发布时间：2025-07-04 17:31:53 阅读： 42次
來源：華夏能源網
在山東史無前例地出現負電價後，經濟大省、用電大省浙江也出現了負電價，且這一價格一下子就頂到了-0.2元。這對正在迅猛增長的新能源來說，意味著什麽？
1月19日，浙江電力現貨市場出現-0.2元/千瓦時的最低價。次日，市場最低價再次觸及-0.2元。連續兩日驚魂未定之後，1月21日，浙江電力現貨日前市場的最低價回到了0元/千瓦時。
在地球的另一邊，歐洲新能源戰車——德國，步入2025年後再次經曆了史無前例的負電價：1月2日，德國電力批發市場日內價格出現了連續4個小時的負電價。這主要是因為當時德國風電大發，風力發電能力超過40吉瓦，高於當地24.7吉瓦的平均電力需求。
中外實踐表明，風光發電不像煤電那樣可以自由調節、完全可控，如果某一時間段內新能源發電量大大超過了用電需求，負電價以及棄風棄光幾乎是躲不掉的。
這對新能源裝機剛剛攀上14.1億千瓦曆史高峰的中國來說，不是個好消息。淩厲的電價態勢讓市場大吃一驚，新能源發電企業更加憂慮未來的發電收益。
負電價背後，到底有著怎樣的故事？負電價的內在機理到底為何？到2030年前的未來數年間，中國新增新能源裝機每年都要在2億千瓦以上，未來新能源電價趨勢如何？
浙江特色的負電價
浙江突如其來的負電價，雖讓外界頗感意外，但是也並非完全無跡可尋。
早在2024年5、6月間，浙江電力現貨市場模擬運行的時候，就出現了-0.2元/度的負電價，隻是當時無需實際結算。
2024年12月27日，浙江省發改委、浙江省能源局、國家能源局浙江監管辦公室聯合印發《浙江電力現貨市場運行方案》。其中，對電力現貨市場申報價格、市場出清價格所規定的下限，就是-0.2元/千瓦時。
至2024年底，源裝機達到5682萬千瓦，新能源裝機滲透率已經突破了40%，其中光伏裝機4727萬千瓦，風電裝機649萬千瓦。突飛猛進的新能源裝機，是浙江出現負電價的現實基礎。浙江此次-0.2元/千瓦時的頂格負電價，就是出現在光伏大發的中午13時附近。
浙江負電價在此時此刻成為現實，且一亮相就是頂格的-0.2元/千瓦時（比山東0.08元/千瓦時的負電價誇張了很多），追根溯源，也有著浙江省的獨特省情。
這背後最主要的推動因素，是作為民營經濟大省的浙江，近年來一直在心心念念為民營企業降電價。
由於曆史形成的原因，浙江省工商業電價在全國幾乎都是最高的。浙江紹興一家民營企業，它們主要為家電企業供應泡沫包裝品，該企業反饋的平均用電電價在0.85元/千瓦時左右。從上網電價也能反應出浙江電價之高——與山東0.39元的燃煤上網電價相比，浙江的燃煤上網電價為0.42元。
在浙江的經濟總量中，民營經濟占比逾七成，浙江的民營企業和個體工商戶超過1000萬戶，且多是中小企業。相比國企，民企尤其是中小民企對電力保供和電價異常敏感，往往幾分錢的電價上漲，企業幾十萬上百萬的收入就沒了，很多時候就是盈與虧、生與死的邊界。
2022年，為了千方百計減輕省內工商企業所麵臨的電價上漲壓力，浙江方麵不惜得罪一眾發電巨頭和售電公司，一度還將自身推向了輿論的風口浪尖。2023年，同樣是為了給工商企業降電價，浙江不惜得罪核電、煤電巨頭，讓市場化核電退出、建立省內煤電聯動機製，頂著巨大壓力動刀電力市場交易機製。
2024年10月，浙江省能源局召開“浙江省電價穩價座談會”，會議預計2024年全年浙江將削減工商業用電成本超過40億元，在此基礎上，浙江希望2025年電價繼續保持下降趨勢。
為此，2025年浙江電力市場出現了不少新變化，包括10%的統調新能源將“報量報價”參與現貨市場；“貴價”電源燃氣機組將退出市場交易；允許-0.2元/千瓦時的市場出清負電價；在發電側引入二級限價，在零售側設置封頂價等。
應該說，新能源裝機的快速增長，加之浙江持之以恒嚐試為工商企業降電價，兩股力量合流，共同促成了浙江-0.2元/千瓦時的負電價。
山東負電價更厲害
若論負電價肆虐時間之久、負電價連續時長以及負電價的絕對規模，浙江恐怕還比不了光伏大省山東。
作為新能源與煤電“雙料”大省，山東近幾年來光伏負電價頻繁出現。山東電力現貨市場在2022年有176天全天最低電價小於0元/千瓦時，其中共有135天出現-0.08元/千瓦時的最低負電價。
隨著新能源裝機的日益飽和，山東負電價大有愈演愈烈之勢。2023年4月29日-5月3日，山東用電負荷下降、日間時段新能源大發，嚴重的供大於求使得電力現貨實時交易累計出現46次負電價。
其中，從5月1日20時至5月2日17時，連續實時現貨出清負電價時段長達22個小時。最低價格出現在5月2日17時，為-0.085元/千瓦時，相當於發電商要以一度電8.5分錢的價格“付費發電”。
