山东出现了史无前例的负电价之后，经济大省浙江以及用电大省也出现了负电价，并且这个价格一下子就达到了-0.2 元。对于正在迅猛增长的新能源而言，这意味着什么呢？
经过连续两日让人惊魂未定的情况后，1 月 21 日，浙江电力现货日前市场的最低价恢复到了 0 元/千瓦时。
在地球的另一侧，欧洲的新能源国家德国，迈入 2025 年之后再度遭遇了前所未有的负电价情况。1 月 2 日，德国电力批发市场的日内价格出现了持续 4 个小时的负电价。这主要是由于当时德国的风力发电极为旺盛，其风力发电能力达到了 40 吉瓦以上，比当地 24.7 吉瓦的平均电力需求还要高。
中外实践显示，风光发电与煤电不同，它不能像煤电那样自由调节且完全可控。倘若在某一时间段内，新能源的发电量远远超过了用电需求，那么负电价以及弃风弃光的情况几乎是难以避免的。
对于新能源装机刚刚达到 14.1 亿千瓦历史高峰的中国而言，这不是一个好消息。凌厉的电价态势让市场感到十分惊讶，新能源发电企业对未来的发电收益更加忧虑。
负电价背后有着怎样的故事呢？负电价的内在机理到底是什么？在 2030 年前的未来数年间，中国新增新能源装机每年都需在 2 亿千瓦以上，那么未来新能源电价的趋势将会如何呢？
浙江特色的负电价
浙江出现了突如其来的负电价，这让外界感到颇为意外，然而也并非完全找不到踪迹。
2024 年 5、6 月间，浙江电力现货市场进行模拟运行。在这个过程中，出现了-0.2 元/度的负电价。不过，当时并不需要进行实际结算。
2024 年 12 月 27 日，浙江省发改委等相关部门联合印发了《浙江电力现货市场运行方案》。在该方案中，明确规定了电力现货市场申报价格以及市场出清价格的下限为-0.2 元/千瓦时。
到 2024 年底，浙江的新能源装机量达到了 5682 万千瓦。新能源装机的渗透率突破了 40%。其中，光伏装机为 4727 万千瓦，风电装机为 649 万千瓦。新能源装机的快速增长，是浙江出现负电价的现实基础。浙江此次出现的-0.2 元/千瓦时的顶格负电价，是在光伏大量发电的中午 13 时附近。
浙江负电价在当下变为现实，它一出现就是顶格的-0.2 元/千瓦时，这个负电价比山东 0.08 元/千瓦时要夸张许多。究其原因，有着浙江省独特的省情。
这背后的推动因素主要在于，浙江作为民营经济大省，近些年来一直都在为民营企业降低电价这件事上用心、惦记着。
因为历史形成的缘故，浙江省工商业电价在全国范围内几乎是最高的。浙江绍兴有一家民营企业，其主要业务是为家电企业提供泡沫包装品，该企业反馈的平均用电电价约为 0.85 元/千瓦时。从上网电价方面也能够反映出浙江电价的高值，与山东 0.39 元的燃煤上网电价相比，浙江的燃煤上网电价是 0.42 元。
浙江的经济总量里，民营经济所占比例超过七成。浙江的民营企业以及个体工商户的数量超过 1000 万户，并且大多是中小企业。与国企相比，民企特别是中小民企对电力保供以及电价异常情况很敏感。往往只是几分钱的电价上涨，企业就会损失几十万甚至上百万的收入，很多时候这就是盈利与亏损、生存与死亡的边界。
2022 年，为了想尽各种办法减轻省内工商企业面临的电价上涨压力，浙江方面不顾得罪众多发电巨头和售电公司，曾经还使自身处于舆论的风口浪尖之上。2023 年，同样是为了给工商企业降低电价，浙江不顾得罪核电、煤电巨头，促使市场化核电退出，并建立起省内煤电联动机制，顶着巨大的压力对电力市场交易机制进行调整。
2024 年 10 月，浙江省能源局召开了“浙江省电价稳价座谈会”。会议预估 2024 年全年，浙江会削减工商业用电成本超过 40 亿元。在此基础之上，浙江期望 2025 年电价能够继续维持下降的态势。
2025 年浙江电力市场有诸多新变化。其中，10%的统调新能源会以“报量报价”的方式参与现货市场。“贵价”电源燃气机组将不再参与市场交易。市场可以出现-0.2 元/千瓦时的出清负电价。在发电侧引入了二级限价，同时在零售侧设置了封顶价。
应该说，新能源装机实现了快速增长。同时，浙江一直坚持不懈地尝试为工商企业降低电价。这两股力量汇聚在一起，共同促使了浙江出现了-0.2 元/千瓦时的负电价。
山东负电价更厉害
若论负电价持续的时间长短、连续的时长情况以及负电价的规模大小，浙江或许比不上光伏产业发达的山东。
山东作为新能源与煤电的“双料”大省，近些年来光伏负电价时常出现。在 2022 年，山东电力现货市场有 176 天全天的最低电价低于 0 元/千瓦时，并且其中有 135 天出现了-0.08 元/千瓦时的最低负电价。
新能源装机日益饱和，山东负电价呈现出愈发严重的态势。在 2023 年 4 月 29 日至 5 月 3 日期间，山东的用电负荷有所下降，日间时段新能源大量发电，由于供大于求的情况极为严重，导致电力现货实时交易累计出现了 46 次负电价。
5 月 1 日 20 时到 5 月 2 日 17 时这段时间，连续实时现货出清出现负电价，且持续了 22 个小时。5 月 2 日 17 时的价格最低，是-0.085 元/千瓦时，这意味着发电商需要以一度电 8.5 分钱的价格来“付费发电”。
