近年来，我国全面推进能源绿色低碳转型，可再生能源装机规模延续增势、发电量稳健提升。

国家能源局数据显示，可再生能源累计装机约24亿、占比超六成。

高速增长的绿电产能背后，消纳难题一度成为行业高质量发展的核心瓶颈。围绕如何破解绿电消纳难点问题，如何确保高比例新能源建得成、送得出、消纳好，中国环境报记者对此进行了采访。

多重难题倒逼绿电消纳体系变革

“过去我国绿电消纳的难点集中在五个方面。”中国能源研究会能源供给与绿色消费专业委员会副主任、研究员周政训表示。

我国绿电资源主要集中在西北、西南、东北地区，但是负荷主要集中在东部沿海，跨省跨区输送能力不足。同时，风光发电昼夜、季节波动大，传统以火电为基荷的调度体系难以适应。

“这就会导致绿电区位供给与负荷空间发生错配。”周政训说，还会产生电网包容性、柔性不足与新能源发电波动性、间歇性强的矛盾。

市场机制缺失与并网保障不足进一步加剧消纳压力。绿电电价市场化机制缺失，绿电的定价机制无法体现其环境价值。同时，风光大基地送出受阻，局部弃风弃光现象频发，优先并网、优先消纳缺乏刚性保障。此外，电力系统协同性不足问题亟待解决，源—网—荷—储缺乏一体化系统管理，科学配储结构性失序，新型电力系统建设滞后。

针对绿电消纳存在的各类问题，近年来，我国立足制度创新与技术创新双轮驱动，推出一系列重大举措，逐步打通绿电消纳链条，取得显著成效。

在制度层面，我国构建刚性约束与市场化激励双重机制。近年来，我国出台了多项支持新能源发展的法律制度，建立可再生能源消纳责任权重制度，绿电全额收购实现刚性考核、刚性约束。建立绿电优先并网、优先调度、优先上网法定原则，从法规层面保障绿电的优先发展法则。加快全国统一电力市场建设，搭建体系完善的绿电绿证交易市场，实现绿电价值可交易、可变现、可增值。推动绿电绿证与碳交易市场互联互通。

在技术与基建层面，我国全面提升电网承载与调节能力。加快推进新型电力系统建设，完善源网荷储一体化智慧化，推动多能互补，强制或引导新能源配套储能，提升系统调节能力，增强电网柔性和包容性。加快电网设备升级改造步伐，推动电网数字化智慧化建设，实现对绿电的优化调度。

国家能源局数据显示，今年一季度，全国可再生能源装机达到23.95亿千瓦，同比增长22%，约占我国总装机的60.4%；可再生能源发电量达8829亿千瓦时，约占全部发电量的37.1%，持续覆盖同期第三产业用电量（4833亿千瓦时）和城乡居民生活用电量（3985亿千瓦时）之和；全国核发绿证6.98亿个，其中可交易绿证5.04亿个。

推动绿电从“被动消纳”转向“主动转化”

在全国绿电消纳体系持续完善的背景下，氢能是全球能源技术革命和产业变革的重要方向，是我国构建现代化产业体系、培育新质生产力的关键赛道，更是保障国家能源安全、推动能源绿色低碳转型的战略抓手。

根据全国氢能信息平台统计，截至2026年3月底，全国建成在建可再生能源制氢产能规模超过100万吨/年，其中，建成投运超25万吨/年，较2024年底增长超1倍，在建超90万吨/年。

国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦近日介绍今年一季度可再生能源制氢发展情况时提到，从模式来看，“风光氢耦合应用场景”与“绿色氢氨醇一体化”模式协同探索。其中，绿色氢氨醇一体化是氢能规模化开发的重要模式，推动氨醇等氢能产品从传统的化工原料定位向绿色燃料定位转变，并支持更大范围能源资源调配。

2025年7月26日，国家电投大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目在吉林省大安市投产，可实现年产绿氨18万吨，是目前全球最大的单体绿氨装置，同年10月斩获全球首张“ISCC EU RFNBO Ammonia”（可再生燃料非生物来源氨）认证证书。

国家电投集团大安吉电绿氢能源有限公司（以下简称公司）党委书记、董事长宋树林谈及项目如何破解绿电就地转化难题时表示，项目创新采用“绿氢消纳绿电、绿氨消纳绿氢”的全产业链思路，打破了发电上网的单一消纳路径，实现绿电从电能到化学能的存储与高值化利用，将绿电转化为可储存、可运输、可贸易的绿氨产品，让绿电就地消纳从“被动消纳”转向“主动转化”，解决了绿电就地转化无稳定载体的行业难题。

