全链条破局 多维度发力 助力新能源高质量发展

——《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》解读

截至2025年9月底，我国新能源装机超17亿千瓦，已跃升为第一大电源，新能源健康有序发展对能源电力行业乃至国民经济的影响举足轻重。然而，伴随“十四五”期间新能源跨越式发展，消纳难度攀升、调节压力增大等问题日益凸显，新能源“十五五”高质量发展面临挑战。2025年是“十四五”规划的收官之年，也是“十五五”规划谋篇布局之年，在这个关键窗口期，为贯彻落实党中央、国务院关于能源工作的指示精神，加快新型能源体系和新型电力系统建设，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（以下简称《指导意见》），助力能源绿色低碳转型，服务经济社会发展。

一、分类引导构建新能源多元开发体系

“十三五”初期，我国新能源开发利用经历过低谷，甘肃、吉林、新疆弃风率均超过30%，西北地区平均弃光率超20%。我国进行了强有力调控，通过大规模电网基础设施建设等举措，有效扭转了新能源利用率下滑趋势，促进了新能源的开发。近两年，受新能源发展与负荷发展、调节能力建设不匹配等因素影响，新能源消纳压力又开始显现，部分地区新能源利用率已跌破90%。为此，《指导意见》提出了促进产业转移、提升通道效率、集中送出、设定消纳目标、促进自发自用等一揽子解决方案，促进新能源开发消纳。具体包括通过新能源集成发展、东部地区产业梯度转移、西部地区挖掘消纳潜力等，提高“沙戈荒”新能源基地就近消纳能力；利用好现有水电通道增加新能源送出，实现水风光互补；将海上风电集中送出，缓解近海用海矛盾与生态保护压力；结合当地新能源发展目标和消纳能力，优化省内开发结构和建设时序，在新能源开发初期把好消纳关；强调分布式新能源提高自调节能力，以自发自用为主，缓解配电网消纳压力。上述措施将有效促进新能源开发利用从粗放模式向精细化转型，体现了国家高质量发展新能源的决心。

二、多元利用激活消纳新模式新业态

相较于过往“重开发、重规划”的发展模式，《指导意见》重点突出了新能源与产业融合协同发展的重要性，并创新提出了若干新能源消纳的新业态与新模式。提出提升新能源装备制造绿电应用水平，将新能源装备制造产业链与绿电应用深度绑定，形成“绿电生产—装备制造—新能源开发”的循环体系，既解决了装备企业自身的碳排放问题，又为新能源项目提供消纳支撑。统筹布局绿氢、氨、醇等绿色燃料产业，一方面可以将绿色低碳体系延伸至交通、工业等体系，另一方面也将间歇、波动、难以储存的新能源电能转化为可以长时储存的化学能，破解了新能源消纳“时空错配”的难题。从产业层面充分挖掘新能源的利用价值，提出产业转移、非电利用、产业融合、算电协同等多种消纳利用途径，以及源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网、新能源接入增量配电网等多种就近消纳新业态，为“十五五”期间新能源的高效利用与高质量发展指明了方向。

三、系统重构加强新型电力系统建设

我国电力系统正在由传统以常规电源、单向供电为主，向高比例新能源和电力电子化、双向供电的电网形态转变，电力系统调节压力不断上升，适应大基地、分布式新能源的调度机制也亟须建立。为构建适配新能源的调节机制、系统形态、调度机制与安全体系，《指导意见》指出：坚持传统调节和新型调节并举，通过煤电升级改造、水电扩机增容等，挖潜传统调节资源；利用技术创新，发展不同技术类型的储能、虚拟电厂等新型调节资源。打造新型电网消纳平台，加强柔性输电及构网型控制技术攻关，推动电网建设从主干网主导向主配微协同发展转变，提高电网对不同规模、不同位置新能源的接纳能力、调节能力和配置能力。加强调控模式创新，针对“沙戈荒”新能源基地、水风光基地、海上风电基地，鼓励探索集群协同调控模式，针对“点多面广”小容量分布式新能源，鼓励探索聚合调控模式，挖掘经营主体自调节、自平衡潜力，提高涉网性能和主动支撑能力。强化电网安全治理，从新能源基地规划和运行两个阶段深化安全管理，建立有源配电网风控体系，完善新能源涉网安全管理制度，积极防范新能源大量接入对电力系统安全稳定运行的冲击。通过推动新型电力系统建设，提高对新能源的适配性，保障新型电力系统的安全稳定运行。

