近日，《關于促進新能源消納和調控的指導意見》《關于促進新能源集成融合發展的指導意見》《關于推進煤炭與新能源融合發展的指導意見》等文件相繼落地，與以往政策相比，此次出臺的系列文件呈現三大鮮明特征：一是分類施策更精準，將新能源開發消納劃分為“沙戈荒”基地外送、水風光一體化、海上風電等五大類，針對性解決不同場景的發展痛點；二是融合發展成主線，提出推動新能源與產業融合、與傳統能源協同，拓展綠氫制儲、零碳園區等新業態；三是市場機制更健全，明確支持儲能、虛擬電廠等新型主體參與電力市場，完善跨省跨區交易規則。

新政頻出，破局新能源消納

秋末冬初，能源領域政策密集落地，國家發展改革委、國家能源局相繼出臺《關于促進新能源消納和調控的指導意見》《關于促進新能源集成融合發展的指導意見》等多項核心文件，構建起覆蓋新能源開發、輸送、存儲、利用全鏈條的政策體系。從西部戈壁的“沙戈荒”基地到東部沿海的海上風電場，從千萬千瓦級特高壓通道到遍布城鄉的儲能電站，一場關乎能源結構轉型的深刻變革正在上演。新能源“發得出、送得走、用得好”的命題，在政策引導、技術創新與市場機制的三重驅動下，正逐步破解。

構建全鏈條制度保障體系

11月，《關于促進新能源消納和調控的指導意見》正式發布，這是國家層面首次系統構建新能源消納政策體系的綱領性文件。國家能源局有關負責同志在答記者問時明確表示，近年來，我國新能源規模高速增長、占比快速提升，消納壓力持續增加，如何統籌好新能源發展與消納已成為能源綠色低碳轉型的一項重大課題。該文件提出2030年、2035年兩個階段目標，明確到2030年，新增用電量需求主要由新增新能源發電滿足，每年需保障新增2億千瓦以上新能源的合理消納，為碳達峰目標提供支撐。

再加之《關于促進新能源集成融合發展的指導意見》《關于推進煤炭與新能源融合發展的指導意見》等文件相繼落地，與以往政策相比，此次出臺的系列文件呈現三大鮮明特征：一是分類施策更精準，將新能源開發消納劃分為“沙戈荒”基地外送、水風光一體化、海上風電等五大類，針對性解決不同場景的發展痛點；二是融合發展成主線，提出推動新能源與產業融合、與傳統能源協同，拓展綠氫制儲、零碳園區等新業態；三是市場機制更健全，明確支持儲能、虛擬電廠等新型主體參與電力市場，完善跨省跨區交易規則。

政策的系統性設計，直指新能源發展的核心矛盾。報道顯示，2025年上半年，全國太陽能棄電率6.6%、風電棄電率5.7%，較2024年同期近乎翻倍，主要集中在西部風光大基地。我國東西部新能源發電裝機與負荷呈逆向分布，加上輸送通道欠缺、調節能力有限，成為制約新能源消納的關鍵瓶頸。《關于促進新能源消納和調控的指導意見》對癥下藥，提出“分類引導新能源開發與消納”“大力推動新能源消納新模式新業態創新發展”“增強新型電力系統對新能源適配能力”“完善促進新能源消納的全國統一電力市場體系”等六項創新舉措，多維度破解消納難題。

此輪政策的密集出臺，凸顯了新能源發展從“規模擴張”轉向“質量效益”這一核心邏輯。政策不僅關注新能源發多少，更重視消納多少、利用效率如何，通過分類引導、市場驅動等方式，讓新能源在大規模開發的同時實現高質量消納。

規模化基地與分布式開發并舉

在內蒙古鄂爾多斯庫布其沙漠，占地超30萬畝的“沙戈荒”風電光伏基地正在緊張施工。9月29日，該“沙戈荒”基地首個千萬千瓦級特高壓外送項目全面開工，規劃建設光伏800萬千瓦、風電400萬千瓦，配套新型儲能500萬千瓦時，總投資達988億元。站在基地的高點望去，一排排光伏板在沙漠中鋪展開來，如同藍色海洋；遠處的風電機組錯落有致，靜待并網發電。

“這個基地堅持生態優先、治沙為主，投運后每年可為京津冀地區輸送電量約360億千瓦時，其中新能源電量占比60%。”內蒙古自治區能源局有關負責人介紹，基地配套建設的±800千伏特高壓外送通道，全長699千米，將有效解決西部新能源“窩電”問題。作為政策重點支持的開發模式，“沙戈荒”新能源基地正成為我國新能源規模化發展的主戰場。內蒙古已獲批6個“沙戈荒”大型基地，各基地分別規劃裝機約1200萬千瓦，上文提到的庫布其沙漠“沙戈荒”基地規劃裝機1600萬千瓦，其中新能源占比60%，將在“十五五”期間陸續建成投產。

