政策核心观点 - 国家发展改革委与国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》[1] - 政策核心是强化新能源消纳技术创新支撑，升级智能化调控技术[1] - 明确将人工智能、大数据、云计算等先进技术作为新能源消纳技术创新的核心支撑[1] - 旨在推动中国电网向高比例新能源友好型、智能化、数字化、柔性化深度转型[1] - 举措将提升电力系统的新能源消纳能力、调控韧性与运行效率，为双碳目标和新型电力系统建设奠定基础[1] 具体技术应用方向 - 加快人工智能、大数据、云计算等先进技术在主配微网协同中的应用[1] - 推广应用状态感知技术以提升电网对分散资源的动态感知能力[1] - 加快应用海量源网荷储资源聚合控制技术[1] - 完善新能源基地协同调控技术[1] - 通过对主网、配网与微网的高效协同调度，提升新能源资源的消纳比例，支撑高比例可再生能源接入[1] 相关公司业务布局 - 南网科技聚焦电网数智化、灵活运维和多元化源荷双向互动[2] - 南网科技依托"丝路InOS"操作系统形成智能用电、智能配用电终端等产业集群，参与南方电网战略性升级[2] - 东方电子全面布局分布式光伏一二次设备总包、智能微电网、源网荷储一体化、集中式发电及能量管理系统[2] - 东方电子是源网荷储一体化与AI智能电网的重要技术供应商，在智能调度、数据采集与新能源并网消纳领域深耕[2]

政策核心内容 - 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》，为新能源高质量发展提供系统实施路径 [1] - 重点任务包括分类引导新能源开发与消纳、推动消纳新模式新业态创新、增强新型电力系统适配能力、完善全国统一电力市场体系、强化技术创新支撑 [1] - 政策明确提出加强新能源与算力设施协同规划布局及优化运行，推动算力设施绿色发展 [1] 储能技术创新 - 储能技术的创新突破被置于关键位置，重点提出创新应用液流电池、压缩空气储能、重力储能等多种技术路线 [1] - 加快突破大容量长时储能技术是强化新能源消纳技术创新支撑的重点 [1] - 专家指出抽水蓄能是最便宜的储能方式但受地理条件限制，电化学储能等其他技术各具特点但目前规模较小，受限于成本、寿命和安全问题 [2] - 储能系统对支持新能源系统至关重要，能有效平衡风能、太阳能等间歇性可再生能源的波动，提升电网可靠性和效率 [2] 新能源开发分类引导 - 面对多元化开发模式，《指导意见》将新能源开发消纳划分为5类，进行分类引导和科学消纳 [3] - 分类包括统筹“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳、优化水风光基地一体化开发消纳、推动海上风电规范有序开发消纳、科学高效推动省内集中式新能源开发消纳、积极拓展分布式新能源开发与消纳空间 [3] 新模式新业态发展 - 政策梳理归纳促进新能源消纳的新模式新业态，创新新能源集成发展模式，推动新能源与产业融合发展 [3] - 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4类新能源就近消纳新业态发展 [3] - 政策导向正朝着综合化与系统整合方向发展，关键方向包括就近消纳机制建设和融合发展的推进 [4] 数字化与智能化应用 - 在应对新能源不稳定性过程中，AI能够提供更准确的预测和更灵活的调度，实现电力供需的瞬间平衡 [2] - AI可准确预测需求侧，为供给侧提供应对策略，在高峰时段提前启动调峰、需求响应等机制，有效防范电力缺口，提升系统韧性与供电可靠性 [2] - 供求侧和需求侧的稳定运行需依赖高效、智能的数字连接机制 [2]