四、创新引领优化新能源消纳市场体系

2026年起，新能源将全面参与市场，入市装机占比、发电量占比均将超过80%。不同于传统电源，新能源发电具有随机性、间歇性、波动性，以及零边际成本、高系统成本特点，将为市场设计带来诸多挑战。为加快建设适应新能源运行特性的电力市场体系，《指导意见》提出：加快完善多层次、多品种电力市场，通过推广多年期购电协议，帮助新能源企业锁定长期消纳水平、稳定项目收益预期；缩短中长期市场交易周期，便于新能源合约持仓调整，以更好应对发电不确定性引发的交易风险；加快现货和辅助服务市场建设，通过市场价格信号引导，激励发用两侧资源主动参与系统调节，为新能源消纳提供空间，同时提高电力系统运行的安全性。加快完善新能源入市规则，重点推动“沙戈荒”“水风光”清洁能源大基地作为整体参与市场，降低交易成本、提高市场效率；研究分布式新能源、储能等聚合参与市场的交易机制，填补规则空白，解决分散式资源无法入市难题。加快完善市场价格机制，鼓励大基地外送整体定价，降低送受端价格协商谈判难度，提高大基地内部新能源发电的市场竞争力。加快完善容量电价机制，对具有调节能力的传统电源和新型主体给予补偿，在市场建设过渡期保障调节资源达到合理收益水平，稳定投资预期。同时，要建立体现分时价值的价格机制，激活用户侧资源参与系统调节。通过不断完善适应新能源的市场体系、交易机制和价格机制，逐步改善新能源企业入市后“增发不增收”“增收不增利”的困境，保障新能源企业在市场环境下可以与其他电源同台竞争并获得合理市场收益。

总的来看，《指导意见》对新能源开发、消纳、调控、入市等提供了系统指导，将有力推动我国新能源从“以降本增效驱动大规模发展”向“以可靠替代支撑高质量发展”转变，通过统筹谋划、先立后破，逐步推动新能源立得稳、靠得住，最终实现高质量平稳发展。

（国家电投经济技术研究院总经理 李鹏）

扛牢责任担当 推进转型发展 奋力谱写新能源高质量运行新篇章

——《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》解读

做好新形势下新能源发展消纳工作，是构建新型能源体系、建设新型电力系统的重要内容，对助力实现“双碳”目标具有重要意义。近日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（以下简称《指导意见》），对促进新能源发展和消纳各项重点任务作出了系统部署，明确了具体要求，将有力推动新能源的规模化开发及高质量利用。国家电力调度控制中心将认真落实《指导意见》工作要求，结合正在开展的新型调度体系建设工作，进一步优化新能源消纳调控举措，推进新型能源体系和新型电力系统建设。

一、充分认识《指导意见》出台背景

习近平主席在联合国气候变化峰会上宣布我国新一轮国家自主贡献，2035年风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦，标志着我国新能源发展进入新阶段。在党中央的坚强领导下，“十四五”期间，我国构建起了全球最大、发展最快的可再生能源体系，其中全国风电、光伏发电装机容量超过17亿千瓦，占总装机的46%，新能源电量占比超过20%，新能源保持高质量发展、实现高水平消纳。随着新一轮国家自主贡献的提出，我国能源转型将进一步加速，给经济社会各领域带来新的发展机遇，也对更大规模新能源的消纳调控提出新的挑战。

随着新能源发电装机、电力电量占比的不断攀升，电力系统调节能力不足问题逐步呈现，新能源消纳难度不断增加。新能源逐步成为装机主体，电网形态由“输配用”单向逐级输电网络向多元双向混合层次结构网络转变，负荷特性由刚性、纯消费型向柔性、产消型转变，控制对象由集中式常规电源和新能源、交直流电网设备扩展至海量异构的源网荷储全环节，电力系统调控难度不断加大。

上述变化给电网调度运行工作带来了新要求、新挑战，要在保障电网安全运行和电力可靠供应的基础上，实现新能源消纳“量”的持续提升和“率”的相对稳定，有效破解转型发展中的安全、经济、绿色“三元难题”。在此背景下，国家及时出台《指导意见》，为统筹做好新形势下新能源的健康和可持续发展提供了重要指导。

