科學統籌新能源發展和消納

筑牢新能源高質量發展基礎

——《關于促進新能源消納和調控的指導意見》解讀

為深入貫徹落實黨的二十屆三中全會關于“完善新能源消納和調控政策措施”的決策部署，近日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于促進新能源消納和調控的指導意見》（以下簡稱《意見》）。《意見》立足我國新能源規模化發展新階段，構建了“分類施策、創新驅動、系統協同、機制保障”的新能源消納體系，為指導未來一段時期新能源消納工作提供根本遵循，對支撐新型能源體系和新型電力系統建設、助力實現“雙碳”目標具有重要意義。

一、《意見》出臺正當其時

（一）新能源實現跨越式發展，成為能源轉型關鍵動力

“十四五”以來，我國新能源開發規模不斷邁上新臺階，利用率保持較高水平，有力支撐能源清潔低碳轉型。截至2025年9月底，全國風光裝機合計超17億千瓦，裝機占比達到46%。2025年1—9月，全國風光發電量達到1.7萬億千瓦時，占全社會用電量的比重接近四分之一，超過同期第三產業用電量，有力支撐非化石能源消費占比提升。

（二）新能源消納壓力凸顯，亟需政策體系前瞻布局

新能源規模化發展的同時，消納挑戰也同步顯現。截至2025年9月，風光裝機規模已超過最高用電負荷（15.08億千瓦），標志著我國電力系統凈負荷特性發生根本性轉變，新能源消納難度隨之逐漸加大。2025年1—9月，全國新能源利用率為94.6%，同比下降2.1個百分點，其中風電、光伏發電利用率分別降至94.2%、95.0%，同比降幅均超過2個百分點。部分地區新能源利用率低于全國平均水平，2025年1—9月，3個地區新能源利用率低于90%，其中新疆88.9%、青海86.3%，同比分別下降4.3、5.0個百分點。

在“雙碳”目標引領下，我國新能源仍將保持規模化發展態勢。根據新一輪國家自主貢獻目標要求，到2035年，我國非化石能源消費占能源消費總量的比重達到30%以上，風電和太陽能發電總裝機容量達到2020年的6倍以上、力爭達到36億千瓦。這意味著未來十年我國年均新增新能源裝機將超過2億千瓦，而最高用電負荷年均新增僅約1億千瓦，新能源裝機規模與最高用電負荷間的“剪刀差”將持續拉大，疊加新能源固有的隨機性、間歇性、波動性特征，未來新能源消納矛盾將進一步加劇。若不未雨綢繆，提前制定配套政策措施，部分地區新能源利用率將加速下降。新形勢下，《意見》的出臺正當其時，為破解新能源消納難題、保障新能源高質量發展提供了關鍵政策支撐。

二、分類施策，構建多元開發消納新格局

《意見》的核心創新之一，在于首次明確了“沙戈荒”、水風光、海上風電、省內集中式、分布式等五類新能源開發消納模式。

（一）“沙戈荒”新能源基地：統籌外送與就地消納

據測算，中長期通過跨省跨區輸電通道可外送新能源裝機規模僅能覆蓋新能源裝機增量的10%—15%，推進“沙戈荒”新能源規模化就地消納已成為必然選擇。鑒于此，《意見》提出“外送消納+就地利用”雙路徑：對外送基地，建立送受端落實國家戰略責任體系，強化受端新能源消納責任，破解受端用電低谷時段“不愿接”的問題；對自用基地，創新引入東部地區產業梯度轉移機制，通過“西電西用”規模化消納新能源，破解西北新能源資源富集地區“負荷不足”的核心痛點。

（二）水風光基地：強化一體化開發消納

我國西南地區的雅魯藏布江、金沙江、瀾滄江、雅礱江、大渡河等流域水能和新能源資源豐富，具備水風光基地化開發的天然條件。此類基地應充分發揮水電與新能源在年內和日內的互補特性，有效利用水電調節能力，合理配置新能源規模，緩解新能源出力的隨機性與波動性，提升水電外送通道利用率。對此，《意見》強調，水風光基地核心在于“一體化開發消納”，要依托西南大型水電基地，充分考慮水電調節特性，優化配置新能源。目前，水風光基地正從“初期探索試點”邁向“規模化集約化建設”的關鍵轉型階段，政策引導將加速這一進程。

