6月23日，中国能源研究会与自然资源保护协会在碳达峰碳中和国际论坛(2026)上举办“地区低碳转型主题论坛”。国家能源局原副局长、中国能源研究会学术顾问吴吟，国家发展改革委能源研究所副所长李忠，生态环境部环境规划院首席专家曹东，中国能源研究会碳中和专委会副主任委员，国家电投集团经济技术研究咨询有限公司党委书记、执行董事何勇健等专家参会交流。
与会专家认为，随着碳排放双控制度加快建立，地方绿色低碳发展进入系统谋划、纵深推进的新阶段。各地需在保障能源安全、推动产业升级和促进绿色转型之间统筹平衡，因地制宜探索低碳发展路径。论坛重点交流了山东、山西、内蒙古、河南等地的实践经验和共性挑战。
政策体系加快完善，低碳转型进入关键阶段
国家能源局原副局长、中国能源研究会学术顾问吴吟指出，当前我国可再生能源电力正从增量替代走向存量替代。2025年风电光伏累计装机首次超过火电，全社会用电增量首次全部由绿电支撑，标志着可再生能源发展进入新阶段。《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》、《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》、《碳达峰碳中和综合评价考核办法》三个文件形成了绿色低碳转型的完整制度闭环，将促进地区经济社会高质量发展。针对当前地区低碳转型面临的消纳能力与新能源装机增速不匹配、绿电价格优势未充分传导到终端用能成本、部分地方担心碳排放双控制约经济发展等突出矛盾，他提出要坚持系统观念，做到刚性约束与弹性调控相结合、科技创新和体制改革相结合、能源转型与产业升级相结合，兼顾全国一盘棋的战略定力与“一地一策”的实践智慧，让科技、市场、政策等多方协同发力，打通能源与产业之间的价值传导通道，使绿色低碳真正成为地区高质量发展的内生基因。
国家发展改革委能源研究所副所长李忠在系统介绍我国能源绿色低碳转型成就与“十五五”碳排放双控政策时指出，我国能源绿色转型走在世界前列，可再生能源装机规模接近全国总装机的六成，风电光伏装机规模占全球风光总装机近一半，2025年新增用电需求全部来自非化石电力。与此同时，实现“双碳”目标的任务依然艰巨。“十五五”期间，发展与减排的平衡难度较大，且区域经济分化进一步加大了碳排放双控的实施难度。她表示，碳排放双控制度涵盖了行政、市场、标准、能力建设等多种政策工具，以碳排放双控推动绿色低碳转型，首先要推动能源向新向绿，要提升碳生产力，推动产业转型升级，并加快绿色能源与现代制造业的深度融合。她强调，从能耗双控向碳双控转变并非不注重节能，节能仍是最直接、最经济、最有效的降碳途径之一。
生态环境部环境规划院首席专家曹东表示，美丽中国既契合我国战略需求的持续深化，也和生态环境的演变规律高度吻合。从绿色发展、污染攻坚，到“双碳”目标，再到人与自然和谐共生，我国生态文明的战略需求不断深化。相应地，生态环境也逐渐从单要素治理走向多介质、系统化的治理，并更加注重生态环境安全、健康、生态稳定和生物多样性保护。近年来，我国生态环境质量持续改善。2025年，全国空气质量达到历史最 好水平。面向未来，“十五五”的目标是推动环境质量全面改善，而“十六五”则要实现生态环境根本好转，为2035年整体目标的实现奠定基础。美丽中国建设是一项系统性工程，需要在治理理念、治理对象、治理手段等方面持续创新，通过各方统筹共同推动美丽中国建设目标的实现。
中国能源研究会碳中和专委会副主任委员，国家电投集团经济技术研究咨询有限公司党委书记、执行董事何勇健指出，“十五五”时期是实现碳达峰目标的攻坚期、决胜期，也是各地区加快绿色低碳转型的关键窗口期。2026年作为能耗双控全面转向碳排放双控的第 一年，各地区面临新的政策要求和发展机遇。他强调，把碳排放配额转化为具有约束力的强制性要求将对绿色低碳转型提供有力的政策支撑。地区转型离不开政策引导、技术创新、市场机制的协同发力，尤其要妥善处理好存量与增量、不同利益主体之间的关系，并在实践中不断探索和完善相关路径和机制。
自然资源保护协会北京代表处首席代表张洁清表示，当前全球减排形势依然严峻，绿色低碳转型亟需进一步提速加力。在此背景下，中国坚定推进“双碳”目标和美丽中国建设，为全球气候治理作出了积极贡献。她指出，顶层设计的成效关键在于地方落实，一方面，能源结构优化、传统产业转型和绿色新兴产业培育，都需要在地方层面细化推进并落地，另一方面，地方实践也将在不断探索中促进国家政策的完善。