碳减排政策与市场体系 - 中国构建了全球最系统完备的碳减排政策体系和最大最快的可再生能源体系 [1] - 全国碳排放权交易市场于2021年7月启动，覆盖电力、钢铁、水泥、铝冶炼等行业，覆盖全国60%以上的碳排放量 [1] - 截至今年9月底，全国碳市场配额累计成交量约7.28亿吨，累计成交额约498.3亿元 [1] - 碳市场若充分发挥作用，可推动碳达峰后出现10%左右的显著下降，其平均效益据估算将是成本的9倍 [2] - 到2035年，减排目标中80%可由碳市场完成，引入配额拍卖能显著降低碳减排成本 [2] 碳市场发展与影响 - 碳市场扩围短期内将使钢铁等高排放企业面临成本压力，但长期有助于企业增强研发投入确定性，提高能效和竞争力 [2] - 为提升交易活跃度，建议研究引入相关金融产品和金融机构，以提升流动性并促进价格发现 [2] - 碳市场通过提供可预期的价格信号，有助于企业制定中长期减排投资规划 [2] 能源绿色低碳转型成效 - 非化石能源消费比重由2020年的16%增至2024年的19.8% [3] - 截至今年8月底，风电、光伏发电装机规模达到2020年的3倍以上，贡献了其后约80%的新增电力装机 [3] - 2024年国内跨区、跨省输送电量较2020年分别增长50%和30% [3] - 截至2024年底，新型储能装机规模是2020年的20倍，占全球总装机比例超过40% [3] 电力系统调节能力与趋势 - 电力系统综合调节能力持续提升，体现在电网互补互济强化、电力负荷弹性提升和新型储能建设加强 [3] - 到2025年，国内电力需求侧响应能力目标达到最大用电负荷的3%-5% [3] - 未来15-20年，第三产业和居民用电量占比有望超过2/3，负荷尖峰化和不确定性趋势将更为显著 [3] - 风光大规模并网使供应侧不确定性增强，供需形势变化正改变整个电力系统 [3] 新型主体与配电网发展 - 虚拟电厂、储能等新型主体将规模化发展，商业模式从经济激励转向市场化运营，形成电能量交易、辅助服务等综合能源服务模式 [4] - 新型主体可节约电价、保障用电可靠性、为大电网提供调节能力并促进新能源就近消纳 [4] - 配电网正逐渐成为源网荷储融合的平台，承载分布式能源和新型负荷，通过技术、调度与机制创新适应新发展需要 [4] - 配电网有望成为新能源消纳和调节资源供应的重要枢纽 [3][4]

政策核心目标 - 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[4] - 推动新能源与战略性新兴产业及算力设施融合发展，加强协同规划与绿色运行[4] - 增强新型电力系统对新能源适配能力，大力推进技术先进、安全高效的新型储能建设[4] 储能技术发展 - 创新应用液流电池、压缩空气储能、重力储能等多种技术路线，加快突破大容量长时储能技术[4] - 截至2024年底新型储能装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，占全球总装机量40%以上[5] 电网接纳能力提升 - 加快构建主配微协同的新型电网平台，优化全国电力流向，提升跨省跨区输电通道规模[4] - 加强电网主网架建设，推动配电网改造和智能化升级，适应大规模分布式新能源接入[5] - 2024年跨区、跨省输送电量达9247亿千瓦时和2万亿千瓦时，较2020年分别增长50%和30%[5] 投资关注方向 - 电网智能化与改造升级：通过完善主网架结构、加快配网升级、发展智能微网提高新能源消纳能力[6][7] - 传统电源新定位/新技术：煤电承担调峰和容量备用新职能，抽蓄、四代核电等新技术有望加速推进[8]

