来源： 我国新能源产业区域协同发展的建设路径与对策. 中国工程科学, 2025, 27(6): 286-30

　　以风能和太阳能为代表的新能源正逐步重塑能源消费结构，推动我国能源体系向绿色低碳方向转型。加快构建新能源产业区域协同发展的新格局，对保障国家能源安全与实现“双碳”战略目标具有重要意义。

　　《中国工程科学》2025年第6期发表中南大学商学院研究团队的研究成果《我国新能源产业区域协同发展的建设路径与对策》。文章在系统分析我国新能源产业区域协同发展内在需求的基础上，全面识别当前我国新能源产业区域协同发展的现状和面临的挑战，并针对性地提出协同发展的建设路径与重点举措。研究表明，我国新能源产业区域协同发展面临能源资源与需求空间错配、产业链上下游空间割裂、国际能源竞争加剧等现实需求，在支撑“源 – 网 – 荷 – 储 – 数”一体化发展的基础工程、配套工程和市场体系建设方面存在诸多挑战。为此，坚持“全链条整合 – 全空间联动 – 全过程优化”的系统思维，本文提出了新能源产业区域协同发展的建设路径，即以区域内优化布局、区域间协调联动为两大着力点，聚焦资源开发、输电调度、负荷响应与市场交易4个关键技术突破方向，推进“源 – 网 – 荷 – 储 – 数”一体化路径创新与工程示范建设。研究建议，因地制宜科学布局风光大基地、强化跨区 – 省内 – 局域电网调度协同、推动负荷响应机制智能化与常态化、从“设计 – 运营 – 认证”全过程强化市场衔接，以期为我国新能源产业区域协同发展提供方向性启发与实践指导。

　　当前，以风能和太阳能为代表的新能源正逐步重塑以化石能源为主导的传统能源消费结构，深刻推动着我国能源体系向绿色低碳方向转型。党的二十届三中全会提出，完善推动新能源等战略性产业发展政策和治理体系，引导新兴产业健康有序发展。在实践层面，我国新能源产业发展成效显著，风电、光伏发电总装机容量连续多年位居全球首位，特高压输电工程建设不断突破，新能源汽车产销量持续领先，初步建成了具备国际竞争优势的新能源全产业链体系与工程技术体系。然而，受制于风光资源富集区与能源消费中心“逆向分布”的空间结构性矛盾，新能源消纳受阻、系统运行波动性增强、资源配置效率偏低等问题日益凸显，难以有效响应“源 – 网 – 荷 – 储 – 数”深度融合的发展要求，也不能充分释放区域间互补优势与全产业链协同效益。因此，推动新能源产业高质量发展，亟需强化区域协同发展理念，构建新能源产业区域协同发展新格局，保障国家能源安全和实现“双碳”目标。

　　近年来，我国陆续发布《“十四五”现代能源体系规划》（2022年）、《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》（2025年）等政策文件，从区域布局优化、资源就地转化与远距离输送、多能互补系统构建等方面，为新能源产业区域协同发展提供了制度支撑与战略指引。在国际上，多国在新能源产业区域协同发展方面开展了积极探索，如欧盟电力传输网络（ENTSO‑E）实现跨区域电力交易与可再生能源消纳，美国联邦能源管理委员会（FERC）推动区域输电系统统一规划与灵活资源部署。作为一项多环节协同、多主体参与、高度耦合的复杂系统工程，新能源产业区域协同发展涉及风光资源开发、输电网络建设、终端负荷消纳、储能与智能化系统部署、电力市场机制优化等关键子系统。这些子系统在物理运行与制度逻辑上高度交织，系统集成难度大，亟需在工程建设协同与市场机制联动方面实现突破。

　　学者们开展了大量富有成效的研究，系统探讨了我国新能源产业的发展现状及其主要驱动因素。部分研究聚焦产业链的不同环节，深入分析了新能源开发利用、电力传输、新能源消纳等过程中的重大工程项目与关键技术对产业发展的具体影响。例如，风光大基地的建设、分布式能源系统的推广、特高压输电工程的部署、新能源汽车产业的崛起以及氢能制备技术的发展等，均被认为是推动新能源产业持续演进的重要力量。此外，部分学者关注到市场机制在支撑新能源产业发展中的关键作用，强调通过市场化手段促进新能源的开发、利用与消纳，是实现产业可持续发展的有效路径。综上，现有研究虽在不同维度揭示了新能源产业链各环节的发展态势，为深入理解新能源产业的运行机制及其优化路径提供了重要的理论与实践参考，但整体上仍存在局限：多集中于单一区域或特定产业环节，尚缺乏从空间一体化、系统工程协同与全产业链融合视角设计综合研究框架。鉴于新能源产业区域协同发展本身具有高度复杂性与多维交互特征，亟需突破单一区域与特定产业环节的分析范式。

