当新能源成为“主体”，供需协同如何破局？
来源：电联新媒 时间：2026-08-19 12:06
截至2026年6月底，全国风电、光伏累计装机规模约19.5亿千瓦，占全国发电总装机的48%以上，新能源已成为我国电力装机的主体。随着新能源装机体量持续冲高，发电出力波动、用电时空错配带来的消纳压力愈发突出。在近日举行的“电力低碳转型年会2026”上，业内多位专家、企业代表齐聚一堂，围绕高比例风光装机下的电力平衡难题、全链条供需协同路径展开深度研讨。
转型困局：单纯内部优化难以为继
行业转型的底层矛盾，早已跳出电源、电网的单一改造范畴。中国能源研究会副理事长陈国平在开场发言中指出：“新能源高质量发展与消纳不是单一电源侧或电网侧的问题，而是一项涉及电力与热力、工业、交通、建筑等多领域的系统工程。”在他看来，如果用户侧不参与调节，纯粹依靠投资建设电力系统调节能力，必然带来电价成本的攀升，而用户侧和电网的互动未来对控制电价和新能源大规模消纳极其有益。
放眼全球能源发展大势，跨产业协同是高比例可再生能源时代的必答题。自然资源保护协会北京代表处首席代表张洁清介绍2025年全球可再生能源新增装机创新高，零碳电力可覆盖全部新增用电，但算力、电动车等新兴负荷带来大量刚性用电，持续拉大峰谷差。她指出：“电力体系迈入高比例可再生能源主导的发展阶段，单纯依靠电力系统内部优化，无法从根源上破解供需失衡与系统安全运行难题，唯有突破行业壁垒，构建跨产业、跨领域的供需动态协同治理体系，才能推动能源电力转型实现突破性进展。”
落到电网日常调度的实操场景里，多层级网架叠加海量分布式电源，进一步放大了供需匹配的各类卡点。国网能源研究院董事魏玢梳理了当下电力系统运行的挑战：部分地区面临着调节资源供需不匹配、新能源与传统调节资源建设周期不匹配等系统灵活调节能力匹配的挑战；多层级电网配置能力面临考验，大电网广域优化配置面临通道资源紧张、建设难度陡增的挑战；需求侧资源的调节潜力尚未充分释放。
落地路径：多技术路线弥合供需平衡
要想有效弥合风光发电与终端用电的供需缺口，业内目前已形成多条可互补落地的技术路线，覆盖供热、工业生产、交通出行、新能源大基地等多元场景。
在众多方案里，热电协同凭借低成本优势，成为提升储能经济性的重要技术路径。“与储电相比，以置换式热水库为代表的储热技术容量投资成本更低，尤其适合跨季节调节，可将春秋季的富余能源储存至冬季使用。”中国工程院院士江亿解释道。北方传统热电联产机组搭配高低温双水箱储热系统后，能够摆脱“以热定电”的运行束缚。以山东省正在推进的核电“一张网”跨季节供热工程为例，项目利用春秋两季电力负荷低谷期的富余电能，将核电产生的热量和冷端余热进行跨季节储存，用于冬季大规模区域供暖。江亿建议，未来可结合电网实时分时分区电碳责任因子，引导终端在电价和碳排放较低的时段高效吸纳电力。
电力用户自身角色的转变，同样是平衡供需关系的重要抓手。“随着新能源装机容量攀升，电力用户不再是单纯的电力消耗方，而是电网中体量最大、成本最低且响应灵活的分布式柔性调节资源。”清华大学教授康重庆指出，传统电力系统是“源随荷动”，未来需要全面走向源网荷储协同互动，通过虚拟电厂等新型组织模式和市场机制，将分散的用户侧资源聚合起来，为电力系统提供调峰、调频、备用等灵活调节能力。
以电解铝行业为例，康重庆指出，通过跨季节存储多余的铝，电解铝工厂的季节性运行可为电力系统提供长周期灵活性。在算力产业方面，他预计到2060年，按照80%绿电占比计算，算力中心绿电需求将超过10亿千瓦，亟需加强“算力—电力”协同规划，优化数据中心布局和运行方式，引导算力需求向新能源资源丰富地区转移，促进西部绿电消纳。
海量新能源汽车构成的移动储能资源，则为短期日内供需调节补充了充足资源。国网智慧车联网技术有限公司三级顾问唐文升给出了实测数据：“居住区个人充电桩低谷充电电量占比超过75%，典型省份公共充电负荷与光伏出力重合度超64%，光储充场站绿电自用率能够突破85%。”
他也指出，车网互动仍面临价格政策与市场机制不够健全、技术标准尚不完善、管理流程有待明确、设备成本偏高等多重挑战。在技术发展方面，唐文升认为，人工智能将重构车网互动运营方式。下一阶段应推动AI贯穿资源识别、负荷预测、市场分析、聚合调控和运营优化全过程，实现从传统“设备互联”向“资源运营”转变，从“简单互联”向“主动运营”升级，通过数据、模型和智能体协同，提升海量电动汽车资源聚合的智能化运营能力。
针对西北风光基地独有的长周期供需错配难题，长时储能被视作必不可少的缓冲载体。中国能源研究会首席专家黄少中分析：“西北地区是全国新型储能发展第一极，但风光昼夜、季节波动剧烈，短时储能只能应对日内调峰。长时储能是破解‘日平衡’难题、支撑‘沙戈荒’大基地绿电外送的关键钥匙。”目前区域布局长时储能仍面临不少现实挑战，如技术经济性待突破、产业链协同不足等，他建议，通过差异化容量电价政策向长时储能倾斜，因地制宜匹配技术路线避免一刀切，放开跨省跨区电力交易拓宽收益渠道，同时加快核心技术攻关降低系统成本。
长效支撑：制度市场双向赋能
各类供需调节技术想要大范围落地运行，离不开刚性约束机制与市场化调节工具相辅相成、协同发力。“单纯依靠市场自发调节难以支撑可再生能源大规模高比例发展，建立健全强制消费和自愿消费相结合的可再生能源电力消费促进机制，是破解当前消纳难题的必然之举。”中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌介绍了《高比例可再生能源电力消纳机制研究》的主要研究结论。
研究建议可再生能源电力消纳目标的设定要以双碳目标的实现进程为依据，在碳排放约束下逐层测算，2030年、2035年可再生能源电力占比目标为44%、52%，非水电占比目标为32%、40%。现阶段用电大省消纳权重偏低，建议权重分解的总体原则和方向是逐步缩小省际之间的责任权重差异，同时充分考虑各省资源禀赋和发展条件差异，分类安排、分阶段推进。分行业消费最低比重目标分解逐步推动同一行业的非水电可再生能源电力消费最低比重目标分阶段实现全国统一，与省级权重双管齐下，将消纳责任压实至终端企业。
与会专家普遍认为，在技术路径逐步明晰的同时，还需要从制度端和市场端持续协同发力。一方面，要打通电力、碳市场、绿证市场的联动通道，完善绿证在企业间接碳排放核算中的应用规则，将自上而下的消纳硬性要求转化为企业自主采购绿色电力的内生需求；另一方面，全国统一电力市场仍需持续优化，细化现货、辅助服务、容量补偿相关交易规则，通过清晰的价格信号体现虚拟电厂、长时储能、V2G等调节资源的价值，统一分布式资源并网、参与交易、费用结算的行业标准，让供需协同从零星示范项目真正走向常态化、商业化。
责任编辑：王萍
