一邊是“三北”地區豐富的新能源資源，一邊是“三華”地區集中的用電需求，華北電網憑借特高壓網架優勢，成為全國新能源消納和綠電交易的核心陣地。

　　近日，北京電力交易中心市場交易二部綠電交易主管侍凡，在光伏行業2025年發展回顧與2026年形勢展望研討會上，向中國工業報等多家媒體透露，截至2025年12月底，華北電網新能源裝機總量達4.5億千瓦，年發電量6450億千瓦時，裝機與發電量均居全國區域電網首位。其中，光伏增長迅猛，累計裝機達2.8億千瓦，“十四五”期間實現三倍增長，占新能源總裝機的34%，全年上網電量2900億千瓦時。

　　現狀之困：光伏增長同質化突出 午間負電價常態化

　　在光伏裝機高速增長的同時，出力同質化、時段性消納飽和的問題日益突出。據侍凡介紹，當前，各省光伏在白天中午時段集中大發，恰逢用電負荷低谷，省內現貨價格已真實反映出供過于求的市場關系，中午時段常態化出現負電價，標志著省內就地消納能力趨于飽和。

　　從交易場景看，光伏參與電力交易主要分為省內與省間兩大場景，省內交易仍是消納主力，交易品種涵蓋中長期合同與現貨交易。2025年華北區域光伏中長期交易總量約500億千瓦時。隨著現貨市場在河北南網、山西、山東、蒙西等省份落地推行，光伏電價分時特征愈發明顯，午間出力高峰時段價格最低可至0元/兆瓦時甚至-100元/兆瓦時。

　　與此同時，華北光伏雖已實現全量入市，但參與綠電市場的比例不足1/6，大量光伏電力的環境價值未能通過市場機制充分體現。侍凡表示，全國光伏裝機正持續擴大，華北向外輸出的增量綠電中光伏占比達80%，主要流向江蘇、浙江、廣東等南方省份，但受當地光伏裝機攀升影響，僅在特定季節或時段存在穩定需求，部分光伏電力面臨棄電風險。

　　破局之道：創新舉措激活跨區域消納空間

　　面對光伏消納困境，華北電網立足特高壓平臺，通過機制創新與模式優化，打出一套組合拳，有效拓寬消納渠道。

　　一是推動光伏跨區外送。充分挖掘華東、華中、南方地區白天用電消納空間，將華北富余光伏電力送往負荷中心。二是推行新能源與火電打捆外送。將低價新能源與高價火電進行價格融合、曲線打捆，既平抑新能源波動，又滿足購電省份早、晚高峰電力保供需求。三是開展“三北”錯峰交易。利用東北、西北、華北之間存在的光照時差，開展區域錯峰交易，緩解同質化大發壓力。

　　在具體實踐中，跨區時差互補交易實現常態化運行。針對光伏“中午富余、晚間無出力”的特性，華北電網推出跨區時差互補交易，利用北京與新疆兩小時光照時差，將新疆18時后的光伏電力送至正值晚高峰的京津冀地區，既消納了西部富余電量，又保障了東部負荷中心供電，目前，該模式已實現常態化運行。在此基礎上，進一步拓展形成“新疆光伏+黑龍江風電”的跨五時區交易格局，峰值電力達370萬千瓦，占京津冀外購電力的1/4。

　　四是提升交易靈活性，省間協同交易機制將單省對單省交易升級為“多對多”集中競價交易模式，交易周期向多年、年度、月度及日滾動等多維度延伸，大幅提升供需匹配效率。

　　長遠之謀：源頭規劃+市場完善 護航高質量發展

　　著眼長遠，華北電網堅持統籌規劃與市場建設同步發力，從根源上破解光伏消納瓶頸，推動新能源高質量發展。

　　在市場拓展方面，面向全國統一電力市場找空間，進一步提高光伏參與綠電交易比例，提升綠電產品吸引力與市場競爭力，適應買方市場新形勢。在電源規劃方面，從項目前期環節優化風光配比，通過合理布局實現風光互補，從源頭緩解出力同質化問題。在系統支撐方面，加快促進儲能配套建設，通過市場化價格信號引導新型儲能、虛擬電廠等主體規范入市，探索源網荷儲一體化項目參與市場機制，提升電網調節能力。

　　政策層面，根據國家136號文（《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》）要求，各地正細化沙戈荒大基地入市規則，推動基地內風光儲一體化協同發展，并通過源網荷儲協同調控，形成優化互補的外送與就地消納并重模式。與此同時，分布式電源入市政策將進一步明確，確保其公平承擔輔助服務費用，促進市場主體權利義務對等。新型儲能、虛擬電廠等主體的入市與注冊規范預計年內將陸續出臺，源網荷儲一體化項目參與市場的機制也在積極探索中，旨在通過市場價格信號引導儲能產業發展，破解光伏同質化消納壓力。

　　展望“十五五”，國網華北分部將按照“統一市場、協同運營”原則，加快健全適應新型能源體系的市場和價格機制，爭當基本建成全國統一電力市場“排頭兵”。進一步完善綠電市場機制，為“雙碳”目標實現提供堅實支撐。預計到2030年底，華北電網光伏裝機將達4.7億千瓦，年上網電量5800億千瓦時。（記者 張楠）

　　 轉自：中國工業報