中国会频繁出现“负电价”吗？
横跨欧洲大洋的彼岸，中国同样无法独善其身。
绷不住了！
“负电价”在国内外电力现货市场中越来越普遍。
过去一年，欧洲国家负电价的持续时间已经刷新了历史记录。
2024年，德国全年负电价时长达到468小时，法国负电价时长较上一年翻倍，达到356小时，英国全年负电价时长为179小时，而西班牙则在2024年首次出现负电价，全年累计时长为247小时。
类比可见，欧洲负电价的持续时间和影响范围都相当广泛。
中国会出现负电价吗？
横跨欧洲大洋的彼岸，中国同样无法独善其身。
作为产业结构多样、经济最为发达的省份之一，中国浙江在2025年首当其冲出现了“负电价”现象。
2025年1月19日，浙江电力现货日前市场最低价出现-0.2元/度。
2025年1月20日，浙江电力现货实时市场的最低价也触及了-0.2元/度。
2025年1月21日的日前市场中，浙江电力现货市场的最低价格回到了0元/千瓦时。
这一事件标志着浙江省电力现货市场正式迈入“负电价时代”，成为中国继山东之后第二个出现负电价的省份。
负电价正在成为中国电力现货市场史上“浓墨重彩”的一笔。
那么，电价俯冲至-0.2元/度，对中国电力市场，究竟意味着什么？
负电价背后
是电力市场供需失衡
什么是“负电价”？
一般来说，负电价是指电力市场中的出清价格低于0的情况。
也可以理解为，发电企业在对电能进行“打折”售卖。
对于市场化的商品而言，供需关系是决定价格的主要因素。
在电力市场里，电的供应和需求就像天平的两端，平衡关系特别重要。
当电力市场出现供过于求的情况时，发电企业为了卖出电能，可能会采取一些非常规的手段。
其中之一就是采取降价销售的方式。
在极端情况下，当电力供应严重过剩时，发电企业以0价格甚至负的价格卖出电能，这就形成了所谓的“负电价”。
负电价的出现，与新能源的迅猛发展密切相关。
传统的火电、水电，甚至是核电，都是可以根据电力系统的调度指令和实时需求，合理地调节发电量，以满足电力系统的供需平衡和调度要求。
需求大时多发，需求小时少发。
而风电和光伏就不一样了，这两种新能源发电方式，它们的发电量都依赖于自然条件，可以说是“靠天吃饭”。
风电的发电量随风力增大而增加，光伏的发电量则随阳光充足程度提高而增多，两者的发电量均难以人为控制。
这种不稳定性导致可再生能源发电量的预测难度较大，且实际发电量与预测值之间可能存在较大偏差。
在新能源发电高峰时段，如果用电需求未能同步增长，就可能导致电力供应过剩，进而引发负电价。
欧洲各国负电价时长大幅增加，主要就是由于近年来新能源发电新增装机量增长太快，而火电、水电和核电又减少太多。
过去五年间，欧洲的光伏装机容量从127GW增长至301GW，而风电装机容量也从188GW提升至279GW。
其他国家，特别是那些风电、光伏等可再生能源装机量较大的国家，在电力市场自由交易的情况下，无可避免的，也会出现电价变为负值的现象。
中国发电结构：
新能源将占据主导地位
未来，3-5年，将是中国新能源发电领域的关键转折。
2024年中国31个省市自治区规模以上工业企业发电量数据已经发布。
中国2024年的发电量为94181亿千瓦时，同比增长4.6%。
排名第一的依然是以燃煤发电为核心的火电，发电量为63437.7亿千瓦时，同比上涨1.5%，占比下降至67.36%。
其次是水电、风电、核电、光伏。
2024年风电发电量为9360.5亿千瓦时，同比大涨11.1%，占比升至9.94%。太阳能发电量，2024年为4190.8亿千瓦时，同比暴涨28.2%，占比提升至4.45%。
中国2024年的发电结构，已经呈现出了多元化和清洁化的趋势。
但火电仍然是中国最主要的发电方式，这样多的火电占比，长远来看如何才能完成“双碳”目标？
唯一的办法就是加快新能源发电替代，让新能源占据主导地位。
这意味着，中国能源生产和供应结构逐步优化，清洁能源比重不断增加，火电装机容量占比将逐年下降。
眼下中国火电仍然占据43.1%，而欧盟可再生能源发电占比达到了48%，化石燃料发电大约已经降到了28%。
对比欧盟和中国的发电结构就能看出来，负电价现象可能会愈发常见。
截至2024年底，中国新能源发电装机规模已达到14.5亿千瓦，这一数字首次超过了火电装机规模。
中国新能源产业已形成长三角、粤港澳、川渝、京津冀等区域产业集群，各地区因地制宜发展新能源产业。
照此情形，预计到2025年底煤电装机占比将降至三分之一，中国新能源发电装机规模将进一步扩大。全国新增发电装机规模有望超过4.5亿千瓦，其中新增新能源发电装机规模超过3亿千瓦。
未来数年间，中国新能源发电装机规模与市场渗透率，将会持续快速增长。
预计到2030年，以风电、光伏为主的中国新能源装机将超过27亿千瓦。中国新能源装机占比将超过50%，在电力结构中占据主导地位。
然而新能源在电力结构中的比例太高，对于电网来说可能不是什么好事。