二、准确把握《指导意见》工作要求

《指导意见》围绕新能源发展运行中存在的系统性问题，从规划引导、基础设施、市场机制、技术创新等维度提出了一系列具体措施。作为电网运行控制中枢，调度机构需要准确把握《指导意见》要求，统筹推进各项工作。

一是加强规划统筹协调，保障源网协同发展。《指导意见》强调规划的指导作用，要求建立新能源与电网、调节资源协同发展机制。针对当前存在的规划衔接问题，要坚持“保量稳率”，科学编制电力发展规划，统筹推进各类新能源开发项目。对于大型基地建设，要建立送受端落实国家战略责任体系，进一步压实消纳责任。对于分布式新能源开发，要修订接网承载力评估标准，进一步释放公共电网的接纳能力。

二是加快基础设施建设，强化系统适配能力。《指导意见》着眼于构建主配微协同的新型电网平台，提升电网承载力。主网架方面，要加强省间灵活互济工程建设，提升关键断面输送能力。配电网方面，要通过智能化改造升级，打造适应分布式新能源大规模接入的新型配电系统。调节能力方面，要积极推进新一代煤电、龙头水库、抽蓄电站、新型储能、虚拟电厂等建设，加快提升系统调节能力。

三是完善市场机制建设，促进资源优化配置。《指导意见》重点阐述了全国统一电力市场体系建设，要求拓展多层次新能源消纳市场化体系，充分发挥现货市场功能，引导系统调节资源主动参与调节。要创新辅助服务市场交易品种，完善费用疏导机制。要完善适应新能源参与市场的规则体系，推动大型基地有效参与市场，支持分布式新能源等新型主体通过聚合等方式参与市场交易。

四是强化技术创新驱动，提升系统运行水平。《指导意见》将技术创新作为重要支撑，提出了技术攻关方向。发电技术领域，要研发高效率低成本的光伏组件和风电技术，提升新能源不同时间尺度功率预测水平。电网技术领域，要研究高效仿真和稳定运行控制技术，加快应用高比例新能源特高压柔性直流输电、多端直流孤岛运行技术，推广构网型控制技术。调控运行领域，要应用人工智能等先进技术，提升电网对分散资源的动态感知能力，完善大基地协同调控技术。

三、扎实推进《指导意见》落实落地

新能源消纳工作是一项系统工程。下一步，国调中心将积极抓好《指导意见》各项任务落实工作，完善构建协同高效的多层次新能源消纳调控体系，助力实现“双碳”和国家自主贡献目标。

一是筑牢安全基础，构建新能源安全运行体系。持续强化电网统一调度、分级管理。围绕我国“双碳”进程，针对超高新能源渗透率下电网安全稳定、供需平衡机理等重点问题开展专项研究，对大规模直流互联格局下交流同步电网保障安全和供应的最小开机方式进行量化评估。深化网源协调安全管理，完善新能源并网标准体系，加强新能源、储能等各类并网主体的涉网管理和技术监督。提升分布式光伏“可观可测、可调可控”能力，做好分布式光伏入市、涉网安全管理相关工作，推动分布式业主公平承担安全及系统调节责任。

二是坚持系统观念，优化新能源发展利用基础。推动新能源和配套电网、调节能力同步规划、同步建设、同步投运。统筹新一代煤电升级专项行动及抽水蓄能、新型储能和需求响应等各类灵活调节资源需求，推动分类明确建设规模、布局和时序。开展适应全电量市场化消纳、统筹考虑发电占比和利用小时数等各项指标的新能源发展综合评价体系研究，推动社会各方更加科学评判新能源利用水平。健全完善调度运行机制，完善五级调度贯通机制，全面提升智能化调控水平，推动运行控制从突出主网向全网协同转变，优化调度各类调峰储能资源能力，助力清洁能源高效利用。