與西部規模化基地形成互補的是，東部地區分布式新能源建設也是多點開花。嶺南大地上，河源市東源、龍川等區縣的屋頂光伏已覆蓋黨政機關、學校等建筑；福建永春構建“集群式”光伏網絡，縣域分布式光伏裝機達150兆瓦，綠電自給率提升至65%。在東部沿海，山東、江蘇則在公路服務區、加油站推廣光伏，打造交通與綠能融合的樣板。從工業園區的分布式風電到千家萬戶的戶用光伏，2025年分布式光伏占比已超光伏總裝機40%，形成“全域布局、場景多元”的發展格局，為能源轉型注入鮮活動能。

政策引導下，新能源開發呈現“集中式與分布式并舉”的格局。《關于促進新能源消納和調控的指導意見》明確提出，既要統籌“沙戈荒”新能源基地外送與就地消納，也要積極拓展分布式新能源開發空間。在西南地區，水風光基地一體化開發有序推進，依托大型水電的調節能力，優化配置新能源，提升通道利用效率；在沿海地區，近海風電持續開發，深遠海風電基地穩步布局，集約化建設海纜廊道，實現就近消納。

創新為新能源生產提質增效提供了關鍵支撐。新疆哈密100萬千瓦“光熱+光伏”項目于2025年9月實現全容量并網，26萬塊反射鏡將陽光精準匯聚到集熱管道，配套的8小時熔鹽儲能系統讓電站具備24小時不間斷發電能力。“充分發揮光熱電站的儲能調峰功能，與90萬千瓦光伏電站形成深度互補，白天光伏發電滿足電網基礎負荷，夜間或陰雨時段光熱儲熱系統無縫銜接供電，實現24小時穩定輸出。”三峽集團新疆分公司現場運行負責人石勇介紹。截至7月底，新疆新能源裝機容量占比已達60%，成為當地第一大電源。

儲能與電網建設破解輸送瓶頸

新能源消納的“最后一公里”，離不開儲能系統的“緩沖調節”和電網通道的“暢通無阻”。8月份，國家發展改革委、國家能源局發布《新型儲能規模化建設專項行動方案（2025—2027年）》，提出到2027年新型儲能裝機規模達到1.8億千瓦以上，帶動項目直接投資約2500億元。政策紅利釋放下，儲能產業迎來爆發式增長，各地儲能項目密集落地，技術路線不斷豐富。

在新疆克州阿圖什重工業園區，一座大型獨立儲能電站正在進行最后的調試，160個白色電池艙和800臺PCS變流艙整齊排列，如同給電網加裝了強大的“充電寶”。“儲能項目相當于近80萬塊電芯一起工作，全站充電一次可存儲綠電80萬千瓦時，能夠提高當地風電光伏的消納效率，讓白天的光伏在夜晚也能為電網供電。”中國能建中電工程西北院阿圖什儲能項目總經理張祿琦介紹。

作為能源方面的“國家隊”之一，國家能源集團在儲能領域的探索頗具示范意義。報道顯示，截至10月底，該集團在運新型儲能項目達191個，總規模770萬千瓦/1839萬千瓦時，形成“新能源配儲為主，多場景協同發展”的格局。安徽宿州電廠1000兆瓦時“火電+熔鹽”儲能項目，可在閑時儲存火電機組多余熱量，忙時釋放，破解了供熱發電“兩難”問題；寧夏寧東復合光伏基地配套的構網型儲能電站，采用“磷酸鐵鋰電池+超級電容器+鈉離子電池”混合技術，為高比例新能源接入脆弱電網提供了標準解決方案；山東蓬萊電廠則集成飛輪、磷酸鐵鋰、鈉離子及全釩液流4種儲能技術，實現與電力現貨市場的深度融合。

顯而易見，儲能產業的快速發展得益于政策引導與市場需求的雙重驅動。新能源裝機每年新增2億—3億千瓦，帶來巨大的調節能力需求，為儲能產業發展打下堅實基礎。同時，儲能技術進步和規模效應降低了生產成本，形成供需契合點。多元化技術路線的探索，讓儲能能夠適應不同場景需求，為新能源消納提供了更靈活的解決方案。

電網建設是新能源消納的另一關鍵支撐。幾家電網企業加快構建“全國一張網”，優化電力流向，擴大新能源資源配置范圍。在新疆，環塔里木盆地750千伏輸變電工程已經全線投運，全長4197千米的線路將為南疆“沙戈荒”基地新能源外送提供保障；在華東，±800千伏特高壓直流工程將庫布其沙漠的綠電送往京津冀。我國特高壓輸電通道已成為新能源跨省跨區消納的“大動脈”。

技術創新讓電網更智能、更可靠。國網新疆電力打造了“天眼+地網+超腦”智慧防災體系，整合2165個自動氣象站、13顆衛星的監測數據，通過每秒60萬億次運算速度的“超腦”系統，精準預判極端天氣對電網的影響，保障新能源外送通道安全。

