党的二十大作出推进美丽中国建设重大部署，明确要求协同推进降碳、减污、扩绿、增长，把加快发展非化石能源、建设新型电力系统，作为经济社会发展全面绿色转型的关键举措。当前，我国风电、光伏装机规模持续快速扩张，已经成为新增电力供给的主体力量。绿电耦合推动多领域多要素联动协同，把资源禀赋优势转化为产业优势、生态优势，为美丽中国建设提供可落地的技术路径与制度安排。
■■ 我国绿电发展现状
与风光电源固有特性
根据国家能源局公开统计数据，截至2025年末，全国可再生能源总装机达到23.4亿千瓦，占全国电力总装机比重约60%。其中风光合计装机18.4亿千瓦，历史性超过火电，成为我国第一大电源板块。从发电量看，2025年全国风光合计发电量突破2.19万亿千瓦时，在全社会用电量中的占比持续抬升，绿色电力供给保障能力显著增强。供给格局上，集中式风光大基地与分布式光伏同步推进，“三北”地区风电基地、中西部光伏基地，叠加厂房屋顶、工业园区等分布式光伏场景，共同构成多层次的绿色电力供给体系。
风电、光伏属于典型波动性、间歇性、随机性电源，二者虽具备一定时空互补效果，但也给电力系统运行带来现实挑战。
光伏发电依赖光照条件，仅在白天出力，夜间发电归零；云层移动会造成短时间内出力剧烈起伏，午间发电出力达到峰值，晚间用电高峰阶段出力快速回落，昼夜出力断层特征十分突出。风电出力受风速变化直接影响，往往夜间、清晨风力条件更好，白天风力偏弱，呈现明显反调峰特点，用电负荷低谷时段风电大发，用电高峰阶段出力反而不足，部分时段还会出现长时间无风工况，出力预测难度较大。
风光电源属于逆变型电源，大规模接入电网之后，电压、频率调节控制难度明显增加；遇到极端气象条件，风光出力会同步大幅下滑，容易形成供电缺口，给电力保供带来压力。同时，我国风光资源主要分布在西北、华北、东北区域，用电负荷集中在中东部地区，资源与负荷逆向分布矛盾客观存在，需要配套长距离大容量输电通道予以支撑。
实践表明，风光电源运行中的短板，不能简单依靠持续增加装机规模来化解，需要统筹用好市场机制、可调负荷、储能设施、新型电网等多类手段，对冲新能源出力不确定性。
■■ 美丽中国建设的重点任务
《中共中央 国务院关于全面推进美丽中国建设的意见》明确美丽中国建设的总体方向与重点任务，主要包含四个维度：一是稳妥有序推进碳达峰碳中和，大力发展非化石能源，加快构建新型电力系统；二是持续深入打好污染防治攻坚战，不断改善大气、水、土壤环境质量；三是统筹“山水林田湖草沙”一体化保护和系统治理，提升生态系统多样性、稳定性、持续性；四是推动经济社会发展全面绿色转型，加快产业结构、能源结构、生产生活方式绿色变革，将绿色发展要求贯穿产业发展各环节全过程。
能源绿色转型是美丽中国建设的关键环节。绿电既是降碳减排的重要载体，也能够同步带动工业领域减污增效、产业迭代升级。但风光电源与生俱来的短板说明，仅仅依靠发电端规模扩张，很难完整实现转型目标，必须构建多层次的绿电耦合体系，打通制度、产业、电网三个关键环节，实现能源、产业、生态协同共进。
■■ 绿电耦合赋能
美丽中国建设的三条路径
一是“绿电—绿证—高耗能企业绿电消费—碳市场”耦合，夯实制度市场基础。
绿电价值包含物理电量价值和环境减排价值两个部分。推动绿电、绿证、高耗能企业绿电消费约束、碳市场相互耦合，核心就是打通绿电价值实现全链条，依托市场机制倒逼高耗能产业转型升级，把生态效益转化为市场约束，落实为企业的实际行动。
绿证是绿电环境权益的凭证，1个绿证对应1兆瓦时绿电的环境权益，分为证电合一、证电分离两类交易模式；开展绿电交易，实现电量与绿证同步流转；对钢铁、电解铝、水泥、多晶硅、大型算力数据中心等高耗能高排放主体，实行绿电消费考核约束；碳市场以碳排放配额为刚性约束工具。几类工具联动运行，构建形成“生产—交易—消费—考核—减排核算”完整闭环。
以往绿电消费以企业自愿认购为主，激励约束力度有限。近年来相关政策作出调整，对电解铝、钢铁、水泥等高耗能行业设置差异化强制绿电消费比例；新建国家算力枢纽节点的数据中心绿电消费占比不低于80%，存量项目设置过渡期达标目标，绿电消费正式纳入能耗双控、碳排放评价体系，倒逼高耗能企业主动采购绿电、自建风光新能源项目。
