国家定调新能源重心转向消纳，储能经济性拐点已现

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），其中提到，大力推进技术先进、安全高效的新型储能建设，挖掘新能源配建储能调节潜力，提升利用水平。
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，满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求，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。
这份文件是国家对未来10年新能源消纳工作的系统性规划，与此前9月12日发布的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（下称“1192号文”）形成一套“组合拳”，都强调通过市场化手段促进新能源消纳，让价格信号引导资源优化配置。
从10月底刚发布的“十五五”能源发展规划实施路径来看，中国能源规划的重心已有了显著的变化，“十四五”能源规划更强调能源供应，而此次“十五五”能源规划，侧重强调的是能源消费侧的变革。
能源规划重心的迁移、顶层政策单独强调促进新能源消纳调控，这一系列举措背后反映出了中国新能源行业的重大变革：只有打通消费侧的堵点，才能进一步促进新能源供给的增长。
要解决新能源消纳和供需错配的问题，必须增加灵活性调节资源。在2025年世界储能大会上，宁德时代董事长曾毓群表示，新能源革命已经进入储能为关键支撑的下半场。
一位业内资深专家表示，随着风光新能源渗透率提升，电力系统消纳新能源的成本也快速上升。与此同时，储能度电成本正快速下降，两者将形成一个交叉点。这个交叉点将是储能行业经济性的重要拐点，也是储能行业真正大规模爆发的临界点。
高工储能粗略测算，当前新能源消纳度电成本已接近0.3元，而储能系统度电成本在0.3-0.4元之间，“十五五”期间，储能行业将真正迎来经济性拐点和大规模增长。

度电成本交叉点浮现，

储能规模化爆发在即

10月31日，国家能源局公布了“十五五”能源发展规划实施路径，2035年全国风电、太阳能发电总装机容量要达到达到36亿千瓦以上的目标，未来10年每年还需新增2亿千瓦左右风光装机。
对此，要重点做好五大方面工作：一是进一步扩大新能源供给。二是积极推动新能源集成发展。三是拓展新能源非电利用途径。四是全面提升新能源消费水平。五是完善适应高比例新能源的市场和价格机制。
不难发现，重点举措中，除了第一项“进一步扩大新能源供给”，第二项聚焦新能源供给与消费的融合，其余第三、四、五条都在强调提升新能源消费和完善价格机制，说明新能源装机增长的关键堵点在于消纳。
根据11月3日安徽合肥市发布的关于分布式光伏开发相关政策，红区要求配备不低于装机容量100%的2小时储能，黄区配储容量则不低于50%。
分布式光伏配储比例要求创新高，这项被称为“最严”配储政策，背后指向的是消纳难的困境。
近年以来，全国已有150多个地区因配电网承载能力不足，无法再接入新增分布式光伏项目，被称为红区。并网难这个问题已经导致诸多地区光伏装机几近停摆。
要实现2035年风电光伏总装机36亿千瓦这个目标，即使是无可开放容量的红区，也要“想方设法”寻找新增装机的出路。
虽然新能源电能量成本已经全面低于传统化石能源，但消纳成本却越来越高。在一个高比例新能源的电力系统中，风／光等新能源对电力系统带来的系统成本增量，包括备用、储能、电网架构扩建等成本。
据北京电力交易中心总经理、党总支副书记谢开介绍，现货省份电能量市场价格普遍降至煤电标杆价以下，且整体呈持续下行态势。而系统消纳新能源成本在逐年上升，据测算新能源渗透率每提高1%，系统成本将增加1分/千瓦时左右。
国家电投经研院曾发表观点，2023年底中国新能源占全社会用电量的比重达到15.6%，当新能源电量渗透率超过15%以后，源于各种服务于系统的需求而叠加在新能源电量上的成本快速上升。新能源渗透率大约每提升5个百分点，度电系统成本将增加0.1元人民币左右。
从国家电网《服务新能源发展报告2025》来看，目前，国网经营区新能源渗透率(发电量占比)已达24.2%。据国家能源局统计，今年前三季度光伏、风电发电量占比达到22%。
以此粗略计算，目前新能源消纳度电成本已接近0.3元。目前，储能系统度电成本也在0.3-0.4元之间，储能的经济价值越来越高。

强制消费与绿证联手，

为绿色价值撑腰

储能是提高新能源消纳的重要途径，但新能源发电价格的持续下行、逼近亏损线，也成为制约装机增长的另一个堵点。
从今年各省机制电量竞价情况来看，第一轮光伏竞价堪称惨烈，风电价格相对理性一些。由于申报项目规模远大于机制电量规模，大量企业不得不低价入围，能够保持微利或者不赔已是难得。
求实能源总经理蒋江认为，光伏等新能源的电能量价值必然会下降，单纯依靠“电能量”赚钱的逻辑会逐渐失效，而新能源的绿色价值将进一步凸显。
从2021年启动绿电交易到2024年，广东绿电交易规模从0.28亿千瓦时扩大至72.6亿千瓦时，绿电价格从0.483元/kWh降低至0.473元/kWh，整体呈现量升价跌的趋势。
2025年，国家通过立法明确，国家统一核发的GEC绿证是中国可再生能源发电项目的唯一合法绿证，建立了全国统一的绿色价值体系，绿证价格迎来翻倍增长。
高工产研预计，受国家对消纳责任权重考核力度加强、绿证核发范围扩大、绿证与国际碳市场的衔接加强影响，未来预计绿电价格“量升价稳”或“量价齐升”。
“十五五”能源发展规划强调五项重点措施，其中一项是全面提升新能源消费水平。
具体来看，要落实可再生能源消费最低比重目标，加快出台《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》，协同推进可再生能源强制消费与自愿消费。健全绿证交易机制，加强电—碳—证市场协同衔接，积极推动绿证国际互认，合理体现绿色电力环境价值。
此前10月13日，国家发展改革委发布关于向社会公开征求《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法（征求意见稿）》意见的公告。
绿证价格低，意味着新能源的绿色价值未能实现充分传导。而这一政策，是中国首次对可再生能源消费比例进行强制要求，可再生能源消费将从鼓励引导，迈入具有强制约束力的新阶段，企业需要为“绿色合规性”付出成本，未来各行各业或许都要走向新能源化。
从政策方向上看，未来电市场、碳市场、绿证市场将充分联动，绿证会成为新能源企业回收投资的重要渠道，反过来也会促进新能源投资增长，形成正向循环。
当前，各省分时电价政策正逐步退出，全国统一的电力现货市场加速建设，储能将在市场的动态价差中找到更多盈利空间。