张洁清强调，社会参与度不足是当前转型面临的一大问题。目前，中小企业在转型中的参与性较低，更多是被国家宏观政策推动前行，处于较为被动的地位。此外，针对传统资源型城市及高碳行业的转型，尚未建立起完整的支持体系。东部与西部地区、高碳与低碳产业及企业之间，在能力上存在巨大差异。因此，如何因地制宜地完善政策，帮助不同地区和行业提升绿色转型能力，显得尤为重要。未来转型的核心是系统制度问题。张洁清建议加强跨部门、跨层级的政策协同，确保政策同向发力。此外，要构建有效的市场激励体系，打通转型金融落地的“最后一公里”。同时，扩大社会参与，关注中小企业和资源型地区的公正转型，形成政府引领、市场驱动、企业组织、全民参与的良好局面。
地方实践：因地制宜破解转型难题
山东：新能源规模领 先，成本收益机制待完善
山东是我国传统工业大省，高载碳、高载能产业多，同时承担了全国*省级绿色低碳转型国家专项政策的落地任务。近年来，山东绿色低碳转型成效显著：产业端，高耗能产业占比持续下降，高端装备、新能源等新兴产业快速壮大；能源端，可再生能源装机占比升至54%，光伏装机规模全国领 先，能耗和碳排放强度降幅均超额完成国家目标。山东的煤炭消费占比从“十二五”时期的约80%降至目前的50%多，但受资源禀赋尤其是水资源的制约，能源结构调整仍需持续发力。为此，山东一方面强化源头管控，实施“两高”行业减量替代与能效分级管控，并在全省开展能效对标，倒逼重点行业提效升级；另一方面推进清洁能源多元发展，加快核电、风电、光伏、地热等能源布局，完善分时电价机制和全品类电力市场，积极探索储能应用和新能源消纳路径。通过统筹存量改造与增量培育，兼顾生态效益与经济发展，为全国重化工业地区绿色转型提供可复制经验。
山东省科学技术协会常委、山东省电力行业协会执行会长徐震表示，山东新能源发展的成果较为显著。目前，山东电网高峰负荷约为1亿千瓦，而非化石能源装机就接近1.4亿千瓦。白天风光较好的时段基本能满足全网供电的需求。
徐震认为，山东新能源快速发展一方面得益于省政府的高度重视，另一方面，山东的投资主体比较多元，电力市场运行水平在全国持续保持领 先地位，对新能源发展发挥了重要的引领作用。以迎峰度夏为例，山东通过价格信号精准引导各类主体参与削峰填谷，有效促进了新能源消纳，并保障了电网安全。
徐震指出，当前，新能源发展仍面临着普遍性的成本收益问题。尽管此前预期136号文出台后可降低新能源发展过程中的部分建设成本，但受经济形势变化等因素影响，实际降本幅度有限。同时，新建项目全部进入市场后，新能源整体投资收益率明显下降，甚至出现亏损，影响了新能源投资者的信心。在绿电直连的政策方面，行业已在总体发展方向上基本达成共识，但在权责划分及利益分配方面仍缺乏可操作的配套细则，落地推进面临诸多困难。未来需妥善解决权责和收益分配等问题，才能实现绿电直连的健康发展。
山西：绿电园区先行，消纳与调峰压力并存
山西作为国家综合能源基地，长期承担着能源安全保供的重任，也是资源型地区绿色低碳转型的典型代表。作为煤炭消费大省，山西煤炭消费已基本进入平台期。这一成效主要来自增量和存量两方面的协同发力：在增量上，严格实行煤炭消费减量和等量替代制度，分行业、分地区明确不同比例的削减要求；在存量上，持续执行能耗双控制度，通过产业布局优化、落后产能淘汰和节能降碳改造推动大部分工业产品能效达到或接近国家标杆水平，其中电解铝、水泥熟料等工业产品能效已超过标杆水平，化工、焦化等工业产品能效也接近标杆值。围绕绿电消纳问题，山西正加快推进绿电园区建设，将资源优势转化为产业优势，实现以绿电引产和就地消纳的双重目标。
山西能源学院新能源产业学院执行院长王康民认为，国家战略红利的叠加是山西发展新能源的一大机遇。作为国家能源革命综合改革试点，山西推出了绿电园区、电力市场改革等相关政策，在全国先行先试。山西的电源类型和竞价主体比较多，在新能源调峰方面具备一定优势。此外，山西在电力市场建设上有先发优势，在新能源市场的消纳环节走在全国前列。
