浙江負電價在此時此刻成為現(xiàn)實，且一亮相就是頂格的-0.2元/千瓦時（比山東0.08元/千瓦時的負電價夸張了很多），追根溯源，也有著浙江省的獨特省情。

這背后最主要的推動因素，是作為民營經(jīng)濟大省的浙江，近年來一直在心心念念為民營企業(yè)降電價。

由于歷史形成的原因，浙江省工商業(yè)電價在全國幾乎都是最高的。浙江紹興一家民營企業(yè)，它們主要為家電企業(yè)供應泡沫包裝品，該企業(yè)反饋的平均用電電價在0.85元/千瓦時左右。從上網(wǎng)電價也能反應出浙江電價之高——與山東0.39元的燃煤上網(wǎng)電價相比，浙江的燃煤上網(wǎng)電價為0.42元。

在浙江的經(jīng)濟總量中，民營經(jīng)濟占比逾七成，浙江的民營企業(yè)和個體工商戶超過1000萬戶，且多是中小企業(yè)。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(yè)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(nèi)工商企業(yè)所面臨的電價上漲壓力，浙江方面不惜得罪一眾發(fā)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(yè)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(nèi)煤電聯(lián)動機制，頂著巨大壓力動刀電力市場交易機制。

2024年10月，浙江省能源局召開“浙江省電價穩(wěn)價座談會”，會議預計2024年全年浙江將削減工商業(yè)用電成本超過40億元，在此基礎(chǔ)上，浙江希望2025年電價繼續(xù)保持下降趨勢。

為此，2025年浙江電力市場出現(xiàn)了不少新變化，包括10%的統(tǒng)調(diào)新能源將“報量報價”參與現(xiàn)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(fā)電側(cè)引入二級限價，在零售側(cè)設(shè)置封頂價等。

應該說，新能源裝機的快速增長，加之浙江持之以恒嘗試為工商企業(yè)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(xù)時長以及負電價的絕對規(guī)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(xiàn)。山東電力現(xiàn)貨市場在2022年有176天全天最低電價小于0元/千瓦時，其中共有135天出現(xiàn)-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(fā)，嚴重的供大于求使得電力現(xiàn)貨實時交易累計出現(xiàn)46次負電價。

其中，從5月1日20時至5月2日17時，連續(xù)實時現(xiàn)貨出清負電價時段長達22個小時。最低價格出現(xiàn)在5月2日17時，為-0.085元/千瓦時，相當于發(fā)電商要以一度電8.5分錢的價格“付費發(fā)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(yè)委員會秘書長秦海巖表示，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(shù)973小時。山東負電價小時數(shù)，竟然是綠電占比已經(jīng)接近50%的德國的2倍。

與心心念念為工商企業(yè)降電價的浙江不同，山東省的政策思路，是積極發(fā)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，遠超系統(tǒng)消納能力。

截至2024年底，山東風光裝機已經(jīng)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??。

鑒于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(fā)電量參與電力市場；同期，風電則是自主選擇全電量或30%發(fā)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(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革

促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號），提出“新能源項目上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成?！?/p>

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，又怎么能夠不愈演愈烈呢？

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(xiàn)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(xiàn)象。

負電價將常態(tài)化

無論是歐洲，還是山東、浙江，負電價都出現(xiàn)在新能源大發(fā)時段，這是因為新能源無法像煤電那樣伸縮自如去控制出力。并且，隨著新能源裝機的持續(xù)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，中國新能源裝機僅為5.3億千瓦，而截至2024年底，中國的風光新能源裝機已經(jīng)達到了14.1億千瓦，短短4年間新能源裝機凈增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(qū)域新能源瞬時滲透率甚至超過60%。

未來數(shù)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(xù)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(guī)模越來越龐大，電網(wǎng)是消納不了這么多新能源的。目前各省都在競相下調(diào)新能源障性收購小時數(shù)，江蘇風光新能源保障收購小時數(shù)下調(diào)至400、800小時；四川風電保障收購小時數(shù)下調(diào)至400小時，光伏是300小時；陜西風電、光伏保障利用小時數(shù)分別下調(diào)至417小時、293小時。

保障性收購持續(xù)下調(diào)，新能源全面入市步入倒計時，這么多新能源一股腦涌入市場，新能源電價又怎么會不下行呢？未來負電價省份越來越多，也不足為奇。目前，除了已出現(xiàn)負電價的山東、浙江，甘肅、山西、廣東，現(xiàn)貨市場地板價也已經(jīng)到了0元。

如果說新能源入市電價下行是確定的話，那么，終端電價有沒有希望上調(diào)呢？如果終端電價能夠靈活上調(diào)，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(zhuǎn)型，還撞上了中國經(jīng)濟持續(xù)下行周期。經(jīng)濟下行之際，終端電價上漲，恐怕是難以承受的。

談及電價，這里面還有一個新能源轉(zhuǎn)型成本的問題。

由于新能源的低邊際成本、高系統(tǒng)成本，無法獨立實現(xiàn)24小時靈活可調(diào)供電，需要為其配備龐大的系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源（火電、儲能等）。隨著新能源占比越來越高，系統(tǒng)成本也將越來越龐大。據(jù)國家電網(wǎng)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。

隨著系統(tǒng)成本的走高，新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，其終端電價是有著天然上漲趨勢的。那么，經(jīng)濟下行壓力要求終端電價不能漲，最終的博弈結(jié)果，一定是

新能源做更多貢獻，上網(wǎng)電價繼續(xù)走低。

沒有人主觀希望出現(xiàn)這樣的一個趨勢，但是，整個系統(tǒng)空間的日益逼仄，只會持續(xù)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(fā)生巨變，單純靠“賣電”賺取收益會面臨很大不確定性。新能源電站投資方、運營方，可考慮從以下三個方面謀求升級轉(zhuǎn)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(guī)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(huán)境價值等多元化利潤點，比如參與調(diào)頻、備用容量等市場，獲取輔助服務收益。