中国工业报记者  曹雅丽

当零碳电力的新增发电量已基本覆盖新增用电需求，为何化石能源消费依然高企？当西北“沙戈荒”大基地绿电汹涌，为何弃风弃光与负荷紧缺并存？答案直指当前电力转型的深层症结——供需时序错配与系统灵活性赤字。面对波动性加剧与多重负荷刚性增长的双重挤压，传统的单向平衡模式已然失效。电力低碳转型的新航向，正从局部的供需协同，转向涵盖源、网、荷、储的全要素系统重构，这既是技术路线的升级，更是能源治理逻辑的深刻变革。

供需时序错配矛盾凸显，系统协同迫在眉睫

随着新能源装机规模持续攀升，电力系统供需平衡的难度显著增加。新能源出力的随机性与波动性，叠加终端用能结构的深刻变化，使得传统的“源随荷动”模式难以为继，电力系统的安全稳定运行面临前所未有的考验。

中国能源研究会副理事长陈国平在近日召开的“电力低碳转型年会2026”上明确指出，新能源高质量发展与消纳不是单一环节问题，而是一项涉及电力、热力、工业、交通、建筑等多领域的系统工程。他强调，必须坚持系统观念，将供需协同贯穿新能源规划、建设、运行、交易和消费全过程。这意味着，未来电力系统的规划与运行，需打破各环节壁垒，实现源网荷储协同规划和运行，推动主网、配网、微电网有序衔接，以提升电力系统整体效能。

新能源出力与用电需求在时空尺度上的错配，是当前消纳困难的核心症结之一。自然资源保护协会北京代表处首席代表张洁清指出，风光资源优质区域的发电成本已低于传统火电，但化石能源消费仍维持高位，且算力中心与工业制造等多重刚性需求叠加，加剧了系统负荷压力。她强调，当电力体系迈入高比例可再生能源阶段，唯有构建跨产业、跨领域的供需动态协同治理体系，才能从根本上破解供需失衡难题。

这种供需失衡在西北地区尤为突出。中国能源研究会首席专家、双碳产业合作分会主任黄少中指出，西北地区作为国家新能源发展的“第一极”，面临着弃风弃光现象严重与能源供需时空错配的突出矛盾。由于风光资源富集区与负荷中心逆向分布，加之系统调节能力不足，新能源消纳压力巨大。在此背景下，长时储能凭借大容量跨时段转移电能的能力，被视为支撑“沙戈荒”大基地绿电外送、保障系统安全韧性的关键钥匙。然而，目前长时储能的规模化发展仍面临市场机制不完善、成本偏高及技术经济性有待突破等挑战。

值得关注的是，新兴负荷的增长为消纳提供了新空间，但也带来了新挑战。国网能源研究院董事、党委书记魏玢介绍，数据中心、电动汽车、绿电制氢氨醇等负荷快速增长，但其与新能源出力的时序匹配、动态响应协同尚待加强，需求侧促消纳能力仍未充分释放。这表明，破解消纳难题，不仅需要“源网”协调，更亟待“荷”端潜力的系统性挖掘与释放。

挖掘用户侧弹性资源，构建柔性互动新生态

面对新能源消纳的时空难题，仅靠电网调度与电源建设成本高昂且效率有限。将电力需求从刚性、被动响应转变为柔性、主动互动，已成为提升系统灵活性的重要技术管理路线。挖掘用户侧蕴藏的巨大调节潜力，成为降低系统调节成本、促进新能源就地消纳的关键突破口。

中国能源研究会副理事长兼秘书长孙正运强调，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。

清华大学教授康重庆从电力系统平衡角度指出，新能源装机规模攀升使得电力用户角色发生根本性转变。分布式光伏、储能、电动汽车及数据中心等用户侧资源，通过虚拟电厂等新型组织模式聚合，不仅能提供调峰、调频、备用等灵活调节能力，还能推动用户侧实现从“被动用电”到“主动创效”的价值转变。他特别提到，对电解铝工厂的研究表明，通过跨季节存储多余铝产品，其季节性运行可为电力系统提供长周期灵活性。

在具体应用场景中，车网互动（V2G）展现出巨大潜力。国家电网智慧车联网技术有限公司三级顾问唐文升指出，新能源重卡作为营运类车辆，具备运行规律稳定、可调度性强的优势，正成为车网互动中价值凸显的增量场景。他介绍，现有数据表明，价格信号已有效引导过半充电负荷向低谷迁移，部分光储充场站绿电自用率超85%。未来，人工智能将重构车网互动运营方式，实现从设备互联向资源主动运营的升级，提升海量电动汽车资源的智能化运营水平。

此外，热电协同为挖掘用户侧及系统侧灵活性提供了独特路径。中国工程院院士江亿详细阐述了电力与热力系统的互补关系。他指出，与储电相比，储热技术成本更低，尤其适合跨季节调节。通过热泵技术将低品位余热提质利用，不仅能消纳富余电力，还能打破传统火电厂“以热定电”的约束，提升调峰灵活性。在建筑领域，利用储热储冷设施实现电力削峰填谷；在工业领域，则可通过低谷电制备蒸汽调节负荷。江亿建议，未来应结合实时分时分区电碳责任因子，引导终端在低电价、低碳排放时段高效用电，使热电协同成为破解储能瓶颈、降低消纳成本的重要路径。

完善市场机制与政策支撑，重塑价值流通体系

要实现源网荷储的深度协同与用户侧资源的有效聚合，离不开完善的市场机制与精准的政策引导。当前，新能源已全面进入“平价上网”并向“全面入市”阶段过渡，旧有的补贴机制退出，新的体现灵活调节价值和绿色价值的市场价格体系亟待建立。

陈国平强调，要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。这要求市场设计必须能够准确反映不同时间、不同地点电力的稀缺性与环境属性，从而激励各类主体主动参与系统调节与新能源消纳。

在省级与行业责任落实层面，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》的结论。研究认为，新能源全面入市后，单纯依靠市场自发调节难以支撑其大规模发展，必须建立健全强制与自愿相结合的可再生能源电力消费促进机制。研究建议，消纳责任权重的设定应以碳达峰目标为基准，并逐步缩小省际差异，同时通过分行业最低消费比重目标，将消纳责任压实至终端企业，推动考核由软约束转向硬约束。

针对西北长时储能发展困局，黄少中建议多管齐下：强化规划引领，因地制宜匹配技术路线；完善价格政策，向长时储能倾斜容量电价标准；畅通市场机制，扩大跨省跨区交易规模，探索多元收益路径。这些措施旨在为储能等灵活性资源提供清晰的价格信号与稳定的收益预期，从而拉动社会投资，破解“建而不用”的困境。

魏玢则指出，尽管零碳园区、绿电直连等新业态政策体系合力基本形成，但在管理细则与利益协调上仍存在困难。她建议围绕“精准预测+灵活响应”提升需求侧可控能力，并拓展绿氢氨醇等非电利用场景，以拓宽新能源消费空间。同时，康重庆呼吁完善容量市场与现货市场机制，优化资源参与规则，建立灵活的价格信号与收益分配机制，引导更多用户侧资源参与系统调节。

“推动电、碳、证三个市场在各司其职的基础上协同联动，是打通绿色电力消费闭环的关键。通过绿证在间接碳排放核算中的应用，将消费促进机制的制度推力转化为市场主体的内生动力，最终实现新能源高质量消纳从政策驱动向市场驱动的转变。”林卫斌的研究强调，这不仅是技术层面的升级，更是能源治理体系的深刻重塑，唯有通过跨领域、跨行业的协同治理，才能支撑起新型能源体系的平稳转型与长远发展。