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，“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。

下一步，我们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。

根据行业分析，每年11月至次年4月的枯水期，西南地区工业用电价格较丰水期上涨30%-50%，而工业硅作为高耗能产品，电力成本占总生产成本的35%以上。有业内专家测算："按当前市场价格，丰水期多数企业仅能勉强盈亏平衡；进入11月枯水期后，每吨工业硅生产成本至少增加5000元，生产即意味着亏损"。