往往会出现发电量大幅波动的情况，这可能会让电力市场的供需关系失去平衡，导致电价忽高忽低，甚至可能出现电力短缺或者太多用不了过剩的情况。
欧洲电力市场“负电价”现象之所以成为常态，其根本原因就在于此。
随着新能源装机的迅猛发展，“负电价”将很快在中国变为常态化！
自由市场的土壤
孕育“负电价”
如果将时间追溯到过去，负电价简直是不可思议的事情。
常言道天下没有白得的便宜，负电价却超乎寻常，简直是贴钱请你来用电。
怎么会上演这种反常的事情呢？
一直以来，人们对电能的印象通常是需求超过供应，即电力往往是供不应求的状态。
国际能源网数据显示，中国在2023年有17个省缺电，山东省在近年来一直是全国电力缺口较大的省份之一，缺口在2049.9亿度。
甚至，到如今，一旦遭遇高温干旱等极端天气，仍然还会限电。
因此负电价的新闻，显得格外引人注目。
撇开中国新能源将大规模、高比例融入的情况，自由市场的土壤，也在促成中国负电价现象愈发频繁。
2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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）。
自此，新能源电力告别了固定电价时代，进入了市场化改革的深水区。
它现在全面参与到电力市场交易中，市场价格将更准确地体现供求关系的变化。
在这样的自由市场环境下，发电企业、电网企业、售电公司以及用户等各方市场主体享有自主决策权，能够自由竞争，从而促成了电价的市场合理性。
我们常说的电力交易，包括中长期交易和现货交易。
中长期交易是通过签订中长期合同来锁定电力价格、电量和交付时间等关键条款，以此保障电力供应稳定，减少市场价格波动带来的不确定性。
现货交易则是随市场波动进行交易，价格受市场供求关系的影响。
负电价情况通常发生在电力现货市场的交易过程中。
逐步降低的保障性收购，甚至完全没有保障性收购的新能源，发电量远远超过当地电网的消纳能力，负电价的情形怎么可能不加剧？
在自由化的土壤里，一方面，发电企业为了争取市场份额，可能会降低报价甚至以负电价的形式进行竞争。
另一方面，为了避免停机带来的高额费用和机组损伤，发电企业可能会选择以较低的价格甚至负电价出售电力，以维持机组的持续运行。
而且在中国，电网目前的传输能力和调节能力还难以满足新能源大规模接入的需求。
即便有2006年启动的让所有人都用上电的大计划，即便有造价1.6万亿的特高压电网扩建工程，即便国家电网已累计建成“22交16直”38项特高压工程，部分地区电网基础设施建设依旧滞后于新能源的发展速度。
否则，山东怎会出现如此矛盾的局面？一边电力需求缺口巨大，一边却频繁出现负电价现象。
中国一些新能源资源富集的地区，如新疆、内蒙、青海、甘肃等地，由于本地电力需求相对较小，且外送受安全约束的限制，新能源消纳面临较大压力。
2024年，蒙西、陕西、甘肃和新疆等地的光伏发电利用率均已降至95%以下，甘肃的光伏发电利用率只有91.3%。
在电力市场化改革不断推进的背景下，自由的土壤带来了前所未有的灵活性。
与此同时，在新能源发电高峰期与用电需求低谷期重合时，电网仍然难以有效消纳或调节多余的电力，一些地区仍然持续缺电，而另一些地区则经常出现负电价的情况。
理性看待“负电价”
我们都期望能规避负电价这一不利状况的出现。
可现在，新能源电力市场自由化，发电企业不得不“自谋出路”，因此，阶段性地出现负电价现象，恐怕是难以避免的。
负电价的出现暴露了市场机制在某些情况下的局限性，让所谓的机制变得不那么灵光。
例如，当电力供应过剩时，市场机制可能无法有效地引导发电企业进行合理的投资和生产决策。而且，负电价还可能让市场变得不稳定，甚至让一些人投机钻空子。
对于售电公司来说，负电价就像是能以便宜价买到电的好机会，但同时也可能面临电力供应不稳定的风险。
对于用户来说，负电价就像是在特定时间里电费打折，甚至可能倒贴钱给用户。但这样一来，有些用户可能会想着在电费最便宜的时候少用点电，等到电费贵的时候再多用，这样能多赚点或者少花点钱。
负电价会让电网企业的工作变得更难。为了保持电网的稳定运行，电网企业得更准确地预测电力供需的变化，还得精心安排发电计划和调度方法，这样才能应对好这种情况。
对于发电企业来说，负电价在有些时间段，不但赚不到钱，还得倒贴钱给用电的人或者电网公司。这对发电企业来说，收入就少了，甚至可能亏本。
这里不包括那些享受政府补贴的新能源项目，就算电价变成负的，政府补贴能帮他们补上一些亏空。
我们都不希望负电价频繁出现，但却不得不面对它常常来袭的现实。
这是市场机制在特定条件下的必然结果。
它并不意味着电力供应过剩或市场失灵，而是市场调节供需、促进新能源消纳的一种手段。
理性看待负电价，也许在全国统一大电力市场建立后，这个问题能够得到有效的解决。
来源：光伏头条
