在电力市场化的浪潮中，极端电价现象已不再罕见，但黑龙江电力市场在某一时期出现的连续13天全天零电价，仍引发了广泛关注。这一罕见情况，是多种因素交织作用的结果，涉及供给侧结构、运行机制以及季节性特征等多个层面。
供暖季是这一现象的基础性诱因。在北方，集中供暖是民生大事，供热安全具有不可动摇的刚性地位。火电机组在供暖期间多以热电联产方式运行，遵循“以热定电”的原则，即机组出力主要由热负荷决定，而非受电力市场价格信号引导。这意味着，即便电力系统已供大于求，发电侧也难以主动降低出力。居民和公共建筑的供热需求全天候存在，机组不得不24小时运转，形成了大量难以通过市场机制有效消化的“刚性电量”。
风电在冬季的集中出力，进一步加剧了这一困境。与光伏不同，黑龙江的风电在冬季具有高发特征，风速大且持续时间长，尽管出力波动较大，但整体水平较高。在供暖负荷已锁定火电运行的情况下，风电的大规模集中出力迅速挤压了系统的调节空间。当风电进入发电高峰期，系统可调资源不足的问题凸显，电价因此被动下探，甚至跌入零电价区间。
新能源的快速发展，放大了上述因素的影响。近年来，黑龙江新能源装机规模实现了跨越式增长，风电装机已位居全国前列。2024年底，随着国家光伏、储能实证平台（大庆基地）三期工程并网，新能源装机规模进一步攀升。至该年底，全省新能源发电装机达到2517万千瓦，占电源总装机的比重超过50%，首次成为省内装机规模最大的电源类型。到2025年9月底，新能源并网装机已增至3149.4万千瓦，较“十三五”末增长近1.5倍，占总装机比重提升至57.9%。然而，电网调峰能力、电力外送通道以及电力市场消纳机制的建设相对滞后，导致新能源在局部时段集中释放时，系统承载能力不足，价格信号难以真实反映供需关系。
冬季电力需求的整体疲软，也削弱了市场对过剩电量的吸纳能力。与供暖负荷的刚性不同，工业用电在冬季并未同步增长，部分高耗能行业处于检修或低负荷运行状态，而新型电力负荷如电采暖、电动汽车尚未形成规模化支撑。在需求侧弹性不足的情况下，供给侧的集中释放更容易导致价格快速下行，而非负荷自然抬升。
这一极端电价现象，暴露了传统热电联产运行模式在新能源高比例接入背景下的局限性。热电联产曾是北方能源系统的主流选择，通过集中供热、梯级利用能源，兼顾了效率与环保。然而，随着电力系统结构的根本变化，其运行方式缺乏弹性的问题日益凸显。受供热刚性约束，机组在供暖季必须维持较高且相对稳定的出力水平，难以根据电力供需变化进行快速调节。相关研究表明，在“以热定电”的传统模式下，供热机组的调峰空间十分有限，远低于新能源高占比系统对深度调峰的要求。
在此背景下，热电解耦技术逐渐进入视野。热电解耦并非简单否定热电联产，而是通过蓄热装置、电锅炉、热泵、储能等技术手段，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”。随着新能源占比的持续提升，电力系统对灵活性的需求将愈发迫切，传统热电联产若不进行技术升级和模式转变，将越来越难以融入市场体系。热电解耦因此成为关系到供热安全、新能源消纳以及电力市场稳定运行的关键选择。