機制創新激活多元主體協同消納

如果說政策是“指揮棒”，技術是“硬支撐”，那么市場機制就是“催化劑”。市場機制能夠充分激發各類主體參與新能源消納的積極性。此次出臺的政策體系中，完善電力市場成為重要內容，通過價格機制、交易規則創新，讓新能源的環境價值和調節價值得到充分體現。

在云南文山州，南方電網寶池儲能站的200兆瓦裝機容量共享給周邊30多個新能源廠站，中午光伏發電高峰時充電，既緩解了消納壓力，又能獲得容量租賃收益。“如果以往獨立儲能把容量租賃給新能源場站是拿一份‘固定工資’，現在獨立儲能可自由參與各種電力市場交易，獲得容量補償，形成‘基本工資＋績效獎金’的多重收益模式，以保證項目投資的合理回報。”南網儲能公司云南儲能項目負責人楊俊宏介紹，這種市場化運營模式，讓儲能項目的投資回報更穩定，也提升了新能源消納的靈活性。

政策明確支持分布式新能源、儲能、虛擬電廠等新型主體通過聚合、直接交易等模式參與電力市場。在浙江溫州，國家能源集團梅嶼新型儲能電站不僅是百兆瓦級儲能基地，還建設了省級虛擬電廠項目，整合分布式儲能、分布式光伏等可調資源，參與電網調度。今年迎峰度夏期間，國家電網有限公司在江蘇集中調用各類儲能資源超1.4萬次，總充放電量超25億千瓦時，最大調峰規模超1000萬千瓦，相當于新增10座百萬千瓦火電機組，充分發揮了儲能在電力平衡中的作用。

跨省跨區交易機制的完善，進一步擴大了新能源消納范圍。《關于促進新能源消納和調控的指導意見》提出，以省間中長期交易壓實新能源跨省消納“基本盤”，以省間現貨交易、互濟交易響應短時消納需求。統計顯示，前三季度新疆外送新能源電量358億千瓦時；1—10月甘肅跨省跨區外送新能源電量355.43億千瓦時；前三季度吉林跨省跨區外送新能源電量98.89億千瓦時。

綠證市場的高質量發展，為新能源消納提供了另一重保障。《關于促進新能源消納和調控的指導意見》要求，“推動‘電—證—碳’市場協同，科學反映新能源環境價值。”1—10月，國家能源局共計核發綠證24.78億個，其中可交易綠證15.92億個，同期全國交易綠證5.96億個，越來越多的企業通過購買綠證實現綠色轉型，間接促進了新能源消納。

價格機制的優化則為新能源消納提供了經濟激勵。《關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》明確，完善新能源價格形成機制，提升就近消納經濟性。據測算，在新疆、內蒙古等新能源富集地區，當電價低于0.3元/千瓦時時，綠氫制造成本就會具備競爭力，推動了“風光制氫+綠氨/綠醇”的發展，為新能源提供了跨季節、大容量的消納途徑。來自中國氫能聯盟的消息顯示，目前我國綠氫年產能超過22萬噸，占全球總量的50%以上。2025年中國氫能產業大會的消息顯示，到2030年，我國綠氫產量完全有可能達到300萬噸以上，形成萬億元以上的大市場，走在世界前列。

在發展中破解前進難題

盡管新能源生產消納取得顯著進展，但在高速發展中仍面臨不少挑戰。從短期看，部分地區棄電率仍處于高位；從長期看，隨著新能源占比持續提升，電力系統的靈活性、穩定性面臨更大考驗；此外，儲能成本仍需進一步降低，跨區域交易機制有待完善，技術標準體系仍需健全。

政策層面已對此作出回應。《關于促進新能源消納和調控的指導意見》提出，建立新能源“規劃—建設—并網—消納”全周期監測預警機制，新能源利用率顯著下滑的地區要科學論證新增并網規模。同時，強化技術創新支撐，突破大容量長時儲能、構網型控制等關鍵技術，試點試驗高比例新能源特高壓柔性直流輸電等先進技術。

企業和地方也在積極探索解決方案。在成本控制方面，隨著碳酸鋰價格有所回落，鋰電儲能成本持續下降，進一步提升了儲能項目的經濟性。在技術創新方面，鈉離子電池、全釩液流電池等長時儲能技術加速商業化，國家能源集團海南博鰲零碳示范區項目應用的全釩液流長時儲能系統，放電次數較傳統鋰電池提升近4倍，具備高安全性、長壽命特點，為海島等特殊場景提供了新選擇。

在機制完善方面，多地開展試點探索。新疆、內蒙古、山西等省份探索儲能參與輔助服務市場的具體路徑，完善費用疏導機制；江蘇、山東、浙江等地推動虛擬電廠市場化運營，聚合分散調節資源；東部地區通過產業梯度轉移，推動高載能產業向西部清潔能源優勢地區轉移，實現“用能大戶”與新能源基地的協同發展。

新能源消納是一項系統工程，需要各方協同發力。國家能源局有關負責同志表示，后續將進一步細化完善配套政策，確保有關舉措落實落地。

文章轉自：中國能源觀察；作者：劉光林。