李昇：完善消纳调控政策 推动新能源高质量发展
近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（以下简称《意见》），是立足我国能源转型关键期、面向新型能源体系与新型电力系统建设需求出台的重要文件。《意见》坚持系统观念、分类施策、多元消纳、市场引导、安全为基、创新驱动，完善新能源消纳举措，优化系统调控，促进新能源在大规模开发的同时实现高质量消纳。
一、准确把握新能源消纳新阶段与新挑战
当前，我国新能源发展已迈入大规模开发、高水平消纳的新阶段，既充满了战略机遇，也伴随着现实挑战，《意见》的出台是促进新能源高质量消纳的必要举措。
新能源高比例发展目标明确。截至2025年9月，全国风电装机5.82亿千瓦、同比增长21.3%，太阳能发电装机11.26亿千瓦、同比增长45.7%。据有关统计，2025年1-9月，全国风电利用率94.2%，光伏发电利用率95.0%，部分地区如蒙西、甘肃、青海、新疆、西藏光伏发电利用率低于90%。新一轮国家自主贡献提出，到2035年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力争达到36亿千瓦。
新能源高质量消纳挑战依然存在。一是新能源开发与负荷逆向分布的特性未改变。我国新能源资源主要分布在三北地区，东部负荷中心逆向分布，新能源开发布局与消纳能力不匹配问题亟待破解。二是充足的电力系统调节能力仍是保障新能源消纳的关键要素。目前新能源的波动性带来的系统平衡需求还主要依赖于电力系统中的煤电、水电、抽水蓄能等传统电源来满足，随着新能源大规模高比例发展，电力系统对调节资源的需求将持续增大。三是新能源项目与配套电网工程仍需有效协同。新能源项目工程建设快，大部分可以做到当年核准、当年开工、当年投产，而配套的电网接入工程建设周期相对较长，源网协同水平需持续提升。四是新能源项目对全面入市的适应能力需进一步提升。136号文明确新能源上网电量全部进入电力市场，项目不再享受保量保价政策，新开发项目面临上网电价下行、收益率降低风险，企业原有投资决策模型失效，亟需提升对入市规则的深入掌握，通过技术与管理创新，提升项目竞争力。
《意见》的出台，正是为了打通新能源消纳堵点，确保新能源在服务国家碳达峰目标中发挥关键作用。
二、明确新能源消纳与调控的阶段性目标
《意见》确立了“系统观念、分类施策、多元消纳、市场引导、安全为基、创新驱动”的核心原则，将新能源消纳与新型能源体系、新型电力系统建设紧密结合，为新能源消纳与调控工作划定了总基调、明确了路线图。
在阶段目标层面，《意见》分2030年、2035年两个关键节点设定清晰目标，形成梯次推进、逐步完善的目标体系。到2030年，核心是基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系，聚焦体系建立与能力提升，解决当前突出矛盾，具体包括三项关键指标：一是新能源接网、利用、运行保障机制持续完善，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足，标志着新能源将成为电力增量的主体；二是新型电力系统适配能力显著增强，系统调节能力大幅提升，跨省跨区新能源交易顺畅，能够满足每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求，为碳达峰目标提供有力支撑；三是电力市场促进新能源消纳的机制更加健全，市场在资源配置中的作用初步显现。
到2035年，目标进一步升级为适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，实现更高水平的消纳格局，2035年目标聚焦系统成熟与市场主导，实现长期战略愿景，体现了《意见》的前瞻性与务实性。全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用，新能源实现全国范围内优化配置、高效消纳，不仅满足国内能源转型需求，更能支撑国家自主贡献目标实现，标志着我国新能源消纳与调控工作进入成熟阶段。
