电力低碳转型年会：供需协同 促进新能源高质量消纳

来源：中国能源新闻网 时间：2026-08-10 12:01

　　中国能源新闻网讯（记者 杨苗苗）8月8日，由中国能源研究会主办、自然资源保护协会支持的“电力低碳转型年会2026”在京举行。本次年会主题为“供需协同，促进新能源高质量消纳”。来自国内研究机构、行业组织和电力、新能源企业等单位的30余位专家和超100位电力企业代表参会。

　　我国新能源发展已进入高质量发展的关键阶段，电力系统建设的重点正在从加快新能源开发建设，转向促进新能源的高质量消纳。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。近期发布的《“十五五”碳达峰行动方案》提出，统筹新能源开发布局和消纳利用，加快提升电力系统新能源消纳能力，并推动新增用电量由新增清洁能源电量覆盖。这意味着新能源发展的主要任务已不只是扩大供给规模，更需要推动新能源与电网建设、用电需求和产业布局的有效衔接。

　　中国能源研究会副理事长陈国平指出，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。面向转型发展新阶段，要坚持系统观念，把供需协同贯穿新能源规划、建设、运行、交易和消费全过程。一是强化多层级统筹协同，提升电力系统整体效能，加强电源、电网、负荷、储能协同规划和运行，推动主网、配网、微电网有序衔接，统筹集中式与分布式新能源发展，进一步健全全国统一电力市场建设，挖掘系统调节潜力，因地制宜发展各类储能，促进电力系统各环节在更大范围、更长周期内优化配置。二是深入挖掘用户侧潜力，拓展新能源消纳空间，推动电力需求由刚性、被动响应向柔性、主动互动转变，完善需求响应和负荷聚合机制，支持工业企业、公共建筑、充换电设施、数据中心等各类用户灵活用能，加强电力、热力和交通等多能协同，积极发展车网互动、虚拟电厂等新模式，使更多终端负荷成为可感知、可调节、可交易的系统资源。三是完善市场政策和技术支撑，增强新能源发展内生动力，健全与新能源特性相适应的电力市场和价格机制，完善辅助服务、容量补偿、绿电绿证等制度安排，合理体现灵活调节资源和绿色电力的价值，加快数字化、智能化技术应用，提升新能源功率预测、主动支撑和涉网性能，推动形成权责清晰、激励相容、多元主体共同参与的新能源消纳机制。

　　中国能源研究会副理事长兼秘书长孙正运认为，我国新能源发展已进入规模持续扩大、质量加快提升的新阶段。与此同时，新能源出力特性、系统调节能力与终端用能需求之间的协同问题也得到越来越多的关注。如何在保障电力系统的安全可靠运行、新能源充分消纳的前提下降低调节能力的成本，是大家应该研究的课题，挖掘用户侧调节能力是重要的技术管理路线之一。通过市场手段，充分释放终端绿色用能潜力，已成为促进新能源高质量消纳、构建新型能源体系的重要课题。

　　自然资源保护协会北京代表处首席代表张洁清强调，全球可再生能源发展的成效显著。 2025年全球可再生能源新增装机创下历史新高，零碳电力已基本能够满足全球新增用电需求，风光资源优质区域的发电成本已低于传统火电。但能源电力转型仍面临艰巨挑战。化石能源消费维持高位，算力中心和工业制造等多重刚性电力需求叠加也加剧了系统负荷压力。这说明当电力体系迈入高比例可再生能源阶段，单纯依靠电力系统的内部优化已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。

　　近年来，我国深耕源网荷储一体化建设，不断摸索新能源高效消纳路径，已取得了阶段性成果。近期出台的新型能源体系、电力系统、可再生能源发展等方面的顶层规划明确了未来五年能源电力低碳转型的发展路径。下一阶段应着力打通可再生能源与耗能产业的深度联动通道，推动可再生能源多场景融合的试点示范走向规模化商业化应用。

　　中国工程院院士江亿介绍，随着风光发电占比不断提高，电力系统面临日益明显的波动性和季节性供需不平衡，热力系统同样存在显著的时间和季节差异。未来零碳能源系统需要统筹考虑电力与供热，利用两者之间的互补关系提升系统整体灵活性。