　　本文从宏观和系统的角度出发，构建覆盖“源 – 网 – 荷 – 储 – 数”全产业链跨区域联动的综合性研究体系，以更好地揭示新能源产业协同发展的内在逻辑与优化路径。立足国家能源安全和“双碳”目标的重大战略需求，对新能源产业区域协同发展开展需求分析与国际比较分析，明确区域协同发展的现状与挑战，创新性地构建基于“源 – 网 – 荷 – 储 – 数”融合视角的区域协同发展路径，提出面向工程系统集成与多层级市场联动的重点举措，以期为构建新能源产业区域协同发展新格局，提升国家能源治理体系和能力现代化提供参考。

　　我国新能源资源禀赋呈现出显著的空间非均衡性，表现为“西富东贫、北多南少”的基本格局。一方面，西北部地区如新疆、内蒙古、青海等地地广人稀，具有丰富的太阳能和风能资源，风功率密度普遍高于全国平均水平，年平均总辐射量也位于全国前列，具备大规模开发新能源的天然优势。另一方面，东南沿海地区以长江三角洲（长三角）、珠江三角洲为代表，集中了全国70%以上的工业产能和人口。根据国家能源局数据，截至2024年年底，全国风电、光伏总装机容量分别达到5.21×108kW、8.87×108kW，其中超过75%的新增风电、光伏装机集中在“三北”地区。然而，受限于本地用电规模及配套电网承载能力弱等劣势，风光发电利用率较广东、江苏、浙江等东南沿海省份存在明显差距。此外，“弃风弃光”问题在区域间仍表现出显著的不均衡性。2024年，全国风电平均利用率为95.9%，光伏发电平均利用率为96.8%。然而，在新疆、青海、甘肃、陕西及内蒙古西部等资源富集区，“弃风弃光”现象仍较严重，部分地区弃电率远高于全国平均水平，个别地区的风电利用率不足90%，光伏发电利用率甚至低于85%。这一结构性差异反映出我国新能源消纳能力在区域间存在系统性不均衡。长期的弃电问题不仅导致清洁能源资源浪费、投资效益下降，还对新能源项目新增装机的布局规划产生抑制作用，不利于产业链的稳定延伸与协同发展。2023年，我国部分地区省级风、光资源的分布情况，如图1所示。

　　当前，我国新能源产业链空间布局存在明显的割裂现象，整体呈现出上游集中在西部、中游制造分布不均、下游应用聚集于东部沿海地区的失衡格局。这种空间错配不仅削弱了产业链上下游的协同效率，也加剧了区域发展不平衡与资源配置效率低下的问题，成为制约新能源产业系统集成发展和跨区域协同创新的关键瓶颈。具体来看，产业链上游环节（如硅料提纯、多晶硅铸锭、碳纤维、叶片材料等）因依赖丰富的资源禀赋和低土地成本，主要布局于内蒙古、新疆、青海、甘肃等西部资源富集地区。以光伏产业为例，2024年全国多晶硅产能超过1.82×106t，生产区域高度集中在新疆（27.9%）、四川（26.5%）、内蒙古（16.7%）、青海（11.8%）等西部地区，占比高达82.9%。相比之下，产业链中下游环节（光伏组件制造等）则主要集中于江苏、浙江、安徽等东部沿海及中部制造业强省。这一“原材料在西部、制造和出口在东部”的空间分离格局，显著提高了运输、配套和沟通成本，不利于形成完整高效的产业生态。

　　从产业发展的系统性角度看，新能源产业链具有高度关联性、时效性与技术耦合性，各环节之间需协同高效以实现经济与环境效益的双赢。而空间布局失衡所导致的“资源 – 制造 – 应用”断裂，不仅容易造成资源浪费和产能冗余，还可能引发上下游“失配”、区域内卷和重复建设等次生问题，严重制约产业链韧性和整体战略能力的提升。以锂电产业为例，我国动力与储能电池的主要制造基地集中在湖南、江西、江苏等省份，而上游锂资源则主要分布于青海、西藏和四川等西部省份。根据锂电池行业规范公告企业信息和行业协会测算，2024年我国锂电池总产量达1170 GW·h。由于资源和产能错配，不少制造企业面临原材料调运半径过长、成本高企、交付周期不确定等问题，跨区配套效率持续承压，成为制约产业链集成化运行的突出短板。因此，推动产业链空间优化与区域一体化布局，已成为提升我国新能源产业协同发展水平的关键任务。

