国家能源局对“负电价”的定调及核心观点如下：
一、负电价出现的原因
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。例如，此前山东、浙江等地已多次出现负电价，在刚刚过去的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”。
二、负电价的影响及应对措施
短时负电价的影响：
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。
长期负电价的影响：
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。
应对措施：
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。
三、负电价并不意味着电厂需要向用电企业倒贴钱
电力市场结构：
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”。
负电价对电厂收益的影响：
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，目前看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。
