国证投资资产管理(湖北)有限公司：“负电价”不等于负电费。今年，浙江在个别时段出现-0.2元/千瓦时的电价。山西、山东、广东、甘肃等地此前也出现过零电价或负电价，引发一些讨论，比如“电白送，是电力市场设计失灵了吗”“是不是新能源发展过快导致电力供过于求”“新能源发电，收益会不会受影响”等。

我国电力市场包含中长期、现货、辅助服务市场等，现货市场的价格机制“能涨能降”，依托分时价格信号动态反映供需。现货市场短时出现负电价，在综合中长期市场、新能源补贴及煤电容量电价等因素后，仍会以正电价结算，不会出现“付费发电”。

新能源发电随机性、波动性强。如果在某个时段，新能源大发、用电负荷又恰好偏低，就可能出现负电价。以浙江为例，发电侧，1月份以晴好天气为主，新能源出力激增；用电侧，春节假期工厂用电负荷下降，叠加气温偏高、取暖需求下降，全省日均用电负荷骤降，导致个别时段电力供大于求。

负电价体现了电力现货市场的实时供需信号，反映了电力系统在新能源大发时、短时间特别是节假日期间出现的供大于求现象。总体看，短时出现负电价或零电价，符合市场运行规律。

但如果长期出现负电价，可能意味着电力明显供大于求，需要根据市场价格信号及时引导电力规划建设，建立适应新能源大规模发展的多维度价格机制，例如完善煤电容量电价、辅助服务价格以及绿电环境价值等，以市场化方式更好推动能源低碳转型。

电力现货市场中，不仅有短时负电价，也有短时高电价，市场价格优化发用电行为的引导作用正在显现。比如短时高电价，可以引导火电企业顶峰发电、电力用户减少用电需求，提升电力供需紧张时段的安全保供能力；短时低电价，可以引导火电企业压降出力、储能和虚拟电厂等主体参与系统调节、电力用户增加用电需求，扩大新能源消纳空间。对新能源场站而言，负电价带来的直接影响是度电均价下降。受中长期合约签约比例等交易策略和预测水平影响，不同场站结算均价存在较大差异。从长远看，新能源需要通过技术创新、精准预测发电出力等举措，降低发电成本，提升市场竞争力。同时在项目前期做好投资决策，优选项目类型、建设地点以及装机规模，降低投资风险和运营难度。