11月17日，厦门大学中国能源政策研究院与自然资源保护协会举办了第17期“电力低碳保供研讨会”，主题为“2026-2030年能源转型展望”。国家电网能源研究院原副院长蒋莉萍、国家发改委能源研究所可再生能源与新能源研究中心高级工程师郑雅楠、南方电网能源研究院投资所项目经理梁展鹏、电力规划设计总院能源科技创新研究院高级工程师张盛、北京安泰科信息科技股份有限公司首席专家熊慧等专家参会。
未来五年是我国推进能源革命、实现“双碳”目标的关键期。如何在保障能源安全可靠供应的同时，加快构建新型能源体系，坚定不移地推进清洁低碳转型，是能源行业共同面临的核心挑战与重大机遇。本次研讨会在此背景下围绕化石能源与新能源的协同、高载能行业的转型、新型能源基础设施的机遇以及市场机制的完善等议题进行了研讨。
国家电网能源研究院原副院长蒋莉萍强调，能源电力行业的转型与发展需聚焦电力系统灵活性、柔韧性、稳定性、可靠性并落脚于经济性，这“五性”的保障与提升既需要技术手段支撑，更依赖相应的政策措施与行业管理标准更新的落地。总体看，电力低碳转型将主要依托对风能、太阳能等低碳能源资源的开发利用，且必须坚持集中式与分布式并举的发展路径。她指出，发展成本是关键落脚点，此前行业对技术关注较多，但最终实施效果将回归成本考量，136号文要求各省出台细则时做好影响测算，凸显了政府主管部门对改革与发展成本的重点关注，而经济性一定是各省细则制定的核心考量。
蒋莉萍表示，在2023年启动的第三监管周期输配电价核定时，首次提出将“系统运行费用”单列在供电成本中，且分省核算。电力系统运行费用包含辅助服务、抽水蓄能等与系统调节运行相关的设施投入。多方研究分析认为，国内至少在电力需求达峰之前，转型发展带来的供电成本呈上升趋势，主要原因就是系统运行费用将随着可再生能源占比的上升而出现较大幅度的增长。欧盟等国家和地区的研究分析也得出了类似的结论。
蒋莉萍指出，未来10年我国电力需求仍将持续增长，新增电力供应主要依靠新能源，且存量电源也需要逐步被新能源替代，因此新能源电源设施投入的可持续性至关重要。136号文出台后，机制电价区间差异、全电量入市后的收益保障等问题让投资者普遍焦虑，不少项目方陷入观望，投资者核心关注各地细则中对于机制电量部分的量、价、执行期限等的具体规定，以及与绿证绿电的协同等问题。她认为，4月份《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》是与136号文相互衔接的政策文件，若各省现货市场机制能有效衔接136号文带来的市场格局变化，将有利于缓解投资者不安；后续绿电直连、消纳权重、就近消纳完善等文件进一步聚焦新能源发展中的具体问题，旨在丰富发展场景，构建更加多元的发展格局。此外，农村能源转型至关重要，若能与“三农”政策等融合，将为农村能源发展注入重要动力。
关于能源结构转型中化石能源有序退出与新能源稳步扩张的节奏匹配机制问题，蒋莉萍认为核心在于决策主体的责任分层。她指出，煤电的“退”与新能源的“立”是彼此密切关联的两个问题。“退”的节奏应由国家宏观主管部门把控，重点在于确保整个电力行业单位发电量的碳排放持续下降，而不在于煤电装机容量是否减少或某个煤电设备的退役。而“立”的过程中，核心关切应该放在如何及时调整和清晰界定各类主体在保障电力保供与安全稳定上的责任，在此基础上，充分发挥投资主体的自主性，这包括技术提升以及推动政府完善市场机制，以兑现其所提供的电力产品（发电量、容量保障、运行灵活性等）的合理价值。蒋莉萍特别强调，行业管理视角需进一步细化“安全可靠供电”与“稳定可靠运行”的界定，尤其是针对跨周期、长周期风光出力不足时段的电力保障，这直接关系到煤电等设施的角色定位。若能精细化界定清楚，将有助于完善容量市场和辅助服务市场，厘清目前尚存的模糊地带，从而进一步明确新能源下一步的发展路径。
