未来，应打通目标落地、地方实施、企业投资、电网调度、市场定价全链条，在持续拓展新能源消纳空间的同时增强电力系统韧性。

位于河北省张家口市张北县的国家风光储输示范工程集“风力发电、光伏发电、储能系统、智能输电”于一体。

“十五五”时期是我国加快建设新型能源体系、构建新型电力系统的攻坚阶段，也是风光新能源从规模高速增长为主转向装机稳步提升、利用高效集成、替代安全有序的高质量发展关键期。但当前，消纳矛盾正在加深。随着近三年风光装机大幅度增加，新能源消纳已经由局部、季节性问题演变为全域性、全年性的普遍问题。

2026年6～8月，《新型能源体系建设“十五五”规划》《可再生能源发展“十五五”规划》《新型电力系统建设“十五五”规划》这三份与新能源直接相关、指导新能源高质量发展的“十五五”规划陆续发布，围绕布局开发、并网消纳、系统支撑、市场机制等方面设定一系列目标与制度安排。

目标已经明确，落地更为关键。未来五年，提升新能源利用率不能仅仅依靠消纳指标管控，还要打通目标落地、地方实施、企业投资、电网调度、市场定价的全链条，推动规划目标转化为可落地、可操作、可持续的实施机制，在持续拓展新能源消纳空间的同时增强电力系统的韧性。

目标有支撑：指标联动发力，确保安全有序替代化石能源

“十五五”时期新能源高水平消纳体现在一套相互支撑的目标体系上，其中既有定性要求，更有量化指标。

“十五五”期间，全国新能源利用率要保持在90%左右，规划同时明确95%、90%、85%三档分地区差异化利用率目标，要求各部门和地方将利用率作为指导目标，不只是把利用率简单作为事后结果性指标（如监测评价），更要将其前置为规划布局、基地开发、项目建设等环节的引导目标和约束边界。

需要注意的是，新能源利用率、系统接纳能力、系统灵活性、新能源可靠替代指标将不再孤立存在，而是要相互联动，共同支撑“十五五”期间新能源对化石能源的安全有序替代。具体来看，支撑性指标可归为两大类。

一类是新型电力系统建设必须适应高比例新能源接入、高水平消纳的需求。这包括两个层面：一是提升系统接纳能力，这是承载新能源接入的硬件基础；二是提升系统灵活性，这是实现高水平消纳的关键支撑。在具体指标上，到2030年，“西电东送”能力超过4.2亿千瓦，较目前提升8000万千瓦以上；配电网承载分布式新能源能力达到9亿千瓦，较目前增加4亿千瓦；新型储能装机容量达到3亿千瓦，虚拟电厂调节能力超过5000万千瓦，负荷侧削峰比重超过5%。

另一类是新能源通过构网技术、配置储能等方式提升自身的可靠替代能力。这方面，置信出力指标是核心参数。2030年全国风光平均置信出力达到8%，迎峰度夏度冬晚高峰风光（含源侧配建储能）电量占比20%以上，这强调的就是在保供控制时段、负荷高峰时段新能源对系统容量、电量的支撑和贡献。

地方可执行：以新能源利用率引导布局，夯实消纳落地基础

从地方实施角度来看，关键是将新能源利用率作为地区基地布局、新增项目建设时序的指导或前置要求，提前推进输配网络升级，同步带动地方产业转型，实现地方开发规模与消纳空间相匹配。

一是建立考虑新能源利用率的开发消纳引导机制。

各地应结合本地区“碳双控”目标和可再生能源消纳责任权重的要求、新能源开发建设资源条件、当前及近期电网接纳能力、负荷增长预测、存量项目利用水平，合理设置新能源区域利用率目标，合理规划，提前布局，确定项目竞争性配置规模和开发建设时序。2026年上半年，我国部分省份新能源利用率已经低于85%。此外，考虑到目前的利用率统计中，就近消纳新业态项目弃电、因市场负电价因素主动限电等均不纳入，所以，新能源开发和运行企业感受到的限电情况要更为严峻。对于这些地区，建议暂减或暂缓集中式风光新增开发，优先解决存量问题，但新能源利用率不应作为绝对的红线，不应“一刀切”。对于负荷增长潜力大、网架条件较好、具备就近消纳条件的区域，可在满足区域利用率指标要求的前提下有序扩容。

二是配套推进主配微网络建设，加强输配电网基础设施升级，匹配新能源接入与外送需求。

对于风光大基地，统筹跨省跨区外送通道建设时序，引导电源在通道开工一年左右时间启动建设，实现通道工程与基地电源同步投运。在中东部地区，提升配电网接入分布式新能源承载力，动态消除分布式新能源接入“红区”，重点补强配电网薄弱环节，提升配电网柔性调控能力，适配大量分布式新能源就近接入的需要。

三是依托新能源开发带动地方产业转型，创造新增用电负荷，扩大本地消纳空间。

应通过零碳园区、零碳工厂、绿电直供、产业绿电替代等模式，引导高载能产业和新兴产业就地消纳新能源电力。鼓励地方结合自身产业基础，推动产业与风光资源协同布局，利用新增绿电负荷消化新能源电量，实现能源转型与产业发展双赢。

