山东罕见下调负电价下限：看对了“病”，却开错了“方”？

中国负电价的“发轫之地”——山东，最近又在负电价方面平地起雷。

华夏能源网获悉，近日，山东省发改委发布《关于公开征求电力现货市场部分价格参数意见的公告》，拟下调电力现货市场负电价下限：申报价格下限，由目前的-0.08元/千瓦时下调至-0.12元/千瓦时；出清价格下限，由目前的-0.10元/千瓦时下调至-0.14元/千瓦时。

将负电价下限下调4分钱，这一下调幅度可谓不小，引发了业界的持续关注和强烈震动。

那么，作为全球负电价小时数排名第一的地区，山东为何还要下调负电价下限？此举对山东新能源发展将产生怎样的影响？

山东已成负电价重灾区

山东负电价早已“名满江湖”，但到底达到了什么程度呢？

最近，卓尔德（北京）中心首席经济师张树伟撰文，对山东负电价达到的程度进行了专业的分析判断。总结起来就是：一方面，山东负电价小时数已经冠绝全球；另一方面，负电价已严重拉低山东省整体电价。

首先，2025年山东负电价小时数已经接近1500小时，也即超过全年的1/6。相较之下，负电价的“老祖宗”德国，2025年全年负电价小时数也仅仅是570小时。此外，山东省太阳能发电全年利用小时数也仅仅是在1200–1300小时之间，负电价小时数要长两三百个小时。

值得注意的是，山东省2025年新能源发电量占比仅为23.7%，同期德国新能源发电量占比超过了45%。换句话说，山东省新能源发展程度远不及德国，但是负电价恶化程度却远超德国。

其次，近1500小时的负电价严重拉低了山东省整体电价，造成了新能源（特别是光伏）与火电倒贴发电的景象。

虽然总是有人在强调，负电价并不等于发电企业负电费，因为在1500小时之外还有很多时间是正电价。但不可否认的是，负电价还是从整体上大幅拉低了发电企业的整体电价以及发电收益。

官方数据显示，今年一季度，山东光伏度电结算均价只有区区的9分钱。这9分钱，是综合了电力中长协电价与现货市场电价的最终电价。

到了今年二季度，山东电价进一步走低。行业研究机构“兰木达电力现货”数据显示，2026年上半年，在24个已披露相关数据的省区市中，山东光伏结算均价垫底。

各省光伏结算均价与CPIA光伏LCOE区间对比（来源：兰木达电力现货）

如上图所示，2026年上半年，山东光伏结算均价已经跌到了7-8分钱。图中标红省份意味着，即使这些省份的光伏电站是满发的，也即弃电率为0，也仍然会是整体亏损。然而，事实上，早在2025年上半年，山东光伏弃电率就已经接近4成了，也就是说整体亏损的幅度会更大。

看对了“病”，却开错了“方”？

既然山东负电价形势已经恶化如斯，山东方面为何还要进一步下调负电价下限呢？答案是，山东省相关部门将负电价视为一剂“良药”，希望用它来治疗能源转型以来积攒起来的一系列病症。

山东方面希望的是，通过下调负电价下限，向下拓宽负电价区间，用市场化的价格手段去反映真实供需，从而倒逼火电降低出力，同时激励储能和可调节负荷在低谷时段充电、用电，最终达到促进新能源消纳、优化电力资源配置的目的。

山东能源主管部门是看对了“病”。山东能源转型过程中，确实出现了诸如新能源低电价、高弃电率，以及煤电发电量占比居高不下（2025年仍在65%左右）等问题。但是要解决这一系列矛盾，乞灵于下调负电价下限、倒逼煤电进一步减少出力，这一“药方”恐怕是开错了。

现实的问题是，煤电企业会因为电价下限下调了4分钱，就大幅下调出力吗？这其实取决于跟“负价发电”相比哪个更划得来。

煤电要么是压降最低出力，比如压到50%；要么是频繁启停，为新能源调峰让路。然而，要想做到这两件事，都是要有高昂成本的。相关研究表明，煤电频繁启停会伤及机组生命周期，造成机组提前退役，从而推高煤电10%的成本；而不频繁启停，单纯压降出力，则会拉升燃煤成本，从而推高煤电30%-50%的成本。单是这两项的成本抬升，就会造成我国煤电资产搁浅近4万亿元。

相比巨大的成本支出，煤电企业即使是负电价，也不愿意主动让路——负电价下调几分钱其实影响不大。

实际上，山东出现负电价的时候，真正用得上这四分钱更低下限的时间也并不多。2025年，山东负电价时长超过1500小时，其中触及地板价的时长占全年总运行时长的13%；截至今年8月底，山东省内负电价时长累计接近1200小时，触及价格下限的运行时长占比约14%。

那么，怎么才能让煤电大幅压减出力，从而为新能源腾出更大的、足够的出力空间呢？

这需要有更加有效的措施才行。比如，真刀真枪削减煤电装机。只有彻底退役、关停，煤电才不会千方百计去抢市场。山东“十四五”规划原本计划将煤电装机削减至1亿千瓦以下，但是一手清退小煤电，一手也在新建煤电，因此煤电装机根本就没有减下来。

“十五五”，山东或许可以制定一个力度更大的退煤计划，比如，削减2000万千瓦煤电装机。并且，要以更高标准来保障退煤计划落地执行。只有煤电发电量真正降下去了，新能源的发电空间才能真正打开，新能源负电价以及高弃电才能得到有效缓解。

此外，若要大幅削减煤电发电量，储能需要真正“顶上来”。但在未来很长一段时间内，储能恐怕还扛不起保供的千斤重担。当储能在技术上还没有迎来历史性拐点的时候，风光储的组合就还无法完全替代化石能源，退煤就没有底气，想要用提升负电价来解决问题，效果就不会太明显。