三是强化市场引导，构建新能源消纳市场体系。以全国统一电力市场体系初步建成和新能源全面入市为契机，全面深化电力现货和辅助服务市场建设。积极组织省间和跨经营区现货交易，推动发电企业参与省间现货购电，进一步助力清洁能源外送消纳。充分研究和适当放宽现货市场限价，更好激励调节资源发挥作用。完善电力市场规则体系，推动“沙戈荒”大基地一体化模式参与市场交易，以市场化机制支持新业态新模式发展。推动完善各类调节资源价格政策，深入挖掘负荷侧资源，通过市场化手段引导工商业用户、自备电厂等主动参与调峰。推动建立完善与绿证、绿电、碳市场相衔接的市场交易机制，体现新能源环境价值。

（国家电力调度控制中心主任  董昱）

精准施策、促进新能源高水平消纳

协同发力、推进新能源高质量发展

——《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》解读

习近平总书记强调，大力发展新能源是破解我国能源发展诸多挑战的出路，要统筹好新能源发展和国家能源安全，大力推动我国新能源高质量发展。近年来，我国新能源实现高质量跃升发展，取得了举世瞩目的成就，但同时也面临电力系统调节和消纳压力同步上升等挑战。近日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（以下简称《指导意见》），提出了促进新能源消纳和调控的系统性举措，对进一步激发新能源高质量发展新动能、支撑新型能源体系和新型电力系统建设具有重要意义。

一、深刻认识提升新能源消纳和调控能力的重大意义

（一）促进新能源消纳和调控是推进能源绿色低碳转型的关键支撑

“十四五”以来，在“四个革命、一个合作”能源安全新战略引领下，我国持续扩大非化石能源供应规模，能源绿色低碳转型进程显著加快。截至2025年9月底，全国风电、太阳能发电总装机容量已突破17亿千瓦，占全国发电总装机比重提升至46%；2025年底非化石能源消费量占比将突破20%。我国于2025年9月24日宣布新一轮国家自主贡献目标，进一步明确：风电和太阳能发电总装机容量需达到2020年水平的6倍以上（力争36亿千瓦），非化石能源消费占比需提升至30%以上。要实现上述目标，未来十年我国风光发电年均新增装机量需稳定在2亿千瓦左右，这既要求在现有工作基础上优化新能源开发模式，推动新增装机高效并网和消纳；也需针对“非化石能源消费占比年均至少提高1个百分点”的硬指标，从两方面发力：一方面要保障新建及存量新能源发电项目的合理利用率，多方式减少弃风弃光；另一方面需拓展新能源非电多元化利用场景（如绿电制氢、新能源供暖等），并加快各类消纳技术的创新突破。综上，面对新能源并网与消纳的双重现实需求，进一步提升新能源消纳与调控能力，已成为加快能源绿色低碳转型、如期兑现“双碳”承诺的必要支撑。

（二）促进新能源消纳和调控是新能源产业高质量发展的重要保障

近年来，我国新能源发电装机规模持续扩大，但发展不平衡不充分问题逐步显现：部分新能源富集地区消纳能力不足，风电、光伏发电利用率面临下行压力，2025年以来全国风电、光伏发电利用率已跌破95%。《指导意见》的出台，通过稳定新能源利用水平，可保障项目收益预期；通过明确消纳与调控路径，为行业提供清晰的发展路径，进而提振投资信心、优化产业发展环境，为新能源产业从“规模扩张”向“质量提升”转型提供坚实保障。

（三）促进新能源消纳和调控是培育新质生产力的重要抓手

一方面，风电、光伏发电固有的间歇性、随机性、波动性，使其高效消纳与调控成为全球新能源的共性难题，破解这一难题需依托技术创新突破，本身就是新质生产力“以问题导向驱动创新”的典型应用；另一方面，新能源产业链条长、投资带动力强、技术扩散效应显著，已成为国际科技竞争的前沿领域，抢占新能源消纳与调控的技术制高点，能直接塑造我国在全球能源变革中的产业竞争新优势，是培育新质生产力的关键着力点。此外，新能源高效消纳利用还能倒逼能源科技创新加速，既能推动太阳能、风能核心领域的技术迭代，也可促进逆变器、变桨系统、智能控制系统等关键设备与零部件的加速创新；同时，还能深化电力电子、材料科学、信息通信、人工智能等多学科的交叉融合与协同创新，加速关键技术成果的转化应用，最终提升我国能源行业的整体技术水平与核心竞争力，为新质生产力的发展注入持续动能。

