中国工业报记者 张楠

一边是“三北”地区丰富的新能源资源，一边是“三华”地区集中的用电需求，华北电网凭借特高压网架优势，成为全国新能源消纳和绿电交易的核心阵地。

近日，北京电力交易中心市场交易二部绿电交易主管侍凡，在光伏行业2025年发展回顾与2026年形势展望研讨会上，向中国工业报等多家媒体透露，截至2025年12月底，华北电网新能源装机总量达4.5亿千瓦，年发电量6450亿千瓦时，装机与发电量均居全国区域电网首位。其中，光伏增长迅猛，累计装机达2.8亿千瓦，“十四五”期间实现三倍增长，占新能源总装机的34%，全年上网电量2900亿千瓦时。

现状之困：光伏增长同质化突出 午间负电价常态化

在光伏装机高速增长的同时，出力同质化、时段性消纳饱和的问题日益突出。据侍凡介绍，当前，各省光伏在白天中午时段集中大发，恰逢用电负荷低谷，省内现货价格已真实反映出供过于求的市场关系，中午时段常态化出现负电价，标志着省内就地消纳能力趋于饱和。

从交易场景看，光伏参与电力交易主要分为省内与省间两大场景，省内交易仍是消纳主力，交易品种涵盖中长期合同与现货交易。2025年华北区域光伏中长期交易总量约500亿千瓦时。随着现货市场在河北南网、山西、山东、蒙西等省份落地推行，光伏电价分时特征愈发明显，午间出力高峰时段价格最低可至0元/兆瓦时甚至-100元/兆瓦时。

与此同时，华北光伏虽已实现全量入市，但参与绿电市场的比例不足1/6，大量光伏电力的环境价值未能通过市场机制充分体现。侍凡表示，全国光伏装机正持续扩大，华北向外输出的增量绿电中光伏占比达80%，主要流向江苏、浙江、广东等南方省份，但受当地光伏装机攀升影响，仅在特定季节或时段存在稳定需求，部分光伏电力面临弃电风险。

破局之道：创新举措激活跨区域消纳空间

面对光伏消纳困境，华北电网立足特高压平台，通过机制创新与模式优化，打出一套组合拳，有效拓宽消纳渠道。

一是推动光伏跨区外送。充分挖掘华东、华中、南方地区白天用电消纳空间，将华北富余光伏电力送往负荷中心。二是推行新能源与火电打捆外送。将低价新能源与高价火电进行价格融合、曲线打捆，既平抑新能源波动，又满足购电省份早、晚高峰电力保供需求。三是开展“三北”错峰交易。利用东北、西北、华北之间存在的光照时差，开展区域错峰交易，缓解同质化大发压力。

在具体实践中，跨区时差互补交易实现常态化运行。针对光伏“中午富余、晚间无出力”的特性，华北电网推出跨区时差互补交易，利用北京与新疆两小时光照时差，将新疆18时后的光伏电力送至正值晚高峰的京津冀地区，既消纳了西部富余电量，又保障了东部负荷中心供电，目前，该模式已实现常态化运行。在此基础上，进一步拓展形成“新疆光伏+黑龙江风电”的跨五时区交易格局，峰值电力达370万千瓦，占京津冀外购电力的1/4。

四是提升交易灵活性，省间协同交易机制将单省对单省交易升级为“多对多”集中竞价交易模式，交易周期向多年、年度、月度及日滚动等多维度延伸，大幅提升供需匹配效率。

长远之谋：源头规划+市场完善 护航高质量发展

着眼长远，华北电网坚持统筹规划与市场建设同步发力，从根源上破解光伏消纳瓶颈，推动新能源高质量发展。

在市场拓展方面，面向全国统一电力市场找空间，进一步提高光伏参与绿电交易比例，提升绿电产品吸引力与市场竞争力，适应买方市场新形势。在电源规划方面，从项目前期环节优化风光配比，通过合理布局实现风光互补，从源头缓解出力同质化问题。在系统支撑方面，加快促进储能配套建设，通过市场化价格信号引导新型储能、虚拟电厂等主体规范入市，探索源网荷储一体化项目参与市场机制，提升电网调节能力。

政策层面，根据国家136号文（《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》）要求，各地正细化沙戈荒大基地入市规则，推动基地内风光储一体化协同发展，并通过源网荷储协同调控，形成优化互补的外送与就地消纳并重模式。与此同时，分布式电源入市政策将进一步明确，确保其公平承担辅助服务费用，促进市场主体权利义务对等。新型储能、虚拟电厂等主体的入市与注册规范预计年内将陆续出台，源网荷储一体化项目参与市场的机制也在积极探索中，旨在通过市场价格信号引导储能产业发展，破解光伏同质化消纳压力。

展望“十五五”，国网华北分部将按照“统一市场、协同运营”原则，加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制，争当基本建成全国统一电力市场“排头兵”。进一步完善绿电市场机制，为“双碳”目标实现提供坚实支撑。预计到2030年底，华北电网光伏装机将达4.7亿千瓦，年上网电量5800亿千瓦时。