1360号文出炉，新能源消纳迎来系统性解决方案！

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近年来，我国新能源规模高速增长、占比快速提升，消纳压力持续增加，如何统筹好新能源发展与消纳已成为能源绿色低碳转型的一项重大课题。在此背景下，这份指导意见的出台具有重要的战略意义。

指导意见明确提出了新能源消纳调控的双阶段目标体系。

到 2030 年，协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立，持续保障新能源顺利接网、多元利用、高效运行，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足。新型电力系统适配能力显著增强，系统调节能力大幅提升，电力市场促进新能源消纳的机制更加健全，跨省跨区新能源交易更加顺畅，满足全国每年新增 2 亿千瓦以上新能源合理消纳需求，助力实现碳达峰目标。

到 2035 年，适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，新能源消纳调控体系进一步完善，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用，新能源在全国范围内优化配置、高效消纳，支撑实现国家自主贡献目标。

文件创新提出五类开发消纳模式：

1.“沙戈荒” 基地：外送与就地消纳并举

落实防沙治沙和基地开发规划，在沙漠、戈壁、荒漠等地区合理布局外送基地，同时通过产业链协同、东部产业转移、挖掘本地消纳潜力等方式，实现规模化就地消纳。

2.水风光基地：一体化优化开发

依托西南大型水电基地，结合水电调节特性配置新能源；对存量水电外送通道，合理增配新能源提升利用率；结合雅下水电基地开发，优化新能源配置和送出方案。

3.海上风电：规范有序发展

科学布局海上风电，继续推进近海开发，有序建设深远海基地。统筹优化海上输电网络，集约化布局海缆廊道和登陆点，让海上风电主要在沿海地区就近消纳。

4.省内集中式：科学高效推进

结合资源条件、用电增长和消纳责任权重要求，合理布局省内集中式新能源，优化结构、把控节奏，加强调节能力和电网承载力建设，确保高效消纳。

5.分布式新能源：拓展消纳空间

挖掘分布式资源潜力，丰富开发场景，提升自调节能力和自发自用比例。修订接网承载力评估标准，释放公共电网的接纳容量。

文件提出了三类消纳新模式：

1.集成发展模式：

支持 “沙戈荒” 等资源富集地区搭建新能源上下游产业链协同的集成发展体系，提升装备制造绿电使用率，实现 “以绿造绿”；布局绿氢、氨、醇等绿色燃料一体化产业，建设零碳园区。

2.产业融合发展：

推动东部产业梯度转移与新能源基地就地消纳对接，引导高载能产业向西部清洁能源优势地区转移；鼓励传统产业优化工艺流程，在热力、供暖等环节更多使用新能源；支持新能源与信息技术、高端装备制造等新兴产业融合，推动算力设施绿色发展。

3.就近消纳新业态：

支持源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网、新能源接入增量配电网等业态发展，让新能源就近接入，满足工业园区、建筑楼宇、高载能企业等的绿电需求，提升偏远地区供电保障水平。这类项目的新能源弃电不纳入统计，同时会完善配套政策、标准，明晰与公共电网的责任界面。

为了适配新能源，电力系统要做四方面升级：

1.提升系统调节能力：

推进流域龙头水库、水电扩机改造和抽水蓄能电站建设；发展技术先进的新型储能，挖掘配建储能潜力；适度布局调峰气电、光热电站；推动煤电转型升级，用新能源替代燃煤自备电厂；发挥虚拟电厂聚合作用，推广车网互动。

2.提高电网接纳能力：

构建主配微协同的新型电网平台，优化全国电力流向，扩大新能源配置范围，提升跨省跨区输电通道规模；布局灵活互济电网工程，加强主网架建设和配电网升级改造，打造适应分布式新能源接入的新型配电系统。

3.优化调控模式：

搭建新型电力调度体系，厘清调度机构、电网、新能源企业等的职责，加强市、县级调度力量，提升 “可观、可测、可调、可控” 能力；探索 “沙戈荒”、水风光、海上风电基地的集群协同调控，推动新能源与站内储能一体化出力调用。

4.强化安全治理：

在新能源基地规划和运行阶段加强电网安全稳定分析；建立有源配电网风险管控体系；完善新能源涉网安全管理制度，加强全周期管控，规范并网和运行管理，强化网络安全。

指导意见对四个技术领域提出了创新要求：

1.突破新能源高效发电利用技术

加强高效低成本光伏、风电技术研发，试点建设超大功率深远海风电机组。加快提升新能源超短期、短期、中长期等不同时间尺度功率预测精度。

2.攻关系统灵活调节技术

创新应用液流电池、压缩空气储能、重力储能等多种技术路线，加快突破大容量长时储能技术。推动新建抽水蓄能电站具备变速调节能力。深化虚拟电厂协调运行控制技术、多元交易技术应用，扩大新型负荷灵活调节技术应用。加快新一代煤电试点应用及推广。

