近年來，我國全面推進能源綠色低碳轉型，可再生能源裝機規模延續增勢、發電量穩健提升。

國家能源局數據顯示，可再生能源累計裝機約24億、占比超六成。

高速增長的綠電產能背后，消納難題一度成為行業高質量發展的核心瓶頸。圍繞如何破解綠電消納難點問題，如何確保高比例新能源建得成、送得出、消納好，中國環境報記者對此進行了采訪。

多重難題倒逼綠電消納體系變革

“過去我國綠電消納的難點集中在五個方面。”中國能源研究會能源供給與綠色消費專業委員會副主任、研究員周政訓表示。

我國綠電資源主要集中在西北、西南、東北地區，但是負荷主要集中在東部沿海，跨省跨區輸送能力不足。同時，風光發電晝夜、季節波動大，傳統以火電為基荷的調度體系難以適應。

“這就會導致綠電區位供給與負荷空間發生錯配。”周政訓說，還會產生電網包容性、柔性不足與新能源發電波動性、間歇性強的矛盾。

市場機制缺失與并網保障不足進一步加劇消納壓力。綠電電價市場化機制缺失，綠電的定價機制無法體現其環境價值。同時，風光大基地送出受阻，局部棄風棄光現象頻發，優先并網、優先消納缺乏剛性保障。此外，電力系統協同性不足問題亟待解決，源—網—荷—儲缺乏一體化系統管理，科學配儲結構性失序，新型電力系統建設滯后。

針對綠電消納存在的各類問題，近年來，我國立足制度創新與技術創新雙輪驅動，推出一系列重大舉措，逐步打通綠電消納鏈條，取得顯著成效。

在制度層面，我國構建剛性約束與市場化激勵雙重機制。近年來，我國出臺了多項支持新能源發展的法律制度，建立可再生能源消納責任權重制度，綠電全額收購實現剛性考核、剛性約束。建立綠電優先并網、優先調度、優先上網法定原則，從法規層面保障綠電的優先發展法則。加快全國統一電力市場建設，搭建體系完善的綠電綠證交易市場，實現綠電價值可交易、可變現、可增值。推動綠電綠證與碳交易市場互聯互通。

在技術與基建層面，我國全面提升電網承載與調節能力。加快推進新型電力系統建設，完善源網荷儲一體化智慧化，推動多能互補，強制或引導新能源配套儲能，提升系統調節能力，增強電網柔性和包容性。加快電網設備升級改造步伐，推動電網數字化智慧化建設，實現對綠電的優化調度。

國家能源局數據顯示，今年一季度，全國可再生能源裝機達到23.95億千瓦，同比增長22%，約占我國總裝機的60.4%;可再生能源發電量達8829億千瓦時，約占全部發電量的37.1%，持續覆蓋同期第三產業用電量(4833億千瓦時)和城鄉居民生活用電量(3985億千瓦時)之和;全國核發綠證6.98億個，其中可交易綠證5.04億個。

推動綠電從“被動消納”轉向“主動轉化”

在全國綠電消納體系持續完善的背景下，氫能是全球能源技術革命和產業變革的重要方向，是我國構建現代化產業體系、培育新質生產力的關鍵賽道，更是保障國家能源安全、推動能源綠色低碳轉型的戰略抓手。

根據全國氫能信息平臺統計，截至2026年3月底，全國建成在建可再生能源制氫產能規模超過100萬噸/年，其中，建成投運超25萬噸/年，較2024年底增長超1倍，在建超90萬噸/年。

國家能源局能源節約和科技裝備司副司長邊廣琦近日介紹今年一季度可再生能源制氫發展情況時提到，從模式來看，“風光氫耦合應用場景”與“綠色氫氨醇一體化”模式協同探索。其中，綠色氫氨醇一體化是氫能規模化開發的重要模式，推動氨醇等氫能產品從傳統的化工原料定位向綠色燃料定位轉變，并支持更大范圍能源資源調配。

2025年7月26日，國家電投大安風光制綠氫合成氨一體化示范項目在吉林省大安市投產，可實現年產綠氨18萬噸，是目前全球最大的單體綠氨裝置，同年10月斬獲全球首張“ISCC EU RFNBO Ammonia”(可再生燃料非生物來源氨)認證證書。

國家電投集團大安吉電綠氫能源有限公司(以下簡稱公司)黨委書記、董事長宋樹林談及項目如何破解綠電就地轉化難題時表示，項目創新采用“綠氫消納綠電、綠氨消納綠氫”的全產業鏈思路，打破了發電上網的單一消納路徑，實現綠電從電能到化學能的存儲與高值化利用，將綠電轉化為可儲存、可運輸、可貿易的綠氨產品，讓綠電就地消納從“被動消納”轉向“主動轉化”，解決了綠電就地轉化無穩定載體的行業難題。