　　在当前国际能源格局深刻调整与竞争加剧的背景下，保障国家能源安全与实现“双碳”战略目标已成为我国能源领域工作的核心任务。一方面，全球新能源关键技术与材料竞争激烈，我国部分核心环节仍高度依赖外部供应链。另一方面，我国长期存在风光资源与负荷中心空间错位、产业链区域割裂等客观瓶颈。因此，新能源产业在单一区域内的“局部自治”难以支撑保障国家能源安全与“双碳”战略目标的实现，亟需构建跨区域、多层级的新能源产业协同发展格局，实现资源优化配置、产业链供应链韧性升级与系统化调控能力提升。

　　从能源安全角度来看，我国能源对外依存度仍处高位。根据国家能源局颁布的能源生产和进口数据测算发现，2024年我国原油对外依存度仍超过70%，天然气对外依存度超过40%，高比例依赖外部供应链在地缘政治风险频发背景下形成较大不确定性。新能源作为本土可开发的清洁资源，已成为提升能源自主可控能力的重要战略支撑。新能源资源富集区与消纳地的空间错配，意味着若无区域间的高效联动，将难以实现对传统能源的实质替代，从而制约能源安全水平的整体跃升。

　　与此同时，我国新能源基础设施所需的关键矿产高度依赖进口，新能源产业链与供应链韧性仍需强化。目前，我国风光机组建设所需的铬、锰、高纯石英的对外依存度超70%，储能电池所需的锂对外依存度约为76%，钴和镍的对外依存度均超90%。在全球市场波动或地缘政治冲击下，可能导致风电叶片、光伏组件、电池等环节供应紧张，影响新能源项目建设和运行效率。

　　加速形成大规模、高比例、稳定供应能力。2030年，非化石能源消费比重需达到25%左右，风电、光伏总装机突破1.2×109kW，而这需要多个区域协同承担开发、制造、输送、消纳与调节的综合任务。若各地仅依据自身资源或负荷条件“碎片化”推进，不仅将导致能源结构优化受限，也会因区域间碳减排协同不足而影响全国“双碳”进程的系统性推进。

　　新能源产业作为国家能源安全保障和实现“双碳”目标的重要支撑产业，在空间分布和产业联动上呈现出高度区域化的发展特征。近年来，我国在推动新能源产业区域协同发展方面取得了积极进展。“十四五”时期，我国加快西部地区新能源基地建设，基于特高压输电工程及跨区电力交易机制的有效支撑，“西电东送”能力超3×108kW、支撑了约1/5的东中部地区的用电需求，“全国互济”模式正在逐步缓解资源与负荷空间错配的客观劣势。数据中心、高载能产业向能源资源富集地区有序转移布局，开发了一批“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”项目，有力地促进了区域间新能源产业的协同分工与互补。新能源产业区域协同发展在工程项目“硬件”支撑与市场机制“软件”配套方面呈现出系统化提升。

　　在国家统一部署下，我国当前新能源规模化开发主要集中于“沙戈荒”地区，包括内蒙古、宁夏、甘肃、青海、新疆等西部资源富集省份，具备风能与太阳能资源互补性强、可开发面积大、土地条件适宜等优势，成为我国新能源规模化开发的重要空间载体。截至2024年年底，第一批“沙戈荒”大型风电光伏基地已建成9.199×107kW，投产9.079×107kW，建成比例达到95%，建设节奏稳步推进，标志着风光大基地建设正进入全面加速的新阶段。截至2025年7月底，风电和太阳能发电合计装机容量达1.68×109kW，约占全国发电装机容量的45.8%。预计2030年，全国规划建设的风电与光伏发电基地总装机容量将达到约455 GW。

　　风光大基地作为我国推动新能源高质量发展的核心平台，在提升发电效率、优化资源配置和带动产业链发展的过程中发挥了重要作用。相比分布式能源项目，风光大基地具备更高的发电效能与经济性优势。例如，青海海南藏族自治州、甘肃酒泉、新疆哈密等地的光伏项目年平均利用小时数普遍超过1500 h，风电项目则达到2200 h以上，体现出良好的资源条件与系统运行效率。集中连片、统一规划的开发模式有效降低了土地、建设和运维成本，提升了项目整体经济效益。同时，基地项目普遍配套储能设施，有效提升了新能源出力的稳定性与调节能力，增强了系统对可再生能源的消纳能力，缓解了“弃风弃光”等问题。在产业层面，风光大基地建设显著带动了新能源装备制造业的发展，形成了以基地为核心的产业集群。2024年，全国光伏电池产量超过654 GW，新增风电机组装机14 388台，其中超过1/2用于基地项目，显示出其对上游制造环节的强劲拉动。此外，风光大基地在生态治理与土地复合利用方面不断探索“光伏+农业”、“光伏+生态修复”等融合路径，实现了可再生能源开发与生态保护的协同发展，进一步拓展了新能源产业的综合效益与发展空间。