3.强化电网运行技术

加强高比例可再生能源、高比例电力电子设备电力系统高效仿真和稳定运行控制技术研究。试点试验高比例新能源特高压柔性直流输电、大容量高电压海上柔性直流海缆输电技术以及多端直流孤岛运行技术。提升新能源基地电源汇集及弱送端系统稳定运行技术水平。推广构网型控制技术，提高新能源涉网性能和主动支撑能力。加快修订新能源并网技术标准。

4.升级智能化调控技术

加快人工智能、大数据、云计算等先进技术在主配微网协同中的应用。推广应用状态感知技术，提升电网对分散资源的动态感知能力。加快应用海量源网荷储资源聚合控制技术，完善新能源基地协同调控技术。

促进新能源消纳的全国统一电力市场体系也将成为重点工作：

1.拓展多层次新能源消纳市场化体系

适应新能源出力波动特点，缩短中长期交易周期，实现灵活连续交易，推广多年期购电协议机制，稳定长期消纳空间。

充分发挥现货市场功能，加强与需求侧响应机制等的衔接，引导系统调节资源主动参与调节，完善用户侧参与现货市场交易机制，激发用户侧灵活调节潜力。

合理设置电力辅助服务交易品种，完善费用向用户侧疏导机制，促进新能源大规模发展过程中的系统平稳运行。

以省间中长期交易压实新能源跨省消纳 "基本盘"，以省间现货交易、区域内省间互济交易等灵活响应新能源短时消纳需求，推进跨电网经营区常态化新能源电力交易。

2.完善适应新能源参与电力市场的规则体系

推动建立 "沙戈荒"、水风光新能源基地一体化模式参与市场的交易规则；支持分布式新能源、储能、虚拟电厂等新型主体通过聚合、直接交易等模式参与电力市场。

研究推动新能源、用户等主体参与跨省跨区电力市场直接交易；推动构建符合新能源发电特性、分布格局的市场报价方式。

完善电力市场限价等机制，充分发挥价格信号引导新能源消纳的作用。积极推动绿证市场高质量发展，推进 "电 — 证 — 碳" 市场协同，科学反映新能源环境价值。

3.创新促进新能源消纳的价格机制

建立完善跨省跨区新能源送电价格形成和调整机制，鼓励新能源外送基地各类电源整体形成送电价格。提升跨省跨区通道输电价格机制灵活性，研究海上风电送出工程相关价格机制。

落实完善促进新能源就近消纳的电价机制。健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制。

加快推动市场价格信号有效传导至终端用户，完善体现分时价值差异的零售市场价格机制，研究建立健全居民分时电价机制。

1.储能产业

指导意见将储能提升为新能源消纳的核心支撑，明确提出到 2030 年新型储能装机规模需达 1.5 亿千瓦以上，储能产业迎来前所未有的发展机遇。

政策明确鼓励液流电池、压缩空气储能、重力储能等多种技术路线，加快突破大容量长时储能技术，为储能技术创新企业提供了广阔的发展空间。

政策明确储能可参与电能量市场和辅助服务市场，盈利模式进一步明晰。特别是 “煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制” 的建立，显著提升了储能的经济性和投资吸引力。

储能产业链从上游的电池材料、中游的电池制造到下游的系统集成和运营服务，都将迎来巨大的市场需求，全产业链各环节均具备广阔的发展空间。

2.智能电网与电力设备制造产业

指导意见对电网升级改造提出了明确要求，为智能电网设备制造商带来了巨大商机：

政策要求优化全国电力流向，进一步扩大新能源资源配置范围，稳步提升跨省跨区输电通道规模；大力推动配电网建设改造和智能化升级，加快打造适应大规模分布式新能源接入的新型配电系统。这将直接带动特高压设备、智能配电设备、柔性直流输电设备等的需求增长。

政策特别强调推广构网型控制技术，提高新能源涉网性能和主动支撑能力。构网型储能具备快速响应和稳定支撑特性，在电力系统中可发挥重要调节作用，相关技术设备的市场需求将持续扩大。

