新能源发电暴增致负电价，电费倒贴成常态，市场机制如何破局？

负电价来了！发电企业不仅赚不到钱，还要倒贴钱把电送出去。这事听起来不可思议，但已经成了现实。2024年，山东、浙江、甘肃等地电力市场频频出现负电价，甚至持续时间长达几十小时。这到底是怎么回事？新能源发展这么快，为什么电价会跌到负数？下面我们来一步步看清楚。

山东电力市场的数据让人吃惊。2024年，山东现货市场有11%到14%的时间电价为负。2023年“五一”假期，山东甚至连续22小时电价低于零，最低跌到-85元/兆瓦时。也就是说，发电企业每发一千瓦时电，不仅没收入，还要倒贴85块钱。冬春季这种情况尤其多，因为用电需求低，新能源发电却停不下来。

甘肃的情况也不乐观。2024年，甘肃电力市场的日前市场有19%的时间电价触及最低限价0.04元/千瓦时，实时市场更是高达34%。这意味着发电企业几乎是在“白送电”。当地规定电价不能低于0.04元/千瓦时，但即便如此，电力过剩的压力还是让市场价格低得离谱。

浙江和山西也没能幸免。2024年，这两个省份也多次出现负电价或“零电价”。浙江某天实时电价甚至低到-20元/兆瓦时，山西的负电价时段占比也达到8%。这些数据说明，负电价已经不是个别现象，而是新能源大规模并网后市场的普遍问题。

清华大学副教授郭鸿业在2025年秋季电力市场论坛上提到，负电价出现的频率越来越高，2024年比2019年翻了两倍多。他解释，这不是新能源发电的错，而是市场机制还没跟上新能源的步伐。新能源占比高了，供需平衡的难度也在加大。

为什么会出现负电价？原因不只是发电多。火电机组为了避免频繁开关机，宁愿报负价也要继续运行。新能源企业的情况更复杂。一些企业靠绿色证书和碳市场赚钱，发电成本几乎为零，甚至是负的，所以他们不怕报低价甚至负价。这种策略让市场价格进一步下滑。

市场机制也有问题。一些地区的新能源企业有收益保障机制，哪怕电价为负，也能拿到固定收入。于是，这些企业拼命发电，根本不担心价格低。2024年，全国中长期合约锁定的电量占总电量的60%以上，这让企业对现货市场价格变化不敏感，市场调节功能被削弱。

用户侧的问题同样关键。2024年数据显示，即使批发电价跌到负数，居民和企业的电价却没变。用户感觉不到电价便宜，自然不会多用电。市场信号传不到用户这边，供需调节就卡住了。国家电网统计，2024年全国用电需求增长仅3.2%，而新能源发电量增长了15%，供过于求的矛盾很明显。

国际上也有类似情况，但应对更成熟。德国新能源占比高达58%，2024年负电价时段占市场的12%。德国规定，如果现货电价连续4小时为负，新能源补贴就暂停。这逼着企业调整报价，避免恶性竞争。相比之下，中国的市场机制还在摸索，2024年只有10%的省份试点了类似规则。

负电价对传统发电企业是挑战。2024年，火电企业收入同比下降7%，因为卖电量的模式越来越难赚钱。未来，容量市场和辅助服务市场会成为新出路。新能源企业也得适应电价波动。2024年，全国新能源发电量占比达到32%，企业必须学会优化报价和风险管理。

电网和调度机构压力不小。负电价时，电网可能需要强制减发电量，甚至弃电。2024年，全国弃风弃光率达到5.6%，比2023年高了1个百分点。这对电网的调节能力要求更高。国家能源局数据显示，2024年全国新增储能装机容量增长了28%，但仍不够应对新能源的快速增长。

用户其实也能从负电价中受益。理论上，电价低时，用电成本应该下降。但2024年，终端电价调整的省份不到20%，用户感知不到价格变化。这也影响了中长期合约的签约意愿，2024年全国新增合约量仅增长4%，远低于预期。

储能企业却抓住了机会。负电价时，储能企业可以用几乎免费的电充电，等电价高时再放电。2024年，全国储能项目收入增长了35%，远超传统发电企业。某储能企业在甘肃的试点项目，2024年通过“低买高卖”实现利润增长42%，成了市场新宠。

国家发改委和能源局2024年发布的“136号文”提出，新能源要全面市场化交易。这意味着企业不能再靠补贴过日子，必须直面市场价格波动。2024年，全国已有15个省份启动新能源市场化试点，覆盖新能源发电量的25%。这让市场机制开始向更健康的方向发展。

这场负电价的风波，暴露了新能源快速增长背后的挑战。数据清晰地告诉我们，市场需要更灵活的机制，企业需要更聪明的策略。未来，电力市场会如何演变，谁能抓住新机会，谁就能在能源转型中站稳脚跟。