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　　提升系统效能，构建融合发展新格局。当前，我国绿电发展需从追求规模扩张转向提升系统效能，转变开发、建设与运行模式，构建源网荷储一体化、多能互补的融合发展新格局。具体而言，需着力推进“大基地+分布式”协同布局。在集中式开发方面，重点优化以戈壁、荒漠地区为主的大型风光基地建设，集约化布局光热发电、新型储能等，提升电力系统的可靠性与经济性。在分布式开发方面，积极拓展光伏建筑一体化、交通能源融合等多元场景，使分散式新能源与集中式基地有效互补。与此同时，强化储能、氢能等关键技术的支撑作用。通过统筹推进

　　强化需求侧引导，确保新能源“发得出”更“用得好”。一方面，拓展多元应用场景，推动绿电消费向终端进一步延伸。在工业领域，重点推动钢铁、化工等高耗能行业实施清洁电能替代。交通领域通过完善充电网络，促进电动与绿电协同。建筑领域积极推广光伏建筑一体化及高效热泵技术。此外，一些减排难度较大的行业，可采用“绿电+绿氢”耦合模式。另一方面，进一步健全可再生能源电力消纳保障机制，落实可再生能源消费最低比重目标。通过自发自用、绿电直连、绿证交易等方式引导绿电消费，将消纳责任权重落实到位，建立指标约束、市场交易、监管考核的闭环机制，促进绿电高质量发展。

　　当前，我国绿电消纳面临两方面矛盾。一是空间与时间上的供需错配。在空间上，风光等资源丰富地区（如西北地区）远离主要用电负荷中心（如东部沿海），长距离输电成本高、损耗大，绿电直连项目仍面临不少障碍，制约其进一步发展。在时间上，风电、的波动性和间歇性造成发电与用电时间不匹配，时而供大于求造成负电价，时而供不应求影响绿电效能发挥。二是价值低估，绿证价格长期走低，绿电的环境价值被低估，企业主动采购动力相对不足。对此，需通过多种途径进行破解。

　　以储能技术发展等突破绿电消纳瓶颈。近年来，我国新型储能发展取得扎实成效。截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，与“十三五”末相比增长超40倍；平均储能时长2.58小时，较2024年底增加0.30小时。从技术路线来看，离子储能仍占主导地位。离子储能系统响应速度相对较快且布局灵活，通过采用模块化锂离子电池设计，集成多重安全保护机制和智能系统，支持灵活配置容量，能满足工商业及家庭储能场景。为应对风光绿电的波动性、间歇性等挑战，各地还发展分布式绿电，台区储能的微电网建设不断推进。

　　针对绿电供需矛盾，还可利用数字技术，聚焦提升跨省跨区绿电交易的匹配效率、预测精度和自动化水平，推动实现“源—网—荷”协同优化。例如，建设全国统一绿电数字化交易平台。依托相关政策，推动跨省跨区交易平台互联互通，实现绿电交易信息的透明化、标准化和可追溯。通过支持证电合一交易，确保绿电消费数据真实、可审计，增强企业信任度。又如，推动和完善跨省跨区输电通道数字化调度。通过数字化手段动态优化特高压直流通道的输电计划，系统可根据企业实际绿电需求，自动协调送端省份的富余绿电，提升通道利用率，降低输送成本。再如，推广“数字孪生+区块链”溯源技术。应用技术模拟绿电从发电、输送到消费端的全链条，结合技术记录每一千瓦时绿电的来源与流转路径，实现碳足迹精准溯源。此外，还可推动用电需求智能感知与响应。在用户侧，通过数字化平台接入企业用电数据，结合气象、生产计划等因素，预测企业绿电需求趋势，自动推荐最优购电时段与来源，帮助企业降低用能成本。

　　2021年，我国启动绿电交易试点，在中长期电力交易市场中设置绿电交易板块，绿电交易进入市场化阶段。此后，各地逐步推进多周期绿电交易，鼓励发用双方签订多年期绿电协议，稳定发电方收益预期，满足用电方对绿电的需求。绿证制度起步更早，2017年启动实施，初期定位是减少和替代可再生能源电价补贴。随着“十四五”时期风电、光伏发电等绿电实现平价和低价上网，绿证作为可再生能源电量环境属性的唯一证明，其定位转向引领绿电消费和支撑可再生能源电力消费量核算，目前已形成基本完备的绿证制度，建立起涵盖核发、交易、应用、核销的全生命周期管理机制。近年来，我国绿电绿证相关机制建设及市场交易成效显著。

　　更好利用绿电绿证交易机制支持经济社会绿色转型，当前还需解决供需不平衡、环境价值反映不充分等问题。例如，供需方面的省份间区域间错配，“三北”和西南地区风光水等可再生能源电力供应充足，东中部地区用电负荷高，尤其是外向型企业和高新技术企业对绿电绿证有刚性需求。在推动新能源上网电量全面入市的情况下，各省份可持续发展价格结算机制电量对应的大量绿证被归入省内绿证专用账户，目前政策未明确这些绿证如何分配或交易，难以有效流通。绿电的环境价值也尚未在价格上真实体现。