　　近年来，随着我国能源资源与电力负荷分布不均矛盾的日益凸显，特高压输电工程作为支撑能源远距离输送和大范围资源优化配置的重要基础设施，取得了显著成就，成为构建新型电力系统的关键支柱。截至2024年年底，我国已成功建成投运42项特高压交直流输电工程，输电线km，“西电东送”的输电能力已突破3×108kW，全面形成了“西电东送、北电南供、多向互济、全国联网”的电力传输格局，广泛覆盖内蒙古、新疆、青海、四川等能源输出基地与华北、华东、华中等负荷中心。以昌吉—古泉±1100 kV直流工程为例，作为世界首个同电压等级商业化运行项目，其全部核心设备均由国内自主研制，每年可向华东地区送电约6.6×1010kW·h，线 km，刷新了全球电力输送纪录。2024年，全国完成跨省输送电量2×1012kW·h，其中，内蒙古、云南、山西、四川、新疆5个省份净输出电量规模超过1×1011kW·h。

　　特高压输电工程的快速发展不仅有效支撑了我国能源资源的远距离优化配置，还深度推动了输变电装备制造、材料研发与工程施工等多个关键环节的技术进步和产业升级，成为我国电工装备产业实现由“引进 – 消化 – 吸收”向“自主 – 创新 – 引领”转型的重要契机。当前，我国已全面掌握±800 kV及以上直流、1000 kV交流特高压输电系统的设计、制造与运行核心技术，成功实现±1100 kV直流输电技术的自主化突破，成为全球首个具备该电压等级系统全链条研制能力的国家。关键设备如换流阀、控制保护系统、换流变压器、直流断路器等国产化率已超过90%，其中高端绝缘材料、电抗器、特高压瓷套等核心部件实现了从受制于人到自主可控的根本性转变。在此基础上，特高压工程还促进了材料工程、高端装备制造与智能监控等领域的融合创新，形成了以国家电网公司为牵引、中国西电集团有限公司、许继电气股份有限公司、南京南瑞继保电气有限公司等龙头企业为核心的完整产业生态体系，部分领域实现领先地位，成功带动了新能源全产业链协同发展。

　　在“硬件”体系不断完善的基础上，市场机制的构建与优化，正成为推动我国新能源产业区域协同发展的关键支撑。近年来，我国持续推进绿电交易、电力现货市场、新能源优先调度、辅助服务市场等制度建设，有效提升了新能源在区域间的市场化配置效率。2024年，全国交易绿证数量达到4.46×108个，绿电交易规模达到2.349×1011kW·h，“电 – 碳 – 绿证”市场联动初步形成，进一步拓展了新能源电力的价值实现路径。此外，多个省份建立了新能源保障性收购和消纳责任权重机制，实现资源地与负荷中心的协同调度，新能源利用率稳步提升，“弃风弃光”率持续下降。

　　随着辅助服务和容量市场的逐步完善，电力系统的灵活调节能力与新能源消纳水平不断提升。通过调频、调峰市场机制引导储能、燃气机组调峰、跨流域水电调节、电动汽车电网送电技术（V2G）及工业可中断负荷等多元灵活性资源不断参与，有效提升了电源侧、负荷侧与储能侧的协同优化配置。在市场价格信号的驱动下，不同类型资源在时空尺度上的灵活性得到充分释放，从而有效缓解了高比例新能源接入所带来的随机性与波动性，增强了系统运行的安全性、稳定性与经济性。

　　在高比例可再生能源接入的背景下，区域间电力系统的稳定性问题日益突出。新能源的波动性与间歇性特征要求电网在不同区域、不同层级和不同环节具备更为精确的调控能力，从而实现大范围的资源互补与协同发展。区域协同不仅涉及单一区域内部的能源优化配置，更依赖跨省、跨区范围内协调秒级、日级、季节级的负荷与电源匹配，形成覆盖全网的多时间尺度平衡机制，以缓解新能源出力波动对系统运行的冲击。同时，需要以分布式电源、储能系统、微电网及通信与智能控制技术为核心的分布式智能电网架构为基础，不断提升系统的整体灵活性和韧性。因此，可以依托更完备的工程建设和机制设计保障“源 – 网 – 荷 – 储 – 数”一体化发展，为新能源产业区域协同发展提供坚实支撑。

