零下三十度的黑龍江，用13天的零電價，經歷了一場能源轉型的“極寒考驗”。

零下三十度的黑龍江，寒風裹挾著冰雪肆虐在黑土地上，電網鐵塔在極寒中矗立，發電機組轟鳴不息，輸送著維系民生與生產的電力。

然而，2025年12月3日0:00起，黑龍江電力現貨市場的日前出清曲線卻被這極寒“凍住”，化作一條毫無起伏的橫軸——0元/兆瓦時。

這條橫軸持續了312個小時，直至15日23:59才勉強回升，刷新了中國電力市場化改革以來最長零價紀錄。

這一違背市場常識的現象，不僅讓外行直呼不可思議，更給業內敲響了警鐘。

它并非偶然的市場波動，而是高比例新能源時代多重結構性矛盾的集中爆發，是新型電力系統建設進程中必須直面的“壓力測試”。

01.

極寒中定格的312小時零電價

在電力市場的正常邏輯中，電價如同“晴雨表”，實時反映著電力供需關系的變化，隨負荷波動漲落調整。

但在2025年12月的黑龍江，這一“晴雨表”徹底失靈。

從12月3日凌晨開始，無論風電出力如何波動、負荷如何微調，現貨電價始終定格在0元/兆瓦時，既無上漲動能，也無下跌空間。

這并非市場自發平衡的結果，而是多數省份設置的電價地板線，當供過于求達到極致，價格便被牢牢釘在零點。

對普通民眾而言，“用電不花錢”的表象背后，是電力系統的超負荷運轉。

風機在寒風中高速旋轉，火電機組24小時持續供熱發電，輸電線路滿負荷輸送電力，全產業鏈都在正常運轉，卻陷入了“勞動無收益”的怪圈。

而在業內人士眼中，這312小時的零電價，是多重矛盾在同一時空碰撞的必然結果。

熱電聯產“以熱定電”的剛性約束的、冬季風電的集中暴發、新能源裝機占比突破臨界點、外送通道與調峰資源建設滯后、需求側彈性不足，五大因素層層疊加，最終將電價壓垮在地板線上，形成了極寒天氣下獨特的“價格奇點”。

這一現象不僅刷新了紀錄，更將新型電力系統建設中的深層問題一次性暴露在公眾視野中。

02.

被鎖定的火電與失控的風電

零電價的核心推手，源于供給側的結構性失衡。

火電被供熱需求“鎖死”，風電則在冬季迎來“暴發式增長”，兩者疊加形成的電力洪流，超出了系統的承載極限。

黑龍江冬季集中供暖時長長達180天，熱電聯產機組承擔著保障民生供暖的核心職責，其發電量占全省全年用電量的26%，在冬季供暖高峰期更是不可或缺。

按照“以熱定電”的運行原則，這些機組的出力完全由熱負荷曲線決定，而非市場電價信號，即便電價低迷甚至歸零，也必須維持24小時穩定運行，確保蒸汽不斷、供暖無憂。

2025年12月，黑龍江省內熱電聯產機組日均發電量達1.2億千瓦時，占全省總發電量的68%，形成了約20億千瓦時的“剛性電量”。

這部分電量如同“固定輸出”，無論市場供需如何變化，都必須優先上網，為電力過剩埋下了隱患。

與火電的“被動鎖定”形成鮮明對比的，是風電在冬季的“瘋狂擴張”。

黑龍江的風電資源呈現顯著的季節性特征，冬季風速遠高于夏季，且持續時間更長，2025年12月風電平均利用小時數達420小時，較夏季翻倍。

截至2025年9月底，全省新能源裝機容量達3149萬千瓦，占總裝機比重提升至57.9%，歷史性超過煤電，成為省內第一大電源類型。

當夜間風速驟起、風電出力大幅攀升，而熱電聯產機組的最小技術出力卻無法下調時，過剩的風電只能“硬擠”進電網。

這種“剛性火電與彈性風電”的供給結構，在冬季用電淡季形成了嚴重的供過于求，現貨市場價格自然被瞬間擊穿至零點。

03.

被凍住的彈性與擁堵的外送通道

供給側的電力洪流洶涌而來，需求側卻因季節性因素和基礎設施短板，難以形成有效承接，最終導致電力“無處可去”，進一步加劇了零電價局面。

工業負荷的季節性冬眠，讓需求側失去了核心支撐。

12月的黑龍江，氣溫低至零下三十度，裝備制造、石化、食品加工等傳統用電大戶進入生產淡季，開工率顯著下降，電力需求同步萎縮。

數據顯示，當月全省最大用電負荷同比下降4.6%，傳統工業對電力的吸納能力大幅減弱，無法消化供給側新增的大量電力。

而作為新型負荷的電采暖，雖近年有所發展，卻難以成為“救命稻草”。

黑龍江新增電采暖面積達3800萬平方米，但僅占城鎮集中供熱總面積的5%，且70%采用集中式蓄熱模式，調節靈活性不足，在零電價時段無法即時增加負荷、吸納過剩電力，宛如“遠水難解近渴”。

跨區外送通道的“擁堵”，則徹底堵死了電力“外流”的路徑。

黑龍江作為清潔能源基地，本可通過外送通道將富余電力輸送至華北、華東等負荷中心，但受限于基礎設施建設進度，外送能力嚴重不足。

零電價期間，省間聯絡線已滿負荷輸送620萬千瓦電力，卻僅能消納同時段富余新能源的40%，大量電力被“困”在省內。

彼時，東北—華北異步網架擴建工程尚未投產，現有通道的輸送瓶頸無法突破，富余電力既不能在省內被消化，也無法向外輸送，只能在本地市場“淤積”，進一步壓低電價。

04.

