12月23日，2025中国能源研究会年会专题研讨会2025“电力圆桌”会议暨能源政策研究年会在北京举办。
会议由中国能源研究会主办、中国能源研究会能源政策研究室承办、自然资源保护协会协办，主题为“促进新能源高质量消纳”。来自政府部门、企事业单位、科研院所等专家学者围绕新能源消纳、新型储能等行业热议话题展开交流研讨。
梁志鹏：如何扩大新能源电力的消纳空间
中国能源研究会可再生能源专委会主任委员梁志鹏针对下一步如何扩大新能源电力的消纳空间，梁志鹏提出四点建议：
第一，构建综合智慧绿色城市能源系统。我国电、热、冷、气等各能源品种自成体系，各能源品种之间缺乏互通互济，因此建议构建多能互补融合体系，对新能源“内接外引”，提高新能源消纳比重，同时打造城市级数智化能碳管控平台、完善能碳协同管控机制，形成区域性的绿色低碳能源生产消费体系。
第二，综合能源服务对接绿色能源消费。很多能源用户对绿电认知不足，缺乏使用绿电的技术和管理能力。因此，建议加快推广综合能源服务模式，由综合能源服务商为用户提供专业化能源服务，代为建设运维包括分布式能源、储能在内的能源设施，通过对用能行为和各类储能设施的联合优化，实现绿电供应与用能需求的有机匹配，最大限度帮助用户实现节能减碳增效。
第三，扩大新能源电力供热（供冷）应用。大量区域和企业采用煤炭或天然气供热，存在污染排放重和碳强度高等问题。在新能源发电成本已显著降低的新形势下，推广新能源电力供热（供冷）已具备现实可行性，而且供热（供冷）的生产可与新能源出力特性精准匹配，实现新能源高效消纳。建议把区域供暖（供冷）、工业供热（制冷）等作为消纳新能源的重要途径，探索实行新能源电力供热（制冷）动态输配电价机制，使供热（供冷）生产能够用上低成本的绿色电力。
第四，用绿氢开辟新能源电力消纳第二路径。我国绿氢的市场潜力很大，但目前石油炼化、合成氨、煤化工等重点用氢行业仍依赖来源为化石能源的灰氢和蓝氢，绿氢应用场景少且市场需求不稳定。我国具备低成本新能源技术优势，在新能源资源品质优良的地区，使用风电和光伏发电制氢已接近化石能源制氢的成本。因此，建议国家有关部门系统性推进绿氢以及氢基绿色燃料（原料）生产和使用。例如可探索在炼化、合成氨等行业产能调控中，优先核准绿氢替代项目，同时制定单位产品碳排放限额，为绿氢和氢基绿色燃料（原料）建立持续稳定增长的市场需求，为新能源电力的消纳转化开辟前景广阔的新路径。
圆桌讨论
在圆桌讨论环节，电力圆桌成员、特邀嘉宾及工作委员会成员围绕“十五五”时期如何促进新能源高质量消纳进行了探讨。
陈进行：
中国大唐集团公司原董事长陈进行表示，在电力结构高质量发展进程中，新能源为主体己是大势所趋，相应煤电定位正经历根本性转变:由传统的基荷电源，转向以灵活调节为主的基础保障性电源。其运行模式从高负荷率稳定运行，转变为快速响应调峰需求，同时还需要在低负荷运行时保障较高的安全性和经济性。三改联动加速推进，综合性循环经济功能更加突现。不难看出，传统煤电的增量空间已经见顶。
陈进行强调，在推动新能源高质量发展与高水平消纳的双重目标下，应将新型储能的发展作为重中之重，若储能技术能实现技术突破与规模化应用，将直接改变电力结构。
陆启洲：
中国电力投资集团公司原总经理陆启洲呼吁，容量电价要有公平性，比如抽水蓄能、火电虽已纳入容量电价范畴，但补偿标准不一。此外，陆启洲表示，配网直流化已成为当前重要技术发展方向。在主网层面实施直流化改造成本过高，可行性较低。但在配电侧，直流化具备推广条件，至少可开展试验性推广，因为我国大量新能源发电采用直流上网模式。下一步，应研究在配电侧如何高效应用直流技术。
钟俊：
