2023年“五一”假期期间，我国山东省连续长时间的“负电价”刷新了国内电力现货市场的纪录，引发热议。4月29日-5月3日，山东用电负荷下降，日间时段新能源大发，严重的供大于求使得电力现货实时交易累计出现46次的负电价，其中，从5月1日20时至5月2日17时，连续实时现货出清负电价时段长达22个小时。最低价格出现在5月2日17时，为-85元/兆瓦时，相当于发电商要以一度电8.5分钱的价格付费发电。
其实，“负电价”对于很多电力行业圈内人而言并不陌生，国内外电力市场都或多或少出现过电价为负的情况，令人惊讶的是能够出现连续22小时的负电价。
某种商品价格为负，直观解释是市场上该种商品供大于求，如果不能在一定时期内卖完商品就需要付出相应的处置成本（包括运输、仓储、维护、设备启停等费用），为避免高昂的处置成本，就会改由卖方向买家付费来刺激需求。
电力作为大宗商品之一，其特殊性在于大规模储存成本较高，在电力系统运行过程中，发电商出于自身利益的考虑（例如减少运维、储能、启停损失），在某些时段必须要生产一定量的电能，就会以“价格战”的方式抢占发电空间，即采取低价、零价甚至负价的市场报价策略在系统出清时获得发电权利。
在现货交易（也就是开展日前、日内、实时的电能量交易）时电力就可能会出现负价，德国、丹麦、瑞士、捷克、斯洛伐克、比利时、法国、新西兰、澳大利亚等都是负电价多发的国家。
实际上，我国电力市场处于探索期，有限制的负电价远低于国外成熟电力市场，这样可以保护市场、避免价格失衡的混乱。
山东作为我国首批八个电力现货试点省份之一，早在2019年12月11日的连续结算试运行时就出现过-40元/兆瓦时的出清价格，这也是国内首次出现负电价，当时并未引起很大关注；2023年3月13日，山东发改委印发《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》，对现货市场电能量出清设置价格上限（1.5元/千瓦）和下限（-0.1元/千瓦时），负电价成为规则允许的市场现象。
与“五一”假期“负电价”极其相近的是，4月27日8时至16时出现了9小时的负电价、最低出清价也是-85元/兆瓦时。
负电价一般会持续数小时，但持续时间接近全天的负电价现象不仅在我国电力市场化改革进程中是首次出现，在全球都是罕见的（2019年10月德国负电价曾持续近31个小时），吸引了圈内外的注意。
负电价的出现代表着电网负荷时段性供过于求状况的加剧，为了进一步释放系统消纳新能源的能力，发电商需要付费换取发电空间，可以激励用户在这个时段多用电、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，提高新能源消纳和系统结构性转型的效率。
负电价的出现既是市场不断完善的积极信号，也预示着在规则下现货市场调动灵活性资源的能力发挥到了最大值，对山东电力市场而言，需要从跨区-区域-省级多层级电力市场和辅助服务市场来进一步挖掘各类电力资源的调节潜力，并结合中长期交易和政府授权合约等手段稳定市场价格预期，疏导电力服务成本、引导资源的协同部署。此外，市场要采取经济消纳新能源的方式，引导新能源的科学布局与规划。