　　一是风光大基地与特高压骨干电网建设之间衔接不畅，成为制约我国新能源区域协同发展的关键因素。目前，跨省、跨区的输电通道外送能力明显不足，成为风光大基地电力消纳的刚性约束。以新疆、青海、内蒙古西部等西部重点风光大基地为例，这些地区地质结构复杂、气候条件严酷、生态环境脆弱，导致电网工程面临施工难度大、投资成本高和前期协调难等问题，输电基础设施建设进度常常滞后于新能源基地的投产进程，形成“源建而网不达”的结构性矛盾。更为严峻的是，已投运的多条以新能源输送为主的特高压直流工程普遍未实现其设计送电能力，跨区新能源输送效率显著偏低。根据国家能源局2023年全国可再生能源电力发展监测的评价结果，包括灵绍直流、锡泰直流等在内的多条以风光打捆外送的特高压直流输电工程输送新能源占比基本在30%上下浮动，个别线%。这一现象反映出“基地 – 通道 – 消纳”之间存在协同机制薄弱问题，特别是在输电环节，存在明显瓶颈，难以支撑风光资源大范围、高强度的跨区域配置需求。这一问题不仅限制了新能源的消纳效率，还从根本上削弱了新能源产业在全国范围内协同发展的能力。

　　二是地方电网与特高压骨干电网长期处于结构与功能相对独立的运行状态，缺乏高效协同的运行机制，成为制约新能源高效分配与区域协同发展的主要障碍。作为连接电源与用户的重要环节，地方电网不仅承担着新能源终端消纳任务，还在需求响应、负荷调节与局部电力平衡中发挥关键作用。然而，当前我国地方电网智能化水平不高、调度灵活性不足，尚未与特高压输电系统形成有效联动，导致“强网弱配”问题日益突出。由于二者缺乏统一的运行策略与协调调度平台，新能源在高比例并网背景下难以实现全网优化配置。例如，清洁电力经特高压输送至负荷中心后，若地方电网响应滞后或局部网架薄弱，难以应对新能源波动性和负荷不确定性的双重挑战，易出现“送得进、用不掉”的现象，造成新能源资源浪费，进一步削弱了电网整体对新能源的适应性与调控能力，成为推动新能源产业区域协同发展的关键制约因素。

　　一是灵活性资源配置滞后，严重削弱了新能源的调节与削峰填谷能力。由于风电、光伏的间歇性与波动性，电力系统亟需依赖多元化灵活性资源来实现平衡与调节。截至2024年年底，我国新型储能累计装机为7.376×107kW，仅占电力系统总装机容量的5%左右，未能满足“十四五”时期高比例新能源并网的需求。同时，燃气机组调峰能力尚未充分释放，跨流域水电调节空间受限，需求响应机制覆盖范围偏窄，电动汽车V2G技术等新兴资源尚处于起步阶段。部分地区在新能源大规模接入后，因灵活性资源整体配置不足，出现“弃风弃光”率反弹、电网调频能力不足等现象，显著削弱了区域间新能源协同的时效性与可靠性。

　　二是电网数字化水平仍有较大提升空间，难以满足新能源发电与负荷分布日益动态化的运行需求。目前，我国电网在“源 – 网 – 荷 – 储”各环节的信息交互能力仍有限，存在“数据孤岛”、信息时滞、调度响应滞缓等问题，制约了跨区域电力流的精细化调控与资源最优配置。尽管数字孪生技术为电网规划与调度提供了新的思路，但现有孪生模型在多源异构数据的实时采集、融合与更新方面仍存在瓶颈，其对算力、通信及建模精度依赖较高，尚缺乏统一的标准和接口规范，导致跨区域、多主体间协同应用的操作性不足。

　　三是智能化调度体系建设滞后，不利于新能源大规模接入背景下的系统安全与经济运行。智能感知、分布式控制、自适应调度等关键技术在部分省份尚处于试点或局部应用阶段，未能实现全国范围内的系统集成与统一部署。在风光资源富集区域，人工智能（AI）预测算法在风光出力预测与负荷预测中的应用仍较为有限，模型的透明度、泛化能力和预测精度均有待提升，难以充分满足新能源出力特性与负荷调节机制的匹配需求，进一步增加了系统运行的不确定性和潜在风险。

　　一是跨省、跨区电力交易机制仍以政府间协议和国家指令性计划为主，市场化交易占比较低。2023年全国新能源市场化交易电量为6.845×1011kW·h，仅占当年全社会用电量的7.4%，远未形成以市场调节为主导的交易格局，难以充分响应新能源发电的时段性、波动性等物理特性，限制了资源在更大范围内的动态优化配置。

　　二是各地在绿色电力交易规则、产品设计、环境价值定价等方面尚未实现统一，导致跨区域绿电交易路径不清、成本不明，增加了交易门槛与制度摩擦。例如，各省份在新能源交易的准入条件、交易品种、结算周期、成本分摊机制等方面存在差异，致使电力市场、碳市场、绿证市场缺乏有效的价格联动和价值映射，交易数据难以实时共享，结算流程复杂且自动化水平低，跨区交易响应滞后，同时缺乏统一监管标准和协调机制，无法有效解决新能源消纳、输配瓶颈及环境价值“权责利”匹配问题。这些不足导致环境价值溢价水平分化，交易定价公平性与可比性下降，市场主体参与成本和风险增加，进一步削弱了新能源在跨区调配和资源优化中的效率，制约了绿色能源市场化高效发展。

