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近日，國家能源局舉辦新聞發布會，介紹學習宣傳貫徹黨的二十屆四中全會精神相關舉措，同時發布前三季度全國能源形勢、可再生能源并網運行、電動汽車充電基礎設施建設等相關情況。
《每日經濟新聞》記者注意到，近兩年“負電價”成為社會關注熱點。為何負電價出現頻率越來越高？負電價是否等于電廠需要向用電企業倒貼錢？
在回答《每日經濟新聞》記者提出的上述問題時，國家能源局市場監管司副司長張燕秦表示，隨著新能源全面入市、省級現貨市場運行更加健全，負電價有可能會更頻繁出現。此外，“負電價”不等于電廠需要向用電企業倒貼錢，也不等于“負電費”。
“負電價”不等于“負電費”
張燕秦回答《每日經濟新聞》記者現場提出的問題時表示，當前，在新能源裝機規模占比日益提高的背景下，負電價既是電力供需關系呈現時段性不平衡的直接體現，也是新能源消納通過現貨市場價格的直接反映。隨著新能源全面入市、省級現貨市場運行更加健全，負電價有可能會更頻繁出現。
比如，此前山東、浙江等地已多次出現負電價。9月份，四川電力現貨市場出現全天負電價現象，經分析主要原因是來水同比偏豐六成，受氣溫下降影響負荷同比下降兩成，供需兩側“一增一減”，供給能力超過用電需求近四成，導致負電價出現。
張燕秦指出，短時出現負電價，可以看作電力市場的“信號燈”，能夠激勵機組深調、用戶填谷，引導儲能等各類新型主體的投資建設，共同為清潔能源發電讓出空間。但如果長期出現負電價，可能意味著電力明顯供大于求，需要根據市場價格信號進一步優化電力系統調節能力。
此外，張燕秦強調，“負電價”不等于電廠需要向用電企業倒貼錢，也不等于“負電費”。
我國電力市場包含中長期、現貨、輔助服務市場等，現貨市場交易電量占比一般在10%以內，電力中長期合同保障了發電企業電量電價的“基本盤”，在綜合中長期市場、新能源補貼以及煤電容量電價等因素后，目前來看，負電價對電廠總體收益影響有限。如9月20~21日，四川水電結算均價183元/兆瓦時，甚至略高于9月月度結算均價177元/兆瓦時，煤電、新能源發電額外獲得政府授權合約、可再生能源電價補貼后，平均收益更高。
張燕秦表示，下一步，國家能源局將指導各地加強市場運營監測，密切關注負電價發生頻次和持續時間，科學研判市場風險，提前采取防范措施，降低現貨市場負電價頻次，穩定發電企業合理收益預期。
進一步擴大新能源供給
新一輪NDC（即《巴黎協定》下的國家自主貢獻）提出2035年非化石能源占比超30%、風光總裝機力爭達36億千瓦的目標。為實現這一目標，“十五五”能源發展規劃將設定哪些關鍵的階段性指標和實施路徑？
國家能源局綜合司副司長張星表示，“十五五”時期要在繼續大力發展、做大總量的基礎上，加快推動新能源“立起來”“靠得住”，實現更大規模更高質量平穩發展，重點要做好以下幾方面工作。
首先是進一步擴大新能源供給。統籌就地消納和外送通道建設，加快推進“沙戈荒”新能源基地建設。發揮水風光互補優勢，積極推動水風光一體化基地規劃建設。加大海上風電開發力度，完善頂層設計，加快研究出臺深遠海海上風電規劃性文件和管理辦法，推動海上風電規范有序建設。推動分布式新能源多場景多元化開發。
其次是積極推動新能源集成發展。加快研究出臺促進新能源集成發展的政策文件，統籌推進新能源與傳統產業協同優化升級，推動新能源與算力、綠氫等戰略性新興產業融合互促發展，以新能源布局牽引生產力布局。支持綠電直連、虛擬電廠等促進新能源就近消納的新模式新業態發展。
再次，拓展新能源非電利用途徑。在更好發揮電網作用、持續提升電力系統調節能力和新能源消納水平的同時，積極拓展新能源非電利用，重點推動風光制氫氨醇、風光供熱供暖等多元轉化和就地利用。
同時，全面提升新能源消費水平。落實可再生能源消費最低比重目標，加快出臺《可再生能源消費最低比重目標和可再生能源電力消納責任權重制度實施辦法》，協同推進可再生能源強制消費與自愿消費。健全綠證交易機制，加強電-碳-證市場協同銜接，積極推動綠證國際互認，合理體現綠色電力環境價值。
最后，完善適應高比例新能源的市場和價格機制。配合有關部門指導各地加快出臺和落實新能源上網電價市場化改革實施方案，科學合理設定各類邊界條件，妥善處理降電價與穩收益的關系并合理銜接存量政策，穩定市場預期和投資積極性。構建適應新能源特性的市場交易規則，為新能源提供合理的收益保障與風險管理機制。
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