随着市场化改革深入推进，一些地方的电价开始随着供需关系波动。在电力现货市场，某些时段甚至会出现“负电价”。今年以来，辽宁连续多时出现“负电价”。此前，四川、山东、浙江、内蒙古等地的电价，也曾降到零以下。

　　“负电价”这一新的价格信号，意味着什么？应当怎么看？总体而言，这是在积极推进电力市场化改革的背景下，新能源高比例规模化并网的产物。

　　从装机和发电量占比来看，我国新能源正逐步从“补充能源”向“主力能源”转变。而风电光伏不具备传统火电的调峰功能，加之需求侧响应机制还有待完善，在一些时段和区域难免出现供需错配。因此，需要建立更成熟的市场机制以促进其有效消纳，以更灵敏的价格信号引导供需实现动态平衡。

　　对电力市场而言，新能源全面入市会带来更复杂的调节问题、更多元的市场影响。削峰填谷、平衡供需，早已不限于新能源与火电的搭配、淡季与旺季的协调，还必须把储能、虚拟电厂等新业态纳入统筹考虑。

　　当市场上出现“负电价”时，并非只有发电厂停机减发或通过环境收益弥补损失这样的选项，储能电站可以“抄底”充电，虚拟电厂也能低价吸纳、到高峰时段再释放，让系统调节效益成倍放大。

　　在多源互补的新型电力系统中，短时出现的“负电价”，除了反映供需关系的即时变化，还凸显了加快培育灵活性电力资源的重要性。围绕这一价格信号，推进配套机制改革，才能促进各类主体在竞争中提高效率、增强活力。

　　也要看到，电力关系国计民生，牵一发而动全身，其市场化改革必须在平稳有序的前提下稳妥推进。保持价格灵活的同时，建立合理的监测与干预机制，才能兼顾市场活力与民生安稳，实现能源稳定供应与资源高效配置的双重目标。

　　对于“负电价”，应有效防范其市场风险。当前允许“负电价”的地区，不仅设定了价格下限，而且往往储能产业、需求响应、跨区交易等相对成熟，有更丰富的手段应对价格波动。同时，这一价格改革目前不涉及居民用电，且电力现货市场交易电量占比一般在10%以内，电厂一般都通过中长期合约锁定了大部分收益，不会造成过大的经营压力。

　　更好应对这一挑战，不是要将“负电价”消除，而是要协同推进新型能源体系和新型电力系统建设，以更合理的布局、更顺畅的机制，实现更高水平的供需动态平衡。比如，风光资源富集区，应加大力度发展储能等配套产业，出台合理的结算政策确保发电收益。主要能源消费区，可通过扩大日内交易、工业移峰生产等方式，增强系统调节能力，提升资源配置水平。

　　能源绿色转型，电力价格改革，是互相牵引、互相促进的配套工程。在这场结构性变革中，“负电价”作为系统运行状态的一个指示灯，是市场通过价格信号实现自我调节的表现。读懂市场信号，深化机制改革，提升应对水平，方能更好把握转型节奏，跑好高质量发展的每一棒。