　　三是部分数智技术虽已开始应用于新能源市场化交易，但仍存在明显瓶颈。例如，现有AI预测算法难以精确刻画新能源发电的高波动性和区域差异，且在跨区域、多市场耦合情境下的泛化能力不足，制约了其在实时交易与调度优化中的应用效果。区块链系统在数据标准化、节点互信、跨链互操作方面仍不成熟，尚未形成全国统一的绿电溯源与跨区交易可信机制及认证体系，导致交易信息可信度受限。上述技术短板在一定程度上限制了新能源跨区域交易效率及绿色价值的充分体现。

　　构建新能源产业区域协同发展的新格局，需坚持“全链条整合 – 全空间联动 – 全过程优化”的系统思维，以风光资源开发为牵引、跨省份输电通道为支撑、终端能效利用为依托、市场交易机制为制度保障、灵活调节资源和数智技术为辅助。在路径设计上，可采取“两着力、四突破”的协同发展路径，即以区域内优化布局与区域间协调联动为两大着力点，围绕资源开发（源）、输电调度（网）、负荷响应（荷）、市场交易（市场）4个关键技术突破方向与制度维度展开协同推进，并将数智技术（数）与灵活性资源（储）融入上述环节之中。新能源产业区域协同发展的建设路径如图2所示。

　　6t，主要依托西部新能源基地与东部工业需求地之间的能源协同和产业互补，推动新能源发电与氢能产业深度融合。在风光大基地区域，采用氢电融合发展的系统性思维，推进“风光发电 – 绿电制氢 – 管道运氢”的融合发展路径，建设“风光 – 氢 – 氨 – 储”一体化基地与外输示范工程，实现风光发电、绿氢制备、氢能储运及氨能应用的系统集成。在示范基地建设中，明确氢能在跨季节储能、工业脱碳及交通领域的协同定位，通过高比例新能源发电提供稳定电力来源，制备大规模绿氢并向工业集聚区和终端消费端输送，实现能源跨季节调节与多领域耦合应用。

　　立足我国各地区资源禀赋的异质性与生态环境承载能力差异，科学统筹风电、光伏等新能源项目的空间布局与开发规模，构建因地制宜、分类施策的区域协同开发格局。通过统一规划、优化项目选址与开发节奏，实现不同新能源项目在时间和空间上的协调运行，充分发挥资源互补效应。在此基础上，重点推动本地新能源产业的纵向延伸与横向整合，提升本地化制造与装配能力、强化关键环节技术自主研发、完善原材料供应保障，构建涵盖制造、储能、用能、消纳等多个环节的区域一体化新能源产业链体系。推动上游原材料供应、关键设备制造与绿氢、绿氨等新兴能源品种转化环节在西部加快集聚，构建“制造 – 发电 – 转化 – 就地利用”的闭环式能源生态系统，从而提升能源资源的本地消纳能力、经济附加值与产业链供应链韧性。

　　系统推进以特高压柔性直流输电为代表的新型电网基础设施建设，增强电力系统的输送能力与调度灵活性。工程实施应采取分阶段、区域化、多节点的布局策略，构建分层、分区的柔性直流骨干网架，为新能源富集地向负荷中心的高效跨区输送提供技术支撑。一是对于陆上风光基地，应结合资源富集区与负荷中心的空间错配，依托±800  kV及以上电压等级的直流线路和多端换流站，实现高容量、长距离输送，并通过灵活性资源优化“源 – 网 – 荷 – 储”协同调度，保障电力输送的稳定与高效。二是对于海上风电，可在沿海风电集群附近设置海上接入换流站，通过海底电缆引入陆上转换节点，实现集中接入与分区调度，并规划多条平行直流通道，将电力按区域负荷需求分流至内陆各节点。三是构建高可靠性主备控制架构，结合广域测量系统，实现对电网动态状态的实时感知与精确控制。

　　通过陆上风光基地与海上风电的协同调度及多条跨区输电通道，充分发挥时间和空间上的互补效应，发挥削峰填谷、双向调节的系统平衡功能，增强电网对新能源波动性和不确定性的适应能力。同时，跨区输电通道的建设可实现西部、北部、东南沿海深处等新能源资源富集地区与用电需求中心之间的电力互联，打破区域之间电力瓶颈，优化能源供给网络，确保新能源的顺畅输送和高效消纳。