政策要求加快人工智能、大数据、云计算等先进技术在主配微网协同中的应用，推广应用状态感知技术，提升电网对分散资源的动态感知能力。这为电网自动化、智能电表、能源管理系统等数字化设备创造了巨大市场。

3.新能源就近消纳

指导意见明确支持源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网、新能源接入增量配电网等新能源就近消纳新业态发展，新能源弃电不纳入统计，为相关产业创造了巨大机会：

政策支持新能源就近接入，提升工业园区、建筑楼宇、外向型企业、高载能企业绿电消费及偏远地区供电保障水平。这类项目需要综合考虑电源、电网、负荷、储能的协调优化，为系统集成商和解决方案提供商带来商机。

绿电直连模式创新机会。直连模式的定义形态、建设要求、运行管理和权利义务。就近消纳项目要求新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于 60%，占总用电量比例不低于 30%，2030 年起新增项目不低于 35%，模式创新和项目落地空间广阔。

政策特别支持虚拟电厂通过聚合模式参与电力市场，作为解决新能源消纳的 “低成本方案”，虚拟电厂正迎来政策与市场的双重催化。虚拟电厂通过聚合分布式光伏、分散式风电、新型储能、可调节负荷等资源，为电力系统提供灵活调节能力，产业发展潜力巨大。

4.新能源与产业融合

指导意见提出的新能源与产业融合发展战略，为多个产业带来了跨界融合的机会：

政策明确要求加强新能源与算力设施协同规划布局及优化运行，推动算力设施绿色发展。随着算力需求的爆发式增长，相关设施的绿色供电需求日益迫切，为新能源企业开辟了新的应用场景和成长空间。

政策支持稳妥有序推动高载能产业向西部清洁能源优势地区转移，鼓励传统产业创新工艺流程，提升负荷灵活性。这为新能源资源富集地区发展高载能产业创造了条件，也为相关设备制造商和工程服务商带来机会。

政策提出统筹布局绿氢、氨、醇等绿色燃料制储输用一体化产业，打造 “灵活负荷”。这为新能源企业开辟了绿色氢氨醇等新赛道，有望成为企业新的增长点。

5.区域差异化发展机会

我国幅员辽阔，不同地区的资源禀赋、电网结构、经济发展水平差异较大，政策在不同区域的实施将带来差异化的产业机会：

西北地区拥有丰富的风能、太阳能资源，“沙戈荒” 新能源基地建设将带动大规模的风电、光伏设备需求，以及配套的储能、输电设施建设。同时，通过新能源集成发展、东部地区产业梯度转移等方式，西北地区有望发展成为新能源装备制造和高载能产业基地。

西南地区依托西南大型水电基地，水风光一体化开发将成为重要模式。对具备条件的存量水电外送通道，合理增配新能源，提升通道利用水平，为水电设备升级改造、新能源与水电协同控制等技术创新创造了机会。

东部沿海地区海上风电资源丰富，政策支持继续推动近海风电开发，有序推动深远海风电基地建设。同时，作为电力负荷中心，东部地区在新能源就近消纳方面具有天然优势，源网荷储一体化、绿电直连等新业态发展潜力巨大。

1.新能源发电企业

面对新能源消纳调控政策的全面实施，新能源发电企业需要从多个维度调整发展策略：

新能源发电企业应加快技术升级，提升发电效率和可靠性，重点发展高效低成本光伏、风电技术。同时，必须重视储能配套，通过储能平滑发电曲线、参与电力交易，帮助提升收益的确定性。在储能技术选择上，短期可应用锂电储能提升安全与成本效率，同时布局液流、重力或压缩空气等长时技术的示范与规模化路径，以应对 “大容量长时储能” 需求。

政策明确推动 “沙戈荒”、水风光新能源基地一体化模式参与市场交易，新能源发电企业应积极参与电力市场交易机制创新，缩短中长期交易周期，推广多年期购电协议，稳定长期消纳空间。同时，要充分利用现货市场功能，通过灵活的交易策略提升收益，特别要关注绿证市场发展，通过 “电 — 证 — 碳” 市场协同，科学反映新能源环境价值。

新能源发电企业应从单纯的发电向 “发电 + 服务” 转型，积极参与新能源集成发展模式，提升新能源装备制造绿电应用水平，实现 “以绿造绿”。同时，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”，通过产业链协同提升企业抗风险能力，创造新的利润增长点。

