华夏能源网（公众号hxny3060）获悉，据新华社报道，今年4月，蒙西电网电力现货市场日出清最高价1.5元/千瓦时，最低价-0.004元/千瓦时，日最大价差达到1.5元/千瓦时。

　　这是继山东、浙江之后，国内又一地区出现负电价。此前，山东负电价时长甚至超过了德国，浙江负电价则因一露头就顶到了-0.2元/千瓦时的“地板价”在业界引发震动。

　　尽管蒙西4厘钱的负电价还不是那么低，但是，作为西北新能源大省出现的首个负电价，如同一个“王炸”，瞬间震撼了新能源圈，引发了人们的多种担忧和思考。

　　一方面，作为重要的新能源产出大省，负电价会不会企业投建新能源项目的积极性？另一方面，西北新能源大基地正在迅速建设，蒙西负电价会否在西北诱发“多米诺骨牌”效应？

　　蒙西电网是全国唯一独立的省级管理电网企业，负责建设运营内蒙古自治区中西部电网，供电区域72万平方公里，承担着八个市（盟）工农牧业生产及城乡1400多万居民生活供电任务。

　　1-4月，蒙西电力现货市场出清均价由1月的0.344元/千瓦时逐月降低至4月的0.153元/千瓦时，降幅达到56%。另据《北疆新闻》6月6日报道，今年1-5月，蒙西电力现货市场出清均价比去年同期降低了52%。

　　早在今年1月，蒙西电网新能源装机就突破了6100万千瓦，占比首次超过50%，成为第一大电源。另据蒙西电网官微披露，截至今年4月底，蒙西电网经营区域电力总装机容量突破1.28亿千瓦，其中，新能源总装机规模进一步攀升至6765.18万千瓦，超过火电装机规模。

　　蒙西是新能源大基地以及“沙戈荒”基地项目集中地，未来，还将有海量新能源装机落地并网并发电。例如，分别由央国企华能、蒙能、华电牵头的内蒙古库布齐南部、乌兰布和以及腾格里三大沙漠基地，每个项目风光装机都是约1200万千瓦（约800万千瓦光伏和400万千瓦风电），当这些项目全部建成并网，蒙西电网新能源装机将远超过1亿千瓦。

　　随着新能源装机占比的进一步攀升，蒙西电网区域的负电价或将创出新低（蒙西电网尚未官方确认其出清价格限价区间，浙江的市场出清价格上、下限分别建议为1.2元/度和-0.2元/度）。

　　蒙西负电价的警示意义在于，青海、新疆、甘肃、宁夏、陕西等西北新能源大省大基地项目扎堆儿并网，而本地又没有足够的与之相匹配的电力负荷，大多依赖外送通道向中东部供电。负电价如果进一步蔓延并引发“多米诺骨牌”效应，负会严重打击企业投建新能源项目的积极性。

　　浙江的负电价，出现在光伏大发的中午13时附近。也就是说，光伏为主的新能源多起来了，为浙江推出负电价提供了条件。此外，由于民营经济十分发达，且浙江的电价在全国来说也是稳居“第一梯队”，因而浙江省一直在千方百计降电价，负电价也有政府想要降电价的意图在里面。

　　山东负电价，最大原因就是光伏超标了。截至2025年4月底，山东光伏装机8514万千瓦，居全国首位。为了解决这个问题，今年5月15日，山东省召开新闻发布会提出，到今年底，全省光伏、风电总装机比例由目前的3.2:1优化到2.6:1，更好发挥风光互补特性，有效缓解光伏发电出力“午间高峰、夜间低谷”问题。

　　尽管国家能源局相关司局负责人受访时表示，负电价不等于负电费，但却不得不承认，负电价已成为影响新能源发展的一大重疾、顽疾，其以其强大的冲击力，给新能源电站业主方带来强大的心理压力，从而逐步侵蚀并摧残新能源业主方持续上马新能源项目的信心。

　　负电价背后的根源，在于持续快速增长的新能源装机与提升缓慢甚至是原地踏步的新能源消纳能力之间的不匹配，这是当前中国新能源发展的主要矛盾。

　　一方面是新能源装机的过快增长。在“双碳”目标提出的2020年底，中国风光新能源总装机合计才5.3亿千瓦。截至2025年5月，风光总装机增长到了16.5亿千瓦。短短4年半，中国风光新能源装机增长超过11亿千瓦。

　　另一方面是电网为主的传统电力系统，新能源消纳能力未能及时跟上。这一点，最为直观的表现就是新能源电量占比数据。2024年，中国装机占比42%的新能源，则仅仅贡献了18%的发电量，大量的新能源装机有力使不出，有电上不来网。

　　如何才能有效提升电力系统的新能源消纳能力，这是个大话题、老话题，更是个重要话题和难解的话题。这个问题的解决，关系着新型电力系统建设能否如期实现，更关系着能源变革和经济发展模式转型。这是一项系统工程，需要多方施策，更需要顶层设计，期待早日迎来破局时刻。