3500元/度之间 [5] 定价逻辑与影响因素 - 高电价地区原因：负荷需求高但新能源资源禀赋不足的地区（如上海）为推动本地绿电发展而设定较高电价；部分省份为完成消纳责任权重考核或固定资产投资任务也推高电价；部分地区存在新能源企业“组团报价”行为 [6] - 低电价地区原因：新能源资源丰富、本地消纳能力有限的地区（如甘肃、新疆），高比例装机导致现货市场价格走低，进而拉低机制电价 [6] - 光伏电价普遍低于风电的原因：光伏出力具有间歇性与正午集中性，与负荷高峰错配，导致现货市场边际出清价格较低；部分区域光伏装机供给过剩，竞价激烈；光伏集中出力加剧电网波动，产生更高的系统平衡成本，在市场化结算下电价被压低 [7] 对发电企业的影响与应对 - 项目收益下滑，回本周期拉长：山东某分布式光伏项目回本周期从6.5年拉长至8年；山东某陆上风电项目回本周期从8-9年拉长至12-13年 [1][15] - 投资态度转向观望：不少发电集团对新能源项目投资持观望态度，尤其是光伏领域，等待各地细则落地并研判盈利空间后再做决策 [14] - 竞价策略以“保入围”为首要目标：为规避全额市场交易风险，发电企业在竞价中普遍采取低价策略，形成价格踩踏，如山东光伏企业秉持“少亏就是赚”心态，报出成本底线价以确保入围 [13][16] - 业务模式转型：部分企业将业务重心从全电量上网项目转向高比例自发自用的负荷资源项目，优先选择消纳能力强的区域，并与用电企业签订协议提前锁定消纳量 [21] - 提升电力交易能力：企业通过精细化管理控制成本，并着力开发靠近负荷中心的项目，以应对市场化挑战 [20] 对电力市场与用户侧的影响 - 用户侧用电成本可能下降：新能源全面入市加剧竞争，带动上网电价降低，其降幅可能超过因差价结算而增加的系统运行费，最终降低终端企业用电价格 [22] - 短期可能加剧负电价现象：海量低价新能源电量涌入市场会压低现货边际电价；同时，差价结算机制隔离了价格波动风险，使得新能源主体更倾向于在电力过剩时段报低价甚至负价以确保出清，获取稳定收益 [23] - 光伏项目难以参与中长期交易：光伏发电的随机性与不可控性导致买方面临较大偏差考核风险，使得光伏项目很难找到中长期合约买家，例如2024年全年山东省无任何光伏场站主动参与中长期合约交易 [19] 行业发展趋势 - 机制电价为过渡性政策，最终目标是全面市场化，新能源企业的市场交易能力将成为收益差异的主要因素 [18] - 部分项目类型将逐步退出机制电价保障：山东宣布自2027年起，户用非自然人分布式光伏项目将正式退出机制电价竞价范围，必须全量进入电力现货市场，预计其他省份可能跟进 [17] - 长期看，结算机制有望引导资源高效配置，增加市场理性，推动负电价现象缓解 [24]