多项政策直指新能源消纳难点

秋末冬初，能源领域政策密集落地，国家发展改革委、国家能源局相继出台《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》等多项核心文件，构建起覆盖新能源开发、输送、存储、利用全链条的政策体系。从西部戈壁的“沙戈荒”基地到东部沿海的海上风电场，从千万千瓦级特高压通道到遍布城乡的储能电站，一场关乎能源结构转型的深刻变革正在上演。新能源“发得出、送得走、用得好”的命题，在政策引导、技术创新与市场机制的三重驱动下，正逐步破解。

构建全链条制度保障体系

11月，《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》正式发布，这是国家层面首次系统构建新能源消纳政策体系的纲领性文件。国家能源局有关负责同志在答记者问时明确表示，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。该文件提出2030年、2035年两个阶段目标，明确到2030年，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足，每年需保障新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳，为碳达峰目标提供支撑。

再加之《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》《关于推进煤炭与新能源融合发展的指导意见》等文件相继落地，与以往政策相比，此次出台的系列文件呈现三大鲜明特征：一是分类施策更精准，将新能源开发消纳划分为“沙戈荒”基地外送、水风光一体化、海上风电等五大类，针对性解决不同场景的发展痛点；二是融合发展成主线，提出推动新能源与产业融合、与传统能源协同，拓展绿氢制储、零碳园区等新业态；三是市场机制更健全，明确支持储能、虚拟电厂等新型主体参与电力市场，完善跨省跨区交易规则。

政策的系统性设计，直指新能源发展的核心矛盾。报道显示，2025年上半年，全国太阳能弃电率6.6%、风电弃电率5.7%，较2024年同期近乎翻倍，主要集中在西部风光大基地。我国东西部新能源发电装机与负荷呈逆向分布，加上输送通道欠缺、调节能力有限，成为制约新能源消纳的关键瓶颈。《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》对症下药，提出“分类引导新能源开发与消纳”“大力推动新能源消纳新模式新业态创新发展”“增强新型电力系统对新能源适配能力”“完善促进新能源消纳的全国统一电力市场体系”等六项创新举措，多维度破解消纳难题。

此轮政策的密集出台，凸显了新能源发展从“规模扩张”转向“质量效益”这一核心逻辑。政策不仅关注新能源发多少，更重视消纳多少、利用效率如何，通过分类引导、市场驱动等方式，让新能源在大规模开发的同时实现高质量消纳。

规模化基地与分布式开发并举

在内蒙古鄂尔多斯库布其沙漠，占地超30万亩的“沙戈荒”风电光伏基地正在紧张施工。9月29日，该“沙戈荒”基地首个千万千瓦级特高压外送项目全面开工，规划建设光伏800万千瓦、风电400万千瓦，配套新型储能500万千瓦时，总投资达988亿元。站在基地的高点望去，一排排光伏板在沙漠中铺展开来，如同蓝色海洋；远处的风电机组错落有致，静待并网发电。

“这个基地坚持生态优先、治沙为主，投运后每年可为京津冀地区输送电量约360亿千瓦时，其中新能源电量占比60%。”内蒙古自治区能源局有关负责人介绍，基地配套建设的±800千伏特高压外送通道，全长699千米，将有效解决西部新能源“窝电”问题。作为政策重点支持的开发模式，“沙戈荒”新能源基地正成为我国新能源规模化发展的主战场。内蒙古已获批6个“沙戈荒”大型基地，各基地分别规划装机约1200万千瓦，上文提到的库布其沙漠“沙戈荒”基地规划装机1600万千瓦，其中新能源占比60%，将在“十五五”期间陆续建成投产。

与西部规模化基地形成互补的是，东部地区分布式新能源建设也是多点开花。岭南大地上，河源市东源、龙川等区县的屋顶光伏已覆盖党政机关、学校等建筑；福建永春构建“集群式”光伏网络，县域分布式光伏装机达150兆瓦，绿电自给率提升至65%。在东部沿海，山东、江苏则在公路服务区、加油站推广光伏，打造交通与绿能融合的样板。从工业园区的分布式风电到千家万户的户用光伏，2025年分布式光伏占比已超光伏总装机40%，形成“全域布局、场景多元”的发展格局，为能源转型注入鲜活动能。

