近日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号，以下简称《指导意见》），国家能源局有关负责同志接受采访，回答记者提问。

问：《指导意见》出台的背景和意义是什么？

答：近年来，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，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一项重大课题。党的二十届三中全会明确要求完善新能源消纳和调控政策措施，党的二十届四中全会要求加快建设新型能源体系，积极稳妥推进和实现碳达峰。近期，我国新一轮国家自主贡献目标明确了新能源发展目标要求。为全面深入落实改革要求，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，坚持深化改革，完善政策措施，提升电力系统对新能源的接纳、配置和调控能力，促进新能源在大规模开发的同时实现高质量消纳，更好支撑实现碳达峰目标和国家自主贡献目标。按照有关工作安排，国家能源局组织开展统筹新能源发展与消纳课题研究，全面总结新能源开发与消纳现状，深入分析新能源消纳影响因素，研究提出促进新能源消纳和调控的政策举措。基于研究成果，结合近两年推动新能源消纳的实际工作经验，制定出台《指导意见》。

问：《指导意见》对做好新形势下新能源消纳工作有何总体安排？

答：《指导意见》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，完善新能源消纳举措，优化系统调控，提出2030年、2035年新能源消纳调控工作目标。到2030年，协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立，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。新型电力系统适配能力显著增强，系统调节能力大幅提升，电力市场促进新能源消纳的机制更加健全，跨省跨区新能源交易更加顺畅，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。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，新能源在全国范围内优化配置、高效消纳，支撑实现国家自主贡献目标。

问：《指导意见》在促进新能源消纳和调控方面有哪些新思路、新举措？

答：《指导意见》在深入分析新能源发展新形势、新要求的基础上，以改革精神谋划提出创新举措。

一是分类引导新能源开发与消纳。长期以来，新能源消纳工作主要聚焦于省内集中式新能源，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。

二是大力推动新能源消纳新模式新业态创新发展。在“双碳”目标引领下，新模式新业态不断涌现，对统筹促进新能源消纳和绿电消费作用日益显现。《指导意见》对促进新能源消纳的新模式新业态进行了梳理归纳，创新新能源集成发展模式，推动新能源与产业融合发展，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，进一步指明发展方向和要求。

三是增强新型电力系统对新能源适配能力。针对新能源大规模发展形势下的电力系统适配性问题，以加快新型电力系统建设破解新能源消纳难题，主动适应新能源快速发展要求。坚持常规调节能力和新型调节能力建设并举，统筹推进各类调节能力建设。加快构建主配微协同的新型电网平台，优化全国电力流向，充分利用区域间、省间调节资源和新能源出力互补特性合理布局灵活互济电网工程，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，因地制宜推动智能微电网与大电网协同发展，全面提升电网承载力。构建新型电力调度体系，探索“沙戈荒”新能源基地、水风光基地、海上风电基地集群协同调控模式，加快推动新能源与站内配建储能一体化出力曲线调用。强化新型电力系统安全治理，完善新能源及新型并网主体涉网安全管理制度。

四是完善促进新能源消纳的全国统一电力市场体系。聚焦提升电力市场对新能源发电特性的适应性，提出进一步完善市场体系的重点任务。拓展多层次新能源消纳市场化体系。缩短中长期交易周期以实现灵活连续交易，推广多年期购电协议机制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。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；研究推动新能源、用户等主体参与跨省跨区电力市场直接交易。创新促进新能源消纳的价格机制。针对新能源送出，鼓励新能源外送基地各类电源整体形成送电价格；针对新能源就近消纳，落实完善促进新能源就近消纳的电价机制；针对调节资源，健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制；针对用户侧，完善体现分时价值差异的零售市场价格机制，研究建立健全居民分时电价机制。

五是强化新能源消纳技术创新支撑。围绕保障新能源高效消纳的关键环节和领域，明确技术创新任务。突破新能源高效发电利用技术，加快提升新能源不同时间尺度功率预测精度。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及推广。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、云计算等先进技术在主配微网协同中的应用。

六是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电网、调节能力建设，各省级能源主管部门科学开展本地区年度新能源利用率目标制定及未来3年展望工作，根据新能源利用率目标和可再生能源电力消纳责任权重目标统筹确定年度并网新能源（含分布式新能源）新增开发规模，实现新能源“保质”“保量”发展。考虑到新能源全面入市后，仅靠新能源利用率指标不能全面完整准确评估新能源消纳效果，提出推动新能源消纳评估逐步由单一新能源利用率指标向综合评价指标体系转变。为加强监测，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，新能源利用率显著下滑或未完成利用率目标的地区要科学论证新能源新增并网规模。

问：下一步如何推动《指导意见》落实？

答：根据《指导意见》明确的责任分工，各单位将认真抓好工作落实。国家发展改革委、国家能源局统筹推进新能源消纳和调控工作，后续将针对《指导意见》提出的改革方向和任务，进一步细化完善配套政策，确保有关举措落实落地。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，全面组织落实各项消纳举措，实现消纳目标。电网企业是保障新能源接网与调控运行的主要责任单位，持续加强电网建设，优化系统运行。发电企业提升新能源可靠替代能力，加强调节资源建设。各类经营主体积极参与电力系统互动。国家能源局派出机构针对新能源消纳和调控政策措施落实情况进行常态化监管。