2024 年已经到来，局势出现了恶化。在 2025 中国风能新春茶话会上，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩指出，2024 年，山东省风电和光伏全年的电量占比约为 13%。全年负电价小时数达到 973 小时。山东的负电价小时数，是绿电占比已接近 50%的德国的 2 倍。
浙江心心念念为工商企业降电价，而山东省的政策思路是积极发展新能源并且千方百计保护新能源。这意味着山东出现史无前例的负电价，其原因完全是新能源过多，超出了系统的消纳能力。
截至 2024 年底，山东的风光装机量突破了 1 亿千瓦。其中，仅中午几个小时出力的光伏装机就达到了 7300 万千瓦。在这 7300 万千瓦的光伏装机中，分布式光伏就达到了 4300 万千瓦。
因为新能源消纳形势越发严峻，所以在 2024 年底，山东推出了新能源入市的新政。2025 年到 2026 年期间，新增的分布式光伏能够自主选择全部电量或者 15%的发电量来参与电力市场。在同一时期，风电可以自主选择全部电量或者 30%的发电量去参与电力市场。到了 2030 年，新能源的全部电量都必须入市进行交易。
1 月 27 日，国家发改委和能源局发布了相关内容。这内容是关于深化新能源上网电价的市场化改革。
《促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136 号）提出，新能源项目的上网电量在原则上要全部进入电力市场，并且上网电价要通过市场交易来形成。
这意味着山东拥有超过 1 亿千瓦的风光新能源装机。这些新能源装机入市的步伐注定会加快。随着新能源大半或者全部进入市场，山东的负电价又怎么会不越发严重呢？
新能源出现负电价，浙江和山东进行对比，在成因方面虽然稍微有差异，但是根本原因是相同的。山东出现负电价的昨天以及浙江出现负电价的今天，这就如同更多省市的明天一样，新能源负电价很有可能会成为普遍存在的现象。
负电价将常态化
欧洲出现负电价是在新能源大发时段，山东出现负电价也是在新能源大发时段，浙江出现负电价同样是在新能源大发时段。这是因为新能源不像煤电那样能够伸缩自如地控制出力。而且，随着新能源装机持续快速增长，新能源负电价的局势会变得越来越糟糕。
2020 年底“双碳”目标刚刚提出之时，中国新能源装机仅有 5.3 亿千瓦。到 2024 年底，中国的风光新能源装机已达 14.1 亿千瓦。在这短短 4 年间，新能源装机净增 8.8 亿千瓦。新能源在全部电力装机中的占比达到了 42%，很多新能源大省的该比例突破 50%，部分区域的新能源瞬时渗透率甚至超过 60%。
未来数年里，中国的新能源装机会持续增长，每年的增幅在 2 亿千瓦以上。到 2030 年的时候，中国的新能源装机能够达到 30 亿千瓦左右。
新能源装机规模变得越来越大。电网无法消纳如此之多的新能源。目前，各省都在相互竞争着下调新能源保障性收购小时数。江苏的风光新能源保障收购小时数被下调至 400 小时和 800 小时。四川的风电保障收购小时数被下调至 400 小时，光伏为 300 小时。陕西的风电和光伏保障利用小时数分别被下调至 417 小时和 293 小时。
保障性收购持续下调，新能源全面入市的时间进入倒计时。如此多的新能源一下子涌入市场，新能源电价怎么可能不下行呢？未来负电价的省份越来越多，这并不奇怪。目前，除了山东、浙江已经出现负电价外，甘肃、山西、广东的现货市场地板价也已经达到了 0 元。
如果新能源入市电价下行这一情况是确定的，那么，终端电价是否有希望上调呢？倘若终端电价能够灵活地上调，那么新能源的低电价、负电价就不会成为严重的问题。非常不巧的是，中国的新能源转型，恰好撞上了中国经济持续处于下行周期。在经济下行的时候，终端电价上涨，恐怕是难以被承受的。
谈及电价，这里面还有一个新能源转型成本的问题。
新能源具有低边际成本和高系统成本的特点，这使得它无法独自实现 24 小时灵活可调供电，所以需要为其配备大量的系统调节资源，如火电、储能等。随着新能源占比逐渐升高，系统成本也会随之越来越大。据国家电网的测算，每当新能源电量占比提升 5 个百分点，消纳成本就会增加 0.088 元/千瓦时。
系统成本在不断走高，以新能源为主体的新型电力系统，其终端电价本身就有上涨的趋势。然而，经济处于下行压力之下，这就要求终端电价不能上涨。在这种情况下，最终的博弈结果必然是……
新能源做更多贡献，上网电价继续走低。
没有人主观上希望出现这样的一个趋势。然而，整个系统空间变得日益逼仄，这只会持续对新能源电价的腾挪空间进行压缩。
负电价越来越普遍的时候，新能源电站的盈利逻辑会有巨大的改变。单纯凭借“卖电”来获取收益，将会面临很大的不确定性。新能源电站的投资方和运营方，可以从以下三个方面去思考并谋求升级转型：
首先，提升交易能力，具备市场分析与预测的能力，能够灵活运用入市交易规则，努力在市场中卖出一个好价钱。
第二，除了电能量价值之外，要去挖掘容量价值以及绿色环境价值等多种多元化的利润点。例如参与调频市场以及备用容量等市场，以此来获取辅助服务的收益。
第三，要做好业务升级工作，对业务链条进行重构。例如配置储能设施，以此来拓展冷热电联供以及充电桩等服务，从而提高资产的利用率；还要安装绿氢设备，在负电价时段进行电解水制氢，通过销售氢气来获取更多的收益。