　　加快地方电网的数字化转型与柔性化改造，提升其灵活调节和源荷协调能力。通过建设虚拟电厂、推进柔性直流配电网等技术路径，有效增强地方电网对新能源波动性输出的接纳能力与运行稳定性。同时，结合分布式能源就地消纳与负荷侧灵活响应，减少潮流频繁反转对配电网主干线路和设备的冲击，提升配电网在双向潮流下的运行安全性与调控精度。在此基础上，进一步强化地方电网与特高压主干网之间的智能联动与潮流协调，构建信息互通、运行联动、调度统一的分层协同电网体系，实现地方可再生能源的有序接入与向跨区电网的高质量输送。

　　在推动终端高耗能产业转移与电气化转型的过程中，亟需统筹产业空间布局与能源结构调整，依托新能源资源富集区，推动传统产业有序迁移。同时，结合工业、交通和建筑领域的电气化技术进步，实现终端用能系统与新能源供给的深度融合。构建以电气化为核心、智能化为支撑的终端负荷管理体系，促进能源消费侧与新能源供给的双向协调，提升能源利用效率和系统灵活性，推动形成产业转型升级与能源结构优化协同发展的新格局。

　　推动钢铁、有色金属、建材、化工等传统高耗能产业向西部、北部新能源资源富集区有序转移，构建与新能源资源禀赋高度匹配的产业空间格局。在技术路径上，坚持“以能定产”原则，通过产业空间重构提升高耗能产业对新能源供给的适应能力，降低长距离能源输送压力，促进产业与新能源的深度融合。在实践层面，重点选择资源丰富且基础设施完善的西部和北部地区，统筹考虑资源承载力、环境容量及基础设施条件，推进产能与可再生能源开发的耦合式布局。大力推进“风光制氢+高耗能产业”一体化示范项目，探索产能转移与新能源耦合发展的路径与模式。

　　围绕工业、交通与建筑三大终端用能领域，加快分布式能源与微电网的系统集成及应用，推动终端负荷与新能源供给的双向协调。在工业领域，重点推进园区级“分布式光伏+风电+储能+智能管理”的微电网系统，结合热电联供、余热利用及燃气机组调峰，实现园区能源的局部平衡与自我优化。在交通领域，发展“充电桩 – 电网 – 车网互动”一体化微电网，将电动汽车及轨道交通纳入灵活负荷与分布式储能环节，利用V2G技术参与电网削峰填谷，支撑交通能源低碳化转型。在建筑领域，推进“楼宇光伏 – 储能 – 智能能耗管理”的微电网应用，结合绿色建筑和节能改造，实现对空调、电采暖、电炊事等高耗能环节的柔性调控。在园区、交通枢纽和社区等典型场景建设示范工程，形成“分布式发电 – 微电网调控 – 智能负荷管理 – 多元灵活性资源协同”的应用链条，充分发挥储能、水电调节、燃气机组快速调峰、可中断负荷和电动汽车V2G等资源的协同作用，既增强负荷侧新能源消纳能力，也为电力系统整体运行提供高响应、可控的灵活支撑。

　　采用AI算法对风电、光伏等新能源出力进行高精度预测，提高对波动性能源的响应能力与调度准确性。在负荷预测与交易决策中，结合能源互联网技术，实现对发电设备、储能系统及终端负荷的实时监测与数据采集，并通过大数据分析开展负荷动态调度和需求响应管理，优化能源供需匹配，确保关键数据与控制指令的低延迟处理，从而提升系统实时性与可靠性。在此基础上，基于AI算法构建跨部门、跨区域的数据共享与协同平台，打破产业链各环节的“信息孤岛”，实现发电、储能、输配和消费环节的协同运行，增强系统整体的调度灵活性与运行协调性。在实践示范方面，建设智能微电网、虚拟电厂、数字化能源园区等示范项目，探索数智技术在新能源预测调度、储能优化、需求响应等关键环节的应用效果和优化路径。

　　虚拟电厂作为分布式能源聚合与调度的新型能源管理系统，可整合光伏、风电、储能、电动汽车和可控负荷等多类资源，构建统一的“虚拟电源池”。依托AI算法实现对分布式资源的高精度预测与实时调度，增强系统对波动性新能源的灵活响应能力。同时，虚拟电厂以市场化主体身份参与电力市场、辅助服务市场及碳交易，通过峰谷价差套利、灵活性服务和容量租赁等模式释放分布式能源价值，在提升新能源消纳水平、降低系统调度成本及推动多市场联动中发挥关键作用。新能源全产业链数智技术驱动框架如图3所示。

