1360号文释放信号：新能源发展不以装机为目标，消纳责任再分配

近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号），这是继今年多项新能源消纳政策密集出台之后的一份“统领性”文件。

文件明确到2030年、2035年的阶段目标，提出构建“协同高效的多层次新能源消纳调控体系”，并对分类开发、系统调节、市场机制、价格体系等作出全面部署。业内普遍认为，这份文件标志着我国新能源发展从“保障消纳”进入“系统调控”的新阶段。

密集政策铺路，

1360号文成“最后一块拼图”

2025年以来，国家层面已连续出台多项促进新能源高质量发展的文件，从价格机制到市场交易、从责任考核到直连绿电，形成了较为完整的政策链条。

2月发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）明确提出，新能源发电价格全面市场化，电价由交易形成；4月的《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号）要求年底前实现现货市场基本覆盖，为新能源出清提供价格基础；5月的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）推行“绿电直连”，促进新能源就地消纳；7月发布的《2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改办能源〔2025〕669号）则通过量化责任权重，对地方消纳能力提出硬约束。

而9月的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号），更是首次明确新能源项目年自发自用电量比例要求，提出输配电价优惠和系统服务费用差异化政策。

这一系列文件构成了新能源消纳的“前奏”，但更多着眼于局部机制与区域协调。

1360号文的发布，则是将这些政策整合上升为系统层面的顶层设计，重点从电力系统适配性出发，解决新能源在并网、调度、交易等环节的系统性约束。也成为2025年国家层面一系列有关新能源消纳政策文件的“最后一块拼图”。

文件提出，到2030年“协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立”，到2035年“适配高比例新能源的新型电力系统基本建成”，并强调“系统观念、分类施策、多元消纳、市场引导、安全为基、创新驱动”。

这意味着，新能源发展将不再仅以装机规模为核心指标，而是以系统可承载能力与调控体系成熟度为衡量标准。

新能源消纳体系的核心逻辑

与以往偏重“消纳保障”的政策不同，1360号文更注重“系统调控能力”的建设，其逻辑可概括为三个关键词：分类施策、市场联动、智能调度。

首先是分类施策。文件要求根据地区资源禀赋实施差异化开发策略：对“沙戈荒”地区，坚持“送受并举”，统筹外送与就地消纳；依托西南水电基地，推进“水风光一体化”协同布局；优化海上风电输送与就近消纳；同时扩大分布式新能源空间，提高用户侧自调节能力。释放公用电网可接入容量，意味着分布式光伏、储能和微网项目将迎来新的空间。

其次是市场联动。1360号文提出构建全国统一电力市场体系，强化中长期交易与现货市场衔接。中长期合同方面，推广多年期购电协议（PPA），稳定新能源项目收益预期；现货市场方面，鼓励新能源主动参与日前、实时交易，增强市场定价功能；辅助服务市场方面，完善费用分摊与补偿机制，引导储能、电源和负荷共同参与调节。文件还强调推动“电—证—碳”协同交易，推进绿证、碳市场与电力市场一体化，形成新能源价值的多元体现。

第三是智能调度。文件提出加快构建“主网—配网—微网”协同的新型电网平台，推动市级、县级调度能力建设，强化“可观、可测、可调、可控”体系。抽水蓄能、新型储能、灵活煤电和光热电站被纳入多层次调节体系，形成从源头到负荷侧的动态调控网络。这也意味着，未来电网运行不再是“消极消纳”，而是通过智能化调度主动优化新能源出力，实现“系统适配新能源”的新格局。

电网提速，

新能源挑战，储能扩容

1360号文的落地，正在重塑行业生态。对电网企业而言，文件要求全面提升调控智能化水平和跨区输送能力，这不仅是电网投资的新方向，也倒逼运营模式转型。主网层面，将继续加大特高压通道建设和跨省互济能力；配网层面，智能配电网与增量配电网建设将提速，推动更多分布式新能源接入；调度端，则要完善分级调控体系，从国家、省到地市形成全链条智能调度网络。可以预见，电网企业在新型电力系统中的角色将从“输电通道”转变为“系统平台运营者”。

对新能源发电企业而言，这份文件既是机遇也是考验。政策为新能源项目打开更多市场空间：PPA合同、绿电直连、差异化电价机制等，为项目收益稳定提供保障。但同时，政策要求新能源发电企业“提升可靠替代能力”，增加储能配建比例和自消纳能力。特别是就近消纳项目必须达到一定的自发自用比例，这意味着新能源企业要在项目设计阶段融入更多储能、热电联供和灵活负荷配置，实现“自调节、自平衡”。这种要求将倒逼新能源企业从“装机导向”转向“全系统能力导向”。

储能与调峰资源则成为最大受益方。文件提出完善容量电价机制，为抽水蓄能、新型储能和灵活煤电提供稳定收入来源，同时明确储能应按“一体化曲线”参与电力调度。这不仅提升了储能的市场地位，也打开了多元商业模式空间——从电价套利、辅助服务到容量市场，储能企业的盈利结构将更加多元。此外，虚拟电厂、需求响应、车网互动等灵活调节模式将被纳入系统调控体系，分布式储能与用户侧资源的市场化参与程度有望显著提高。

从更宏观的角度看，1360号文首次以国家层面文件的形式，将新能源消纳问题转化为电力系统治理问题。这种转变意味着，新能源发展进入一个“以系统能力为边界”的阶段：电源布局、网架结构、市场规则、价格机制、技术创新都要围绕“消纳与调控”重新协同。

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