據公司總經理陳俊介紹，項目首創“互補型制氫”技術體系，破解綠氫規模化生產難題，并采用全球最大規模的直流微電網制氫和固態儲氫，同時依托自主知識產權的全流程柔性控制系統，智能調度全流程，實現源荷精準互動。

“我們以風光功率預測、電價策略為依據，統籌制定制氫與用電計劃，通過制氫群控、化工先進控制、全流程仿真三大系統協同聯動，對綠電制氫、儲氫及合成氨全流程設備進行智能調度與優化控制，最終實現綠電—制氫—合成氨全流程動態經濟最優運行與綠電消納最大化。”公司副總經理李斌介紹如何實現全鏈條能量流的精準管控時說。

相較于前端原料是煤、石油、天然氣等化石能源的灰氨，大安項目生產的綠氨，前端原料只有風光、水和空氣。因此，綠氨在生產過程中幾乎不產生碳排放，有著顯著的環保優勢。

公司副總經理賈玉瑩告訴記者，項目年制綠氫3.2萬噸、綠氨18萬噸，每年可減少碳排放約65萬噸，節約標煤約23萬噸，減排量相當于抵消近50萬戶普通家庭一年生活用電的碳排放量。

多維度集成融合發展更好滿足消納需求

“大安項目推進過程中，確實面臨綠電消納政策適配、電網接入、成本控制等共性難題。”李斌坦言，除了采用上述的技術手段之外，我們還主動對接地方氫能示范與綠電直連政策，推動將大安項目納入新能源消納重點保障范圍，建立“示范先行、政企協同、機制配套”的落地路徑，打通從綠電生產到綠氨外銷的全鏈條政策支撐。

但是，由于風光發電波動大，與下游合成氨工藝穩態剛性需求存在本質矛盾，各設備調節特性不一、耦合性強，同時傳統分段控制難以跨環節精準匹配，易引發運行問題，影響裝置安全與能效、限制新能源消納項目。因此，如何實現制氫、儲氫、合成氨隨風光波動精準聯動是未來的關鍵攻關方向。

賈玉瑩表示，將會繼續加大柔性控制系統的研發力度，通過實際生產策略和生產數據摸索完善柔性控制系統，實現全流程參數的精準聯動與穩態運行，保障裝置長周期安全高效。

為促進“新能源+儲能+電網+市場”的集成融合發展，支撐年均新增2億千瓦以上新能源合理消納需求，國家能源局電力司副司長劉明陽表示，將從以下四方面發力。

新能源規劃布局方面，分類引導新能源開發與消納。統籌“沙戈荒”新能源基地外送與就地消納，優化水風光基地一體化開發消納，推動海上風電規范有序開發消納，科學高效推動省內集中式新能源開發消納，積極拓展分布式新能源開發與消納空間。

儲能等調節能力建設方面，統籌推進各類調節電源、儲能、用戶側調節能力建設。實施水電擴機增容改造、新一代煤電轉型升級，適度建設調峰氣電，科學布局新型儲能，有序推進抽水蓄能項目建設，依托虛擬電廠、車網互動等提高負荷側調節能力。截至2025年底，全國虛擬電廠項目470個，同比增加近兩百多家，經測試的最大調節能力達到1685萬千瓦，同比增長約70%。

新型電網建設方面，加快構建主配微協同的新型電網平臺。優化全國電力流向，穩步提升跨省跨區輸電通道規模。加快推進甘肅至浙江等“沙戈荒”新能源大基地外送通道建設。加強電網主網架建設，大力提升靈活互濟能力。持續推動新型配電系統建設，全面提升其對分布式新能源的接納能力和對新業態發展的適配能力。因地制宜發展智能微電網，提升自平衡、自調節能力，促進新能源就近消納。

電力市場建設方面，加快構建適應新能源高比例發展的市場和價格機制。完善中長期、現貨和輔助服務市場銜接機制，縮短交易周期，合理擴大省間市場化送電規模，加快推動新能源基地一體化模式參與市場。

為以更大力度全方位、深層次擴大綠電應用，在搭建綠證交易機制方面，國家能源局新能源司副司長潘慧敏表示，將持續完善綠證價格形成機制，研究制定綠證價格指數并適時向社會公布。印發非化石能源電力消費核算指南，讓綠證成為行業企業降碳減排的基本核算工具。建立可再生能源消費最低比重目標制度，引導更多重點用能行業發揮綠色電力消費“領頭羊”作用。推廣“綠車充綠電”、居民綠電零售套餐。構建綠色電力消費認證機制，擴大認證結果的采信和應用。加快構建綠色電力消費標準體系，積極推動我國標準國際化，讓中國綠證成為企業走向國際市場的“通行證”。