政策引导下，新能源开发呈现“集中式与分布式并举”的格局。《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》明确提出，既要统筹“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳，也要积极拓展分布式新能源开发空间。在西南地区，水风光基地一体化开发有序推进，依托大型水电的调节能力，优化配置新能源，提升通道利用效率；在沿海地区，近海风电持续开发，深远海风电基地稳步布局，集约化建设海缆廊道，实现就近消纳。

创新为新能源生产提质增效提供了关键支撑。新疆哈密100万千瓦“光热+光伏”项目于2025年9月实现全容量并网，26万块反射镜将阳光精准汇聚到集热管道，配套的8小时熔盐储能系统让电站具备24小时不间断发电能力。“充分发挥光热电站的储能调峰功能，与90万千瓦光伏电站形成深度互补，白天光伏发电满足电网基础负荷，夜间或阴雨时段光热储热系统无缝衔接供电，实现24小时稳定输出。”三峡集团新疆分公司现场运行负责人石勇介绍。截至7月底，新疆新能源装机容量占比已达60%，成为当地第一大电源。

储能与电网建设破解输送瓶颈

新能源消纳的“最后一公里”，离不开储能系统的“缓冲调节”和电网通道的“畅通无阻”。8月份，国家发展改革委、国家能源局发布《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，提出到2027年新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元。政策红利释放下，储能产业迎来爆发式增长，各地储能项目密集落地，技术路线不断丰富。

在新疆克州阿图什重工业园区，一座大型独立储能电站正在进行最后的调试，160个白色电池舱和800台PCS变流舱整齐排列，如同给电网加装了强大的“充电宝”。“储能项目相当于近80万块电芯一起工作，全站充电一次可存储绿电80万千瓦时，能够提高当地风电光伏的消纳效率，让白天的光伏在夜晚也能为电网供电。”中国能建中电工程西北院阿图什储能项目总经理张禄琦介绍。

作为能源方面的“国家队”之一，国家能源集团在储能领域的探索颇具示范意义。报道显示，截至10月底，该集团在运新型储能项目达191个，总规模770万千瓦/1839万千瓦时，形成“新能源配储为主，多场景协同发展”的格局。安徽宿州电厂1000兆瓦时“火电+熔盐”储能项目，可在闲时储存火电机组多余热量，忙时释放，破解了供热发电“两难”问题；宁夏宁东复合光伏基地配套的构网型储能电站，采用“磷酸铁锂电池+超级电容器+钠离子电池”混合技术，为高比例新能源接入脆弱电网提供了标准解决方案；山东蓬莱电厂则集成飞轮、磷酸铁锂、钠离子及全钒液流4种储能技术，实现与电力现货市场的深度融合。

显而易见，储能产业的快速发展得益于政策引导与市场需求的双重驱动。新能源装机每年新增2亿—3亿千瓦，带来巨大的调节能力需求，为储能产业发展打下坚实基础。同时，储能技术进步和规模效应降低了生产成本，形成供需契合点。多元化技术路线的探索，让储能能够适应不同场景需求，为新能源消纳提供了更灵活的解决方案。

电网建设是新能源消纳的另一关键支撑。几家电网企业加快构建“全国一张网”，优化电力流向，扩大新能源资源配置范围。在新疆，环塔里木盆地750千伏输变电工程已经全线投运，全长4197千米的线路将为南疆“沙戈荒”基地新能源外送提供保障；在华东，±800千伏特高压直流工程将库布其沙漠的绿电送往京津冀。我国特高压输电通道已成为新能源跨省跨区消纳的“大动脉”。

技术创新让电网更智能、更可靠。国网新疆电力打造了“天眼+地网+超脑”智慧防灾体系，整合2165个自动气象站、13颗卫星的监测数据，通过每秒60万亿次运算速度的“超脑”系统，精准预判极端天气对电网的影响，保障新能源外送通道安全。

机制创新激活多元主体协同消纳

如果说政策是“指挥棒”，技术是“硬支撑”，那么市场机制就是“催化剂”。市场机制能够充分激发各类主体参与新能源消纳的积极性。此次出台的政策体系中，完善电力市场成为重要内容，通过价格机制、交易规则创新，让新能源的环境价值和调节价值得到充分体现。

