本文将探讨山东和浙江出现负电价的现象及其背后的原因，包括新能源发展的情况、政策因素等，还会涉及到这一现象对不同主体的影响以及整个电力市场未来的趋势。
居民用电实行阶梯电价，其成本与居民需缴纳的电费并无直接关联，居民该交多少电费还是得交多少。
然而，在电力市场中，出现了卖电还倒贴钱的现象，这是怎么回事呢？
价格是有下限的，去年12月，浙江出台了《浙江电力现货市场运行方案》，其中规定电力现货市场申报价格下限为 -0.2元，就如同股市有跌停板一样，不能再低了。
有人会觉得奇怪，做买卖倒贴钱这不是傻吗？不卖不就好了。
但这是电啊，不卖的话储存起来成本很高。储能成本相当可观，而且像风电、核电这些能源，无法快速调整输出，甚至关闭再启动的成本远远高于付费卖电，所以很多发电企业即便亏钱也得做这笔买卖。
这种情况不止出现在浙江，山东的负电价问题已经持续好几年了。
山东在2022年有176天的电价低于每度电0元，其中135天出现 -0.08元的负电价，2023年又出现了36次负电价。
这两个经济大省为什么会出现这种情况呢？
山东出现这种情况的原因很简单，就是新能源竞争太激烈了。
前些年，山东大力鼓励发展新能源，并且保障新能源电价，所以新能源规模增长迅速。到2024年底，山东风光装机已经突破1亿千瓦，仅中午几个小时发电的光伏装机就达到了7300万千瓦，其中，分布式光伏达到了4300万千瓦。
也是在去年底，山东推出新能源入市新政策，开始走向市场化，光伏、风电要选择一定比例的发电量参与电力市场，到2030年，新能源全部电量都要入市交易。
如果完全市场化，竞价必然激烈，在供过于求的情况下，出现负电价是很正常的。
浙江的情况有所不同。
一方面也是因为新能源大规模建设，大家竞争激烈，浙江新能源装机达到5682万千瓦，新能源装机渗透率已经突破了40%，其中光伏装机4727万千瓦，风电装机649万千瓦。所以在光伏发电高峰期，也就是中午13点左右，电价最低。
另一方面，浙江也在主动压低电价。
以前浙江用电价格很高，煤电的上网电价为0.42元，企业用电价格在0.85元左右，企业对此抱怨颇多。浙江以服务企业为首要任务，于是开始思考如何降低电价。
浙江不惜得罪众多电力巨头，让市场化的核电退出，建立省内煤电联动机制，顶着巨大压力对电力交易机制进行改革。
成效显著，企业一年能节省40多亿电费。今年，又出台新政策：10%的新能源将“报量报价”参与现货市场、价格高的电源、燃气机组将退出市场交易、允许 -0.2元的市场出清负电价等等。
总之，电价将会持续下降，可以预见，零电价、负电价以后会越来越普遍。
这也意味着，新能源大规模建设的保护期即将结束。
标志性的文件就是今年1月国家发改委、能源局发布的重要通知，提出“新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。”
这也是合理的，如果继续按照原来的价格和数量购买新能源电力，成本确实太高了。
我国在2020年底提出“双碳”目标，当时新能源装机为5.3亿千瓦，四年后达到了14.1亿千瓦，4年间新能源装机净增8.8亿千瓦，新能源在全部电力装机中的占比达到了42%。
但问题是，前端发电增加了，而我们的电网目前无法容纳这么多新能源。
原因在于新能源边际成本低，但系统成本高，它无法独立实现24小时灵活可调供电，而电网需要稳定输出，所以需要为新能源配备大量的系统调节资源，如火电、储能等，这一成本很高。
现在电力并不供不应求，所以很多省份也在竞相下调新能源保障性收购的小时数，以减轻财政压力，现在有些风电场因为亏损严重基本不运行了。
但未来新能源电力都要竞价上网，供给端大幅增长，预计负电价会越来越多，现在除了山东、浙江，甘肃、山西、广东这几个省的现货市场地板价也已经达到0元。
这对用电企业和居民来说可能是个好消息，因为电价可能下降，但对于之前积极参与新能源的企业来说，盈利将更加困难。
除了竞争，还有其他办法吗？
本文总结了山东和浙江出现负电价的现象，深入分析了背后的原因，包括新能源发展带来的供过于求、政策调整等因素。同时探讨了这一现象对不同主体的影响，如用电企业和居民可能受益于电价下降，而新能源企业盈利更难。还提及了电力市场未来的趋势，即新能源将全面走向市场，负电价可能会更加常见。
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