（来源：储能与电力市场）

储能与电力市场获悉，11月12日，国家能源局印发《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》（以下简称《指导意见》），文件明确新能源多品种互补开发、新能源开发空间集约复合利用、分布式新能源多领域融合开发、新能源一体化聚合运营，将成为加快推动新能源多维度一体化开发的重要手段。

截至2025年9月底，我国风电、光伏累计装机容量已达17.1亿千瓦，占全国电力总装机的46%。随着新能源规模不断增长，深层结构性矛盾日益凸显：

消纳压力加剧：今年前三季度，全国新能源利用率降至95%以下，同比下降2个百分点，弃风弃光率再度回升至5%以上，西北资源富集区限电问题更为严峻，弃风弃光范围由“三北”地区扩散至中东部地区，弃电月度分布也更加广泛，非供暖期弃电占比持续上升。

空间约束趋紧：国土空间资源约束趋紧，传统开发模式难以为继。

市场挑战增大：电力市场价格波动显著，山东、内蒙古等多地在新能源大发时段出现负电价现象，蒙西地区2025年上半年电力现货出清均价较去年同期下降40%以上，新能源面临收益不确定性增大、议价能力偏弱等问题。

系统支撑不足：新能源的波动性、间歇性是其被视为“弱可靠性”电源的根本原因。高比例电力电子设备接入也会导致系统惯性持续下降，频率和电压稳定问题突出。

针对上述问题，多位专家结合新能源如何实现高比例消纳、多能源品种如何强化一体化开发、供应可靠性和系统稳定性如何提升等问题，对《指导意见》进行详细解读，其中合理配置储能、储能与新能源的深度协同与一体化调用、构网技术应用提升新能源系统友好性、加强负荷侧调节能力等也得到了重点分析。

在新能源融合发展的背景下，储能的核心地位与价值日益凸显，将成为产业发展的关键支撑与重要保障。基于以下专家的解读，本文梳理了储能相关观点，供读者参考。

张益国，水电水利规划设计总院党委委员、副院长

刘世宇，电力规划设计总院党委常委、副院长

吕文斌，国家发展改革委能源研究所所长

赵勇强、时璟丽，国家发展改革委能源研究所研究员 

何则，国家发展改革委能源研究所助理研究员 

加强多能互补，提升新能源供给体量与质量

张益国在解读《指导意见》时强调要准确把握新能源多维集成融合的实施路径。将多维度一体化开发作为推进新能源大规模开发和高水平消纳之根本，从源侧多能互补开发、开发空间集约利用和系统侧聚合运营等方面，推动新能源集成融合发展走深走实。

在大基地新能源发展与储能等调节性资源的配置方面，张益国指出，在“沙戈荒”大基地中，合理配置储能等绿色调节电源，降低对煤电、水资源的依赖；在水风光一体化基地中，以新型储能等调节电源拓展开发模式。

• 建设“沙戈荒”大基地：为降低当前基地电源配置模式中对煤炭、水资源的依赖，同时进一步提升基地绿电占比，围绕“储调适配、降煤增绿”优化电源结构，一方面鼓励发展光热发电、合理配置储能等绿色调节电源，在平抑新能源发电波动性的同时优化基地整体出力特性，支持有条件地区探索打造100%新能源基地；另一方面合理优化新建煤电规模，通过煤电耦合应用熔盐储热调节和就地制绿氨掺烧等，实现新能源与煤电深度协同。

• 开发水风光一体化基地：要充分发挥水电转动惯量大、启停快、调节准等优势，与流域内风光资源形成天然互补，构建规模化多能互补发展新态势；同时，以抽水蓄能、新型储能为调节电源带动周边风光资源大规模开发，进一步拓展水风光一体化开发的新模式。

• 发展省内集中式新能源：不再局限于单一的风光火储组合，而是结合地区资源禀赋和系统调节需要，因地制宜开展风光气储等多类型互补开发利用。

推动一体化聚合运营，综合提升新能源可靠性和市场竞争力

张益国指出，推动一体化聚合运营，综合提升新能源可靠性和市场竞争力。其中通过构网型技术提升系能源场站的系统友好性、实现新能源与配建储能深度协调一体化调用、通过虚拟电厂聚合工商储等分散电力资源拓展一体化聚合运营模式等，都将为储能拓展新的应用场景。

• 在技术升级层面，通过提升发电功率预测精度、采用先进构网型技术、推进多品种协同联合优化控制等，提升新能源可观、可测、可调、可控能力，加快提升新能源电站的系统友好性能。

• 在高效运营层面，创新运营模式，实现新能源与配建储能的深度协同和一体化调用，探索新能源与煤电、水电等其他电源在特定条件下联营，整合不同电源的技术优势，提升整体参与市场的竞争力和收益水平。

• 在资源聚合层面，通过虚拟电厂聚合协同分布式光伏、分散式风电、电动汽车充电桩、工商业储能等分散电力资源，拓展新能源一体化聚合运营模式。

拓宽新能源非电应用，增强可靠替代能力，多元化一体化开发，多产业协同发展

吕文斌、何则和指出，集成融合发展的核心目的在于提升新能源发展自主性。一方面，拓展非电利用渠道，发在风光制氢等；另一方面，增强可靠替代能力，提升系统支撑作用。通过配置储能等、应用构网型技术等，打造系统友好性新能源电站。

