11月10日，国家发展改革委、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》（以下简称《指导意见》）。明确分类引导新能源开发与消纳、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、强化新能源消纳技术创新支撑等多项重点任务。

　　多位业内人士向21世纪经济报道记者表示，《指导意见》为推动我国新能源高质量发展提供了系统而明确的实施路径。企业应把握每年至少新增2亿千瓦新能源消纳空间，积极参与新能源建设。此外，在新能源与算力设施协同发展政策背景下，企业可通过绿电交易与灵活调控开拓市场，并布局多元化储能技术路线以应对系统调节需求。

　　每年新增至少2亿千瓦新能源消纳

　　近年来，我国新能源规模高速增长、占比快速提升。“十四五”以来，我国风光发电年度新增装机进入了“亿千瓦级”规模。今年，我国宣布了新一轮国家自主贡献（简称NDC），明确提出，到2035年，风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦。

　　新能源装机量将持续上涨，消纳压力也在持续增加，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重要议题。《指导意见》提出，到2030年，协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立，满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求。

　　长期以来，新能源消纳工作主要聚焦于省内集中式新能源。国家能源局相关负责人表示，随着新能源开发模式日益多元，《指导意见》提出将新能源开发消纳划分为5类，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，进一步明确分类施策要求。

　　清华大学社会科学学院能源转型与社会发展研究中心常务副主任何继江对21世纪经济报道记者表示，目前，中国风光电装机超17亿千瓦，这意味着2026—2035年间每年新增风光电装机规模平均约1.8亿千瓦—2亿千瓦。此次《指导意见》确认“十五五”期间每年要有新增2亿千瓦的风光电的消纳能力，就是要确保2035年目标的完成。

　　何继江进一步表示，相比2023年风光新增装机2.93亿千瓦，2024年新增3.57亿千瓦和今年1—10月新增3亿千瓦的数据，每年1.8亿千瓦的目标不算高，但由于近几年风光电装机量快速增长，使得电网消纳能力面临巨大挑战，未来5年，总计10亿千瓦风光电的消纳能力的提升将使新型电力系统的建设水平有很大的提升。

　　完善储能等容量电价机制

　　在保障新能源消纳的同时，构建与之匹配的调节能力体系成为关键环节。《指导意见》提出，落实完善促进新能源就近消纳的电价机制。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。其中，关于储能容量电价目前备受市场关注。

　　根据国家能源局数据显示，截至9月底，我国新型储能装机规模超过1亿千瓦。

　　“今年1—9月，可再生能源发电占比达到39%，风光电的电量占比相比去年增长了4个百分点，‘十五五’期间风光电还将继续高速增长，电力系统迫切需要更多的灵活性来应对波动性的风光电。”何继江表示，《指导意见》明确要健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制，将促使煤电从基础保障性电源向支撑调节性电源转变，抽水蓄能和新型储能的建设将得到鼓励，在中东部缺乏抽水蓄能场址的地方，健全完善容量电价将激励新型储能快速发展。

　　这一机制将为行业发展注入了新动力。中国电力科学研究院有限公司高级专家钟鸣向21世纪经济报道记者表示，“煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制”，突破了以前的市场发展限制，显著提升了煤电、储能等资源的经济性和投资吸引力，也将推动整个产业链发展。该政策使得新能源建设和消纳相关企业迎来发展的新一轮周期。

　　在具体实施层面，钟鸣表示，未来将由国家发展改革委、国家能源局制定整体的政策规划，也就是政策许可。各地方政府发展改革委和价格主管部门根据自身情况决定具体地方政策细节和电价情况以及本地电力市场建设；类似以前新能源消纳补贴，电网公司是容量电价执行主体，最后整体需要在电力监管部门监管下进行。

　　算力、储能新机遇

　　新的市场机遇正在到来。值得注意的是，在推动新能源消纳新模式新业态创新发展方面，《指导意见》重点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。

　　北京理工大学管理学院教授王科向21世纪经济报道记者表示，算力设施被列入重点支持方向，预计会对算力产业与企业产生多方面的直接影响。算力项目在选址与规划阶段需将区域新能源布局纳入考量范围，优先考虑邻近可获得稳定绿电或具备灵活接入能力的区域。此外，运营策略将向可调度性与市场化响应倾斜，算力企业需具备分钟级甚至秒级的负荷调节能力以参与需求响应、现货市场及辅助服务，从而开拓新市场。

　　王科认为，绿色电力合约与可追溯的碳核算将成为算力企业获取融资与市场差异化竞争的关键。并且，合规与技术标准要求将提高，算力机房须满足并网性能、能耗统计与绿色认证等新要求。因此，算力企业应在项目前期完善能源协同方案，提升灵活任务调度与市场接入能力，并将绿色电力供给与碳价值转化为商业化产品。

　　除了算力领域，储能技术的创新突破也被置于关键位置。《指导意见》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，加快突破大容量长时储能技术。

　　“《指导意见》明确支持多元技术路线并加快突破大容量长时储能，进一步明确了储能技术与储能基础设施在新能源调控方面的重要地位。”王科介绍，就技术特性而言，锂离子电池凭借高能量密度与毫秒—秒级响应特征，最适合承担快速调频与短时调峰任务；液流电池因循环寿命长、安全性高、放电时长久的特性更适用于中长时削峰填谷；抽水蓄能、压缩空气与新型重力储能在实现大容量、长时放电方面具有天然优势，适合承担区域性基础调峰与跨日、跨季的能量平衡；光热与合成燃料类路线则在特定资源与场景下为长时调峰提供补充方案。实际工程中，采用“锂电+长时储能”的混合系统可覆盖从秒级频率响应到多小时、乃至跨日的能量调节需求。

　　基于储能技术的特质，王科建议，储能企业短期应用锂电储能提升安全与成本效率，同时布局液流、重力或压缩空气等长时技术的示范与规模化路径，以应对《指导意见》所强调的“大容量长时储能”需求。

　　何继江也表示，建议企业积极分析当地风光电发电量的占比情况，分析当地电网的消纳能力，消纳挑战越大的地方，电力市场中峰谷差价越大的地方，对储能的需求越大，企业应积极开展储能项目储备，并因地制宜设计合适的储能技术路线。