政策核心目标 - 2030年目标为建立多层次消纳调控体系，新增用电量主要由新能源满足，每年支撑2亿千瓦以上新能源消纳，助力碳达峰 [1] - 2035年目标为建成适配高比例新能源的新型电力系统，全国统一电力市场发挥基础配置作用，支撑国家自主贡献目标 [1] 核心赛道聚焦 - 文件核心聚焦新型储能与新能源两大赛道，其中风电、光伏装机因2025-2035年发展目标已明确，后续增速将相对平缓 [3] - 新型储能定位已从“辅助调节工具”升级为“新能源高质量消纳的必备基础设施”，贯穿于集中式新能源基地、分布式新能源项目、电力市场交易等全场景 [3] - 新型储能的核心价值在于助力新能源电力消纳、平抑电网负荷波动，其需求增长因政策导向而奠定坚实基础 [3] 储能需求驱动力 - 自2026年1月1日起，所有新光伏项目需进入市场化交易，不再享受保障性收购，催生了对储能的真实需求以应对日间高峰负电价风险 [5] - 储能可通过峰谷套利、提供调峰调频服务等多种方式获利，收益率显著提升，在内蒙古等地区叠加容量补偿政策后收益更可观 [5] - 中美两大市场需求集中释放导致2025年6月后阶段性供需错配，美国市场为规避2026年生效的“301条款”出现需求前置，中国市场则为应对电力市场化改革加速部署 [5] 市场发展阶段与规模 - 中国市场抢装核心驱动力是政策时间节点，如2025年12月31日前在内蒙古完成并网的项目能获得20-40%的高收益率，本质是为2026年所有项目进入同一起跑线做准备 [6] - 目前中国市场要达到平稳装机状态保守估计至少需要2000GWh的储能容量，当前装机热潮是在补齐电力系统所需的灵活性资源 [6][11] - 美国市场因EPC资源有限、项目审批流程长，短期内难以大规模提升装机量，需求前置规模相对可控 [6] 区域盈利模式差异 - 内蒙古储能项目经济性大幅改善，政策调整后峰谷价差预计将拉大，储能可通过电力市场报价、调峰调频、容量出租等多种方式获利 [7] - 东部省份如河北、山东在2025年底出台实施细则后，项目月度收益率可达17%左右，巨大峰谷价差（0.4-0.7元，广东可达1元）是核心驱动力 [10] - 不同区域盈利逻辑呈阶梯化特征：西北地区依赖容量补偿，东部沿海依托峰谷价差，四川、云南等风光资源较差地区有独特模式 [10] 成本与供应链分析 - 碳酸锂价格下降对成本影响权重变化，2025年其价格每上涨1000元/吨对电池价格影响已不足0.005元/瓦时 [7] - 当前储能系统成本降低更多源于全行业产能规模化扩张和生产效率提升，但2026年市场需求激增叠加碳酸锂价格回升趋势将调整成本逻辑 [8] - 2025年全球储能出货量预计为500多GWh，装机量为300多GWh，2026年差距将扩大，差异主因统计口径、重复计算及海运周期（超35天）影响 [9] 行业长期前景 - 储能市场年均装机增幅未来五年有望达到40%-50%，市场需求具备持续增长内生动力，不依赖补贴 [10][13] - 储能与新能源装机是单向配合关系，其核心功能是提供灵活性资源和实现能量时移，始终跟随并服务于发电端 [12] - 储能是长周期、大波段的投资过程，其经济性正帮助光伏等不稳定电源更好地替代传统能源，成为能源转型不可或缺的支撑 [13]

政策核心目标 - 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 [1][5] - 到2035年基本建成适配高比例新能源的新型电力系统 [5] - 满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求，助力实现碳达峰目标 [5] 新能源开发与消纳引导 - 统筹“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳，在沙漠、戈壁、荒漠等地区合理布局外送基地 [5] - 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，对存量水电外送通道合理增配新能源 [5] - 科学布局海上风电，推动近海风电开发，有序建设深远海风电基地，实现集中送出和沿海地区就近消纳 [6] 电力市场体系建设 - 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 [8] - 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、直接交易模式参与市场 [9] - 创新促进新能源消纳的价格机制，完善跨省跨区送电价格形成机制，健全调节性资源容量电价机制 [9] 新型电力系统建设 - 加快提升系统调节能力，推进龙头水库电站、抽水蓄能、新型储能建设，适度布局调峰气电和光热电站 [10] - 提高电网对新能源的接纳能力，构建主配微协同的新型电网平台，优化全国电力流向，扩大新能源资源配置范围 [10] - 大力推动配电网建设改造和智能化升级，打造适应大规模分布式新能源接入的新型配电系统 [10] 新模式新业态创新 - 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，统筹布局绿氢、氨、醇等绿色燃料一体化产业 [6] - 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，支持战略性新兴产业与新能源融合 [6] - 加强新能源与算力设施协同规划，推动算力设施绿色发展 [6]