三、系统谋划新能源消纳与调控的关键路径
《意见》围绕“分类引导开发消纳、创新发展业态模式、增强系统适配能力、完善市场体系、强化技术创新、压实责任监管”六大维度，提出22项具体举措，形成覆盖全链条、协同多主体、运用多手段的政策体系，着力解决新能源消纳的突出问题。
（一）分类引导新能源开发与消纳
《意见》将分类引导作为新能源消纳的基础路径。针对不同新能源开发场景分类明确路径，推动高效利用。“沙戈荒”新能源基地开发以外送与就地消纳并举，既布局外送基地、明确送受端责任，保障远距离输电，又通过产业转移等实现规模化就地消纳，兼顾经济性与西部能源转型；西南地区依托水电优势，结合水电调节特性配置新能源，增配存量通道新能源，优化论证雅下水电基地方案，充分利用水风光互补特性，降低出力波动；东部沿海聚焦海上风电，按科学布局、集中送出、就近消纳的原则推进近海风电开发与深远海基地建设，优化输电网络减少跨区压力；省内集中式开发需结合资源、用电增长与消纳权重科学布局，同时加强调节能力与电网承载力建设；此外，支持分布式新能源就近接入园区等场景，明确配套政策与责任界面，激发消纳活力。
（二）大力推动新能源消纳新模式新业态创新发展
《意见》强调通过创新发展新模式新业态拓宽新能源消纳途径。从集成发展、产业融合、就近消纳三方面，推动新能源消纳新模式新业态创新，为新能源高效利用拓路径、激活力。在创新集成发展模式上，通过政策支持“沙戈荒”新能源富集地区构建上下游协同的集成产业体系，提升新能源装备制造绿电应用，统筹布局绿氢等绿色燃料制储输用一体化产业并推进零碳园区建设；在推动产业融合发展上，推动东部产业梯度转移与西部新能源基地就地消纳对接、高载能产业向清洁能源优势地区转移，鼓励传统产业升级工艺增加新能源使用，支持新能源富集地区发展战略性新兴产业，同时加强新能源与算力设施协同规划运行；在支持就近消纳新业态上，培育源网荷储一体化、绿电直连等业态，支持新能源就近接入工业园区等场景以提升绿电消费与供电保障水平，还通过完善政策标准、统筹电网规划、明晰责任界面提升新业态自平衡能力，并明确新能源弃电不纳入统计，以激发经营主体积极性。
（三）增强新型电力系统适配能力
《意见》将提升新型电力系统适配能力作为新能源高比例消纳的硬件基础。从调节能力、电网接纳、调控模式、安全治理四方面发力，全面提升系统适配能力。在调节能力上，通过推进水电建设改造、发展抽水蓄能与新型储能、布局调峰气电与光热电站、推动煤电转型及新能源替代自备电厂、发挥虚拟电厂与车网互动作用，构建源网荷储协同体系以应对新能源出力波动。在电网接纳上，聚焦主配微协同，加快新型电网平台建设，优化电力流向、扩大配置范围、提升跨省通道规模，布局灵活互济工程，加强主网架与配电网建设，推动智能微电网协同，提升承载力。在调控模式上，构建新型电力调度体系，厘清主体职责、强化市县调度能力，探索基地集群协同调控，推动新能源与站内配建储能一体化调用，完善制度并加强监管。在安全治理上，强调全周期管控，做好基地规划与运行阶段安全分析管理，深化配电网风险管控，完善涉网安全制度，规范并网运行，强化网络安全以保障系统稳定。
（四）完善促进新能源消纳的全国统一电力市场体系
《意见》推动以完善市场机制作为促进新能源消纳的重要手段。围绕拓展市场体系、完善规则、创新价格机制，构建适配新能源特性的市场环境。在拓展市场体系上，针对新能源出力波动，提出缩短中长期交易周期、推广多年期购电协议，发挥现货市场功能并衔接需求侧响应，设置辅助服务交易品种，以省间中长期交易压实跨省消纳基本盘，结合省间现货交易与区域互济交易等响应短时需求，形成多层次、全覆盖的交易体系。在完善规则上，聚焦新型主体与模式，推动“沙戈荒”基地一体化入市规则，支持分布式新能源等通过聚合交易入市，研究跨省跨区直接交易，构建适配报价方式，完善限价机制并推动绿证市场发展、“电—证—碳”协同。在创新价格机制上，建立跨省跨区新能源送电定价机制，提升通道电价灵活性，完善就近消纳及调节资源容量电价机制，推动价格信号传导至终端，完善零售分时电价并研究居民分时电价，引导错峰用电助力消纳。
