“发电收费、用电付费”是大多数人的认知，但企业发电报出负电价的现象却引发了讨论。今年，浙江在个别时段出现了-0.2元/千瓦时的电价。山西、山东、广东、甘肃等地也出现过零电价或负电价，引发了一些疑问，比如电力市场设计是否失灵，新能源发展是否过快导致电力供过于求，以及新能源发电收益是否会受影响。

　　负电价并不等于负电费，它体现了电力现货市场的实时供需信号，但也反映了该时段电力系统调节能力有限。国家能源局相关司局负责人表示，我国电力市场包括中长期、现货和辅助服务市场等，现货市场价格机制“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”。

　　新能源发电具有随机性和波动性。如果某个时段新能源大发而用电负荷偏低，就可能出现负电价。以浙江为例，1月份天气晴好，新能源出力激增；春节假期工厂用电负荷下降，加上气温偏高、取暖需求减少，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。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。

　　中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放指出，电能不可长周期大规模储存。目前抽水蓄能、电化学储能等可以存储部分电能，但储存量有限且成本较高。当用电负荷极低时，机组出力已降至最低，减少出力或储存电能成本较大，可能导致现货市场出现负电价。负电价的本质是电力系统短时间内调节能力有限，没有调节能力的发电企业花钱购买调节资源。

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