五矿证券发布的新能源产业月报指出，在国内新能源消纳形势不断严峻的背景下，国家能源局出台《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》，提出年均新增200GW以上新能源合理消纳利用的要求，并明确全国新能源利用率不低于90%的“新红线”。2024年11月进入供暖季后，北方省份风光利用率大幅下滑。欧洲2024年负电价时长达468小时（德国同比+60%），消纳压力已成为全球性问题。这一政策对推动电力市场建设、促进储能发展是直接利好。
新能源利用率≥90%“新红线”：从软约束到硬指标
2025年1月6日，国家发改委、国家能源局印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》。《实施方案》提出到2027年，电力系统调节能力显著提升，各类调节资源发展的市场环境和商业模式更加完善。核心量化目标为：支撑2025—2027年年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用，全国新能源利用率不低于90%。
“利用率不低于90%”的设定，意味着新能源消纳从此前的“鼓励消纳”进入了“硬性考核”阶段。对比2023年全国风电利用率97.3%、光伏利用率98.0%的较高水平，90%的红线看似宽松，但随着新能源装机持续高速增长（年均200GW以上），维持90%利用率的难度将大幅上升。据国家能源局数据，2024年1-11月全国风电利用率96.3%、光伏利用率97.0%，已较2023年有所下降。进入供暖季后北方省份风光利用率下滑更为明显，部分省份已逼近90%临界点。
表1：电力系统调节能力优化专项行动核心目标| 目标维度 | 量化指标 |
|---|
| 年均新增新能源消纳 | 200GW以上（2025-2027年） |
| 全国新能源利用率 | 不低于90% |
| 电力系统调节能力 | 显著提升 |
| 调节资源市场机制 | 更加完善 |
欧洲负电价频发，消纳是全球性难题
欧洲消纳压力同样严峻。2025年第一个交易日，德国电价跌破零，风能发电量高达40GW远超当时需求，负值状态持续4小时。根据Epex Spot数据，2024年欧洲多个国家经历创纪录负电价：德国负电价时长达468小时，同比+60%；法国负电价时长翻倍至356小时；西班牙2024年首次出现负电价。
负电价是新能源发电过剩的直观反映。随着欧洲风能和太阳能产能快速增长，电力市场供过于求的时段越来越多。负电价时长的大幅增长意味着储能调峰资源的匮乏，也为储能设备的部署提供了明确的经济信号——在负电价时段充电、在高峰时段放电的套利模式正在成为现实。欧洲储能市场的加速发展将为中国储能企业出海提供新机遇。
消纳政策如何影响储能与电网投资
《实施方案》从三个方面推动储能和电网投资。第一，编制调节能力建设方案——要求各省根据新能源发展目标，系统评估调节能力缺口，制定调节资源建设方案。这将直接拉动抽水蓄能、新型储能、火电灵活性改造等调节资源的投资。
第二，完善调节资源调用方式——优化储能、需求响应等调节资源的调度运行机制，提高调用频次和效率。储能的调用小时数有望提升，改善储能项目的经济性。
第三，完善调节资源参与市场机制——推动储能、虚拟电厂等新型调节资源参与电力现货市场、辅助服务市场。市场化收益将成为储能项目的重要收入来源。
光储融合：消纳红线下的确定性受益方向
在新能源利用率不低于90%的红线下，新增新能源项目必须配套相应的调节资源才能顺利并网消纳。光储融合（光伏+储能）成为最确定的受益方向。储能既可解决光伏日内波动问题，又可参与电力市场获取多重收益。
预计2025年国内储能招标将维持高增速。12月单月招标31.9GWh创新高只是开始，在消纳红线硬约束下，储能的“刚需”属性将进一步强化。储能系统价格已降至0.70元/Wh的底部区间，经济性持续改善，政策+经济性双轮驱动下储能装机有望在2025年实现40%以上增长。