政策核心目标 - 到2030年基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系，持续保障新能源顺利接网、多元利用、高效运行，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足[1][2] - 满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求，助力实现碳达峰目标[2] - 到2035年适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，新能源消纳调控体系进一步完善[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，重点在沙漠、戈壁、荒漠等地区合理布局外送基地，提高基地经济性[2] - 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，对存量水电外送通道合理增配新能源提升通道利用水平[3] - 推动海上风电规范有序开发，科学布局近海风电并有序推动深远海风电基地建设，集约化布局海缆廊道实现集中送出和就近消纳[3] 新能源消纳新模式新业态创新 - 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新能源上下游产业链协同，建立集成发展产业体系[3] - 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，支持战略性新兴产业与新能源融合发展[4] - 加强新能源与算力设施协同规划布局，推动算力设施绿色发展[4] 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，缩短中长期交易周期，推广多年期购电协议机制，充分发挥现货市场功能[6] - 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[7] - 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，健全调节性资源容量电价机制[7] 增强新型电力系统适配能力 - 加快提升系统调节能力，积极推进流域龙头水库电站建设、抽水蓄能电站建设、新型储能建设，适度布局调峰气电[8] - 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，扩大新能源资源配置范围[8] - 大力推动配电网建设改造和智能化升级，打造适应大规模分布式新能源接入的新型配电系统[8]

政策核心目标 - 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[2][10] - 到2035年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[2][10] - 推动源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等新能源就近消纳新业态健康可持续发展[2][14] 储能行业定位与发展机遇 - 文件从顶层设计入手，为新型储能产业创造清晰的价值定位和盈利模式，推动储能角色从“消纳工具”升维为能源体系的“灵活性核心”[3] - 新型储能、源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等领域将迎来巨大发展空间[3] - 储能是构建新型电力系统的重要基础，截至2024年底新型储能装机达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，是2020年的20倍，装机规模占全球总装机比例超过40%[4] 新能源开发与消纳引导 - 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、东部产业梯度转移等方式促进规模化就地消纳[11] - 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，对存量水电外送通道合理增配新能源[11] - 科学布局海上风电，推动近海开发与深远海基地建设，主要在沿海地区就近消纳[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[12] 技术创新重点方向 - 创新应用液流电池、压缩空气储能、重力储能、飞轮储能等多种技术路线，加快突破大容量长时储能技术[4][19] - 大力推进技术先进、安全高效的新型储能建设，挖掘新能源配建储能调节潜力[5][15] - 推广构网型控制技术，提高新能源涉网性能和主动支撑能力[5][19] - 加快应用海量源网荷储资源聚合控制技术，完善新能源基地协同调控技术[5][19] 电力市场机制建设 - 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[5][18] - 健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制[5][18] - 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机制[17] - 完善适应新能源参与电力市场的规则体系，推动构建符合新能源发电特性的市场报价方式[18]

