新能源进入集成融合发展新阶段，储能的新机会有哪些？

中国储能网讯：11月13日，国家能源局公布《2024年度全国可再生能源电力发展监测评价结果》，监测结果显示，2024年，风电、光伏消纳水平双双下滑：风电平均利用率95.9%，同比下降1.4个百分点；光伏发电利用率96.8%，同比降低1.1个百分点。

新能源并网消纳问题日益突出，依赖大规模远距离外送消纳和公共电网调节的传统方式已难以满足产业快速发展的需求。当前，全国统一电力市场建设加速推进，新能源已迈入全面市场化新阶段。新能源亟需转变发展方式，提升就地就近消纳比例，降低系统运行调节压力，构建复合型收益体系，提升市场化环境中的综合竞争力。

日前，国家发改委、国家能源局接连发布的两份重磅文件，指明了最新的发展方向和路径。

集成融合，新能源应用向纵深方向扩展

11月10日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见（发改能源〔2025〕1360号）》（简称“1360号文”）；11月12日，国家能源局发布《关于促进新能源集成融合发展的指导意见（国能发新能〔2025〕93号）》（简称“93号文”）。

两份政策相互关联、互为补充。

其中，1360号文可以看作是一份纲领性文件，系统性提出促进新能源消纳和优化系统调控的宏观举措；而93号文则是更为详细的指导性文件，主要围绕新能源集成融合发展展开，对照的主要是1360号文中“新能源消纳新模式新业态创新发展”中的“创新新能源集成发展模式”“推动新能源与产业融合发展”两个部分。

新能源集成融合发展，是指在新能源开发利用过程中，充分考虑新能源与其他能源品种的“左右”集成、新能源生产与消费的“前后”集成、新能源产业链的“上下”集成。93号文明确了三种新能源集成融合发展的主要形式：

第一，加快推动新能源多维度一体化开发。提升新能源多品种互补开发水平、强化新能源开发空间集约复合利用、推进分布式新能源多领域融合开发、推动新能源一体化聚合运营。

第二，大力推动新能源与多产业协同发展。加快推动新能源产业链“以绿制（造）绿”、统筹推进新能源与传统产业协同优化升级、积极推动新能源与新兴产业融合互促发展。

第三、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（氢基能源）综合产业基地、有序推动新能源供热供暖应用。

上述三个维度的举措，推动新能源发展从孤立、分散的开发模式，转向系统性、整体性、协同性的新发展范式，从而打破能源子系统间、新能源与产业间、新能源生产与消费间的传统壁垒，在更大维度上构建动态平衡体系，实现从“局部最优”迈向“系统最优”。

近年来，新能源行业的集成融合发展早已渐成趋势，国家已针对有色、钢铁、石化化工等重点用能行业提出一系列绿色低碳转型硬性约束，明确了数据中心、电解铝等细分领域绿电消费最低比例要求。

以数据中心为例，在数据中心的总体运营成本中，电费成本的比重高达80%，对于数据中心来说，新能源+储能是降低自身用电成本的重要抓手。而国家对八大算力枢纽节点新建数据中心的绿电消费比例更是提出了80%以上的刚性要求，各省新建数据中心若想入选国家级数据中心，则绿电利用率应不低于本省可再生能源电力消纳责任权重。

93号文明确指出，到2030年，集成融合发展成为新能源发展的重要方式。可以说，93号文的出台，从政策端正式明确了：未来五年，集成融合将成为中国新能源投资开发建设的主流模式之一。

新场景新业态下，储能迎来发展新机遇

细读1360号文和93号文，不难发现，集成融合发展新形势下，储能在新能源项目中的价值更为突出，在开发、运营、电力交易等各个环节中，新能源发电和储能的绑定也将越发紧密。

从开发环节来看，储能调节作用进一步强化，长时储能需求被激发。93号文提出若干升级后的新能源集成融合发展场景，比如，支持有条件地区充分发挥光热、抽水蓄能和新型储能等的支撑调节作用，探索打造100%新能源基地；再比如，探索建设以抽水蓄能、新型储能等为调节电源，带动周边风光大规模高质量开发的新型水风光一体化基地。

在这些多能互补的大型一体化基地中，能源体量大、调度要求高，对新型储能的容量规模、反应速度等都提出了更高的要求。1360号文明确，要强化新能源消纳技术创新支撑，攻关系统灵活调节技术。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。

从运营环节来看，新能源与配建储能一体化调用成新趋势。93号文提出，推动新能源一体化聚合运营，鼓励新能源与配建储能一体化调用，探索新能源与其他电源在一定条件下实质性联营，整体制定参与市场策略，提升市场竞争力。1360号文也指出，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。

关于一体化运营，煤炭+新能源领域已经出台了明确的政策指引。11月7日，国家能源局发布的《关于推进煤炭与新能源融合发展的指导意见（国能发煤炭〔2025〕89号）》提出，因地制宜建设“源网荷储”协同控制的矿区智能微电网，推动矿区光伏风电、瓦斯发电、多元储能、智慧能源管控系统等一体化开发运行，促进多能高效互补利用。

从电力交易环节来看，新能源+储能参与电力交易规则加速明确。1360号文指出，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、虚拟电厂等新型主体通过聚合、直接交易等模式参与电力市场。

93号文进一步细化，推广多年期绿电购电协议，完善新能源与产业集成融合项目参与市场及交易结算机制；积极探索新能源集成融合项目公平参与电能量市场和电力辅助服务市场；推动完善可靠容量补偿机制，探索将符合条件的新能源集成融合项目纳入容量补偿范围。

除此之外，新能源集成融合发展模式下，不同储能技术的有效融合可进一步提升储能系统整体性能，多元储能融合发展也将进一步提速。未来行业需要持续研发高性能、低成本、长寿命的储能电池，整合热储能、氢储能、压缩空气储能等多种储能技术，与新能源发电、传统能源及多产业协同发展‌。

“十五五”规划指出，持续提高新能源供给比重，坚持风光水核等多能并举，统筹就地消纳和外送，全面提升电力系统互补互济和安全韧性水平，大力发展新型储能。随着1360号文、93号文的出台，新能源行业正式迈入集成融合发展新阶段，作为构建新型电力系统的关键支撑与核心要素，新型储能开始以前瞻性技术和多元化路径，为能源转型注入更加强劲的动力。

一方面，新型储能通过时空平移能量、快速调节功率、提升系统灵活性，显著增强电网对风电、光伏等波动性新能源的消纳能力，推动能源结构清洁化转型；另一方面，凭借毫秒级响应速度与多时间尺度调节能力，新型储能将在调峰调频、电压支撑、惯量响应等方面发挥关键作用，大幅提升电力系统的稳定性、可靠性与经济性，为高比例新能源接入下的电网安全运行构筑坚实防线，助力“双碳”目标下能源体系的智慧演进与格局重塑。

伴随着新能源产业规划布局、电力市场改革建设的加速完善，新型储能的发展价值将更加凸显，市场规模有望实现更大突破，完成从商业化初期向规模化发展的历史性跨越。