辽宁频现负电价，一个月超300小时，如何应对？

　　记者曹恩惠

　　有着东北电力交易枢纽之称的辽宁电力市场，今年以来正在经历一场前所未有的价格“深潜”。

　　据《经济参考报》报道，自2026年1月1日起辽宁电力市场正式引入并执行负电价机制的当月，辽宁上网负电价时长累计达到310.5小时，时段占比为41.73%。且负电价现象持续至今。北极星电力市场网统计，2026年4月前三周(截至4月19日)，辽宁电力现货市场每周实时结算算术均价最低分别为-0.00615元/千瓦时、-0.09824元/千瓦时、-0.03144元/千瓦时。前述情况表明，辽宁电力市场的负电价现象远比国内其他省份更为频发。

　　事实上，负电价并非新现象。当2019年山东电力现货市场首次出现负电价后，浙江、四川以及蒙西电力市场都相继遭遇类似情况。尤其是自2025年我国正式实施《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(下称“136号文件”)以来，我国电力市场的负电价现象呈现“范围扩大、深度加深、持续时间延长”的新特征。

　　而针对今年辽宁电力市场负电价频发现象，记者获悉，国网辽宁省电力公司(下称辽宁电网)已于今年4月提出《关于修订辽宁电力市场规则的建议》(下称《修订建议》)，拟提报省电力市场运行主管部门等相关单位，以期缓解负电价、杜绝负电费。

　　不过，业内并非“谈负色变”。有业内人士对记者表示：“全国多地出现的负电价现象，既是我国能源结构转型的必然阵痛，也是对市场机制与系统调节能力的持续考验。”

　　辽宁负电价背后的三重因素

　　为何相较于其他区域的电力市场，辽宁的负电价时间更长？

　　对此，一位电力市场分析人士告诉记者：“辽宁负电价现象的出现并非单一因素所致，包括电源结构、市场机制以及新能源爆发式增长这三重变量。”

　　记者了解到，作为北方供暖大省，辽宁半数以上的火电机组运行遵循“以热定电”原则。而为了保障民生供热，即便电力负荷跌至低谷，这些火电机组也无法停机或者深度降负荷，必须维持“刚性供电”。尤其是在2026年1月寒潮期间，辽宁全网热负荷需求达峰值，大规模热电联产机组强制并网运行——这种“供热优先、发电被动”的模式，直接压缩系统调峰空间，为供过于求埋下伏笔。

　　与此同时，辽宁当前的电力供应端进入了“绿色”时代。官方数据显示，截至2025年底，辽宁风电、光伏装机突破3700万千瓦，清洁能源装机占比超55%；2025年，辽宁清洁能源累计发电量已达1286亿千瓦时，占总发电量的51.3%。其中，作为全国风电大省，辽宁风力发电出力显著。以2026年1月6日为例，辽宁当天风电最大出力达1501万千瓦，创历史新高，占当时全网用电负荷超70%。

　　而在2026年1月，辽宁电力市场迎来了一个里程碑式事件——1月1日，《辽宁省电力市场配套实施细则(试行4.0版)》(下称《细则》)正式实施。新版细则引入负电价机制，规定市场主体申报价格区间在-0.1元/千瓦时至1.1元/千瓦时，最终系统出清的交易价格区间为-0.1元/千瓦时至1.5元/千瓦时。

　　于是，火电刚性出力以及廉价的绿电大量涌入，辽宁电力现货市场的“地板价”被击穿。2026年1月6日，当辽宁风电最大发电电力创历史峰值之时，电力现货市场全天均价也首次跌入“负值”区间。

　　记者注意到，在《细则》正式实施前，辽宁电力市场的新能源发电多通过保障性收购或固定电价消纳。但《细则》实施后，新能源发电全额参与现货竞争。“当供过于求时，风电、光伏为优先上网主动压低报价，直至触及价格下限，直接引爆负电价。同时，辽宁电力现货市场中长期交易由‘差量结算’改为‘差价结算’，市场主体交易策略更趋激进，进一步放大现货价格波动。”前述电力市场分析人士对记者表示。

　　辽宁电网建议启动临时性价格干预

　　随着新能源发电全面入市日趋常态化，业内对于负电价现象并非“谈虎色变”。这一现象反映了高比例新能源并网、传统电源刚性发电需求、电力市场机制改革以及电力系统调节滞后等几大因素，在辽宁电力现货市场试运行初期的集中碰撞。它既揭示了北方供暖地区能源转型的特殊复杂性，也验证了市场化价格信号对资源配置的核心作用。

　　而针对今年以来电力现货市场较为频繁出现的负电价，辽宁电网近期向省电力市场运行主管部门提报了一份建议。根据记者从知情人士处获取的文件，辽宁电网提出了多项措施建议，包括启动临时性价格干预，推动省内全部集中式新能源主体报量报价入市交易，建立长时间负电价用户免于超额获利回收机制，调整电力市场规则以及制定有效措施杜绝负电费现象发生。

　　由于今年以来辽宁电力现货市场负电价时长已经远远超过其他省份，辽宁电网建议立即采取长时负电价时段临时性限制措施。《修订建议》提出，若日前市场经计算出现连续6小时以上负电价时段，在实时市场启动前将市场出清价格下限由-0.1元/千瓦时调整为0.02元/千瓦时。其还提出可采取分时段阶梯型设置，即视时长从6小时至24小时，分别设置从0.02元/千瓦时至0.05623元/千瓦时(0.15倍标杆电价)不等的出清价格下限。在辽宁电网看来，这一建议“迫在眉睫”——其拟于今年4月底前完成规则修改意见提报，同步启动相关交易操作系统功能升级改造。

　　辽宁电网另一条重要措施建议是，推动省内全部集中式新能源主体报量报价入市交易。记者注意到，目前国内各省集中式新能源普遍采用报量报价的市场化参与方式，即市场主体在交易中同时申报数量和价格，此举有利于精准地反映电力真实供需价格，激励用户合理安排生产计划，为新能源消纳提供更多可能性。对此，辽宁电网建议修改相关市场规则，通过取消自愿选项、拉大报价段价差、调整报价段电量比例等方式，分化新能源参与现货市场竞价报价行为，减少报低价部分电量占比，降低负电价产生的频率和幅度。

　　此外，辽宁电网还建议，当现货市场发生长时间负电价(月度时长占比超过30%)，对于负电价期间用电占比高的主体(电量占比60%以上)，可免于月度超额获利回收。这一建议则是参照“山东模式”——根据山东发布的《2026年新能源高水平消纳行动方案》，该省提出“直接参与电力批发市场的用户，在负电价时段(以日内实时电价为准)月用网电量占其全部用网电量60%(含)以上的，免于中长期偏差缺额收益回收。”此举被业内视作，通过利益来引导用户行为改变。

　　短期来看，负电价频发是辽宁电力市场的转型阵痛。但长期而言，这是市场机制发挥作用、倒逼系统升级的必经过程。随着储能技术成熟、市场规则完善、需求响应激活，辽宁电力现货市场终将走出“长时负电价困局”。