文章核心观点 国家发展改革委与国家能源局联合发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，旨在构建协同高效的新能源消纳调控体系，目标是到2030年基本建立该体系，满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源的消纳需求，并实现新增用电量主要由新增新能源发电满足；到2035年基本建成适配高比例新能源的新型电力系统，实现新能源在全国范围内优化配置与高效消纳 [4][9] 分类引导新能源开发与消纳 - 统筹“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳，通过新能源集成发展、产业梯度转移等方式促进规模化就地消纳 [5][10] - 优化水风光基地一体化开发与消纳，依托西南大型水电基地优化配置新能源，并对存量水电外送通道合理增配新能源 [5][10] - 推动海上风电规范有序开发与消纳，科学布局近海与深远海风电，主要在沿海地区就近消纳 [5][10] - 科学高效推动省内集中式新能源开发与消纳，结合资源条件与用电增长优化开发结构与节奏 [5][11] - 积极拓展分布式新能源开发与消纳空间，挖掘资源潜力，提高自发自用比例，释放公共电网可开放容量 [5][11] 推动新能源消纳新模式新业态创新发展 - 创新新能源集成发展模式，支持“沙戈荒”等资源富集地区建立集成发展产业体系，提升装备制造绿电应用水平，推进零碳园区建设 [5][12] - 推动新能源与产业融合发展，鼓励高载能产业向西部清洁能源优势地区转移，并加强新能源与算力设施的协同规划与绿色运行 [5][12] - 支持新能源就近消纳新业态发展，推动源网荷储一体化、智能微电网等模式，提升工业园区、高载能企业等绿电消费水平 [5][13] 增强新型电力系统对新能源适配能力 - 加快提升系统调节能力，积极推进龙头水库电站建设、水电扩机、抽水蓄能电站建设，大力推进技术先进的新型储能建设，并拓展虚拟电厂与车网互动应用 [5][14] - 提高电网对新能源的接纳能力，加快构建主配微协同的新型电网平台，扩大跨省跨区输电通道规模，并推动配电网建设改造和智能化升级 [5][14] - 优化新能源调控模式，构建新型电力调度体系，探索各类新能源基地集群协同调控模式，并修订调度管理制度 [6][15] - 强化新型电力系统安全治理，加强新能源基地规划与运行阶段的安全稳定分析及风险管控 [15] 完善促进新能源消纳的全国统一电力市场体系 - 拓展多层次新能源消纳市场化体系，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，并合理设置电力辅助服务交易品种 [6][15] - 完善适应新能源参与电力市场的规则体系，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市场，并推动“电—证—碳”市场协同 [6][16] - 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机制，健全煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制，并研究居民分时电价机制 [6][16] 强化新能源消纳技术创新支撑 - 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，并提升新能源功率预测精度 [7][17] - 攻关系统灵活调节技术，创新应用液流电池、压缩空气储能等多种储能技术路线，并扩大虚拟电厂与新型负荷调节技术应用 [7][17] - 强化电网运行技术，加强高比例可再生能源电力系统的稳定运行控制技术研究，试点试验特高压柔性直流输电等先进技术 [7][17] - 升级智能化调控技术，加快人工智能、大数据、云计算等技术在主配微网协同中的应用，提升电网对分散资源的动态感知与聚合控制能力 [7][18] 保障措施 - 优化新能源消纳管理机制，在五年电力发展规划中分档设置不同地区新能源利用率目标，统筹确定年度并网新能源新增开发规模，并加快建立绿证消费机制 [19] - 明确责任分工，国家发展改革委、国家能源局统筹推进，各省级能源主管部门为责任主体，电网企业为主要责任单位，发电企业提升可靠替代能力 [4][19] - 强化监测监管与目标执行，建立新能源“规划—建设—并网—消纳”全周期监测预警机制，并对政策措施落实情况进行常态化监管 [20]