据公司总经理陈俊介绍，项目首创“互补型制氢”技术体系，破解绿氢规模化生产难题，并采用全球最大规模的直流微电网制氢和固态储氢，同时依托自主知识产权的全流程柔性控制系统，智能调度全流程，实现源荷精准互动。

“我们以风光功率预测、电价策略为依据，统筹制定制氢与用电计划，通过制氢群控、化工先进控制、全流程仿真三大系统协同联动，对绿电制氢、储氢及合成氨全流程设备进行智能调度与优化控制，最终实现绿电—制氢—合成氨全流程动态经济最优运行与绿电消纳最大化。”公司副总经理李斌介绍如何实现全链条能量流的精准管控时说。

相较于前端原料是煤、石油、天然气等化石能源的灰氨，大安项目生产的绿氨，前端原料只有风光、水和空气。因此，绿氨在生产过程中几乎不产生碳排放，有着显著的环保优势。

公司副总经理贾玉莹告诉记者，项目年制绿氢3.2万吨、绿氨18万吨，每年可减少碳排放约65万吨，节约标煤约23万吨，减排量相当于抵消近50万户普通家庭一年生活用电的碳排放量。

多维度集成融合发展更好满足消纳需求

“大安项目推进过程中，确实面临绿电消纳政策适配、电网接入、成本控制等共性难题。”李斌坦言，除了采用上述的技术手段之外，我们还主动对接地方氢能示范与绿电直连政策，推动将大安项目纳入新能源消纳重点保障范围，建立“示范先行、政企协同、机制配套”的落地路径，打通从绿电生产到绿氨外销的全链条政策支撑。

但是，由于风光发电波动大，与下游合成氨工艺稳态刚性需求存在本质矛盾，各设备调节特性不一、耦合性强，同时传统分段控制难以跨环节精准匹配，易引发运行问题，影响装置安全与能效、限制新能源消纳项目。因此，如何实现制氢、储氢、合成氨随风光波动精准联动是未来的关键攻关方向。

贾玉莹表示，将会继续加大柔性控制系统的研发力度，通过实际生产策略和生产数据摸索完善柔性控制系统，实现全流程参数的精准联动与稳态运行，保障装置长周期安全高效。

为促进“新能源+储能+电网+市场”的集成融合发展，支撑年均新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求，国家能源局电力司副司长刘明阳表示，将从以下四方面发力。

新能源规划布局方面，分类引导新能源开发与消纳。统筹“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳，优化水风光基地一体化开发消纳，推动海上风电规范有序开发消纳，科学高效推动省内集中式新能源开发消纳，积极拓展分布式新能源开发与消纳空间。

储能等调节能力建设方面，统筹推进各类调节电源、储能、用户侧调节能力建设。实施水电扩机增容改造、新一代煤电转型升级，适度建设调峰气电，科学布局新型储能，有序推进抽水蓄能项目建设，依托虚拟电厂、车网互动等提高负荷侧调节能力。截至2025年底，全国虚拟电厂项目470个，同比增加近两百多家，经测试的最大调节能力达到1685万千瓦，同比增长约70%。

新型电网建设方面，加快构建主配微协同的新型电网平台。优化全国电力流向，稳步提升跨省跨区输电通道规模。加快推进甘肃至浙江等“沙戈荒”新能源大基地外送通道建设。加强电网主网架建设，大力提升灵活互济能力。持续推动新型配电系统建设，全面提升其对分布式新能源的接纳能力和对新业态发展的适配能力。因地制宜发展智能微电网，提升自平衡、自调节能力，促进新能源就近消纳。

电力市场建设方面，加快构建适应新能源高比例发展的市场和价格机制。完善中长期、现货和辅助服务市场衔接机制，缩短交易周期，合理扩大省间市场化送电规模，加快推动新能源基地一体化模式参与市场。

为以更大力度全方位、深层次扩大绿电应用，在搭建绿证交易机制方面，国家能源局新能源司副司长潘慧敏表示，将持续完善绿证价格形成机制，研究制定绿证价格指数并适时向社会公布。印发非化石能源电力消费核算指南，让绿证成为行业企业降碳减排的基本核算工具。建立可再生能源消费最低比重目标制度，引导更多重点用能行业发挥绿色电力消费“领头羊”作用。推广“绿车充绿电”、居民绿电零售套餐。构建绿色电力消费认证机制，扩大认证结果的采信和应用。加快构建绿色电力消费标准体系，积极推动我国标准国际化，让中国绿证成为企业走向国际市场的“通行证”。