利益如何分配？零價13日的多維賬本

連續13天的零電價，并非“全輸全贏”的格局，而是對電力市場各參與方利益的一次深度重構，發電側、用電側呈現出截然不同的損益狀態，凸顯了市場機制的短板。

對發電側而言，零電價帶來了直接的經濟損失，行業利潤大幅縮水。

其中，煤電企業首當其沖，邊際收益損失約3.8億元，單位虧損達28元/兆瓦時，原本依靠電價覆蓋的燃料成本、運維成本無法回收，經營壓力陡增。

風電企業同樣未能幸免，盡管擁有0.18元/千瓦時的補貼電價，但受現貨零價影響，補貼觸發“熔斷”機制，最終損失達2.1億元。

受此影響，省內最大發電集團12月利潤環比驟降62%，不得不啟動集團級緊急減資預案，縮減非核心業務投入，以應對現金流壓力。

這種普遍虧損的局面，不僅影響企業短期經營，更可能打擊長期投資信心，制約電力行業的可持續發展。

用電側的收益則呈現出顯著的分化特征，多數用戶體感不明顯。

從數據上看，省內142家售電公司代理電量達420億千瓦時，批發側零價使其平均購電成本下降0.037元/千瓦時，理論上可節省15.5億元。

但由于輸配電價、政府基金等剛性成本高達0.168元/千瓦時，不受現貨價格波動影響，最終用戶到戶電價僅下降0.011元/千瓦時，一般工商業用戶幾乎感受不到電價變化，零價紅利被大幅稀釋。

與之形成對比的是，數據中心、比特幣礦場等具備高度負荷調節能力的用戶，通過100%負荷轉移，將生產活動集中在零電價時段，13天內累計節省電費4000萬元以上，成為此次零電價事件中最大的受益群體。

這種收益分化，反映出需求側彈性資源的價值，也為后續負荷管理提供了方向。

05.

零電價背后的系統危機

零電價不等于停電，但其背后潛藏的系統風險更值得警惕。

價格信號失真、安全約束逼近，如同懸在電力系統上空的“達摩克利斯之劍”，若不及時化解，可能引發連鎖反應。

價格信號失真直接導致系統靈活資源“失血”。

電價作為電力市場的核心調節杠桿，其歸零意味著邊際發電成本為零，這讓儲能、需求響應、調峰燃氣機組等“靠價差吃飯”的新型市場主體失去了生存空間。

儲能充電無收益、需求響應無激勵、調峰機組啟停無利潤，這些關鍵的靈活資源無法參與系統調節，進一步削弱了電力系統的平衡能力，形成“價格失真→資源退出→調節能力下降→價格更易歸零”的惡性循環。

安全約束逼近則直接威脅電網穩定運行。

連續零電價的背后，是實時富余功率長期占全網最大負荷的35%以上，電網長期處于“超供”狀態，頻率、電壓等關鍵指標持續逼近安全上限。

2025年12月7日03:10，黑龍江東部電網頻率一度沖高至50.18Hz，距50.2Hz的安全上限僅差0.02Hz，若未能及時干預，可能引發線路過載、風電機組批量脫網等嚴重事故，甚至威脅整體電網安全。

這種長期超負荷運行的狀態，為電力系統埋下了安全隱患。

面對零電價引發的系列問題，黑龍江省迅速出臺應對措施。

省發改委緊急暫停2025—2026年冬季尖峰電價政策，擴大谷段電價時長，將谷段電價下限由0.12元下調至0.04元，通過價格杠桿引導用戶錯峰用電、填谷消納。

國網黑龍江電力同步啟動日前、日內兩次“負備用”市場，對可中斷負荷、儲能等靈活資源給予1200元/兆瓦時的補償，激勵其參與系統調節。

政策落地后效果顯著，12月16日首次調用儲能45萬千瓦，成功將現貨出清價拉回0.08元/兆瓦時，結束了連續13天的零電價局面，實現了市場的初步回歸。

06.

從價格極寒到制度破冰

回望黑龍江連續13天的零電價事件，我們不得不承認，這并非一次簡單的“市場失靈”，而是高比例新能源時代提前上演的“壓力測試”。

它將長期潛藏的“熱電矛盾”“網源不協調”“價格信號失效”“需求側彈性不足”等問題一次性推至臺前，也逼迫政策制定者、企業、資本同時給出答案。

在“雙碳”目標引領下，新能源裝機占比持續提升是必然趨勢，當更多省份的新能源裝機突破50%、60%，黑龍江的“零價時刻”可能在全國范圍內陸續上演，此次事件的應對經驗，對全國新型電力系統建設具有重要借鑒意義。

零電價的出現，并非能源轉型的“副作用”，而是推動系統升級、機制創新的重要契機。

它提醒我們，電力市場化改革不能停留在表面，必須完善價格機制、輔助服務市場、收益分配機制，讓價格信號真正發揮調節作用，保障各市場主體的合理權益。

零下三十度的黑龍江，用13天的零電價，經歷了一場能源轉型的“極寒考驗”。

如今，政策的“暖陽”已逐步驅散市場的“寒意”，能否將這次極端事件轉化為制度創新、技術突破的動力，將價格極寒轉化為轉型暖流，不僅決定著黑龍江能源轉型的成敗，更將影響中國新型電力系統建設的整體進程。