王康民指出，除了高比例新能源接纳带来的系统安全以外，山西新能源发展面临的另一大问题是，由于山西产业结构以传统行业为主，在绿色转型和自然出清的双重作用下，高耗能场景受限，新能源消纳场景也在减少。此外，随着火电的上大压小，大火电比较集中，导致调峰空间越来越小，再加上新型储能的成本居高不下，尚无法满足市场需求，因此山西省的调峰能力面临较大的压力。
王康民介绍，山西在绿电园区政策改革上做了有益尝试，包括把绿电园区新能源资源纳入省级新能源开发计划，同时将所有电网接入都纳入电网规划，并为所有绿电园区颁发电力业务许可等。但在实际推进中，投资回报周期过长是绿电园区目前面临的突出问题之一。比如，部分地方政府为招商把绿电电价定得过低，导致很多投资主体参与意愿不足，或者进园区后投资动力不强。此外，山西在采煤沉陷区治理上探索出了“采煤沉陷区+绿电生态修复”的模式，实现了生态和绿电双收益，可为其他新兴能源省份提供参考经验。
内蒙古：资源禀赋突出，源荷错配制约项目落地
内蒙古具备突出的资源禀赋优势，同时聚集了门类齐全的高载能产业。作为国家重要的能源和战略资源基地，内蒙不仅承担着本地消纳与保供任务，还肩负向东部地区输送能源的责任。内蒙古提出“两个率先”—即率先构建以新能源为主体的能源供给体系和新型电力系统—和“两个超过”的目标，其中新能源装机超过火电的目标已提前一年在2024年完成，并将在2030年前力争实现新能源发电量超过火电发电量。
内蒙古大学经济管理学院教授、博士生导师杨琳指出，内蒙古新能源开发与用能负荷在空间上存在明显错配。以包头为例，受阴山南北分隔影响，工业负荷主要集中在山南，而风光资源多位于山北，源网荷储项目往往需要跨区域布局，距离甚至可达数百公里，涉及上网、下网及电力现货市场交易等环节，显著抬高了输电等成本。同时，内蒙电价相较周边地区并不占优，在政策性电价逐步退坡的背景下，企业对绿电长期价格的不确定性持观望态度，成本约束与价格机制已成为制约项目落地的核心问题。
在零碳园区建设和绿电直连的实践层面上，鄂尔多斯正在建设全国首批“零碳园区”之一，规划采用“80%本地风光储氢直供+20%绿电交易”的电力供应模式，以实现100%绿电使用。随着园区建设和技术升级，绿电替代比例呈现逐年提升的趋势，2025年实际的绿电消纳比例已达到68%。在实际推广时，绿电直连虽在部分高载能行业中具备降本潜力，但仍受输配电价机制、融资困难、土地审批和调节性资源价值无法体现等限制。未来需通过政策协调，将源网荷储与绿电直连等机制衔接起来：一方面提升整体运行效率，另一方面促进各方信息的对称和透明，从而推动项目的落地实施。
河南：源网荷储探索深入，规模化推广仍需协同
河南既是农业大省，也是工业大省。一方面，能源结构偏煤、产业结构偏重，高耗能产业对经济贡献突出；另一方面，化石能源资源相对匮乏，风电光伏资源条件也不占优势，使低碳转型在能源禀赋和产业结构上面临更强约束。当前，全省能源消费总量已达2.6亿吨标煤，碳排放持续处于高位，大气污染仍较为严重。在此背景下，推动能源转型是现实约束下的必然选择。近年来，河南可再生能源发展实现历史性突破，到2025年，全省风电和光伏装机已超过8000万千瓦，首次超过火电，但新能源消纳问题也逐步显现。
全国源网荷储数智化产业联盟理事长程永强认为，河南在源网荷储一体化项目实施方面走在全国前列，在优化能源结构、提升绿电就地消纳水平、降低企业用电成本等方面成效显著。但目前在实际推进中，部分项目仍存在落地滞后问题，已获批项目受土地、审批等因素制约，建设进度不及预期；同时，一些园区新能源出力与企业用电负荷不匹配、系统调节能力偏弱，这也是全国就近消纳项目共同面临的难题。随着国家688号文出台，将有望纾解消纳难题。河南提出的增量配网类源网荷储一体化项目模式应能为多用户绿电直连提供可参考可复制的实施路径。
程永强进一步指出，绿电直连政策重在引导新能源高质量发展，而项目能否长期稳定运营的核心取决于绿电消纳能力与电网调节韧性。他认为，河南增量配网型源网荷储模式具备示范价值。以西华经开区试点项目为例，运营方围绕能源绿色转型方向，通过灵活化解政策、市场、技术多重不确定性，实现多方变量的动态平衡，从而保障项目稳定运营。但规模化推广该模式需要多方协同：省市出台稳定细化政策保障市场收益；优先落地高负荷、高消纳、高弹性工业园区；依托数智化技术实现全链路智能调度。政策、市场、技术同向发力，方能推动示范经验大范围复制落地。