　　江亿强调，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。未来热需求主要分为三类：低温、分散型需求可通过热泵直接满足；中低温、集中型需求可回收电厂、核电和工业余热，再通过热泵提升温度后供热；高温工业热需求则需要依靠其他高温热源或电制氢、合成燃料等方式解决。总体而言，热泵主要发挥“提质”作用，将低品位余热转化为可利用热能，同时消纳富余电力，成为连接电力与热力系统的重要纽带。

　　在具体应用中，热电协同展现出广阔前景。对于北方传统热电联产项目，可引入高低温双水箱储热系统，使火电厂在电力高峰期全力发电并回收冷端余热，在低谷期利用低价电与蒸汽驱动热泵，将余热提升为高温热能储存，供次日采暖使用，从而打破“以热定电”的约束，提升火电厂电力调峰灵活性。在工业领域，可利用低谷电，通过电极加热器或热泵配合储热罐制备工业蒸汽，在降低制汽成本的同时实现电力负荷调节。在建筑领域，通过配置储热水箱和储冷设施，在春秋电力富余时利用热泵制热、制冷并储存，在冬夏高峰期利用储存的冷热量满足建筑需求，从而减少高峰用电。此外，大型跨季节水体储热设施还可实现能量跨季节转移和区域供暖。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。总体而言，热电协同有望成为破解储能瓶颈、降低新能源消纳成本、支撑能源系统平稳转型的重要路径。

　　国网能源研究院董事、党委书记魏玢介绍，随着新能源规模持续扩大，新能源消纳面临新形势新挑战。数据中心、电动汽车、绿电制氢氨醇等新兴负荷快速增长，为新能源消纳提供了新的空间，但这些负荷与新能源出力在时序匹配、功率追踪、动态响应等方面的协同有待加强，需求侧促消纳能力尚未充分释放。

　　魏玢指出，零碳园区、绿电直连等新业态新模式的政策体系合力基本形成，在平衡、调节、安全、市场等方面逐步明确了各类主体与大电网的责任界面，政策执行和落地建设中还存在管理细则不完善、各方利益协调困难等情况。她认为，需要进一步完善相关管理细则，理顺各方责任和利益关系，推动新业态新模式更好落地。

　　魏玢建议，围绕“精准预测+灵活响应”，提升需求侧资源的可观、可测、可调、可控能力，同时拓展绿色氢氨醇等新能源非电利用场景，进一步拓宽新能源消费和利用空间，推动新能源实现更高质量、更高效率发展。

　　清华大学教授康重庆指出，从新能源消纳和电力系统平衡的角度来看，随着新能源装机容量攀升和电力系统规模不断发展，电力用户的角色发生了根本性转变，电力系统必须充分挖掘用户侧所蕴藏的巨大灵活调节潜力，发挥其特有的作用和价值。分布式光伏、储能、电动汽车、工商业柔性负荷以及数据中心等用户侧资源正快速发展，通过虚拟电厂等新型组织模式和市场机制，可将分散资源聚合并参与电力系统运行和电力市场交易，不仅能够提供调峰、调频、备用等灵活调节能力，降低系统运行成本，还能够促进新能源就地消纳，提升电网运行效率，推动用户侧资源实现从“被动用电”到“主动创效”的价值转变。例如，对全国范围电解铝工厂进行的研究显示，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。

　　康重庆强调，随着人工智能、大数据等新兴产业快速发展，数据中心等新型负荷将成为未来电力需求增长的重要来源。按照80%绿电占比，预计到2060年算力中心绿电需求将超过10亿千瓦。因此，需要加强“算力—电力”协同规划，通过算电协同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，提升西部地区绿电消纳能力，促进新能源资源优势与数字经济发展优势深度融合。

　　康重庆建议，通过完善容量市场、辅助服务市场和电力现货市场机制，优化资源参与规则，建立更加灵活的价格信号和收益分配机制，引导更多用户侧资源参与系统调节。同时，应加快统一技术标准、资源聚合平台和数字化管理体系建设，推动形成面向局部电网的供需动态柔性匹配能力，实现新能源与负荷的高效协同。

　　国网智慧车联网技术有限公司三级顾问唐文升提出，随着新能源汽车规模快速增长，车网互动正从技术验证探索逐步走向规模化应用。作为营运类车辆的典型品类，新能源重卡具备运行规律稳定、可调度性强的天然优势，正在成为车网互动领域价值凸显的增量应用场景。