中国南方电网有限责任公司原总经理钟俊表示，针对电动汽车规模化发展带来的消纳挑战，当前车网协同模式因单体规模小、分布零散而难以落地。建议探索“换电为主、充电为辅”的路径，未来大量利用清洁能源进行夜间充电的充电站，可转型为换电站。在此模式下，充电站具备类似抽水蓄能电厂的调节功能，形成虚拟电厂，从而参与电网调峰。
周大地：
中国能源研究会学术顾问，国家发展改革委能源研究所原所长周大地认为，促进新能源消纳必须推动整个电力系统的创新转型。要鼓励光伏发电方配储能，把中午的电量储下来，晚高峰时再竞争上网。要把光风储能等同于光风发电，优先消纳。要为风光配储竞争上网提供政策和调度支持。建议在一些省网先行，对光伏配储削减中午电量达到一定标准，可用于早晚高峰，不限制装机数量，光伏储能也可优先参加调频等服务。对现有集中光伏发电也鼓励配储，在全时竞争上网中与其他电源平等竞争。这样既可以解决消纳的主要矛盾，也可以明显降低系统成本。光伏可以避免中午过低电价，储能电量可以有效回收成本。现有火电运行条件也可以明显改善。
向海平：
国家能源局原总工程师向海平表示，今年多场重要会议均再次强调“双碳”目标，强调加快经济社会发展全面绿色转型，加快建设新型能源体系，着力构建新型电力系统，持续提高新能源供给比重。强有力地推进这方面的工作对于彰显负责任大国形象、保障国家能源战略安全、满足能源电力保供现实需要、促进能源电力及相关产业创新发展和转型升级等均具有重要意义。
向海平表示，发展分布式新能源、配电网智能化改造升级、智能微电网建设、促进新能源就地就近消纳，与大电网、大基地建设必须并重。其中，分布式新能源及其消纳相关工作仍是弱项，需予以重点关注和推进。同时，能源电力行业应大力推行“三个融合”:第一，科技创新与产业创新深度融合；第二，数智化技术与能源电力技术深度融合；第三，新能源集成融合发展。
张洁清：
自然资源保护协会北京代表处首席代表张洁清表示，我国从政策层面推动可再生能源消纳的力度相当大，但消纳难题仍未得到根本解决，核心原因在于经济性问题，投资者面临成本收益难以平衡的挑战，导致投资意愿不足。需要从三方面着力。第一，推动可再生能源绿色价值兑现。当前碳市场未能足够体现可再生能源的绿色溢价，绿证机制作用也相对有限，必须强化电碳市场协同以实现绿色价值转化。第二，培育用户侧认知与参与能力。需求侧有巨大调节潜力，但多数用户缺乏“参与响应可获益”的意识，或收益不足以吸引用户参与。第三，加快绿色产品市场培育，为可再生能源消纳创造更广阔的市场空间。
苑舜：
国家能源局电力安全监管司原司长苑舜提出我国不同阶段的能源结构目标--“4321”与“3331”：到2035年，预计形成40%火电、30%集中式可再生能源、20%用户侧资源、10%核电基荷的配置;到2055年，发展为30%火电、30%可再生能源、30%用户侧调节资源、10%核电的布局。最终目标是100年之后没有化石能源。
苑舜强调，实现上述目标的关键在于配网。若现在不加快推进主动配网建设，未来将无法支撑供给侧与用户侧之间的调节联动。另外，目前政策设定的中间商一一售电公司，本应聚合用户并提供能源运营管理综合服务，但大量售电公司因仅关注差价收益，偏离了政策设计的初衷。
江冰：
中国能源研究会碳中和专委会主任委员江冰针对“十五五”期间电力行业发展提出七点建议，一是重点在电力市场和消费端深化改革；二是明确新能源电力品种定义；三是构建新能源友好型电价政策体系；四是将“新能源消纳”概念改为“新能源消费”；五是对电费交叉补贴政策进行调整，实行交叉补贴改革；六是完善消费侧容量电费机制；七是落实能源“四个革命 一个合作”的精神，还原电力的商品属性，探索区分商品电量和非商品电量改革。
孙耀唯：
