辽宁开年负电价就逼近300小时，负电价肆虐的病根何在？

山东、蒙西、四川之后，辽宁也加入了负电价队列。

辽宁近期公布的数据显示，仅2026年1月1日至25日，辽宁现货市场实时出清价格-0.1元/千瓦时约272小时，时段占比42.83%。

要知道，负电价程度堪称“举世无双”的山东，年度负电价小时数也只在1000小时左右，月均不到100小时。而负电价“新贵”辽宁，2026年1月负电价小时数居然逼近300小时。

早在2025年9月25日，辽宁省版本的“136号文”——《辽宁省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》中，就首次提到了负电价。方案提到，“适当放宽现货市场限价。现阶段，现货市场申报价格上限确定为1.1元/千瓦时，出清价格上限为1.5元/千瓦时，申报价格、出清价格下限均为-0.1元/千瓦时。”

2026年1月1日起，辽宁电力市场实施《辽宁省电力市场配套实施细则（试行4.0版）》，现货市场正式引入申报和出清下限-0.1元/千瓦时（俗称“-100”）。

始料不及的是，该细则实施第一个月，辽宁省一下子就跑出了近300小时的负电价。

辽宁为何出现如此严重的负电价？负电价问题的根源又在何处？

辽宁负电价是怎么产生的？

辽宁省的新能源已经具备了较大规模。

到2025年底，辽宁省清洁能源（包括风电、光伏、水电、核电）装机容量已突破5000万千瓦，占总装机容量的比例升至55.2%；清洁能源年发电量占比也超过了51.5%。

其中，风电和光伏新能源装机增长迅速。截至2025年11月末，辽宁省新能源装机容量已达到3707万千瓦。

恰在此时，辽宁开始实施《辽宁省电力市场配套实施细则（试行4.0版）》。其中取消了新能源中长期签约比例的限制，并鼓励企业采用“报量不报价”的策略优先出清。这意味着大量低成本的新能源电量能够优先进入市场交易序列，这种“不计成本”的竞争策略，拉低了电力市场的边际电价。

1月份，辽宁的新能源出力环比拉升了12%。大量的廉价绿电涌入电网，直接把电力现货市场的地板价击穿。加之负电价机制的正式引入，中午光伏大发时段，电价直接被按在地上摩擦。

如果此时煤电能够展现出应有的灵活性，停机或降负荷为新能源让路的话，负电价或许还不至于如此严重。可实际情况是，火电似乎也被新规则给吓坏了，生怕自己发不出电，生怕被电力市场甩下车。

于是就出现了这样的奇观：这些火电机组宁愿在亏损状态下运行，绝大多数火电厂的报价都集中在200-300元/兆瓦时区间。火电就是贴着成本线甚至亏本报价也要争取“发电权”。

最终的结果是，众多电源都在搞自杀式报价。不报低价，怕没发电量；报了低价，只有自认亏本。“囚徒困境”因此形成，谁都不敢率先涨价，所有电源一起在低价泥潭里打滚。这种集体非理性的报价抢量行为，直接导致了辽宁省1月份全月电价的低迷。

负电价病根在量不在价

出现负电价的省份不断在扩容。山东出现了-0.08元/千瓦时的负电价，四川是-0.05元/千瓦时的负电价，蒙西是-0.004元/千瓦时的负电价……

目前，各方所开出的药方，都是就负电价谈负电价，头痛医头、脚痛医脚。殊不知，新能源负电价的真正病根，并不在价格上，而是在新能源的发电量上。

在两三年前，当新能源利用率还在95%以上的时候，没有所谓的负电价一说。这两年，真实的新能源利用率急转直下，为数众多的新能源场站风光弃电率飙升，甚至达到了七八成，新能源负电价也在同一时段出现。

究其原因，是由于绿电大发，而电网消纳能力不足，电量供给超过需求，出现了结构性过剩。结果就是，一些地方弃掉绿色电量，一些地方不弃电但是是负电价。

因此，解决负电价问题，釜底抽薪的办法，是解决新能源消纳问题，大幅提升新能源利用率。

那么，要怎样去解决新能源消纳问题，使新能源发电量至少能够供求平衡呢？现实可行的办法，或许还在于对灵活调节性资源的改造，首当其冲的就是煤电改造与发展储能。

在过去，煤电是“主力运动员”，长时间稳定、满负荷地发电。但在以新能源为主体的新型电力系统中，它必须转型为“陪练员”，在新能源出力大时迅速让路，在新能源不足时立刻顶上。通过煤电灵活性改造，可在挖掘现有电力系统潜力上起到“立竿见影”的效果。

大规模发展储能，则是为电力系统建造一个巨大的“电力银行”，实现电能量的空间转移和时间平移。具体来说，一是，实现“削峰填谷”，直接解决时间错配；二是，提供毫秒级响应，保障电网安全；三是，在电源侧提升新能源电站的利用率和可调度性，在电网侧延缓甚至替代昂贵的电网升级投资。

煤电灵活性改造与发展储能并非“二选一”，而是要相辅相成、同步推进。通过煤电改造，保留并升级现有的基荷电源，使其具备更强调节能力；通过配置储能，为系统注入快速、精准的调节能力。两者共同作用，构建起“源网荷储协同”的新型电力系统，才真正有望实现高比例的新能源消纳。