二、系统性推进新能源消纳和调控能力提升

（一）坚持源网荷协同发力，多元推动新能源高水平消纳

《指导意见》从多个维度同步发力，精准提出发展策略和实施路径，力促新能源消纳与调控取得实效。一是在源侧，以“新能源发电利用”为核心分类施策，根据“沙戈荒”大基地的跨区外送和就地消纳需求、水风光一体化的互补特性、海上风电的集约化开发特点、省内集中式与分布式的就地消纳属性等，分类提出差异化开发和消纳解决方案，避免“一刀切”。二是在网端，以“系统适配”为底线夯实安全基础，通过加快构建“主网-配网-微网”协同的新型电网平台、优化新能源调度调控模式，同步提升系统调节能力与电网接纳能力，为新能源多场景利用提供硬件支撑。三是在荷侧（消纳侧），以“集成”“融合”为抓手创新消纳方式，通过新能源上下游的协同发展、融合发展、就近消纳发展和非电利用等全面拓宽新能源利用场景，推动新能源消纳新模式、新业态的创新发展。

（二）坚持市场驱动，推动新能源发展从“资源导向”向“效益导向”转变

针对新能源全面入市后“消纳体系不健全、市场规则适配性不足、价格信号传导不畅”等问题，《指导意见》从“市场层次、规则体系、电价机制”三方面构建市场化消纳体系，破解“增发不增收”困境。一是拓展市场层次，压实消纳责任：以省间中长期交易锁定新能源跨省消纳“基本盘”，以省间现货交易、区域互济交易等灵活应对短时消纳波动，推进跨电网经营区新能源电力常态化交易；二是完善入市规则，适配新能源特性：针对风电、光伏的间歇性特点，优化其参与电力市场的申报、结算规则，推动“电—证—碳”市场协同联动，让新能源的环境价值通过市场机制兑现；三是创新电价机制，畅通信号传导：明确跨省跨区新能源外送电价与本地消纳电价的差异化形成机制，健全调节性资源（如储能、调峰电站）的容量电价机制，同时完善零售市场价格机制，推动市场价格信号精准传导至终端用户，激发用户侧消纳新能源的积极性。

（三）坚持创新驱动，筑牢新能源高质量发展技术底座

新能源消纳的核心瓶颈在于技术突破，《指导意见》紧扣“高效利用、灵活调节、电网适配、智能调控”四大技术方向，部署关键创新任务，为新能源消纳提供硬核支撑：一是聚焦新能源高效发电利用，推动光伏电池、风电整机、功率预测等核心技术迭代；二是围绕系统调节能力提升，加快各类储能技术、虚拟电厂、新一代煤电等应用和推广；三是针对电网运行技术升级，需从系统高效仿真和稳定运行控制、特高压柔性直流输电、多端直流孤岛运行技术、构网型控制技术等多角度强化电网运行，同时需加快修订新能源并网技术标准；四是围绕智能化调控提升，需加快人工智能等先进技术在主配微网协同中的应用、需提升电网对分散资源的动态感知能力、需应用海量源网荷储资源聚合控制技术，全面提升各类新能源项目的调控水平。

三、强化机制建设，推动新能源消纳和调控升级取得实效

为确保政策落地取得扎实成效，《指导意见》坚持问题导向和目标导向，综合运用优化管理机制、明确责任分工，强化监测监管和目标执行等方式，统筹推动新能源消纳与调控工作有效推进。

在优化管理机制方面，强化规划指导作用，分档设置不同地区新能源利用率目标，完善新能源消纳评估方法，根据新能源利用率目标和可再生能源电力消纳责任权重目标，统筹确定年度并网新能源(含分布式新能源)新增开发规模，落实可再生能源消费最低比重目标要求；在明确责任分工方面，构建了覆盖国家和省级能源主管部门、电网和发电企业、各类经营主体的促进新能源消纳和调控工作体系；在强化监测监管和目标执行方面，建立新能源“规划—建设—并网—消纳”全周期监测预警机制，对监管新能源消纳和调控政策落实情况提出工作要求。

总体而言，《指导意见》准确把握行业发展规律和政策出台节奏，与近期发布的新能源全面入市、完善价格机制促进新能源发电就近消纳、电力现货市场连续运行地区市场建设指引等政策相互配合，形成覆盖源网荷储全环节、技术市场全要素的政策组合拳，具有很强的导向性和可操作性，必将有力推动我国新能源高质量发展再上新台阶。

