本报讯 （记者 贺王娟）随着我国新能源装机规模持续攀升，绿电消纳正从“电网侧”向“用户侧”纵深推进。在11月4日举办的“2026绿色转型与高质量发展国际研讨会”上，多位专家指出，促进绿电消费不能仅靠“多发绿电”，更需打破传统条块分割，以市场机制为桥梁，推动多能融合互补和供需协同，让用户从绿色转型中获得实实在在的经济收益。
会上，北京大学能源研究院副院长杨雷指出，随着波动性新能源快速发展并逐步成为电力系统主体，能源转型面临新的挑战。新型能源体系建设的关键不只是发展更多新能源，而是要打破传统条块分割，实现多能融合互补和供需协同，共同降低系统成本，共享新能源红利。未来需要通过完善包括容量市场、辅助服务市场等在内的市场体系，推动虚拟电厂、有序充电、车网融合、绿电直连、源网荷储一体化项目等新模式的发展，让能源转型和绿色发展不仅创造减排效益，更能为用户带来实实在在的经济收益，让用户共享绿色红利。
“只有把绿色转型与产业振兴、经济发展结合起来，才能推动能源转型持续深入发展，钢铁、化工、AI（人工智能）和零碳园区等场景开拓了绿电应用的新空间。”杨雷进一步指出，“连接能源供给与需求的关键桥梁不只是技术，更重要的是市场，需要通过更好的市场设计，让价格信号发挥优化资源配置、驱动新质生产力发展的作用。”
从热电融合的角度来看，中国建筑科学研究院环能院爱康技术中心副主任阳春指出，当前供热发展已经从原来的“有没有”转向“好不好”。目前，北方供热能源中化石能源占比仍接近90%，随着新能源快速发展和热电联产发电小时数下降，如何保障供热安全、推动热电协同发展，将成为“十五五”时期需要重点关注的问题。同时，建筑和供热管网本身具有很强的蓄热能力，但全国近70万公里供热管网及建筑的蓄热资源尚未得到充分利用。
“供热负荷与风光发电波动存在较好的协同空间，因此热力系统与电力系统融合发展是未来的必然趋势。”阳春认为，无论是工业领域200摄氏度以下供热场景中热泵的应用，还是居民供热领域通过热计量、热价改革提升灵活调节能力，都具备较大的发展潜力。但要推动热电融合规模化发展，仍需重点解决供需匹配和价格机制两方面问题，在供热规划和电力规划中统筹考虑资源配置和系统协同，通过市场化机制和示范项目推动技术落地应用，促进供热系统绿色低碳转型。
在供热系统寻求与电力系统深度融合的同时，交通领域的电气化正在从需求侧重塑电力系统的供需格局。清华大学能源互联网创新研究院特聘研究员李立理认为，随着我国新能源汽车保有量超过5000万辆，电动汽车已经开始对电力系统运行产生实质性影响。最明显的现象就是峰谷电价对充电行为的引导作用，在私家车和重卡等道路交通电气化场景中，充电负荷对电价变化的响应越来越明显。从车网协同的发展来看，目前已经出现了两个比较明确的商业场景：一是利用工商业峰谷价差开展表后储能和峰谷套利，二是依托车网互动（V2G）上网电价机制参与电网互动。
“目前，全国已有9个省市出台了V2G上网电价政策，为电动汽车向电网反向送电提供了价格机制基础，这是推动V2G规模化发展的重要突破。”李立理认为，若将电动汽车的动力电池视为移动储能，目前我国70%以上的储能资源都集中在新能源汽车上。这些电池蕴含着巨大的储能价值，未来通过聚合平台参与电能量市场、容量市场和辅助服务市场，可以将这些价值释放出来。车企、电池企业可以通过提供电池延保等服务，在消除用户顾虑的同时分享收益，这样既能提升车主参与积极性，也能形成车主、车企、电池企业和电网多方共赢的商业生态。
在工业领域，电力规划设计总院能源科技创新研究院高级工程师张盛指出，高载能行业用电量占比在逐年下降，目前已降到25%左右，与之对应的是高技术制造产业用电量的快速上升。工业领域对电力系统的需求也正从单纯保供转向保供与绿电溯源并重。“十五五”期间建设100个左右国家级零碳园区的目标，对工业行业绿电消纳和碳排放强度下降提出了更高要求。对此，零碳园区建设不仅需要通过屋顶光伏、工业余热余压发电、园区级能量管理平台等提高源荷匹配水平，还需要通过更有效的价格信号降低综合用能成本并提高绿电消纳水平。
此外，当前我国工业行业电气化水平约为28%，而高载能行业电气化水平仅约18%，其中的差距意味着工业电气化仍有较大发展空间。目前，电锅炉、电窑炉、工业热泵等技术总体已经较为成熟，未来重点在于工程验证，除技术外，还应关注政策保障和机制设计。
在工业电气化总体推进的背景下，不同产业的负荷特性及其与新能源的适配程度差异显著，绿电消纳政策需更加精准。
自然资源保护协会清洁电力项目副主任黄辉认为，总体来看，新兴产业用能以电力消费为主，经济承受能力较强，发展预期向好，与能源基础设施投资回收周期较长的特点较为契合，有望成为新能源消纳的主要场景。但不同产业的负荷特性及其与新能源的适配程度存在明显差异，相应的调节成本也不尽相同。例如，高端制造业和算力中心对供电可靠性要求较高，若未配套储能等快速调节资源，则难以响应秒级及更短时间尺度的波动，其调节行为更多集中在产能相对宽松时，将部分工艺负荷或可延迟的训练算力负荷转移至新能源大发时段。相比之下，绿氢产业随着电解槽技术进步，正逐步成为兼具“宽负荷、可中断、快响应”特征的优质柔性负荷，与新能源适配性更强。
针对不同产业负荷特性和调节成本的差异，黄辉建议，进一步完善分时电价、容量补偿、辅助服务等市场机制，量化柔性负荷的调节价值，对更适配新能源的用户适当减少系统成本分摊。同时，通过差异化考核、分时分区绿电绿证以及可再生能源消纳责任等政策，引导成本承受能力较强但调节意愿较低的行业扩大新能源消费。此外，面对绿电边际成本上升和市场支付意愿下降的问题，应完善电力碳排放核算体系和产品碳足迹管理，推动终端产品建立清晰的绿色标识，并通过政府绿色采购、强制性标准和碳普惠等手段培育绿色消费需求，引导绿色溢价向终端消费环节合理传导。
（编辑 张昕）
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