近年来，电力系统调节能力持续提升。截至2024年底，全国灵活调节煤电规模超6亿千瓦，抽水蓄能投产规模超5800万千瓦，累计建成新型储能超6000万千瓦，跨区跨省输电能力超3亿千瓦。2024年在新能源装机增速远高于负荷增长的情况下，新能源（能源行业分析报告）利用率维持在95%以上。
将配合国家发展改革委落实好新能源全面入市政策，指导各地结合实际，科学确定存量与增量项目机制电量电价，保持存量项目平稳运营的同时，通过市场化方式确定增量项目的机制电价，让企业能够有合理稳定的预期。优化电力系统调节能力，进一步发挥虚拟电厂、新型储能、氢能等调节作用。完善电力市场机制，加强省份间电力互济，以市场方式促进变动成本更低的新能源优先消纳，实现新能源在更大范围内的优化配置和协同消纳，降低省份内现货市场负电价频次。强化市场运营监测，建立常态化电力市场运行预警机制，实时监测负电价发生频次与持续时间，科学研判市场风险，提前采取防范措施。
电力现货市场短期出现负电价不会显著影响企业的长期运营。但也启示我们，未来需进一步深化电力市场化改革，打破省份间的交易壁垒，通过全国统一市场实现资源更大范围的优化配置；引导新能源合理规划、科学投资和高质量发展；建立多元化收益渠道，拓宽新能源的价值实现路径；引导用户侧资源主动参与系统调节，推动新能源实现高质量发展。
在能源转型的大背景下，新能源发展是必然趋势，但并不意味着可以忽视火电、燃气等其他电源的重要性。各类电源应在市场机制的引导下，实现优势互补，共同保障电力系统稳定运行。同时，要加强电网网架结构的建设和优化，提高电力输送和分配效率，这也是实现新能源利用率提升和各类电源协同发展的关键。