现货市场交易电量占比一般在10%以内，电力（电力行业分析报告）中长期合同保障了发电企业电量电价的“基本盘”，目前看负电价对总体收益影响有限。以浙江为例，新能源90%的发电量按照0.4153元/千瓦时结算，仅10%参与现货市场，即便出现负电价，结算价格仍可覆盖发电成本。再比如山东电费结算由“中长期+现货+容量补偿”组成，现货交易实行“日清月结”，按月度周期有80%以上为中长期合同，负电价对结算电价影响较小。
电力现货市场中，不仅有短时负电价，也有短时高电价，市场价格优化发用电行为的引导作用正在显现。比如短时高电价，可以引导火电企业顶峰发电、电力用户减少用电需求，提升电力供需紧张时段的安全保供能力；短时低电价，可以引导火电企业压降出力、储能和虚拟电厂等主体参与系统调节、电力用户增加用电需求，扩大新能源消纳空间。
负电价环境下，对煤电机组而言，发电空间会受到一定挤压。随着新能源装机占比不断提高，煤电机组需要逐渐适应从主要发电角色向“发电+调节+顶峰”的灵活性电源角色转变。如何在保障电力供应稳定的同时，降低运营成本，提高灵活性，是煤电机组需要解决的关键问题。
对新能源场站而言，负电价带来的直接影响是度电均价下降。受中长期合约签约比例等交易策略和预测水平影响，不同场站结算均价存在较大差异。从长远看，新能源需要通过技术创新、精准预测发电出力等举措，降低发电成本，提升市场竞争力。同时在项目前期做好投资决策，优选项目类型、建设地点以及装机规模，降低投资风险和运营难度。
从短期看，新能源装机规模迅速扩大，对系统灵活性的要求提高，尤其随着更多省份的现货市场转入正式运行，负电价有可能会更频繁出现。但从长远看，负电价给出了明确的价格信号，将加速推动电力系统调节资源建设，提升电力系统灵活性，负电价的频次可能随着调节能力的提升而逐步收敛，呈现动态平衡特征，避免价格大幅波动。