（三）海上風電：推進有序開發消納

當前，海上風電輸電廊道與交通、海事、漁業、國防、環保等多領域海域用途深度交織，導致海上輸電廊道資源日趨緊張；同時，沿海地區經濟發達、人口密集，海上風電登陸點資源同樣趨緊。受海上輸電通道與登陸點資源缺乏系統性統籌規劃影響，大規模海上風電的送出接網需求與有限通道資源間的矛盾日益凸顯。對此，《意見》明確提出，通過統籌優化海上輸電網絡、集約化布局海纜廊道與登陸點，實現海上風電基地集中送出、就近消納。

（四）省內集中式新能源：注重科學高效開發消納

當前，部分地區新能源規劃存在約束力不強、協調性不足的問題，“重開發輕消納”的現象較為普遍，實際批復的省內集中式新能源項目規模遠超規劃目標，對此《意見》明確強調需合理把握省內集中式新能源建設節奏，核心在于推動省內集中式新能源開發規模與消納能力實現動態匹配；同時，部分地區光伏發電規模增長較快，午間時段新能源消納壓力顯著增大，對此《意見》提出優化新能源開發結構，引導新能源主動改變出力特性，盡可能減少系統調節資源需求，從源頭上緩解新能源消納矛盾。

（五）分布式新能源：著力釋放開發消納空間

2019年，國家能源局印發《分布式電源接入電網承載力評估導則》，明確了分布式新能源承載力評估有關技術要求，為引導分布式新能源合理布局發揮了積極作用。隨著實踐不斷深入，原導則在執行過程中逐漸暴露出若干問題，主要表現為接入受限區域判斷標準不明確、反向負載率測算邊界不清晰等，導致分布式新能源接入受限區域的范圍有所擴大，引發社會各界廣泛關注。為更好適應分布式新能源快速增長需求，《意見》明確提出充分釋放分布式新能源的消納空間，修訂分布式新能源接網承載力評估標準。

三、創新驅動，豐富新能源利用方式

《意見》以路徑創新與業態創新雙輪驅動為抓手，著力推動新能源實現跨品種融合與就近消納利用。

（一）路徑創新：拓展新能源非電利用

新能源資源富集地區本地消納能力有限，大范圍跨省跨區消納又面臨較多制約，拓展新能源非電利用路徑，成為緩解電力系統消納壓力、提升非化石能源消費占比的必由之路。綠氫、氨、醇作為新能源非電利用的重要方向，當前受限于技術成熟度和規模化水平，生產成本仍顯著高于傳統燃料，且儲運設施、應用標準等產業鏈環節存在短板，導致總體利用規模較小。為推動新能源從單一電力消納向多能綜合利用轉變，《意見》明確提出統籌布局綠氫、氨、醇等綠色燃料制儲輸用一體化產業，打造“靈活負荷”。

（二）業態創新：支持新能源就近消納

新能源就近消納是破解新能源消納難題、提升其利用效率的關鍵舉措。國家層面與相關省份已陸續出臺相關配套政策，但尚未對新能源就近消納新業態的開發模式作出清晰界定，《意見》首次填補這一空白，明確其4類典型模式，即源網荷儲一體化、綠電直連、智能微電網、新能源接入增量配電網。當前，新能源就近消納新業態與公共電網的權責劃分是關鍵問題，為指導各地區高質量推進新能源就近消納新業態工作落地，《意見》重點強調，下一步需明晰二者在安全、經濟和社會責任方面的界面，并提升新能源就近消納新業態的自平衡、自調節能力。

四、系統協同，源網荷儲全環節促消納

《意見》堅持系統觀念，提出源網荷儲協同發力，全面增強新型電力系統對新能源適配能力。

（一）電源側：挖掘煤電靈活調節潛力

相比調峰氣電、抽水蓄能等調節電源，火電靈活性改造具備投資少、建設周期短的優勢，能有效提升電力系統靈活性，對此《意見》明確提出推進新一代煤電轉型升級，下一步將重點推動現役煤電機組因地制宜開展深度調峰、快速爬坡等改造升級，更好發揮煤電機組促進新能源消納作用。同時，當前大量并網運行的燃煤自備電廠調節潛力尚未充分挖掘，這類電廠可通過與新能源電站簽訂低價購電合約，在主動減少自身燃煤發電量的同時擴大新能源消納規模；未來，在可再生能源電力消納責任權重與碳排放雙重約束下，多數孤網運行的燃煤自備電廠將逐步接入大電網，為此《意見》進一步明確政策導向，明確提出推動新能源替代燃煤自備電廠發電。