（中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长 杨昆）

科学统筹新能源发展和消纳 

筑牢新能源高质量发展基础

——《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》解读

为深入贯彻落实党的二十届三中全会关于“完善新能源消纳和调控政策措施”的决策部署，近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（以下简称《意见》）。《意见》立足我国新能源规模化发展新阶段，构建了“分类施策、创新驱动、系统协同、机制保障”的新能源消纳体系，为指导未来一段时期新能源消纳工作提供根本遵循，对支撑新型能源体系和新型电力系统建设、助力实现“双碳”目标具有重要意义。

一、《意见》出台正当其时

（一）新能源实现跨越式发展，成为能源转型关键动力

“十四五”以来，我国新能源开发规模不断迈上新台阶，利用率保持较高水平，有力支撑能源清洁低碳转型。截至2025年9月底，全国风光装机合计超17亿千瓦，装机占比达到46%。2025年1—9月，全国风光发电量达到1.7万亿千瓦时，占全社会用电量的比重接近四分之一，超过同期第三产业用电量，有力支撑非化石能源消费占比提升。

（二）新能源消纳压力凸显，亟需政策体系前瞻布局

新能源规模化发展的同时，消纳挑战也同步显现。截至2025年9月，风光装机规模已超过最高用电负荷（15.08亿千瓦），标志着我国电力系统净负荷特性发生根本性转变，新能源消纳难度随之逐渐加大。2025年1—9月，全国新能源利用率为94.6%，同比下降2.1个百分点，其中风电、光伏发电利用率分别降至94.2%、95.0%，同比降幅均超过2个百分点。部分地区新能源利用率低于全国平均水平，2025年1—9月，3个地区新能源利用率低于90%，其中新疆88.9%、青海86.3%，同比分别下降4.3、5.0个百分点。

在“双碳”目标引领下，我国新能源仍将保持规模化发展态势。根据新一轮国家自主贡献目标要求，到2035年，我国非化石能源消费占能源消费总量的比重达到30%以上，风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦。这意味着未来十年我国年均新增新能源装机将超过2亿千瓦，而最高用电负荷年均新增仅约1亿千瓦，新能源装机规模与最高用电负荷间的“剪刀差”将持续拉大，叠加新能源固有的随机性、间歇性、波动性特征，未来新能源消纳矛盾将进一步加剧。若不未雨绸缪，提前制定配套政策措施，部分地区新能源利用率将加速下降。新形势下，《意见》的出台正当其时，为破解新能源消纳难题、保障新能源高质量发展提供了关键政策支撑。

二、分类施策，构建多元开发消纳新格局

《意见》的核心创新之一，在于首次明确了“沙戈荒”、水风光、海上风电、省内集中式、分布式等五类新能源开发消纳模式。

（一）“沙戈荒”新能源基地：统筹外送与就地消纳

据测算，中长期通过跨省跨区输电通道可外送新能源装机规模仅能覆盖新能源装机增量的10%—15%，推进“沙戈荒”新能源规模化就地消纳已成为必然选择。鉴于此，《意见》提出“外送消纳+就地利用”双路径：对外送基地，建立送受端落实国家战略责任体系，强化受端新能源消纳责任，破解受端用电低谷时段“不愿接”的问题；对自用基地，创新引入东部地区产业梯度转移机制，通过“西电西用”规模化消纳新能源，破解西北新能源资源富集地区“负荷不足”的核心痛点。

（二）水风光基地：强化一体化开发消纳

我国西南地区的雅鲁藏布江、金沙江、澜沧江、雅砻江、大渡河等流域水能和新能源资源丰富，具备水风光基地化开发的天然条件。此类基地应充分发挥水电与新能源在年内和日内的互补特性，有效利用水电调节能力，合理配置新能源规模，缓解新能源出力的随机性与波动性，提升水电外送通道利用率。对此，《意见》强调，水风光基地核心在于“一体化开发消纳”，要依托西南大型水电基地，充分考虑水电调节特性，优化配置新能源。目前，水风光基地正从“初期探索试点”迈向“规模化集约化建设”的关键转型阶段，政策引导将加速这一进程。

