政策背景与总体目标 - 国家发展改革委、国家能源局将制定新能源消纳政策作为2025年自主推进的改革任务，旨在提升电力系统接纳、配置和调控能力，促进新能源高质量消纳，支撑碳达峰和国家自主贡献目标 [1][3] - 政策出台背景源于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，需统筹新能源发展与消纳以推动能源绿色低碳转型 [3] - 《指导意见》提出了2030年和2035年的新能源消纳调控工作目标，坚持系统观念、分类施策、多元消纳、市场引导、安全为基、创新驱动的原则 [1][4] 2030年与2035年具体目标 - 到2030年，目标是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，新型电力系统适配能力显著增强，系统调节能力大幅提升 [4] - 到2030年，电力市场促进新能源消纳的机制将更加健全，跨省跨区新能源交易更加顺畅，需满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求 [4] - 到2035年，目标是基本建成适配高比例新能源的新型电力系统，新能源消纳调控体系进一步完善，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用，实现新能源在全国范围内优化配置和高效消纳 [4] 促进消纳的新思路与新举措 - 分类引导新能源开发与消纳，将新能源开发消纳划分为5类，统筹“沙戈荒”基地外送与就地消纳，优化水风光基地一体化开发，推动海上风电规范开发，科学推动省内集中式新能源开发，积极拓展分布式新能源消纳空间 [5] - 大力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，推动新能源与产业融合，支持源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网和新能源接入增量配电网这4类就近消纳新业态发展 [6] - 增强新型电力系统对新能源的适配能力，坚持常规与新型调节能力建设并举，加快构建主配微协同的新型电网平台，优化全国电力流向，加强电网主网架建设，打造适应大规模分布式新能源接入的新型配电系统 [7] - 构建新型电力调度体系，探索“沙戈荒”基地、水风光基地、海上风电基地的集群协同调控模式，加快推动新能源与站内配建储能一体化出力曲线调用 [7] 完善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，包括缩短中长期交易周期以灵活连续交易，推广多年期购电协议以稳定长期消纳空间，充分发挥现货市场功能，合理设置电力辅助服务交易品种，推进省间及跨电网经营区新能源交易 [8] - 完善适应新能源参与电力市场的规则体系，推动建立“沙戈荒”、水风光新能源基地一体化模式参与市场的交易规则，支持分布式新能源、储能、虚拟电厂等通过聚合或直接交易模式参与电力市场 [8] - 创新促进新能源消纳的价格机制，针对新能源送出鼓励外送基地各类电源整体形成送电价格，针对就近消纳落实完善相关电价机制，针对调节资源健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等的容量电价机制，针对用户侧完善分时零售市场价格机制并研究居民分时电价机制 [8] 技术创新与管理支撑 - 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，提升功率预测精度，攻关系统灵活调节技术，突破大容量长时储能技术，推动新建抽水蓄能电站具备变速调节能力，加快新一代煤电试点应用 [9] - 强化电网运行技术，加强电力系统高效仿真和稳定运行控制技术研究，试点试验先进输电技术，推广构网型控制技术，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 [9] - 完善新能源消纳管理，在五年电力规划中以分档利用率目标引导各地区协调开展新能源规划布局及配套建设，省级能源主管部门需科学制定本地区年度新能源利用率目标及未来3年展望，并统筹确定年度并网新能源新增开发规模 [10] - 推动新能源消纳评估由单一新能源利用率指标向综合评价指标体系转变，要求各省级能源主管部门建立新能源“规划—建设—并网—消纳”全周期监测预警机制，对利用率显著下滑或未达标的地区需科学论证新增并网规模 [10] 落实与责任分工 - 国家发展改革委、国家能源局将统筹推进新能源消纳和调控工作，并进一步细化完善配套政策以确保举措落实 [1][11] - 各省级能源主管部门是统筹保障本地区新能源消纳的责任主体，需全面组织落实各项消纳举措以实现消纳目标 [1][11] - 电网企业是保障新能源接网与调控运行的主要责任单位，需持续加强电网建设并优化系统运行，发电企业需提升新能源可靠替代能力并加强调节资源建设，各类经营主体需积极参与电力系统互动 [11] - 国家能源局派出机构将对新能源消纳和调控政策措施落实情况进行常态化监管 [11]