在谈及适应高比例新能源的市场机制时，蒋莉萍表示，电力市场交易机制的总体设计原则并非单纯为了契合新能源的波动性，而是基于对系统供电与安全价值的贡献。但是，她认为，如果对市场交易价格作上下限设置的话，有必要兼顾新能源的波动特征予以考量。针对绿证市场的衔接问题，蒋莉萍认为政策措施的到位至关重要。随着“十五五”期间碳双控政策架构的建立，政府需要对所有主体设定明确的碳配额或绿电配额指标并严格考核，一旦打通这一环节，绿证与市场的衔接将迎刃而解。此外，她还补充道，容量机制和辅助服务市场并非煤电专属，新能源通过虚拟电厂（VPP）等新型主体同样可以参与其中。
国家发改委能源研究所可再生能源与新能源研究中心高级工程师郑雅楠指出，技术层面，煤电在近中期仍是保障新能源消纳的关键支撑，他认为煤电已进入转型期，未来10-15年将从发电主体向灵活调节电源和安全兜底电源转变；远期随着掺烧低碳燃料发展和CCS/CCUS技术成熟，煤电通过低碳化运行将成为衔接传统能源与清洁能源的“桥梁”。在机制层面，则需要现货市场引导灵活运行、辅助服务市场提供持续价值补偿以及容量机制提供长期保障。当然还需要借鉴德国煤电应急备用机制等经验，以应对极端天气下的电力供应。
郑雅楠指出，长期依赖自备电厂的高耗能行业正面临成本结构“一升一降”的严峻挑战。一方面，煤价波动、运输及环保附加成本攀升，导致煤电成本显著增加；另一方面，光伏组件成本近十年下降超过80%，单从光伏度电成本看，已逼近甚至低于煤电。他举例称，据调研甘肃某铝业企业，其自备电厂煤电成本约为0.38元/度，而当地光伏成本仅为0.23元/度，新能源已成为更经济的选择。高耗能企业的用能转型应遵循循序渐进、多能互补的路径。
郑雅楠强调，近期国家出台的“绿电直连”、“零碳园区”及新能源集成融合发展等政策，其底层逻辑是推动工业企业充分挖掘自身调节潜力，促进新能源消纳。许多高耗能企业拥有广阔屋顶和用地，应优先利用这些资源建设分布式光伏或分散式风电，通过就地开发利用降低损耗和用能成本。在此基础上，企业可再利用绿电交易市场，通过平台购买清洁能源或与大基地签订长期购电协议（PPA），以锁定价格并降低用电成本。此外，他特别提到在转型过程中需要注意“节奏”问题，特别是像绿电铝的产能应与后端产品需求的增长节奏相匹配，避免供需错配。
郑雅楠指出，今年发布的《关于新型储能制造业高质量发展的行动方案》和136号文两份文件，从技术和机制上改变了新型储能的发展逻辑。《关于新型储能制造业高质量发展行动方案的通知》从技术角度明确提出加快新型储能技术多元化布局，同时将安全可靠性、经济可行性与能量转化效率作为核心目标。136号文通过推动新能源上网电量全面进入电力市场、取消“强制配储”要求，扭转了此前配储“被动执行”的局面。风光项目为平抑电价波动风险、提升收益稳定性，开始主动规划储能配置，这一转变让储能从“成本项”变为“价值项”，促使企业根据实际需求精准布局，从根本上提升了储能的经济性与实际利用率。目前，电源侧、电网侧、用户侧储能界限日益模糊，“独立储能”和“共享储能”成为大趋势。在收益渠道上，储能系统不仅能参与电力现货市场交易获取收益，还可通过提供调频、黑启动等辅助服务拓展盈利路径，更能与分布式能源、虚拟电厂深度融合，形成综合能源服务模式，进一步提升商业价值。
关于氢能发展，郑雅楠认为目前正处于“精细化”发展阶段，需重点聚焦“脱碳刚需”和“场景适配”两个方向。在脱碳刚需方面，钢铁行业的氢冶炼、远距离航运及重卡运输是氢能发挥替代优势的重点领域；在场景适配方面，氢能可替代化石燃料生产氨、甲醇等基础化工原料，契合欧美低碳原料趋势，同时在西部地区可解决长时储能问题。他强调，氢能要实现规模化发展，需要一场涵盖技术突破、场景拉动及政策保障的系统性变革。
