10月31日，国家能源局举行例行新闻发布会。会上，针对近两年社会广泛关注的“负电价”现象频率增加问题，市场监管司副司长张燕秦作出解释。她指出，”负电价”是当前新能源装机规模占比日益提高背景下，电力供需关系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。随着新能源全面入市及省级现货市场运行更加健全，“负电价”出现频率可能会进一步增加，如山东、浙江等地已多次出现，而9月份四川电力现货市场更出现全天”负电价”现象。经分析，四川此次“负电价“主要源于来水同比偏丰六成，受气温下降影响负荷同比下降两成，供需两侧“一增一减”导致供给能力超过用电需求近四成。

张燕秦强调，短时“负电价”可视为电力市场的“信号灯”，能激励机组深调、用户填谷，引导储能等新型主体投资建设，为清洁能源发电让出空间；但若长期出现，则可能意味着电力明显供大于求，需根据市场价格信号优化电力系统调节能力。

关于”负电价是否等于电厂倒贴钱”的疑问，她明确表示，“负电价“不等于”负电费”，也不直接等同于电厂需向用电企业倒贴钱。我国电力市场包含中长期、现货、辅助服务市场等，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”。综合中长期市场、新能源补贴及煤电容量电价等因素后，目前“负电价”对电厂总体收益影响有限。例如，9月20、21日四川水电结算均价为183元/兆瓦时，略高于9月月度结算均价177元/兆瓦时；煤电、新能源发电在获得政府授权合约、可再生能源电价补贴后，平均收益更高。

未来，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”发生频次和持续时间，科学研判市场风险，提前采取防范措施，以降低现货市场”负电价”频次，稳定发电企业合理收益预期，促进电力市场平稳健康发展。