企业可投资：锚定置信出力，激励市场主体自主选择多元模式

新能源利用率已成为影响开发企业投资新能源的核心因素。对于新能源开发企业而言，在非全时段电力电量供大于需的地区，提升新能源项目置信出力水平与降低限电率、提高度电收益是统一的。依托置信出力目标，将原则性的可靠替代要求转变为地方可执行的政策，转化为企业看得见的增量收益，才能吸引新能源企业投资并自主选择多样化发展模式。

一是加快建设系统友好型风光电站，地方适时适度将置信出力列为新增项目准入和竞争性配置条件，并逐步扩大范围，到2030年使全国新建集中式风光电站置信出力原则上不低于10%。在前期立项、竞价配置环节，各地可依据实际需要，要求提交项目置信出力测算报告，配套储能、构网控制等支撑方案，以提升可靠顶峰发电能力为重点，在竞争配置文件中要求或由开发企业承诺项目投运后的置信出力水平。应引导新增项目从单纯比拼度电价格转向兼顾电量收益与可靠容量价值。

二是推进存量风光场站提质改造，提升涉网性能和调节能力。存量电站本身风光资源、土地、接入等条件相对较好，但受限于当时技术水平和系统要求，大多未配套调节资源，置信出力低甚至为零。应支持存量项目通过加装电化学储能、改造构网型控制设备、优化功率预测系统等方式开展升级改造，尤其是结合风机以大代小、光伏组件批量更新进行改造，这么做更具整体效益。从支持政策角度来看，建议改造后延续执行原来的电价和补贴政策，经核定提升的置信出力，可参与容量补偿、保供服务，为存量资产挖掘新增收益通道，调动企业改造升级的动力。

三是探索100%新能源或清洁能源电力一体化开发。依托新能源+储能，以及风电光伏配套水电、抽蓄、新型储能、光热等调节资源模式，在有条件的地区探索打造100%新能源基地，支持高电量比例新能源或清洁能源电力一体化开发，建设以新能源为主体的独立供电微网、零碳园区供能系统，通过配套调节性资源平抑风光波动，提升整体置信出力，拓展新能源应用场景。

四是引导灵活性资源开发与调用。新能源消纳高度依赖各类灵活性资源。应通过电能量、容量、辅助服务、备用服务等市场化调节机制，激励企业投资各类储能、可调负荷、虚拟电厂等灵活性资源。激励的核心是通过市场机制真正调用灵活性资源，同时让企业获得投资回报。

五是持续推动新能源与产业融合发展。构建与新能源发电特性相适配的产业用能模式，支持新能源与绿色氢氨醇、工业供热、算力负荷等融合发展，拓展商业模式和应用场景，拓展非电消纳赛道，通过融合把波动的新能源转化为可储存、可调节利用的绿色产品。

电网可调度：协同源荷储资源，推动一体化调度和市场结算

在新型电力系统中，调度和市场交易模式也不应是一成不变的，源网荷储一体化协同调度是方向之一。应通过一体化资源组合与市场结算，提升新能源可调度能力，在消纳新能源的同时保障系统安全韧性。

落到操作层面，建议从调度、结算两个环节同步破题。一是推广新能源+储能、新能源配套灵活煤电等一体化资源运营，探索整体接受调度的模式。风光、储能或灵活煤电整体参与市场交易、接受调度，储能承担短时功率平滑支撑和日内调节任务，灵活煤电提供保供兜底，双方整体对外输出满足负荷曲线要求的稳定出力。这一模式已有实践雏形。二是配套建立“新能源+储能”等作为独立单元的整体市场结算机制。一体化单元内部各类资源联合参与现货、中长期、辅助服务及未来可能的容量市场，整体参与出清，内部按照资源贡献分摊收益，既简化交易流程，也让配套储能、调节电源的价值在市场中体现。

一体化调度和市场结算不是电源和灵活资源的简单捆绑，而是把波动的新能源和调节资源形成协同整体，提升新能源可调度性，在尽可能多接纳新能源的前提下守住电网安全底线。

市场可定价：健全可靠容量补偿机制，体现新能源容量价值

扩大新能源消纳空间、增强电力系统韧性，还需要在价格机制上认可各类资源包括新能源置信出力在内的可靠替代贡献。

目前，我国陆续对抽水蓄能、煤电、气电、新型储能实施容量电价机制，在电力现货市场连续运行地区，将有序建立发电侧可靠容量补偿机制，尤其是在风光等波动性新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区应加快建立。随着新能源提升置信出力要求的提出，部分风光场站在负荷高峰时段提供了稳定供电能力，具备可靠容量价值，理应被纳入可靠容量补偿范围。

未来，建议从统一规则、明确准入两端发力。一是在全国统一电力市场下，统一可靠容量的核定标准、新能源置信出力测算方法、容量需求测算规则，避免各地规则差异过大而带来市场壁垒。二是明确准入规则和收益结算办法。只要新能源项目经过核定、具备可验证的置信出力，即可参与可靠容量补偿、获得容量收益。容量收益应独立于电量收益和辅助服务收益，不应因新能源有机制电量的部分保障就不给予容量补偿。按照当前政策，机制电量收益覆盖的是电能量收益和绿色环境属性收益，因此新能源的可靠替代也应在可靠容量补偿机制或未来的容量市场中公平获得收益。

（作者系中国宏观经济研究院能源研究所研究员。）