近期，中国电力市场出现了前所未有的现象——负电价，且这一现象不仅在山东首次出现后迅速蔓延至经济大省浙江，且价格直接触及-0.2元/千瓦时的低点。这一突变，对于正处于高速增长阶段的新能源产业而言，无疑投下了一枚震撼弹。
1月19日与次日，浙江电力现货市场连续两天记录了-0.2元/千瓦时的最低价，直至1月21日才恢复为0元/千瓦时。而在地球的另一端，德国同样在2025年初遭遇了负电价，其电力批发市场日内价格在1月2日连续四小时为负，这主要得益于德国风电的强劲输出，其发电能力远超当地平均电力需求。
负电价的出现，揭示了新能源发电的一个核心挑战：与煤电相比，风光发电的不可控性导致其输出难以调节。当新能源发电量远超用电需求时，负电价与弃风弃光现象便难以避免。对中国而言，新能源装机已突破14.1亿千瓦的历史高峰，这一趋势无疑加剧了市场的担忧。
浙江负电价的突然出现，虽令人意外，但实则早有预兆。早在2024年5、6月间的模拟运行中，浙江电力现货市场便已出现-0.2元/度的负电价，只是当时未进行实际结算。同年12月，浙江省发改委等三部门联合发布的《浙江电力现货市场运行方案》中，明确规定了电力现货市场申报价格与市场出清价格的下限为-0.2元/千瓦时。
浙江新能源装机的迅猛增长，尤其是光伏装机的爆发，为负电价的出现奠定了现实基础。截至2024年底，浙江新能源装机渗透率已突破40%，其中光伏装机达到4727万千瓦。此次-0.2元/千瓦时的顶格负电价，便发生在光伏大发的中午时段。
浙江负电价的出现，除了新能源装机的快速增长外，还与该省独特的省情密切相关。作为民营经济大省，浙江一直致力于为民营企业降电价，以缓解其经营压力。浙江的工商业电价普遍较高，使得民企尤其是中小企业对电价变动极为敏感。为了减轻企业负担，浙江不惜调整电力市场交易机制，引入多项新政策，包括允许-0.2元/千瓦时的市场出清负电价等。
与浙江相比，山东在负电价方面的表现更为“突出”。作为新能源与煤电大省，山东近年来频繁遭遇负电价。2022年，山东电力现货市场有176天全天最低电价小于0元/千瓦时，其中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，山东负电价现象愈发严重，2024年全年负电价小时数高达973小时，是绿电占比接近50%的德国的2倍。
山东负电价的主要原因在于新能源装机过剩，远超系统消纳能力。截至2024年底，山东风光装机已突破1亿千瓦，其中光伏装机达到7300万千瓦。为了应对新能源消纳压力，山东推出了新能源入市新政，要求新增分布式光伏和风电自主选择发电量参与电力市场，到2030年，新能源全部电量都将入市交易。
无论是欧洲、山东还是浙江，负电价都集中出现在新能源大发时段。随着新能源装机的持续增长，负电价现象将更加普遍。中国新能源装机从2020年底的5.3亿千瓦增长至2024年底的14.1亿千瓦，短短四年间净增8.8亿千瓦。未来数年间，新能源装机还将以每年2亿千瓦以上的增幅持续增长，预计到2030年将达到30亿千瓦左右。
然而，电网的消纳能力却难以跟上新能源装机的增长速度。各省纷纷下调新能源保障性收购小时数，新能源全面入市步入倒计时。这一趋势将导致新能源电价下行，负电价省份越来越多。目前，除了山东、浙江外，甘肃、山西、广东的现货市场地板价也已降至0元。
新能源转型过程中，系统成本的增加也是一个不可忽视的问题。由于新能源的低边际成本和高系统成本，需要配备庞大的系统调节资源。随着新能源占比的提高，系统成本也将越来越庞大。这导致新型电力系统的终端电价具有天然上涨趋势。然而，在经济下行压力下，终端电价上涨难以承受。因此，新能源将不得不承担更多责任，上网电价继续走低。
面对负电价现象的常态化趋势，新能源电站的盈利逻辑将发生巨变。单纯依靠“卖电”赚取收益将面临很大不确定性。因此，新能源电站投资方和运营方需要从增强交易能力、挖掘多元化利润点以及做好业务升级等方面谋求转型。例如，灵活应用入市交易规则、参与调频备用容量等市场获取辅助服务收益、配置储能设施拓展冷热电联供等服务以及利用负电价时段电解水制氢销售氢气等。