从地方实践看，内蒙古将绿电消费要求嵌入新建高耗能项目节能审查、碳排放评价环节，电解铝、煤化工等新建项目必须落实绿电消费指标，推动高耗能产业与新能源项目同步布局。江苏绿电交易活跃度持续走高，2025年全口径绿电交易规模位居全国前列，为高耗能企业采购绿电搭建通畅渠道。
绿电、绿证、高耗能企业绿电消费、碳市场协同耦合，一方面能够扩大绿电市场化需求，消纳风光发电产能，缓解弃风弃光问题；另一方面以市场化约束推动高耗能行业降碳减污协同治理，助力产业绿色转型。
二是“绿电—绿氢—合成醇—合成氨”耦合，拓展绿电就地消纳新型负荷。
针对部分风光基地外送通道资源紧张、新能源出力波动大的现实痛点，依托绿电开展电解水制绿氢，进一步加工生产合成氨、合成甲醇，把间歇性波动电能转化为可长期存储的化工产品，将不可控的电力负荷转变为可调可控的化工生产负荷，实现新能源就地就近转化，培育“风光发电－电解制氢—绿色化工”完整产业链，为大规模消纳绿电开辟工业应用场景。
绿氢、绿氨、绿甲醇属于零碳化工原料，既可以直接作为化工生产原料，也能够充当储能介质、清洁燃料，对传统煤化工、化肥产业低碳改造意义重大。在风光大发时段，电解槽满负荷运行消纳富余绿电；风光出力不足时，动态调低化工装置生产负荷，依靠化工负荷跟随新能源出力变化，破解风光发电波动带来的消纳难题。
推进“绿电—绿氢—合成醇氨”耦合发展，能够培育新型工业可调负荷，化解风光大基地消纳瓶颈，同步推动传统高碳化工产业绿色升级，服务工业领域降碳任务。
三是“绿电—储能—负荷侧调节—新型电网”耦合，筑牢电力系统运行底座。
随着高比例绿电大规模接入系统，电网电压、频率稳定运行压力加大，仅依靠发电侧调节手段已经难以满足现实需要。推动绿电与多元储能、可调负荷、新型电力系统深度耦合，搭建源网荷储协同运行体系，是保障绿电安全可靠供给的技术基础。
储能承担两大核心功能，一是平抑风光短周期出力波动，二是实现跨时段能量转移，把午间光伏富余电量转移至晚间用电高峰释放；负荷侧调节重点挖掘工业可调负荷、商业负荷、居民柔性负荷潜力，推动电力运行由“源随荷动”向“荷随源动”转变；新型电网涵盖特高压外送通道、配电网升级改造、智能调度体系、构网型新能源技术，打通新能源送出、分配、调度全链条。通过三者协同发力，补齐风光电源间歇性短板，保障高比例绿电安全稳定供给。
绿电、储能、负荷侧调节、新型电网耦合，着力解决高比例新能源下电力系统安全运行难题，让大规模风光发电安全服务经济社会发展，为美丽中国建设夯实稳定电力基础。
■■ 坚持系统思维，
推动绿电耦合赋能美丽中国建设
上述三条绿电耦合路径并非彼此割裂，而是相互支撑、有机统一的整体。制度市场耦合重点解决绿电消费主体、考核约束、价值兑现问题；绿电绿氢化工耦合聚焦富余绿电消纳，培育新兴绿色产业；源网荷储与新型电网耦合守住电力系统安全稳定底线。三条路径协同发力，系统性破解风光新能源先天短板，落实美丽中国建设降碳、减污、扩绿、增长总体要求。推进绿电耦合高质量发展，还需要抓好四方面重点工作。
第一，强化统筹规划布局。风光基地开发建设阶段，同步谋划储能、送出工程、耦合配套产业，杜绝“重发电、轻配套”的建设倾向，推动风光、储能、电网、绿氢化工项目同步规划、同步落地。
第二，持续健全市场制度规则。理顺绿电、绿证、碳市场之间核算边界，切实防范环境权益重复计算，细化完善高耗能企业绿电消费考核配套细则，降低经营主体参与门槛，稳定企业参与预期。
第三，加大关键技术创新攻关。推动电解槽、长时储能装备造价下降，加快构网型逆变器、虚拟电厂等技术迭代升级，系统性提升耦合系统整体经济竞争力。
第四，坚持因地制宜分类施策。风光资源富集地区，优先发展“绿电+绿氢绿氨”就地转化模式；负荷集中的中东部地区，重点布局分布式光伏、储能，挖掘柔性负荷调节潜力；高耗能产业集聚区域，严格落实绿电消费约束政策，形成差异化、各具特色的发展格局。
美丽中国建设离不开能源体系绿色转型，风电光伏绿色电力是转型进程中的核心力量。推进绿电耦合发展，就是从制度市场、绿色化工产业、新型电网三个维度发力，推动多要素深度协同，多路径同向发力，真正把我国得天独厚的风光资源优势转化为生态优势、产业竞争优势，以能源绿色转型赋能美丽中国建设。
（作者系山西省运城市能源局一级调研员、高级工程师）