（三）海上风电：推进有序开发消纳

当前，海上风电输电廊道与交通、海事、渔业、国防、环保等多领域海域用途深度交织，导致海上输电廊道资源日趋紧张；同时，沿海地区经济发达、人口密集，海上风电登陆点资源同样趋紧。受海上输电通道与登陆点资源缺乏系统性统筹规划影响，大规模海上风电的送出接网需求与有限通道资源间的矛盾日益凸显。对此，《意见》明确提出，通过统筹优化海上输电网络、集约化布局海缆廊道与登陆点，实现海上风电基地集中送出、就近消纳。

（四）省内集中式新能源：注重科学高效开发消纳

当前，部分地区新能源规划存在约束力不强、协调性不足的问题，“重开发轻消纳”的现象较为普遍，实际批复的省内集中式新能源项目规模远超规划目标，对此《意见》明确强调需合理把握省内集中式新能源建设节奏，核心在于推动省内集中式新能源开发规模与消纳能力实现动态匹配；同时，部分地区光伏发电规模增长较快，午间时段新能源消纳压力显著增大，对此《意见》提出优化新能源开发结构，引导新能源主动改变出力特性，尽可能减少系统调节资源需求，从源头上缓解新能源消纳矛盾。

（五）分布式新能源：着力释放开发消纳空间

2019年，国家能源局印发《分布式电源接入电网承载力评估导则》，明确了分布式新能源承载力评估有关技术要求，为引导分布式新能源合理布局发挥了积极作用。随着实践不断深入，原导则在执行过程中逐渐暴露出若干问题，主要表现为接入受限区域判断标准不明确、反向负载率测算边界不清晰等，导致分布式新能源接入受限区域的范围有所扩大，引发社会各界广泛关注。为更好适应分布式新能源快速增长需求，《意见》明确提出充分释放分布式新能源的消纳空间，修订分布式新能源接网承载力评估标准。

三、创新驱动，丰富新能源利用方式

《意见》以路径创新与业态创新双轮驱动为抓手，着力推动新能源实现跨品种融合与就近消纳利用。

（一）路径创新：拓展新能源非电利用

新能源资源富集地区本地消纳能力有限，大范围跨省跨区消纳又面临较多制约，拓展新能源非电利用路径，成为缓解电力系统消纳压力、提升非化石能源消费占比的必由之路。绿氢、氨、醇作为新能源非电利用的重要方向，当前受限于技术成熟度和规模化水平，生产成本仍显著高于传统燃料，且储运设施、应用标准等产业链环节存在短板，导致总体利用规模较小。为推动新能源从单一电力消纳向多能综合利用转变，《意见》明确提出统筹布局绿氢、氨、醇等绿色燃料制储输用一体化产业，打造“灵活负荷”。

（二）业态创新：支持新能源就近消纳

新能源就近消纳是破解新能源消纳难题、提升其利用效率的关键举措。国家层面与相关省份已陆续出台相关配套政策，但尚未对新能源就近消纳新业态的开发模式作出清晰界定，《意见》首次填补这一空白，明确其4类典型模式，即源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网、新能源接入增量配电网。当前，新能源就近消纳新业态与公共电网的权责划分是关键问题，为指导各地区高质量推进新能源就近消纳新业态工作落地，《意见》重点强调，下一步需明晰二者在安全、经济和社会责任方面的界面，并提升新能源就近消纳新业态的自平衡、自调节能力。

四、系统协同，源网荷储全环节促消纳

《意见》坚持系统观念，提出源网荷储协同发力，全面增强新型电力系统对新能源适配能力。

（一）电源侧：挖掘煤电灵活调节潜力

相比调峰气电、抽水蓄能等调节电源，火电灵活性改造具备投资少、建设周期短的优势，能有效提升电力系统灵活性，对此《意见》明确提出推进新一代煤电转型升级，下一步将重点推动现役煤电机组因地制宜开展深度调峰、快速爬坡等改造升级，更好发挥煤电机组促进新能源消纳作用。同时，当前大量并网运行的燃煤自备电厂调节潜力尚未充分挖掘，这类电厂可通过与新能源电站签订低价购电合约，在主动减少自身燃煤发电量的同时扩大新能源消纳规模；未来，在可再生能源电力消纳责任权重与碳排放双重约束下，多数孤网运行的燃煤自备电厂将逐步接入大电网，为此《意见》进一步明确政策导向，明确提出推动新能源替代燃煤自备电厂发电。

