2025年12月，黑龙江电力市场创造了令人震惊的纪录：连续13天，全天24小时电价为0。这不是短暂的午夜谷底，而是持续近两周的“免费电力”状态。

这一极端现象背后，是新能源高占比时代电力系统面临的深刻结构性矛盾。当热电联产的“刚性供电”遇上冬季风电大发，电力市场的价格机制正在失灵。

01 四重因素叠加，酿造电价“完美风暴”

黑龙江的零电价现象并非偶然，而是四个关键因素共同作用的必然结果。

1.供热刚性：热电联产的“以热定电”困境

北方供暖季的集中供热需求，决定了火电机组必须按“以热定电”原则运行。这意味着，供热安全是刚性约束，机组发电出力由热负荷决定，而非电力市场价格信号。

这就导致即使电力系统明显供大于求，发电侧也缺乏主动降出力的空间。热电联产机组在冬季形成大量难以通过市场机制调节的“刚性电量”。

2.新能源装机占比突破临界点

截至2025年9月，黑龙江新能源装机达到3149.4万千瓦，占总装机比重57.9%，历史性超过煤电。然而，电网调峰能力、外送通道等配套建设存在时滞，导致系统消纳能力不足。

3.冬季风电大发加剧供应过剩

与光伏不同，黑龙江风电具有明显的冬季高发特征。在供暖负荷锁定火电运行的基础上，风电的大规模集中出力进一步挤压了系统调节空间。

4.需求侧弹性不足

与刚性供暖负荷不同，工业用电在冬季并未同步放大，电采暖等新型负荷尚未形成规模支撑。需求侧弹性不足，无法有效吸纳过剩电量。

02 从“最优解”到“新约束”：热电联产的时代挑战

这场电价危机暴露的核心矛盾，指向传统热电联产模式与新型电力系统的适应性难题。

热电联产曾被视为北方能源系统的“最优解”。通过集中供热、梯级利用能源，其一次能源综合利用效率可达70%—85%，显著高于普通发电机组。

然而当电力系统结构发生根本变化，这一优势正在转化为新的约束。随着新能源装机规模快速扩张，电力系统对灵活调节能力的需求显著提升，而传统热电联产机组的运行方式恰恰缺乏弹性。

研究显示，常规供热机组单机最大调峰能力仅约50%，远低于新能源高占比系统对深度调峰的要求。当新能源集中出力时，热电联产机组无法有效让出发电空间，系统只能通过压低电价甚至零电价的方式被动平衡。

03 热电解耦：从“可选项”到“必选项”

热电解耦正成为解决这一困局的关键技术路径。热电解耦并非简单“去热电联产”，而是通过蓄热装置、电锅炉、热泵等技术手段，将供热系统与发电出力部分分离，使机组在保障供热安全的前提下，获得更大的电力调节弹性。

其核心目标是从“以热定电”转向“热电协同、灵活运行”。以国能节能公司的研究为例，通过引入蓄热装置，机组可以在风电大发时段降低发电出力，利用蓄热装置满足供热需求；在电力紧缺时段，机组可以提高发电出力，同时利用蓄热装置补充供热。

这种运行方式不仅为新能源消纳提供了空间，也使热电联产机组能够更好地参与电力市场，通过提供调峰服务获得额外收益。

04 新型电力系统需要系统性变革

黑龙江的零电价事件是一个警示信号，预示着能源转型进入深水区后必须面对的结构性挑战。

电网调峰能力建设需要加速。加快抽水蓄能、新型储能建设，提升电网调节能力。同时，推动需求侧响应机制建设，引导用户侧资源参与系统调节。

外送通道建设刻不容缓。加强跨省跨区电力输送能力，将过剩电力输送到负荷中心，实现更大范围内的资源优化配置。

电力市场机制需要完善。完善辅助服务市场、容量市场等机制，为灵活性资源提供合理的价值回报机制。

黑龙江的零电价现象或许极端，但其背后的结构性矛盾却具有普遍意义。随着新能源在各地电力系统中的占比不断提升，类似的挑战可能在不同地区以不同形式出现。

这场电价归零的风暴，既是警告，也是启示：能源转型不是简单的设备替代，而是整个能源系统的深刻变革。未来的电力系统，必须是能够容纳高比例新能源的柔性系统、智能系统、协同系统。