专家解读之四︱科学统筹新能源发展和消纳 筑牢新能源高质量发展基础

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）