步入2024年，局勢又有所惡化。在2025中國風能新春茶話會上，中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海岩表示，2024年，山東省風電、光伏全年電量占比13%左右，全年負電價小時數973小時。山東負電價小時數，竟然是綠電占比已經接近50%的德國的2倍。
與心心念念為工商企業降電價的浙江不同，山東省的政策思路，是積極發展新能源、千方百計保護新能源。也就是說，山東史無前例的負電價，完全是因為新能源太多了，遠超係統消納能力。
截至2024年底，山東風光裝機已經突破1億千瓦，光是集中在中午幾個小時出力的光伏，裝機就達到了7300萬千瓦，這當中，僅分布式光伏就達到了4300萬千瓦。
鑒於越來越嚴峻的新能源消納形勢，2024年底，山東推出了新能源入市新政，2025年到2026年新增分布式光伏可自主選擇全電量或15%發電量參與電力市場；同期，風電則是自主選擇全電量或30%發電量參與電力市場。到2030年，新能源全部電量都要入市交易。
1月27日，國家發改委、能源局發布《關於深化新能源上網電價市場化改革
促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號），提出“新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。”
這意味著，山東超1億千瓦的風光新能源裝機，入市的腳步注定是要加快了。隨著新能源大半或者全部入市，山東的負電價，又怎麽能夠不愈演愈烈呢？
新能源負電價，浙江、山東兩相對比，在成因上雖略有不同，但根本原因是一樣的。山東、浙江出現負電價的昨天、今天，就是更多省市的明天，新能源負電價可能會成為普遍性現象。
負電價將常態化
無論是歐洲，還是山東、浙江，負電價都出現在新能源大發時段，這是因為新能源無法像煤電那樣伸縮自如去控製出力。並且，隨著新能源裝機的持續快速增長，新能源負電價局勢還將愈加惡化。
“雙碳”目標剛剛提出的2020年底，中裝機僅為5.3億千瓦，而截至2024年底，中國的風光新能源裝機已經達到了14.1億千瓦，短短4年間新能源裝機淨增8.8億千瓦。新能源在全部電力裝機中的占比達到了42%，很多新能源大省的比例突破50%，部分區域新能源瞬時滲透率甚至超過60%。
未來數年間，中國的新能源裝機仍將以每年2億千瓦以上的增幅持續增長，到2030年，中國的新能源裝機將達到30億千瓦左右。
新能源裝機規模越來越龐大，電網是消納不了這麽多新能源的。目前各省都在競相下調新能源障性收購小時數，江蘇風光新能源保障收購小時數下調至400、800小時；四川風電保障收購小時數下調至400小時，光伏是300小時；陝西風電、光伏保障利用小時數分別下調至417小時、293小時。
保障性收購持續下調，新能源全麵入市步入倒計時，這麽多新能源一股腦湧入市場，新能源電價又怎麽會不下行呢？未來負電價省份越來越多，也不足為奇。目前，除了已出現負電價的山東、浙江，甘肅、山西、廣東，現貨市場地板價也已經到了0元。
如果說新能源入市電價下行是確定的話，那麽，終端電價有沒有希望上調呢？如果終端電價能夠靈活上調，那新能源低電價、負電價也就不成其為嚴重問題了。很不走巧的是，中國的新能源轉型，還撞上了中國經濟持續下行周期。經濟下行之際，終端電價上漲，恐怕是難以承受的。
談及電價，這裏麵還有一個新能源轉型成本的問題。
由於新能源的低邊際成本、高係統成本，無法獨立實現24小時靈活可調供電，需要為其配備龐大的係統調節資源（火電、儲能等）。隨著新能源占比越來越高，係統成本也將越來越龐大。據國家電網測算，新能源電量占比每提升5個百分點，將增加消納成本0.088元/千瓦時。
隨著係統成本的走高，新能源為主體的新型電力係統，其終端電價是有著天然上漲趨勢的。那麽，經濟下行壓力要求終端電價不能漲，最終的博弈結果，一定是
新能源做更多貢獻，上網電價繼續走低。
沒有人主觀希望出現這樣的一個趨勢，但是，整個係統空間的日益逼仄，隻會持續壓縮新能源電價的騰挪空間。
當負電價越來越普遍，新能源電站的盈利邏輯將發生巨變，單純靠“賣電”賺取收益會麵臨很大不確定性。新能源電站投資方、運營方，可考慮從以下三個方麵謀求升級轉型：
第一，增強交易能力，市場分析和預測能力，靈活應用入市交易規則，盡量在市場上賣個好價錢；
第二，在電能量價值之外，挖掘容量價值、綠色環境價值等多元化利潤點，比如參與調頻、備用容量等市場，獲取輔助服務收益。
第三，做好業務升級，重構業務鏈條，比如配置儲能設施，拓展冷熱電聯供、充電樁等服務，提高資產利用率；上綠氫設備，在負電價時段電解水製氫，銷售氫氣獲取更多收益。
