文 | 预见能源

2026年1月，辽宁电力市场的新规则刚刚落地，就交出这样一份成绩单：实时出清价格触及-0.1元/千瓦时下限，累计272小时，时段占比高达42.83%。

这个数据意味着什么？对比山东的情况就能看出端倪。山东2024年全年负电价973小时，月均也就80小时出头。辽宁一个月就跑出了别人将近四个月的量。

值得关注的是，就在同一时期，辽宁风电最大发电电力创下历史新高，达到1501万千瓦。一边是绿电滚滚而来，一边是价格跌穿地板。市场在用最直白的方式发出警告：负电价的病根不在价格本身，而在那个被装反了的电量供需关系上。 当一个省的新能源装机占比超过55%，清洁能源发电量占比突破51%，而整个系统的调节能力还停留在“主力电源”时代，这种撕裂感注定要以某种方式爆发。

被规则引爆的供需矛盾

辽宁这次的负电价狂潮，并非偶然。2025年9月26日，辽宁省发改委印发《辽宁省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》，首次把-0.1元/千瓦时的价格下限写进文件。三个月后，《辽宁省电力市场配套实施细则（试行4.0版）》正式生效。新规则砍掉了新能源中长期签约比例限制，鼓励“报量不报价”优先出清。这套组合拳的逻辑很清楚：让低成本绿电优先进入市场，用价格信号引导资源配置。

但市场给出了意想不到的回应。

1月份，辽宁新能源出力环比拉升12%。中午光伏大发时段，大量廉价电量像开闸的洪水涌入电网。按教科书理论，这时候煤电应该主动让路，降负荷甚至停机，把空间让给新能源。但现实中的火电厂没有一个敢这么做。

北方冬天的特殊性把一切都放大了。火电机组背着供暖的民生任务，开机方式被严格锁定。更要命的是，在新的现货规则下，谁都不知道如果现在停下来，下一轮还能不能挤回去。于是所有电源都在搞自杀式报价：不报低价怕丢掉市场份额，报了低价只能认亏。

谁都不敢率先涨价，大家一起在泥潭里打滚。新能源的“不计成本”加上火电的“不敢停机”，直接把现货地板价击穿。数据显示，1月12日至18日那一周，辽宁日前结算算术均价最低一度跌至-98.26元/兆瓦时。

山东和德国给出的答案

山东曾经用一组数据给全国上了一课：2024年，这个新能源装机全国第一的省份，风光发电量占比只有13%左右，却跑出了973小时的负电价。相比之下，德国新能源发电量占比接近50%，2024年全年负电价仅468小时。到了2025年，德国负电价小时数升到523小时，但仍然远低于同等新能源占比下中国省份的表现。

这组数字背后藏着一个尴尬的事实：我们的新能源装机上去了，但真正的“发电量”并没有完全转化为有效电量。 辽宁的情况同样如此，新能源装机快速增长，在天气好的时候集中爆发，系统接不住，就只能用负电价来“泄洪”。

有意思的是，负电价在用户侧照出一条新路。辽宁现货市场连续结算运行以来，鞍山、营口等地超过100万千瓦的高耗能负荷，开始主动把生产从晚间尖峰时段调整到白天光伏大发、现货价格较低的时段。这些企业算明白了账：与其让机器闲着，不如跟着电价走，负电价时段用电，等于给成本打了个折。

这是一个信号。当价格低到一定程度，用户会自发调整行为，市场的自我修复机制开始起作用。但问题在于，这种修复是事后的、被动的，而系统性的消纳能力不足，才是那个真正需要动刀子的病灶。

煤电转身与储能的距离

解决负电价的釜底抽薪之策，从来不在价格上做文章，而在于让那个被装反了的电量供需关系重新摆正。

煤电灵活性改造是绕不开的第一道坎。在新型电力系统里，煤电的角色必须从主力电源转变为调节性电源，在新能源出力大时迅速让路，不足时立刻顶上。但现实中，大量煤电机组还做不到这一点。国家能源局在相关政策中多次强调煤电改造的重要性，要求“十四五”期间完成2亿千瓦煤电灵活性改造。这是一条必须走的路。

储能则是另一条腿。辽宁已经建成一批新型储能场站，磷酸铁锂、全钒液流、飞轮、超级电容各种技术路线都在试。国家发改委、能源局在“十四五”新型储能发展实施方案中明确提出，到2025年新型储能装机达到3000万千瓦以上。这些数字说明一件事：储能不是锦上添花的点缀，而是让新能源电量真正“可调度”的关键一环。

两条腿必须一起走。煤电改造解决的是存量资产的灵活性释放，储能解决的是增量调节能力的注入。只有这两件事同步推进，才能在新能源大发时把多余电量存起来，在需要时放出去，而不是像现在这样，眼睁睁看着绿电把价格砸穿地板还要硬着头皮发。

辽宁1月份272小时的负电价，山东全年近1000小时的负电价，以及蒙西等地陆续出现类似情况，都在说明同一个问题：新能源装机快速增长与系统调节能力建设之间存在时间差，这种结构性矛盾需要通过市场信号倒逼系统调整。

鞍山的企业开始根据电价调整生产节奏，辽宁超过100万千瓦的负荷正在改变用电习惯。这些变化表明，负电价现象正在推动电力系统各方重新审视和调整自己的行为方式。