负电价走向常态化

寂静回声

11月10日《南方能源观察》以及《华夏能源网》等多家媒体报道，随着中国新能源装机持续增长且全面入市，以及电力现货市场全面铺开，2024年以来，电力现货市场零电价和负电价逐渐从偶发走向常态化。

电力现货交易是指通过现货交易平台在日前及更短时间内集中开展的次日、日内至实时调度之前电力交易活动的总称。
数据显示，山东省于2019年首次出现-0.04元/度的负电价，2023年连续21小时负电价，2024年“五一”期间负电价达22小时。2025年1月，浙江连续两日报出-0.2元/度的电价；4月蒙西电网最低至-0.004元/度。
尤其是四川省，今年9月20日至21日，四川电力现货市场连续两天出现全天负电价，实时均价分别为-0.0487元/度和-0.0493元/度，全天56个时段全部达到-0.05元/度的下限价格。
最为严重的是，山东负电价小时数在2023年、2024年已经连续两年逼近1000小时，2025年或将突破1000小时。这是负电价较为严重的德国，全年负电价小时数的两倍多。

清华大学电机系副教授郭鸿业接受《每日经济新闻》记者书面采访时透露，截至2024年，山东日前市场（电力现货市场中的主要交易形式，以一天作为时间提前量组织市场）和实时市场出现负电价的时间占比分别约为11%和14%。
这里的负电价是指电力现货市场结算价低于零，发电企业需向用户、电网支付费用以消纳过剩电力
国家能源局市场监管司副司长张燕秦近日的在新闻发布会上表示，“负电价有可能会更频繁出现。《华夏能源网》上述文章认为，负电价会在更大范围内、更频繁出现，这几乎是不可避免的。
郭鸿业也说，“在全面推动新能源市场化与取消强制配储政策的背景下，负电价现象的常态化趋势恐将难以避免。”

截至2025年7月底，中国可再生能源发电总装机容量20亿千瓦，占电力总装机的60%以上，其中风电与光伏累计装机达16.8亿千瓦，已经超过火电装机规模。但光电和风电等新能源的间歇性、不稳定性，导致其无法实时响应电网或者用户需求，因而在电力现货市场中缺乏竞争力，风光电已成为“烫手山芋”。
多位受访者在接受《南方能源观察》采访时表示，部分时段出现零负电价本质上是电力系统结构性矛盾在市场化环境下发出的信号，其根源在于电力规划未能实现电源、负荷与电网之间的协同发展。
其中一位受访者说，“规划时往往片面追求单一电源品种的装机规模与建设成本，未能充分评估高比例新能源接入后带来的系统平衡成本、备用成本和容量成本。这些隐藏成本最终通过现货市场价格波动显性化。”

最近5年中国发电装机容量增速显着高于GDP增速。根据中国能源局和统计局的数据，从2019年到2024年，中国GDP年均增长6.4%（鉴于中共统计数据造假的历史，真实的GDP增速肯定更低），用电量从7.23万亿千瓦时增加到9.85万亿千瓦时，年均也仅增长6.4%，但中国全口径发电装机容量从20.1亿千瓦时，增长到33.5亿千瓦时，年均增长10.8%。
新能源电力盲目发展的背后是政府的各类补贴。11月6日，中节能太阳能股份有限公司发布公告披露，2025年1月至8月底，下属光伏发电项目公司累计收到可再生能源补贴资金23.19亿元，其中国家可再生能源补贴资金22.52亿元。
9月5日，晶科科技发布公告称，2025年8月，公司下属光伏发电项目公司共收到可再生能源补贴资金6.46亿元，其中国家可再生能源补贴资金6.33亿元。
此外金开新能也披露，2025年8月，公司下属发电项目公司共收到可再生能源补贴资金9.39亿元，其中国家可再生能源补贴资金9.39亿元。
地方政府补贴光伏发电的案例也非常普遍，据公开报道，陕西省西咸新区‌对2019-2020年并网项目补贴0.25元/度，2021-2023年项目补贴0.10元/度。‌‌
‌浙江省杭州萧山区‌对企业屋顶分布式项目（装机≥30kW）按0.2元/千瓦时补贴，连续60个月，单项目上限100万元。‌
‌北京市‌对分布式光伏项目按用电类型给予发电量补贴，期限5年。‌‌

一位业内人士告诉华夏能源网，光伏电站收益走低甚至亏损是多方面原因造成的。近年来装机猛增之下，各地发布了分时电价、新能源参与市场化交易以及限电停发等政策，刀刀砍向光伏，大量电站都陷入了无利可图的困境。