文章核心观点 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布指导意见，旨在构建适配高比例新能源的新型电力系统，以促进新能源大规模开发与高质量消纳，支撑碳达峰及国家自主贡献目标 [1] - 文件设定了分阶段目标：到2030年，基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足，满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求；到2035年，基本建成适配高比例新能源的新型电力系统 [1][2] 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、东部产业梯度转移、西部挖掘消纳潜力等方式促进规模化就地消纳 [3] - 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以提升通道利用水平 [3] - 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，集约化布局海缆廊道和登陆点，实现集中送出并在沿海地区就近消纳 [3] - 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，加强调节能力与电网承载力建设 [4] - 积极拓展分布式新能源开发与消纳空间，挖掘资源潜力，增强自调节能力与自发自用比例，并修订接网承载力评估标准以释放公共电网可开放容量 [4] 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”等资源富集地区加强产业链协同，提升装备制造绿电应用水平，并统筹布局绿氢、氨、醇等绿色燃料制储输用一体化产业 [5] - 推动新能源与产业融合发展，推进东部产业梯度转移与西部新能源基地协同对接，鼓励传统产业提升负荷灵活性以更多使用新能源，并支持战略性新兴产业与新能源融合 [5] - 支持新能源就近消纳新业态发展，推动源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等模式健康可持续发展，提升工业园区、建筑楼宇等绿电消费水平 [6] 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、抽水蓄能、新型储能建设，适度布局调峰气电与光热电站，并推动煤电转型升级与虚拟电厂应用 [7] - 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，优化全国电力流向并扩大跨省跨区输电通道规模，加强主网架与配电网建设改造 [7] - 优化新能源调控模式，构建新型电力调度体系，加强市县级调度机构力量，并探索新能源基地集群协同调控模式 [8] - 强化新型电力系统安全治理，加强规划与运行阶段的电网安全稳定分析管理，并完善新能源及新型并网主体涉网安全管理制度 [8] 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完善用户侧参与机制，合理设置辅助服务交易品种 [10] - 完善适应新能源参与电力市场的规则体系，推动新能源基地一体化模式参与市场，支持分布式新能源、储能等新型主体参与市场，并推动构建符合新能源特性的市场报价方式 [10] - 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，提升通道输电价格机制灵活性，并健全调节性资源容量电价机制及终端分时电价机制 [11] 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，试点建设超大功率深远海风电机组，并提升不同时间尺度功率预测精度 [12] - 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技术路线以突破大容量长时储能技术，并深化虚拟电厂与新型负荷调节技术应用 [12] - 强化电网运行技术，加强高比例可再生能源电力系统仿真与稳定控制技术研究，试点试验特高压柔性直流输电等先进技术，并推广构网型控制技术 [12] - 升级智能化调控技术，加快人工智能、大数据等技术在主配微网协同中的应用，推广应用状态感知技术与海量源网荷储资源聚合控制技术 [13] 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，完善由单一指标向综合评价转变的消纳评估方法，并统筹确定年度新增开发规模 [14] - 明确责任分工，国家发展改革委与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，各类经营主体积极参与互动 [14] - 强化监测监管与目标执行，优化新能源利用率统计发布工作，建立“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 [15]