（二）电网侧：充分发挥跨省跨区电力互济作用

在促进新能源消纳的各类举措中，省间互济兼具综合成本低、见效快的双重优势。从国际经验来看，欧盟主要国家间电力交换极为充分，实现各国互为备用、余缺互济，有效推动了新能源大范围消纳；欧盟明确要求2030年各国电网互联容量不低于本国装机容量的15%，截至2025年初，已有14个国家提前完成目标，另有5个国家达到10%以上。我国新能源资源、负荷分布严重不均衡，更需加强省间互济工程建设，实现新能源更大范围消纳。为充分发挥跨省跨区电力互济作用，同时为后续绿电国际互认创造物理条件，《意见》针对性提出充分利用区域间、省间调节资源和新能源出力互补特性，合理布局灵活互济电网工程。

（三）负荷侧：培育需求侧响应新动能

需求侧响应可调动的资源规模庞大，但普遍存在资源分散、协调难度大、调节能力碎片化等现实问题，导致其消纳新能源的潜力难以充分释放。对此，《意见》明确提出充分发挥虚拟电厂的调节资源聚合作用，通过对负荷侧分散调节资源的整合与协同，破解需求侧响应“散而不强”的痛点。此外，电动汽车凭借其优异的灵活充放电潜力，成为需求侧响应资源中极具价值的调节资源，为此，《意见》在前期车网互动试点工作的基础上，进一步提出“拓展车网互动规模化应用”的明确要求。

（四）储能侧：兼顾建设规模与利用效率提升

新型储能具有建设周期短、选址灵活的显著优势，是促进大规模新能源开发消纳的关键支撑。“十四五”以来，我国新型储能规模快速增加，新型储能行业已步入规模化发展阶段。为进一步发挥新型储能对新能源消纳的促进作用，《意见》明确提出大力推进新型储能建设，并要求其兼具“技术先进”与“安全高效”两大核心功能。值得注意的是，部分新能源配建新型储能利用率偏低，“建而不用”“建而少用”问题突出，对此，《意见》精准施策，明确提出通过挖掘新能源配建储能的调节潜力，切实提升其利用效率。此外，从新型储能发展场景来看，相较于在电网侧或负荷侧配置新型储能，在电源侧配置新型储能不仅能优化新能源电站的出力特性、降低新能源输送环节成本，还可使新能源电站在电力市场中具备自主调节能力。

五、机制保障，夯实新能源消纳管理的制度基石

完善的制度保障是新能源消纳工作落地见效的关键，《意见》构建起全方位的工作保障体系，确保各项举措落地见效。

（一）分档设置新能源利用率目标

在充分考虑新能源发挥自主调节能力、推动新能源与各类新业态融合发展、拓展新能源非电利用途径的前提下，合理制定新能源利用率目标，可避免全社会为保障少量新能源消纳付出过高成本。此前，国家能源局印发的《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》已明确提出“部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%”，但尚未从国家层面出台分地区的具体目标要求。此次《意见》在上述政策基础上实现创新突破，进一步提出在全国五年电力规划中分档设定不同地区新能源利用率目标。在具体落实阶段，各地区需综合考虑新能源资源条件、电网安全稳定运行水平、系统调节能力、负荷增长趋势等关键因素，通过科学合理的分析测算，合理制定分地区新能源利用率目标，并根据系统重大边界条件变化动态调整。

（二）统筹推动新能源大规模发展和高质量消纳

作为新能源高质量消纳的关键支撑环节，新能源发展需与配套电网、系统调节能力同步规划、协同推进。当前，部分地区新能源发展规模与系统调节能力不匹配，新能源富集地区电网汇集与送出能力仍存在不足。为促进新能源大规模高水平消纳，确保新能源大规模发展的同时保持合理利用水平，《意见》明确要求科学统筹新能源发展和消纳，协同推进新能源规划布局及配套电网、调节能力建设。

《意见》的出台，标志着我国新能源发展从“规模扩张”阶段向“质量效益”导向的战略性转变。《意见》落地实施后，当前及未来一段时期存在的新能源消纳难题可得到有效化解，为如期实现2035年国家自主贡献目标提供坚实保障。

（电力规划设计总院党委书记 胡明）