核心观点 - 国家发展改革委和国家能源局发布指导意见，旨在建立多层次新能源消纳调控体系，目标是到2030年新增用电量主要由新能源满足，每年新增2亿千瓦以上新能源消纳需求，助力碳达峰[1][3] - 到2035年，适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，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[3] 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，推动外送与就地消纳并举，提高基地经济性，通过新能源集成发展、东部产业梯度转移、西部挖掘消纳潜力促进规模化就地消纳[5][6] - 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，对存量水电外送通道合理增配新能源提升通道利用水平[6] - 推动海上风电规范有序开发与消纳，科学布局近海和深远海风电，集约化布局海缆廊道和登陆点实现集中送出，主要在沿海地区就近消纳[6] - 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、用电增长和可再生能源消纳责任权重优化开发结构和节奏，加强调节能力建设和电网承载力[6] - 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，修订接网承载力评估标准释放公共电网可开放容量[7] 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建立集成发展产业体系，提升新能源装备制造绿电应用水平，统筹布局绿氢等绿色燃料产业推进零碳园区建设[9] - 推动新能源与产业融合发展，推进东部产业梯度转移和新能源基地就地消纳协同对接，推动高载能产业向西部清洁能源优势地区转移，鼓励传统产业提升负荷灵活性使用新能源，支持战略性新兴产业与新能源融合发展，加强新能源与算力设施协同规划[9] - 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、智能微电网等新业态健康可持续发展，支持新能源就近接入提升绿电消费水平，分类制定支持政策提升自平衡能力[10] 增强新型电力系统适配能力 - 加快提升系统调节能力，推进流域龙头水库电站建设和水电扩机增容改造，加快抽水蓄能电站建设，大力推进新型储能建设挖掘新能源配建储能潜力，适度布局调峰气电因地制宜建设光热电站，推进煤电转型升级发挥虚拟电厂和车网互动作用[13] - 提高电网对新能源接纳能力，加快构建主配微协同新型电网平台优化全国电力流向，扩大新能源资源配置范围提升跨省跨区输电通道规模，合理布局灵活互济电网工程提升互济能力，加强主网架建设推动配电网改造和智能化升级[13] - 优化新能源调控模式，构建新型电力调度体系厘清调控关系和职责范围加强市县调度机构力量，探索新能源基地集群协同调控模式加快新能源与储能一体化出力曲线调用，修订调度管理制度加强监管[14] - 强化新型电力系统安全治理，加强新能源基地规划阶段和运行阶段电网安全稳定管理，深化有源配电网运行风险管控建立健全风险识别体系，完善新能源及新型并网主体涉网安全管理制度加强全周期管控[14] 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，缩短中长期交易周期实现灵活连续交易推广多年期购电协议，发挥现货市场功能衔接需求侧响应完善用户侧参与机制，合理设置辅助服务交易品种完善费用疏导机制，以省间中长期和现货交易推进跨电网经营区常态化交易[16] - 完善适应新能源参与电力市场的规则体系，推动"沙戈荒"和水风光基地一体化模式参与市场交易，支持分布式新能源等新型主体通过聚合等方式参与市场，研究推动新能源参与跨省跨区直接交易，构建符合新能源特性的市场报价方式完善限价机制，推动绿证市场高质量发展推进"电—证—碳"协同[17] - 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和调整机制提升通道输电价格灵活性，研究海上风电送出工程价格机制落实就近消纳电价机制，健全调节性资源容量电价机制加快价格信号传导至终端用户完善分时零售价格机制研究居民分时电价[17] 强化技术创新支撑 - 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超大功率深远海风电机组，提升新能源超短期到中长期功率预测精度[19] - 攻关系统灵活调节技术，创新应用液流电池等多种储能技术路线突破大容量长时储能技术，推动新建抽水蓄能具备变速调节能力深化虚拟电厂技术应用扩大新型负荷调节技术，加快新一代煤电试点推广[19] - 强化电网运行技术，加强高比例可再生能源电力系统仿真和稳定运行控制技术研究，试点高比例新能源特高压柔性直流输电等技术提升新能源基地电源汇集技术水平，推广构网型控制技术提高新能源涉网性能加快修订并网标准[19] - 升级智能化调控技术，加快人工智能等先进技术在电网协同中的应用推广状态感知技术提升动态感知能力，应用源网荷储资源聚合控制技术完善新能源基地协同调控[19] 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新能源利用率目标科学统筹发展与消纳，完善消纳评估方法向综合评价指标体系转变，各省级部门制定年度目标及开发方案统筹确定新增规模，落实可再生能源消费最低比重加快建立绿证消费机制[21][22] - 明确责任分工，国家发展改革委和能源局统筹推进工作指导各省优化目标，省级能源主管部门是保障本地区消纳的责任主体组织落实举措，电网企业是保障接网与运行的主要责任单位加强电网建设，发电企业提升可靠替代能力加强调节资源建设[22] - 强化监测监管与目标执行，优化新能源利用率统计发布完善监测统计管理办法，各省级部门建立全周期监测预警机制分析消纳情况，国家能源局派出机构进行常态化监管重大事项及时报告[23]

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]