近日，国家能源局举办新闻发布会，介绍学习宣传贯彻党的二十届四中全会精神相关举措，同时发布前三季度全国能源形势、可再生能源并网运行、电动汽车充电基础设施建设等相关情况。

　　《每日经济新闻》记者注意到，近两年“负电价”成为社会关注热点。为何负电价出现频率越来越高？负电价是否等于电厂需要向用电企业倒贴钱？

　　在回答《每日经济新闻》记者提出的上述问题时，国家能源局市场监管司副司长张燕秦表示，随着新能源全面入市、省级现货市场运行更加健全，负电价有可能会更频繁出现。此外，“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”。

　　“负电价”不等于“负电费”

　　张燕秦回答《每日经济新闻》记者现场提出的问题时表示，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。随着新能源全面入市、省级现货市场运行更加健全，负电价有可能会更频繁出现。

　　比如，此前山东、浙江等地已多次出现负电价。9月份，四川电力现货市场出现全天负电价现象，经分析主要原因是来水同比偏丰六成，受气温下降影响负荷同比下降两成，供需两侧“一增一减”，供给能力超过用电需求近四成，导致负电价出现。

　　张燕秦指出，短时出现负电价，可以看作电力市场的“信号灯”，能够激励机组深调、用户填谷，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进一步优化电力系统调节能力。

　　此外，张燕秦强调，“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”。

　　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”，在综合中长期市场、新能源补贴以及煤电容量电价等因素后，目前来看，负电价对电厂总体收益影响有限。如9月20~21日，四川水电结算均价183元/兆瓦时，甚至略高于9月月度结算均价177元/兆瓦时，煤电、新能源发电额外获得政府授权合约、可再生能源电价补贴后，平均收益更高。

　　张燕秦表示，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和持续时间，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。

　　进一步扩大新能源供给

　　新一轮NDC（即《巴黎协定》下的国家自主贡献）提出2035年非化石能源占比超30%、风光总装机力争达36亿千瓦的目标。为实现这一目标，“十五五”能源发展规划将设定哪些关键的阶段性指标和实施路径？

　　国家能源局综合司副司长张星表示，“十五五”时期要在继续大力发展、做大总量的基础上，加快推动新能源“立起来”“靠得住”，实现更大规模更高质量平稳发展，重点要做好以下几方面工作。

　　首先是进一步扩大新能源供给。统筹就地消纳和外送通道建设，加快推进“沙戈荒”新能源基地建设。发挥水风光互补优势，积极推动水风光一体化基地规划建设。加大海上风电开发力度，完善顶层设计，加快研究出台深远海海上风电规划性文件和管理办法，推动海上风电规范有序建设。推动分布式新能源多场景多元化开发。

　　其次是积极推动新能源集成发展。加快研究出台促进新能源集成发展的政策文件，统筹推进新能源与传统产业协同优化升级，推动新能源与算力、绿氢等战略性新兴产业融合互促发展，以新能源布局牵引生产力布局。支持绿电直连、虚拟电厂等促进新能源就近消纳的新模式新业态发展。

　　再次，拓展新能源非电利用途径。在更好发挥电网作用、持续提升电力系统调节能力和新能源消纳水平的同时，积极拓展新能源非电利用，重点推动风光制氢氨醇、风光供热供暖等多元转化和就地利用。

　　同时，全面提升新能源消费水平。落实可再生能源消费最低比重目标，加快出台《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》，协同推进可再生能源强制消费与自愿消费。健全绿证交易机制，加强电-碳-证市场协同衔接，积极推动绿证国际互认，合理体现绿色电力环境价值。

　　最后，完善适应高比例新能源的市场和价格机制。配合有关部门指导各地加快出台和落实新能源上网电价市场化改革实施方案，科学合理设定各类边界条件，妥善处理降电价与稳收益的关系并合理衔接存量政策，稳定市场预期和投资积极性。构建适应新能源特性的市场交易规则，为新能源提供合理的收益保障与风险管理机制。