南方电网能源研究院投资所项目经理梁展鹏在谈及煤电转型时建议，在容量市场完全建立前，应进一步细化容量补偿标准，针对不同机组的调节能力和技术特点给予差异化补偿。此外，他强调化石能源退出需考虑供热需求，许多热电联产机组承担着民生和工业供热重任，短期内难以被新能源直接替代，因此在规划“退”与“立”时建议关注供热保障。
梁展鹏认为，高载能行业首先应通过优化产能布局来降低用能成本。针对存量负荷，可以考虑压减自备电厂出力，通过配套建设新能源项目实现清洁替代，既消纳了可再生能源，又提升了自身的绿色化水平。在技术改造方面，梁展鹏提出要推进生产端的节能降耗，推广高效设备以减少原料及能源消耗。他特别指出，企业应探索与虚拟电厂等新技术的结合应用，提升用电负荷与绿电供应的匹配度，从而缓解新能源波动带来的供能压力。此外，鉴于再生铝的生产能耗显著低于原生电解铝，他建议适当提高废铝或再生铝的利用水平，将有助于降低整个产业链的能源消耗。
梁展鹏主要从投资角度分析了新型储能面临的挑战。他指出，基于当前电力现货市场的运行或试运行情况，储能通过充换电价差获取的电量交易收入暂时难以单独支撑回报，而调频辅助服务市场竞争激烈，2024年南方区域出现了“量增价减”趋势。因此，容量补偿电价成为支撑投资回报的关键。目前相关政策只在部分地区出台实施，而且部分政策有效期也较短，导致许多投资方持观望态度，市场亟需中长期的明确政策以稳定预期。
此外，梁展鹏还提到了“电网替代型储能”的应用前景。在负荷中心扩建困难或偏远地区供电质量不佳的场景下，配置储能可能具备良好的经济效益和社会效益。然而，目前关于这类储能的准入认定、成本回收机制尚不明确。他呼吁加强认定标准和流程相关研究，探索电网替代型储能发展路径。
电力规划设计总院能源科技创新研究院高级工程师张盛预测，到2030年我国新型储能装机规模有望达到2.5亿-3亿千瓦，增长潜力巨大。他分析了三大驱动力：一是新能源配储，随着新能源全面入市及午间零电价、负电价的出现，企业为减少考核风险和提升效益，将从被动配储转为主动配置；二是独立储能，得益于内蒙古、甘肃等地的容量电价补贴政策，引导储能向长时发展；三是零碳园区和虚拟电厂，高耗能园区为降低峰时电费和实现错峰用电，将成为用户侧储能的重要增长点。他建议，通过智能控制参与电力市场和调度，是提升储能整体利用效率的关键。
关于氢能，张盛认为“十五五”是产业发展的关键培育期。目前绿氢消纳主要集中在石油炼化、合成氨、合成甲醇等领域。他研判，煤化工、炼化行业将率先实现绿氢的规模化应用，特别是面向欧盟Fuel EU Maritime法案、IMO净零框架等国际政策驱动的绿色船燃领域，当前在绿色氨醇产业发展前期，产品溢价较高且供不应求。另外，中石化库车等项目已经展示了制氢用氢一体化模式降低全链条成本的可行性。
张盛同时指出了氢能发展的制约因素。首先是成本，电价约占制氢成本的60%-70%，但各地对自发自用部分的电价减免及上网比例政策差异大，亟需统一明确以降低成本。其次是基础设施滞后，西北绿氢资源丰富但外送难，迫切需要建设氢氨醇管网，实现资源外送。最后，他强调了绿色氨醇产品标准体系建设及相关碳减排量纳入CCER市场的重要性，这对疏导绿氢成本具有重要意义。
针对哪些行业最具消纳绿电经济性的问题，张盛指出，除了电解铝、数据中心等高耗能行业外，面向出口的风光设备制造产业，以及绿色化工（如电制甲醇、电制甲酸、绿色替代燃料）将是未来绿电消纳的重点场景。