（二）電網側：充分發揮跨省跨區電力互濟作用

在促進新能源消納的各類舉措中，省間互濟兼具綜合成本低、見效快的雙重優勢。從國際經驗來看，歐盟主要國家間電力交換極為充分，實現各國互為備用、余缺互濟，有效推動了新能源大范圍消納；歐盟明確要求2030年各國電網互聯容量不低于本國裝機容量的15%，截至2025年初，已有14個國家提前完成目標，另有5個國家達到10%以上。我國新能源資源、負荷分布嚴重不均衡，更需加強省間互濟工程建設，實現新能源更大范圍消納。為充分發揮跨省跨區電力互濟作用，同時為后續綠電國際互認創造物理條件，《意見》針對性提出充分利用區域間、省間調節資源和新能源出力互補特性，合理布局靈活互濟電網工程。

（三）負荷側：培育需求側響應新動能

需求側響應可調動的資源規模龐大，但普遍存在資源分散、協調難度大、調節能力碎片化等現實問題，導致其消納新能源的潛力難以充分釋放。對此，《意見》明確提出充分發揮虛擬電廠的調節資源聚合作用，通過對負荷側分散調節資源的整合與協同，破解需求側響應“散而不強”的痛點。此外，電動汽車憑借其優異的靈活充放電潛力，成為需求側響應資源中極具價值的調節資源，為此，《意見》在前期車網互動試點工作的基礎上，進一步提出“拓展車網互動規模化應用”的明確要求。

（四）儲能側：兼顧建設規模與利用效率提升

新型儲能具有建設周期短、選址靈活的顯著優勢，是促進大規模新能源開發消納的關鍵支撐。“十四五”以來，我國新型儲能規模快速增加，新型儲能行業已步入規模化發展階段。為進一步發揮新型儲能對新能源消納的促進作用，《意見》明確提出大力推進新型儲能建設，并要求其兼具“技術先進”與“安全高效”兩大核心功能。值得注意的是，部分新能源配建新型儲能利用率偏低，“建而不用”“建而少用”問題突出，對此，《意見》精準施策，明確提出通過挖掘新能源配建儲能的調節潛力，切實提升其利用效率。此外，從新型儲能發展場景來看，相較于在電網側或負荷側配置新型儲能，在電源側配置新型儲能不僅能優化新能源電站的出力特性、降低新能源輸送環節成本，還可使新能源電站在電力市場中具備自主調節能力。

五、機制保障，夯實新能源消納管理的制度基石

完善的制度保障是新能源消納工作落地見效的關鍵，《意見》構建起全方位的工作保障體系，確保各項舉措落地見效。

（一）分檔設置新能源利用率目標

在充分考慮新能源發揮自主調節能力、推動新能源與各類新業態融合發展、拓展新能源非電利用途徑的前提下，合理制定新能源利用率目標，可避免全社會為保障少量新能源消納付出過高成本。此前，國家能源局印發的《關于做好新能源消納工作 保障新能源高質量發展的通知》已明確提出“部分資源條件較好的地區可適當放寬新能源利用率目標，原則上不低于90%”，但尚未從國家層面出臺分地區的具體目標要求。此次《意見》在上述政策基礎上實現創新突破，進一步提出在全國五年電力規劃中分檔設定不同地區新能源利用率目標。在具體落實階段，各地區需綜合考慮新能源資源條件、電網安全穩定運行水平、系統調節能力、負荷增長趨勢等關鍵因素，通過科學合理的分析測算，合理制定分地區新能源利用率目標，并根據系統重大邊界條件變化動態調整。

（二）統籌推動新能源大規模發展和高質量消納

作為新能源高質量消納的關鍵支撐環節，新能源發展需與配套電網、系統調節能力同步規劃、協同推進。當前，部分地區新能源發展規模與系統調節能力不匹配，新能源富集地區電網匯集與送出能力仍存在不足。為促進新能源大規模高水平消納，確保新能源大規模發展的同時保持合理利用水平，《意見》明確要求科學統籌新能源發展和消納，協同推進新能源規劃布局及配套電網、調節能力建設。

《意見》的出臺，標志著我國新能源發展從“規模擴張”階段向“質量效益”導向的戰略性轉變。《意見》落地實施后，當前及未來一段時期存在的新能源消納難題可得到有效化解，為如期實現2035年國家自主貢獻目標提供堅實保障。

（電力規劃設計總院黨委書記 胡明）