在云南文山州，南方电网宝池储能站的200兆瓦装机容量共享给周边30多个新能源厂站，中午光伏发电高峰时充电，既缓解了消纳压力，又能获得容量租赁收益。“如果以往独立储能把容量租赁给新能源场站是拿一份‘固定工资’，现在独立储能可自由参与各种电力市场交易，获得容量补偿，形成‘基本工资＋绩效奖金’的多重收益模式，以保证项目投资的合理回报。”南网储能公司云南储能项目负责人杨俊宏介绍，这种市场化运营模式，让储能项目的投资回报更稳定，也提升了新能源消纳的灵活性。

政策明确支持分布式新能源、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。在浙江温州，国家能源集团梅屿新型储能电站不仅是百兆瓦级储能基地，还建设了省级虚拟电厂项目，整合分布式储能、分布式光伏等可调资源，参与电网调度。今年迎峰度夏期间，国家电网有限公司在江苏集中调用各类储能资源超1.4万次，总充放电量超25亿千瓦时，最大调峰规模超1000万千瓦，相当于新增10座百万千瓦火电机组，充分发挥了储能在电力平衡中的作用。

跨省跨区交易机制的完善，进一步扩大了新能源消纳范围。《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》提出，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、互济交易响应短时消纳需求。统计显示，前三季度新疆外送新能源电量358亿千瓦时；1—10月甘肃跨省跨区外送新能源电量355.43亿千瓦时；前三季度吉林跨省跨区外送新能源电量98.89亿千瓦时。

绿证市场的高质量发展，为新能源消纳提供了另一重保障。《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》要求，“推动‘电—证—碳’市场协同，科学反映新能源环境价值。”1—10月，国家能源局共计核发绿证24.78亿个，其中可交易绿证15.92亿个，同期全国交易绿证5.96亿个，越来越多的企业通过购买绿证实现绿色转型，间接促进了新能源消纳。

价格机制的优化则为新能源消纳提供了经济激励。《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》明确，完善新能源价格形成机制，提升就近消纳经济性。据测算，在新疆、内蒙古等新能源富集地区，当电价低于0.3元/千瓦时时，绿氢制造成本就会具备竞争力，推动了“风光制氢+绿氨/绿醇”的发展，为新能源提供了跨季节、大容量的消纳途径。来自中国氢能联盟的消息显示，目前我国绿氢年产能超过22万吨，占全球总量的50%以上。2025年中国氢能产业大会的消息显示，到2030年，我国绿氢产量完全有可能达到300万吨以上，形成万亿元以上的大市场，走在世界前列。

在发展中破解前进难题

尽管新能源生产消纳取得显著进展，但在高速发展中仍面临不少挑战。从短期看，部分地区弃电率仍处于高位；从长期看，随着新能源占比持续提升，电力系统的灵活性、稳定性面临更大考验；此外，储能成本仍需进一步降低，跨区域交易机制有待完善，技术标准体系仍需健全。

政策层面已对此作出回应。《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》提出，建立新能源“规划—建设—并网—消纳”全周期监测预警机制，新能源利用率显著下滑的地区要科学论证新增并网规模。同时，强化技术创新支撑，突破大容量长时储能、构网型控制等关键技术，试点试验高比例新能源特高压柔性直流输电等先进技术。

企业和地方也在积极探索解决方案。在成本控制方面，随着碳酸锂价格有所回落，锂电储能成本持续下降，进一步提升了储能项目的经济性。在技术创新方面，钠离子电池、全钒液流电池等长时储能技术加速商业化，国家能源集团海南博鳌零碳示范区项目应用的全钒液流长时储能系统，放电次数较传统锂电池提升近4倍，具备高安全性、长寿命特点，为海岛等特殊场景提供了新选择。

在机制完善方面，多地开展试点探索。新疆、内蒙古、山西等省份探索储能参与辅助服务市场的具体路径，完善费用疏导机制；江苏、山东、浙江等地推动虚拟电厂市场化运营，聚合分散调节资源；东部地区通过产业梯度转移，推动高载能产业向西部清洁能源优势地区转移，实现“用能大户”与新能源基地的协同发展。

新能源消纳是一项系统工程，需要各方协同发力。国家能源局有关负责同志表示，后续将进一步细化完善配套政策，确保有关举措落实落地。