2022年，为了千方百计减轻省内工商企业所面临的电价上涨压力，浙江方面不惜得罪一众发电巨头和售电公司，一度还将自身推向了舆论的风口浪尖。2023年，同样是为了给工商企业降电价，浙江不惜得罪核电、煤电巨头，让市场化核电退出、建立省内煤电联动机制，顶着巨大压力动刀电力市场交易机制。

2024年10月，浙江省能源局召开“浙江省电价稳价座谈会”，会议预计2024年全年浙江将削减工商业用电成本超过40亿元，在此基础上，浙江希望2025年电价继续保持下降趋势。

为此，2025年浙江电力市场出现了不少新变化，包括10%的统调新能源将“报量报价”参与现货市场；“贵价”电源燃气机组将退出市场交易；允许-0.2元/千瓦时的市场出清负电价；在发电侧引入二级限价，在零售侧设置封顶价等。

应该说，新能源装机的快速增长，加之浙江持之以恒尝试为工商企业降电价，两股力量合流，共同促成了浙江-0.2元/千瓦时的负电价。

山东负电价更厉害

若论负电价肆虐时间之久、负电价连续时长以及负电价的绝对规模，浙江恐怕还比不了光伏大省山东。

作为新能源与煤电“双料”大省，山东近几年来光伏负电价频繁出现。山东电力现货市场在2022年有176天全天最低电价小于0元/千瓦时，其中共有135天出现-0.08元/千瓦时的最低负电价。

随着新能源装机的日益饱和，山东负电价大有愈演愈烈之势。2023年4月29日-5月3日，山东用电负荷下降、日间时段新能源大发，严重的供大于求使得电力现货实时交易累计出现46次负电价。

其中，从5月1日20时至5月2日17时，连续实时现货出清负电价时段长达22个小时。最低价格出现在5月2日17时，为-0.085元/千瓦时，相当于发电商要以一度电8.5分钱的价格“付费发电”。

步入2024年，局势又有所恶化。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表示，2024年，山东省风电、光伏全年电量占比13%左右，全年负电价小时数973小时。山东负电价小时数，竟然是绿电占比已经接近50%的德国的2倍。

与心心念念为工商企业降电价的浙江不同，山东省的政策思路，是积极发展新能源、千方百计保护新能源。也就是说，山东史无前例的负电价，完全是因为新能源太多了，远超系统消纳能力。

截至2024年底，山东风光装机已经突破1亿千瓦，光是集中在中午几个小时出力的光伏，装机就达到了7300万千瓦，这当中，仅分布式光伏就达到了4300万千瓦‌‌。

鉴于越来越严峻的新能源消纳形势，2024年底，山东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选择全电量或15%发电量参与电力市场；同期，风电则是自主选择全电量或30%发电量参与电力市场。到2030年，新能源全部电量都要入市交易。

1月27日，国家发改委、能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革

促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），提出“新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。”

这意味着，山东超1亿千瓦的风光新能源装机，入市的脚步注定是要加快了。随着新能源大半或者全部入市，山东的负电价，又怎么能够不愈演愈烈呢？

新能源负电价，浙江、山东两相对比，在成因上虽略有不同，但根本原因是一样的。山东、浙江出现负电价的昨天、今天，就是更多省市的明天，新能源负电价可能会成为普遍性现象。

负电价将常态化

无论是欧洲，还是山东、浙江，负电价都出现在新能源大发时段，这是因为新能源无法像煤电那样伸缩自如去控制出力。并且，随着新能源装机的持续快速增长，新能源负电价局势还将愈加恶化。

“双碳”目标刚刚提出的2020年底，中国新能源装机仅为5.3亿千瓦，而截至2024年底，中国的风光新能源装机已经达到了14.1亿千瓦，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%，很多新能源大省的比例突破50%，部分区域新能源瞬时渗透率甚至超过60%。

未来数年间，中国的新能源装机仍将以每年2亿千瓦以上的增幅持续增长，到2030年，中国的新能源装机将达到30亿千瓦左右。

新能源装机规模越来越庞大，电网是消纳不了这么多新能源的。目前各省都在竞相下调新能源障性收购小时数，江苏风光新能源保障收购小时数下调至400、800小时；四川风电保障收购小时数下调至400小时，光伏是300小时；陕西风电、光伏保障利用小时数分别下调至417小时、293小时。

保障性收购持续下调，新能源全面入市步入倒计时，这么多新能源一股脑涌入市场，新能源电价又怎么会不下行呢？未来负电价省份越来越多，也不足为奇。目前，除了已出现负电价的山东、浙江，甘肃、山西、广东，现货市场地板价也已经到了0元。

如果说新能源入市电价下行是确定的话，那么，终端电价有没有希望上调呢？如果终端电价能够灵活上调，那新能源低电价、负电价也就不成其为严重问题了。很不走巧的是，中国的新能源转型，还撞上了中国经济持续下行周期。经济下行之际，终端电价上涨，恐怕是难以承受的。

谈及电价，这里面还有一个新能源转型成本的问题。

由于新能源的低边际成本、高系统成本，无法独立实现24小时灵活可调供电，需要为其配备庞大的系统调节资源（火电、储能等）。随着新能源占比越来越高，系统成本也将越来越庞大。据国家电网测算，新能源电量占比每提升5个百分点，将增加消纳成本0.088元/千瓦时。

随着系统成本的走高，新能源为主体的新型电力系统，其终端电价是有着天然上涨趋势的。那么，经济下行压力要求终端电价不能涨，最终的博弈结果，一定是

新能源做更多贡献，上网电价继续走低。

没有人主观希望出现这样的一个趋势，但是，整个系统空间的日益逼仄，只会持续压缩新能源电价的腾挪空间。

当负电价越来越普遍，新能源电站的盈利逻辑将发生巨变，单纯靠“卖电”赚取收益会面临很大不确定性。新能源电站投资方、运营方，可考虑从以下三个方面谋求升级转型：

第一，增强交易能力，市场分析和预测能力，灵活应用入市交易规则，尽量在市场上卖个好价钱；

第二，在电能量价值之外，挖掘容量价值、绿色环境价值等多元化利润点，比如参与调频、备用容量等市场，获取辅助服务收益。

第三，做好业务升级，重构业务链条，比如配置储能设施，拓展冷热电联供、充电桩等服务，提高资产利用率；上绿氢设备，在负电价时段电解水制氢，销售氢气获取更多收益。返回搜狐，查看更多