（五）强化新能源消纳技术创新支撑
《意见》强调技术创新对新能源消纳的支撑作用。《意见》聚焦四大关键技术领域精准发力。在高效发电利用技术上，聚焦光伏、风电核心技术研发，布局超大功率深远海风电机组试点，通过提升全时间尺度功率预测精度，为新能源高效发电筑牢基础。系统灵活调节技术方面，多元储能技术路线齐头并进，瞄准大容量长时储能技术突破，推动抽蓄电站功能升级，深化虚拟电厂等技术应用并推广新一代煤电，增强系统调节弹性。电网运行技术领域，围绕高比例新能源电力系统，开展仿真与控制技术研究，试点特高压、海上柔性直流输电等前沿技术，提升新能源基地及弱送端系统稳定性，同时完善并网技术标准。智能化调控技术上，依托人工智能等先进技术，强化主配微网协同、分散资源动态感知，推动源网荷储聚合控制与基地协同调控技术升级，以智能手段提升消纳效能。
（六）明确保障措施
《意见》通过明确责任和加强监管保障政策落地。规划统筹上，提出分档设置新能源利用率目标，在五年电力规划中统筹发展与消纳，协同推进配套电网及调节能力建设，完善消纳评估方法并推动指标体系升级，省级能源部门据此制定年度目标与方案、确定新增并网规模。责任分工上，明确多方协同体系，国家层面统筹推进，省级能源部门承担属地责任，电网企业保障接网与调控运行，发电企业提升替代能力，各类主体参与互动。监测监管上，实施全周期管理，优化利用率统计发布，省级部门建立全流程监测预警机制，国家能源局派出机构开展常态化监管，确保政策落地、避免利用率下滑。
《意见》的出台，为当前新能源消纳与调控工作提供了清晰指引，旨在为我国能源转型提供政策保障。短期看，相关政策措施的落实将有助于缓解新能源消纳难题，推动重点领域有序开发，并促进系统调节能力与电网承载力的提升；长期看，《意见》构建的政策框架将有助于推动全国统一电力市场体系的完善和新型电力系统建设，从而为国家“双碳”目标的实现提供重要支撑。
（水电水利规划设计总院党委书记、院长 李昇）
作者： 来源：国家能源局 责任编辑：jianping
一、准确把握新能源消纳新阶段与新挑战
当前，我国新能源发展已迈入大规模开发、高水平消纳的新阶段，既充满了战略机遇，也伴随着现实挑战，《意见》的出台是促进新能源高质量消纳的必要举措。
新能源高比例发展目标明确。截至2025年9月，全国风电装机5.82亿千瓦、同比增长21.3%，太阳能发电装机11.26亿千瓦、同比增长45.7%。据有关统计，2025年1-9月，全国风电利用率94.2%，光伏发电利用率95.0%，部分地区如蒙西、甘肃、青海、新疆、西藏光伏发电利用率低于90%。新一轮国家自主贡献提出，到2035年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力争达到36亿千瓦。
新能源高质量消纳挑战依然存在。一是新能源开发与负荷逆向分布的特性未改变。我国新能源资源主要分布在三北地区，东部负荷中心逆向分布，新能源开发布局与消纳能力不匹配问题亟待破解。二是充足的电力系统调节能力仍是保障新能源消纳的关键要素。目前新能源的波动性带来的系统平衡需求还主要依赖于电力系统中的煤电、水电、抽水蓄能等传统电源来满足，随着新能源大规模高比例发展，电力系统对调节资源的需求将持续增大。三是新能源项目与配套电网工程仍需有效协同。新能源项目工程建设快，大部分可以做到当年核准、当年开工、当年投产，而配套的电网接入工程建设周期相对较长，源网协同水平需持续提升。四是新能源项目对全面入市的适应能力需进一步提升。136号文明确新能源上网电量全部进入电力市场，项目不再享受保量保价政策，新开发项目面临上网电价下行、收益率降低风险，企业原有投资决策模型失效，亟需提升对入市规则的深入掌握，通过技术与管理创新，提升项目竞争力。
《意见》的出台，正是为了打通新能源消纳堵点，确保新能源在服务国家碳达峰目标中发挥关键作用。
