数字储能网讯：‘负电价’不等于电厂需要向用电企业倒贴钱，也不等于‘负电费’。”在10月31日国家能源局召开的例行新闻发布会上，针对社会关注的“负电价”现象，国家能源局市场监管司副司长张燕秦作此回应。

张燕秦表示，我国电力市场由中长期、现货和辅助服务市场等多层次构成，现货市场交易电量占比一般在10%以内，电力中长期合同保障了发电企业电量电价的“基本盘”。从目前来看，综合中长期市场、新能源补贴及煤电容量电价等因素后，“负电价”对发电企业总体收益影响有限。

“当前，在新能源装机规模占比日益提高的背景下，‘负电价’既是电力供需关系呈现时段性不平衡的直接体现，也是新能源消纳通过现货市场价格的直接反映。”张燕秦指出。

随着新能源全面入市、省级现货市场运行更加健全，“负电价”现象或将更频繁出现。记者从新闻发布会上获悉，今年9月，四川电力现货市场出现全天“负电价”现象，其主要原因为来水同比偏丰六成。同时，受气温下降影响，负荷同比下降两成，供需两侧“一增一减”，供给能力超过用电需求近四成。

张燕秦表示，短时出现“负电价”，可视为电力市场的“信号灯”，能够激励机组深度调峰、用户填谷用电，引导储能等各类新型主体的投资建设，共同为清洁能源发电让出空间。但若长期出现“负电价”情况，则可能意味着电力明显供大于求，需要根据市场价格信号进一步优化电力系统调节能力。

下一步，国家能源局将指导各地加强市场运营监测，密切关注“负电价”发生频次与持续时间，科学研判市场风险，提前采取防范措施，降低现货市场“负电价”频次，稳定发电企业合理收益预期。