　　与此同时，电动汽车具有可移动、分布广泛、充电价格敏感等特性，是消纳新能源的优质用户侧资源。当前，我国已形成多层级政策协同支持体系，为车网互动产业发展筑牢政策根基，但行业整体经济性尤其是V2G反向放电应用仍高度依赖补贴，市场化内生驱动仍然不足、尚需突破。

　　唐文升介绍，根据车网互动验证活动获得的数据，目前居住区低谷充电电量平均占比已达到67.5%，典型省份公共充电负荷与光伏出力重合度超64%，部分光储充场站绿电自用率超85%，价格信号有效引导过半充电负荷向低谷迁移。他指出，车网互动是一项跨行业、跨领域的复杂系统工程，需要车企、充电运营商、电网企业、科研院所及产业链上下游各方协同推进。尤其是在居住区等多主体参与场景，需要围绕并网安全、车桩通信、电池质保和商业模式等问题形成协同共识，推动相关标准进一步统一，为V2G从技术可行走向商业可持续创造条件。

　　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，可以推动AI贯穿资源识别、负荷预测、市场分析、智能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的智能化运营能力。

　　中国能源研究会首席专家双碳产业合作分会主任黄少中提出，在政策与市场的驱动作用下，西北地区的新能源和新型储能都得到了迅猛的发展，成为国家的“第一极”，但同时也面临着严重的弃风弃光现象以及能源供需时空错配的突出矛盾，新能源消纳的压力突出。而长时储能凭借其大容量跨时段转移电能的能力，成为破解“日平衡”难题、支撑“沙戈荒”大基地绿电外送以及保障电力系统安全韧性的关键钥匙。因此必须大力发展长时储能，促进西北地区新能源的消纳。但目前西北地区长时储能的规模化发展仍面临市场机制不完善、价格政策不合理、成本偏高、技术经济性有待突破以及极端气候适应性要求高等多重挑战。为大力发展长时储能，充分发挥其在促进西北地区新能源消纳中的重要作用，黄少中建议多管齐下：一是强化规划引领，明确技术路线。将长时储能纳入西北各省“十五五”能源规划，同时坚持因地制宜原则，根据西北地质和场地条件匹配压缩空气、全钒液流等技术路线，制定分省、分技术路线的长时储能发展路线图，避免“一刀切”配储。二是完善价格政策，保障合理收益。全面落实并细化容量电价政策，向长时储能倾斜，适当提高4~6小时及以上长时储能的容量电价标准，明确其收益预期以拉动社会投资。三是畅通市场机制，拓宽收益渠道。打通跨省跨区电力市场，扩大长时储能跨省交易规模，推动常态化运行。同时探索长时储能参与现货市场、容量市场、辅助服务市场的多元收益路径。四是加快技术攻关，降低系统成本。搭建产学研合作平台，推进科技创新，重点突破液流电池、压缩空气储能等关键技术，实现降本增效。五是创新开发模式，探索试点示范。在新能源大基地配套建设长时储能，推动“新能源+长时储能”一体化开发，探索氢储能等超长时储能技术示范。

　　中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌介绍了与自然资源保护协会合作完成的《高比例可再生能源电力消纳机制研究》的主要研究结论。我国可再生能源电力发展已从1.0补贴阶段、2.0平价上网阶段，进入了3.0全面入市阶段。新能源全面入市后，消纳压力在全国范围内持续上升，在新能源资源富集地区更为凸显，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。研究认为新阶段完善可再生能源电力消纳机制要从消费侧入手，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。

　　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年可再生能源电力消纳责任权重目标为44%、52%，非水电可再生能源电力消纳责任权重目标为32%、40%。现阶段用电大省消纳权重偏低，研究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要责任均等化，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。

　　研究认为，责任落地的关键在于把消纳责任量化到终端主体、贯通责任体系的各个环节，依托省级消纳责任权重和行业消费最低比重目标制度两条线分解责任，推动考核由软约束逐步转向硬约束，并逐步健全市场和价格机制。

　　研究建议，推动电、碳、证市场在各司其职、边界逐步厘清的基础上协同联动，通过强制消费和自愿消费相结合的消费促进机制激活绿证市场，打通绿证在企业间接碳排放核算的应用通道，进而推动三个市场从制度衔接走向价格信号的有机联动，将消费促进机制的制度推力转化为市场主体绿色电力消费的内生动力。

责任编辑：许艳