二、明确新能源消纳与调控的阶段性目标
《意见》确立了“系统观念、分类施策、多元消纳、市场引导、安全为基、创新驱动”的核心原则，将新能源消纳与新型能源体系、新型电力系统建设紧密结合，为新能源消纳与调控工作划定了总基调、明确了路线图。
在阶段目标层面，《意见》分2030年、2035年两个关键节点设定清晰目标，形成梯次推进、逐步完善的目标体系。到2030年，核心是基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系，聚焦体系建立与能力提升，解决当前突出矛盾，具体包括三项关键指标：一是新能源接网、利用、运行保障机制持续完善，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足，标志着新能源将成为电力增量的主体；二是新型电力系统适配能力显著增强，系统调节能力大幅提升，跨省跨区新能源交易顺畅，能够满足每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求，为碳达峰目标提供有力支撑；三是电力市场促进新能源消纳的机制更加健全，市场在资源配置中的作用初步显现。
到2035年，目标进一步升级为适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，实现更高水平的消纳格局，2035年目标聚焦系统成熟与市场主导，实现长期战略愿景，体现了《意见》的前瞻性与务实性。全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用，新能源实现全国范围内优化配置、高效消纳，不仅满足国内能源转型需求，更能支撑国家自主贡献目标实现，标志着我国新能源消纳与调控工作进入成熟阶段。
三、系统谋划新能源消纳与调控的关键路径
《意见》围绕“分类引导开发消纳、创新发展业态模式、增强系统适配能力、完善市场体系、强化技术创新、压实责任监管”六大维度，提出22项具体举措，形成覆盖全链条、协同多主体、运用多手段的政策体系，着力解决新能源消纳的突出问题。
（一）分类引导新能源开发与消纳
《意见》将分类引导作为新能源消纳的基础路径。针对不同新能源开发场景分类明确路径，推动高效利用。“沙戈荒”新能源基地开发以外送与就地消纳并举，既布局外送基地、明确送受端责任，保障远距离输电，又通过产业转移等实现规模化就地消纳，兼顾经济性与西部能源转型；西南地区依托水电优势，结合水电调节特性配置新能源，增配存量通道新能源，优化论证雅下水电基地方案，充分利用水风光互补特性，降低出力波动；东部沿海聚焦海上风电，按科学布局、集中送出、就近消纳的原则推进近海风电开发与深远海基地建设，优化输电网络减少跨区压力；省内集中式开发需结合资源、用电增长与消纳权重科学布局，同时加强调节能力与电网承载力建设；此外，支持分布式新能源就近接入园区等场景，明确配套政策与责任界面，激发消纳活力。
（二）大力推动新能源消纳新模式新业态创新发展
《意见》强调通过创新发展新模式新业态拓宽新能源消纳途径。从集成发展、产业融合、就近消纳三方面，推动新能源消纳新模式新业态创新，为新能源高效利用拓路径、激活力。在创新集成发展模式上，通过政策支持“沙戈荒”新能源富集地区构建上下游协同的集成产业体系，提升新能源装备制造绿电应用，统筹布局绿氢等绿色燃料制储输用一体化产业并推进零碳园区建设；在推动产业融合发展上，推动东部产业梯度转移与西部新能源基地就地消纳对接、高载能产业向清洁能源优势地区转移，鼓励传统产业升级工艺增加新能源使用，支持新能源富集地区发展战略性新兴产业，同时加强新能源与算力设施协同规划运行；在支持就近消纳新业态上，培育源网荷储一体化、绿电直连等业态，支持新能源就近接入工业园区等场景以提升绿电消费与供电保障水平，还通过完善政策标准、统筹电网规划、明晰责任界面提升新业态自平衡能力，并明确新能源弃电不纳入统计，以激发经营主体积极性。
（三）增强新型电力系统适配能力