根据不同区域的资源禀赋和政策导向，优化新能源项目布局。在西北地区重点布局 “沙戈荒” 基地项目，充分利用丰富的风光资源；在西南地区积极参与水风光一体化开发，发挥水电调节优势；在东部沿海地区重点发展海上风电，就近消纳；在中东部地区大力发展分布式新能源，提高自发自用比例。

2.电网公司

电网公司作为保障新能源接网与调控运行的主要责任单位，需要全面提升系统能力以适应新能源大规模接入：

电网公司应加快构建主配微协同的新型电网平台，提升电网承载力。重点加强电网主网架建设，提升新能源的并网接纳能力；大力推动配电网建设改造和智能化升级，加快打造适应大规模分布式新能源接入的新型配电系统。特别要重视跨省跨区输电通道建设，优化全国电力流向，进一步扩大新能源资源配置范围。

构建新型电力调度体系，进一步厘清调度机构、各级电网、集中式新能源、分布式新能源等的调控关系和职责范围，加强市级、县级调度机构力量，全面提升可观、可测、可调、可控能力和智能化调控水平。探索 “沙戈荒” 新能源基地、水风光基地、海上风电基地集群协同调控模式，加快推动新能源与站内配建储能一体化出力曲线调用。

加大对储能技术、柔性输电技术等的研发和应用力度，通过升级改造现有电网设施，增强电网对间歇性、随机性和波动性绿电的接纳能力。特别要推广构网型控制技术，提高新能源涉网性能和主动支撑能力；加快人工智能、大数据、云计算等先进技术在主配微网协同中的应用。

电网公司应积极配合省级能源主管部门加强对绿电直连项目的统筹规划，确保绿电直连模式有序发展。针对单一区域绿电出力波动较大的问题，通过跨省跨区联网通道，将不同区域的绿电资源与常规电力资源统筹调配。同时，要完善调度运行规程，促进各类调节资源公平调用和调节能力充分发挥；构建智慧化调度系统，提高电网对高比例新能源的调控能力。

3.设备制造商

新能源消纳调控政策为设备制造商带来了巨大的市场机遇，企业需要精准把握技术发展方向：

储能设备制造商应重点发展大容量、长时储能技术，包括液流电池、压缩空气储能、重力储能等多元化技术路线。同时，要加快构网型储能技术研发，构网型储能具备快速响应和稳定支撑能力，市场需求巨大，行业企业需加快技术攻关和产品迭代，巩固技术优势，扩大市场份额。

电网设备制造商应重点发展特高压设备、柔性直流输电设备、智能配电设备等。特别是在新能源并网设备方面，要加快研发适应高比例新能源接入的保护、控制、监测设备，持续深化技术创新，提升产品适配性和可靠性。

光伏、风电设备制造商应加强高效低成本技术研发，特别是超大功率深远海风电机组技术。同时，要提升设备的智能化水平，具备更好的功率预测和主动控制能力。在行业竞争格局下，企业需要聚焦核心技术研发，构建技术壁垒，提升产品竞争力。

设备制造商应从单纯的设备制造向系统集成和整体解决方案提供商转型。重点发展源网荷储一体化解决方案、智能微电网解决方案等，为新能源就近消纳新业态提供一站式服务，通过完善服务体系、提升系统集成能力，拓展市场空间。

4.其他相关企业

除了上述主要企业类型外，还有几类企业也需要积极应对新能源消纳调控政策：

高载能企业应抓住产业转移机遇，稳妥有序向西部清洁能源优势地区转移。同时，要创新工艺流程，提升负荷灵活性，在热力、供暖、制冷、动力等环节更多使用新能源。特别要关注绿电直连模式，通过与新能源发电企业直接交易，降低用能成本，提升产品竞争力。

信息技术企业应加强与新能源企业的协同，特别是在算力设施绿色发展方面。通过新能源与算力设施协同规划布局及优化运行，推动数据中心等算力设施的绿色转型。同时，要为新能源企业提供数字化转型服务，包括智能运维、能源管理、交易平台等。

金融服务企业应开发更多适应新能源发展的金融产品，包括绿色债券、绿色信贷、碳金融产品等。特别是要创新 “新能源 + 储能” 项目的融资模式，通过 REITs、资产证券化等方式，为项目提供多元化的资金来源。同时，要加强风险评估和管理，建立适应新能源项目特点的风控体系。

咨询服务企业应拓展新能源相关的咨询服务，包括项目评估、政策解读、市场分析、技术咨询等。特别是在新能源消纳评估方面，随着评估体系从单一新能源利用率指标向综合评价指标体系转变，相关的评估咨询需求将大幅增长。