• 拓宽非电利用渠道，如风光制氢、绿氨、绿色甲醇及发展新能源供热供暖等，降低对电网实时平衡的依赖。从根本上提升其发展的自主性和经济韧性。实质上这也是为新能源开辟了电力之外的

• 增强可靠替代能力，提升系统支撑作用。通过多品种互补、配置储能、应用构网型技术、提升预测精度等手段，打造一批系统友好型新能源电站，使其从“被动并网”变为“主动支撑”。

围绕“集成融合发展”这一主题，吕文斌、何则和指出，行动方案构建了一个立体式多维度的同和发展思路。包括多能源品种、多产业、多种利用形式的集成融合。

• 加快推动新能源多维度一体化开发，提升多品种互补开发水平、强化开发空间集约复合利用、推进分布式新能源多领域开发。打破风光资源自身的局限性，通过其他能源品种和空间资源的协同，提升能源供应的可靠性和整体经济性。

• 大力推动新能源与多产业协同发展，构建“以绿制（造）绿”绿色制造体系。通过绿电直连、智能微电网等模式打造“零碳园区”，为新能源消纳提供稳定可靠的本地负荷，实现产业升级与能源转型的深度耦合。将新能源与“东数西算”工程结合，推动算力设施向新能源基地周边布局，并利用算力负荷的时空可调节性，实现“电力-算力”双网融合。

• 积极推动新能源多元化非电利用，着力提升风光氢储协同发展水平、稳步建设绿色氢氨醇产业基地、有序推动新能源供热供暖应用。体化运维检修，提高运营效能。

加强负荷侧调节能力建设，构建与新能源特性相匹配的新型产业用能体系

刘世宇、赵勇强、时璟丽在解读《指导意见》时均强调了新能源的就近系统布局、就近消纳，加强负荷侧调节能力建设等。而这也将为储能开辟多场景应用，如算力中心储能应用、零碳园区、智能微电网、源网荷储一体化等。

刘世宇指出，《指导意见》围绕分布式新能源多场景开发利用、新能源与上下游产业链集成、新能源与传统产业协同、新能源与新兴产业融合、新能源非电利用等方向提出多项任务举措，全面擘画新能源供给与消费侧集成融合发展蓝图。

• 就近协同布局是新能源供给与消费侧集成融合发展的基础。要推进分布式新能源多领域融合开发，提升新能源装备制造业、高载能产业、算力设施、绿色氢氨醇产业等与新能源资源协同布局水平，以新能源资源引导重大生产力、重大基础设施布局优化。

• 调节能力释放是新能源供给与消费侧集成融合发展的核心。加强源、荷、储灵活互动和协同优化调度运行，降低项目整体对电网供应保障容量等需求，提升项目自平衡、自调峰能力，优化整体运行曲线，逐步减少对大电网的依赖。鼓励传统产业开展生产工艺流程优化、自备电厂改造升级、科学配置储能设施，分类挖掘算力负荷时空可调节潜力，提高电解水制氢调节控制能力，发挥热力系统灵活互补优势。上述举措将进一步引导负荷侧加强调节能力建设，推动相关领域由单一的能源消费者逐步向系统调节的主动参与者转变，构建起与新能源特性相匹配的新型产业用能体系。

赵勇强、时璟丽指出，以“三化”方向构建“绿电+”现代产业生态，《指导意见中》充分体现了智能化、绿色化、融合化方向，这也为新能源更好服务经济转型升级指明了具体方向。

在此过程中，“以绿造绿”，建设零碳工厂和园区、应用分布式能源、智能微电网（源网荷储一体化）等模式，实现高载能行业产业与新能源系统优化升级、新能源基地与算力中心协同优化等，都将为储能创造应用空间。

强化“绿色化”基础，打造零碳制造新标杆。核心是推动全产业链“以绿造绿”。新能源资源富集区不再是简单的发电外送，而是以新能源资源引导重大生产力，建设零碳工厂和园区。在新能源电力应用方面，通过应用分布式能源、智能微电网（源网荷储一体化）等模式，构建高度自给的低碳零碳园区，实现新能源装备制造过程的全面绿色化。

深化“融合化”协同，激活传统产业新动能。关键在于引导石油石化、钢铁、有色金属等高载能产业与新能源协同优化升级。通过工艺流程改造、科学配置储能等，系统提升负荷调节能力，实现“西电西用”就地消纳。

突出“智能化”赋能，培育新兴产业集群新生态。结合“东数西算”工程，推动新能源基地与算力设施协同规划，促进“电力网”与“算力网”双网融合，拓展“智能化”发展典型场景。

探索推动新能源非电应用，打造产业发展新赛道。新能源与产业集成发展还将开辟绿色氢氨醇（氢基能源）产业，并通过在化工、冶金、交通等领域应用，构建“电-氢-化-运”多元协同体系。