《意见》将提升新型电力系统适配能力作为新能源高比例消纳的硬件基础。从调节能力、电网接纳、调控模式、安全治理四方面发力，全面提升系统适配能力。在调节能力上，通过推进水电建设改造、发展抽水蓄能与新型储能、布局调峰气电与光热电站、推动煤电转型及新能源替代自备电厂、发挥虚拟电厂与车网互动作用，构建源网荷储协同体系以应对新能源出力波动。在电网接纳上，聚焦主配微协同，加快新型电网平台建设，优化电力流向、扩大配置范围、提升跨省通道规模，布局灵活互济工程，加强主网架与配电网建设，推动智能微电网协同，提升承载力。在调控模式上，构建新型电力调度体系，厘清主体职责、强化市县调度能力，探索基地集群协同调控，推动新能源与站内配建储能一体化调用，完善制度并加强监管。在安全治理上，强调全周期管控，做好基地规划与运行阶段安全分析管理，深化配电网风险管控，完善涉网安全制度，规范并网运行，强化网络安全以保障系统稳定。
（四）完善促进新能源消纳的全国统一电力市场体系
《意见》推动以完善市场机制作为促进新能源消纳的重要手段。围绕拓展市场体系、完善规则、创新价格机制，构建适配新能源特性的市场环境。在拓展市场体系上，针对新能源出力波动，提出缩短中长期交易周期、推广多年期购电协议，发挥现货市场功能并衔接需求侧响应，设置辅助服务交易品种，以省间中长期交易压实跨省消纳基本盘，结合省间现货交易与区域互济交易等响应短时需求，形成多层次、全覆盖的交易体系。在完善规则上，聚焦新型主体与模式，推动“沙戈荒”基地一体化入市规则，支持分布式新能源等通过聚合交易入市，研究跨省跨区直接交易，构建适配报价方式，完善限价机制并推动绿证市场发展、“电—证—碳”协同。在创新价格机制上，建立跨省跨区新能源送电定价机制，提升通道电价灵活性，完善就近消纳及调节资源容量电价机制，推动价格信号传导至终端，完善零售分时电价并研究居民分时电价，引导错峰用电助力消纳。
（五）强化新能源消纳技术创新支撑
《意见》强调技术创新对新能源消纳的支撑作用。《意见》聚焦四大关键技术领域精准发力。在高效发电利用技术上，聚焦光伏、风电核心技术研发，布局超大功率深远海风电机组试点，通过提升全时间尺度功率预测精度，为新能源高效发电筑牢基础。系统灵活调节技术方面，多元储能技术路线齐头并进，瞄准大容量长时储能技术突破，推动抽蓄电站功能升级，深化虚拟电厂等技术应用并推广新一代煤电，增强系统调节弹性。电网运行技术领域，围绕高比例新能源电力系统，开展仿真与控制技术研究，试点特高压、海上柔性直流输电等前沿技术，提升新能源基地及弱送端系统稳定性，同时完善并网技术标准。智能化调控技术上，依托人工智能等先进技术，强化主配微网协同、分散资源动态感知，推动源网荷储聚合控制与基地协同调控技术升级，以智能手段提升消纳效能。
（六）明确保障措施
《意见》通过明确责任和加强监管保障政策落地。规划统筹上，提出分档设置新能源利用率目标，在五年电力规划中统筹发展与消纳，协同推进配套电网及调节能力建设，完善消纳评估方法并推动指标体系升级，省级能源部门据此制定年度目标与方案、确定新增并网规模。责任分工上，明确多方协同体系，国家层面统筹推进，省级能源部门承担属地责任，电网企业保障接网与调控运行，发电企业提升替代能力，各类主体参与互动。监测监管上，实施全周期管理，优化利用率统计发布，省级部门建立全流程监测预警机制，国家能源局派出机构开展常态化监管，确保政策落地、避免利用率下滑。
《意见》的出台，为当前新能源消纳与调控工作提供了清晰指引，旨在为我国能源转型提供政策保障。短期看，相关政策措施的落实将有助于缓解新能源消纳难题，推动重点领域有序开发，并促进系统调节能力与电网承载力的提升；长期看，《意见》构建的政策框架将有助于推动全国统一电力市场体系的完善和新型电力系统建设，从而为国家“双碳”目标的实现提供重要支撑。
（水电水利规划设计总院党委书记、院长 李昇）
作者： 来源：国家能源局 责任编辑：jianping
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