中国投资协会能源投资专委会会长孙耀唯表示，“十五五”期间应重视并加强能源领域体制机制方面的研究与突破，其中配网改革应是重点方向之一。目前，随着新能源的快速发展，行业内已普遍认识到配网改革的重要性和必要性。“9号文”提出，“继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究”，但相关研究工作并未充分展开。同时，要加快推进电力现货市场建设，并重视电力市场与碳市场的衔接与融合发展。
邓平强：
福建省电力企业协会理事长邓平强介绍了福建省“十五五”构建新型能源体系的基本思路和福建省“十五五”新型电力系统建设规划思路。一是构建清洁低碳多元协同的电力供应体系，加快海上风电开发建设；二是打造新型电力系统坚强网络平台，形成北接长三角、南连粤港澳、西通华中腹地的东南清洁能源枢纽，提升电网供电保障能力，全力消除极端灾害下县城全停风险；三是大力推进电力消费绿色低碳转型，深化“源网荷储”一体化协同，开展零碳园区建设，支持出口导向型企业绿电直供，大力发展虚拟电厂等电力系统新业态，健全电力需求侧响应机制。
陈孙蛟：
国家开发银行评审管理部原资深专家陈孙蛟提出，应着力推动居民用户侧储能配置。当前政策多聚焦大用户或大型储能，而居民侧配置储能成本相对较低，能有效缓解大电网峰谷矛盾。
王海：
中国中煤能源集团有限公司首席专家王海提出三点建议。第一，从体制层面突破，解决新能源电量跨时段转移问题。从技术角度而言，新能源日调节不存在障碍。以美国加州为例，配置大规模储能后已基本实现午间低谷电量向晚高峰转移，“鸭子曲线”及电价波动问题随之消除。因此，需国家层面推动体制创新以破解这一瓶颈。第二，建全新型储能包括独立储能在内的电网侧容量电价机制。第三，当前行业探讨的新能源高质量消纳，多与新型电力系统挂钩，但二者外延并不完全等同。他强调，新能源高质量消纳不仅与新型电力系统密切相关，还和新型能源系统、新型工业体系有关。下一步应着力推动离网式技术应用例如离网式柔性制氢，会更有效。
白青峰：
中国广核电力股份有限公司电力营销中心高级经理白青峰建议，第一，电力市场采用净负荷曲线，以优先消纳新能源。针对新能源发电不确定性、低边际成本的特点，建议电力曲线采用实际负荷减去新能源发电后的净负荷曲线，新能源作为市场价格接受者参与交易可实现优先消纳，避免因功率预测不准确而产生偏差考核风险。
用户侧按系统内新能源占全部上网电量比例优先结算新能源电费，用户可根据新能源实时出力导致的电价变化自主调整用电需求，有助于促进新能源消纳。现货市场通过高电价可抑制过度的用电需求，形成可靠性与效率兼顾的电力保供机制，通过负电价可提高储能项目的盈利能力，鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式缓解负荷高峰期的供电压力，激发需求侧资源参与系统调节的潜力。
第二，创新市场机制，优化设计分时电价方案。建议将实时电价与电力实时负荷挂钩，以所在电网各时段电力负荷与全天平均负荷的比例为基础计算该时段实时电价，这样可充分体现电能量价格的时间特性，形成反映电力时间信号的电价机制，避免依靠经验划分峰谷电价时段而导致不能与实际供需情况匹配及峰谷电价倒挂问题。可鼓励用户在负荷相对低时增加用电量，促进尖峰用电负荷降低，激发各类资源参与系统调节的积极性。
会议总结
史玉波在会议总结时表示，新能源己进入一个新的发展阶段，新能源消纳是面临的主要挑战，只有高质量消纳，才能带动新能源高质量发展。
新能源消纳需要综合施策，统筹发电侧、电网侧与用户侧。具体而言，发电侧要着力提升调节能力，增强新能源发电的稳定性与可控性；电网侧需强化接纳能力建设，拓宽新能源消纳通道；用户侧则要挖掘终端用能潜力，进一步提升消纳能力。
新能源消纳的政策取向，核心是充分发挥其绿色价值，这一方向契合当前国家政策导向。