为平衡成本与经济性，张盛提出了三点建议：一是通过产能转移，将高耗能产业向西北、西南等绿电富集地区布局；二是实施精细化管理，工业用能企业应主动对接发电侧，通过绿电直连、市场交易及储能调节，实现供需的紧密协同；三是挖掘新场景，推动工业领域从单一的电能利用，向“电-氢-冷-热”综合能源替代转变，从而释放更大的新能源替代空间。
北京安泰科信息科技股份有限公司首席专家熊慧表示，电解铝作为首个电力消费行业纳入绿电消费比例考核，一方面将对绿电消纳产生积极的推动作用，另一方面也将加快电解铝能源转型进程。作为典型的能源密集型行业，全行业耗电量占全社会用电量的6%。近年来，电解铝行业通过向清洁能源富集地区转移及自备电向网电转化，绿电比例已有较大提升。但行业自备电比例仍在56%左右，且自备电主要为火电，导致全行业火电比例接近75%，高于全球平均水平。电力消耗产生的间接排放占电解环节碳排放的83%，因此电力结构的优化对降低电解铝生产环节的碳排放和产品碳足迹至关重要。
关于绿电消纳成本，熊慧分析认为，按照电解铝生产分布及对各地电解铝绿电消费权重要求，估算2025年全行业绿电消费比例要求将达到42%，比2024年实际绿电比例有较大提升，行业将通过加大绿电和电力绿证购买以满足考核要求。据测算，按照2024年绿证平均单价5.59元/个计算，全行业购买绿证的支出折合每吨铝约20-30元。考虑到当前约21000元/吨的铝价及良好的行业盈利水平，压力尚可接受。
熊慧指出，继向水电丰富的云南地区转移之后，当前产能转移重心正转向内蒙古、新疆等“煤电+新能源”丰富地区。通过绿电直连建立“自备绿电”，以火电调峰配备储能，实现了40%甚至更高的绿电比例。然而，绿电直连政策在落地中仍面临备容费、过网费等附加费用，导致绿电成本上涨，呼吁出台进一步的鼓励政策。技术上，虽然行业正在研究柔性电解技术以适应新能源波动，但由于电解铝工艺对供电稳定性要求极高，柔性调节难度很大。总体而言，在政策考核、碳中和目标及下游客户低碳原料需求的共同驱动下，电解铝行业正积极通过多重手段力争更多消纳绿电。
自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉强调，新的发展阶段电力行业与终端产业的协同共生至关重要。尽管电力行业承担着既要自身减排、又要支撑全社会减排的责任，但随着新能源、电气化程度的不断提高，单纯依靠电力行业是难以完成全社会减碳目标，需要终端用电产业主动参与协同联动。比如要实现高比例绿电消纳，企业用电模式需要与新能源出力特性更好的适配。此外，他表示，要实现电力与其他行业联动，市场机制引导是关键，这不仅能优化电力资源配置，还能促进能源转型和经济协同发展。一是健全体现多维价值的电力市场体系。从“先立后破”的视角看，通过完善辅助服务、容量电价等机制来挖掘多元调节资源潜力是新能源继续发展的重要保障。新能源也需要从辅助服务、容量支撑等方面建立相应的市场机制推动自身“立”的能力。二是关注成本疏导问题，完善差异化的成本分摊机制或者用户获益的市场渠道，让有意愿的终端用户能够在参与电力市场中获得收益，从而更顺畅地疏导系统成本。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，“十五五”时期是我国实现“双碳”目标的关键阶段，2030年也是碳达峰的目标节点。他指出，2024年清洁能源占比约18%，即使保持每年10%的增速，也只能满足约2个百分点的新增能源需求。然而，2024年整体能源需求预计增长约为4.4%，这意味着仅靠清洁能源扩张远远不够，未来必须在供给端和需求端同时发力。风电、光伏仍必须保持更大幅度增长，而这在现有的市场环境下存在一些困难。他呼吁，政府应加强市场监管与政策引导，在保障能源安全的同时，坚定不移推动清洁能源转型，确保2030年达峰目标如期实现。