随着风电、光伏装机规模持续增长，新能源消纳正从电源侧向负荷侧延伸。绿氢、算力中心、工业生产以及新能源汽车等新兴用电场景，既带来新的电力需求，也为电力系统调节提供了更多可能。
11月6日，贝壳财经记者获悉，在由中国环境科学学会和自然资源保护协会主办的“2026绿色转型与高质量发展国际研讨会”上，多位专家围绕新能源消纳、负荷侧调节和市场机制等话题展开讨论。在他们看来，不同产业的用电特性和调节能力存在差异，推动新能源消纳，需要进一步挖掘负荷侧潜力，并完善相应的市场机制。
绿氢、算力中心等新兴产业释放负荷调节潜力
新能源消纳的压力，正在推动电力系统寻找更多灵活调节资源。
全国工程勘察设计大师谢秋野表示，我国风电和光伏装机规模已达到20.1亿千瓦，占全国总装机的48.6%，发电量占比为23.8%。预计到2030年，新能源发电量占比将提升至30%。随着新能源占比提高，电力系统需要围绕电源、电网、负荷、储能和调控等环节进行调整。
在负荷侧，绿氢和算力中心等新兴产业受到关注。自然资源保护协会清洁电力项目副主任黄辉认为，不同产业的负荷特性及其与新能源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，则难以响应秒级更短时的波动，其调节行为更多集中在产能相对宽松时，将部分工艺生产和可延迟的算力训练任务安排在新能源大发时段进行。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。
这意味着，新能源消纳不只是增加储能等调节设施，也需要根据不同产业的用电特点，寻找更适合的消纳场景。
新能源汽车、工业生产参与电力系统调节
除了新兴产业，新能源汽车和工业生产也被视为负荷侧调节的重要资源。
清华大学能源互联网创新研究院特聘研究员李立理表示，我国新能源汽车保有量已超过5000万辆，全国已有9个省市出台V2G（Vehicle-to-Grid，车到电网）上网电价政策。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。
工业领域同样存在较大潜力。电力规划设计总院能源科技创新研究院高级工程师张盛介绍，我国工业电气化水平约为28%，高载能行业约为18%。目前，电锅炉、电窑炉、工业热泵等技术总体较为成熟，下一步重点在于工程验证以及政策、机制设计。
此外，“十五五”时期，我国还将推动建设100个左右国家级零碳园区。通过园区内新能源、电力负荷、储能等资源协同，有望进一步提升绿电就地消纳能力。
挖掘负荷侧潜力，除了技术条件，还需要相应的市场机制。
黄辉认为，应针对不同产业的负荷特性和调节成本差异，完善分时电价、容量补偿、辅助服务等机制，对更适配新能源消纳的用户，适当减少系统成本分摊。
北京大学能源研究院副院长杨雷也提出，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。
从绿氢、算力中心到新能源汽车、工业生产，负荷侧资源的类型正在不断丰富。但不同用户的调节能力、参与成本和供电要求并不相同。如何通过价格信号和市场机制，引导用户在合适的时间用电、调节负荷，仍是提升新能源消纳能力需要解决的问题。
新京报贝壳财经记者 朱玥怡
编辑 杨娟娟
校对 赵琳