　　在高比例新能源接入的背景下，传统基于分省平衡的电力市场结构已难以满足新能源大规模消纳的需求，亟需构建覆盖范围更广、协同效率更高的多层级市场体系，实现供需之间的高效匹配与动态平衡。在这一过程中，需要加快构建跨省及跨区的数字孪生电网模型，对电网运行状态进行全景化仿真与动态模拟，实现对新能源出力波动、负荷变化和储能响应的量化分析。在规划调度阶段，可通过实时数据驱动的仿真演算，对发电、输配和储能设备运行进行调度优化，模拟不同负荷和新能源波动情况下的运行方案，辅助制定立体化新能源调度策略和市场交易方案，推动新能源配置模式由单一集中向多层次协同演进。

　　加快运用区块链技术，设计绿电溯源与跨省交易的可信机制，将新能源发电数据、发电量及消纳信息上链存证，通过智能合约自动执行跨省交易规则，并建立多节点共识机制，实现各区域市场主体、监管部门以及第三方认证机构的数据共享与互信，保障交易数据的不可篡改、可追溯与多方透明，提高交易信息的真实性和可靠性。

　　同步推进全国统一的新能源环境价值认证与核算体系建设，打通区域市场数据壁垒，促进信息透明共享，并构建电市场、碳市场与绿证市场的协同运行机制。一方面，统一各省新能源交易的准入规则、交易品种、结算周期及成本分摊机制，建立跨市场价格联动与价值映射机制，实现新能源发电、电力消纳及碳减排等环境价值在不同市场间的有效传导。另一方面，构建统一的数据接口和信息共享平台，支持交易数据实时互通与自动化结算，制定跨区交易监管与协调机制，保障新能源消纳、输配能力及环境价值权责利匹配的高效运行。最终建立统一开放、竞争有序且多市场协同高效的新能源交易平台，实现电力、碳减排与绿色证书价值的综合市场化运作。

　　依托遥感监测、大数据融合与AI算法建模等先进技术，构建多尺度、多维度的新能源资源与环境承载力综合评估体系。通过遥感与大数据技术获取高时空分辨率的遥感影像及气象数据，利用AI算法精准刻画风速、辐射强度等新能源资源的时空分布特征，并运用机器学习方法结合地理信息系统，叠加分析土地利用类型、生态敏感性、基础设施条件等多源因子，建立面向项目选址与容量优化的多参数约束模型。进一步推动评估成果与能源规划、产业布局和环境监管的协同对接，建立可动态更新的“资源 – 环境 – 产业”一体化数据库，实现风光大基地由“经验选址”向“数据驱动”的精准配置转型。

　　系统推进多时间尺度功率预测、负荷动态评估与调度优化算法的集成应用，依托数字孪生技术构建电网全景仿真与运行模型，结合AI与高性能计算，实现对风光出力、储能状态及区域负荷响应的精准建模与快速求解。加快部署广域测量系统与分布式控制终端，结合数字孪生平台打通跨区、省内及局域各级调度控制节点的数据互通与状态同步，支撑电力流的动态可视化调控。同时，优先建设柔性直流输电通道以增强远距离波动性能源外送能力，并推进局域电网柔性化改造及分布式储能、虚拟电厂等灵活调节资源的协同配置，实现局地出力平衡与负荷压降调节。基于数字孪生的仿真测试平台，可在“沙戈荒基地”等典型区域开展高比例新能源接入电网的多电压等级、多能形态调度控制实验验证，完善工程设计标准与调度规范，为跨区资源高效配置和系统安全运行提供全面技术支撑。

　　系统推进新能源出力预测与市场调度的深度融合，基于机器学习、深度神经网络与集成回归方法构建多时间尺度预测模型，实现风光出力的高频滚动更新。结合区域负荷预测与储能状态识别，形成发电预测、负荷感知与储能调节一体化的协同框架。同时，依托分布式能源的灵活性，推动微电网实现“源网荷储”的本地优化，利用虚拟电厂聚合光伏、风电、储能与电动汽车等多元资源，提升可再生能源的可控性与市场化参与能力。通过构建多层级需求响应机制，强化集中调度与用户侧自治的联动，具有实时性的预测 – 调度耦合辅助决策模型，全面提升新能源资源在日前、日内及实时市场中的报价精准性与响应灵活性，增强其市场参与的确定性与经济性。

　　统一省级市场的报价结算、调度执行及成本分摊机制，明确市场准入门槛、交易品种及周期，保障各省新能源电力交易在技术与规则层面的互联互通。在绿电溯源与跨省交易中，可依托区块链技术构建可信机制，实现发电、输配及交易数据全程上链、不可篡改与可追溯，确保信息真实性与透明性。同时，完善电市场、碳市场与绿证市场的核算衔接机制，建立统一数据接口、标准化信息共享平台及智能结算规则，实现市场数据实时互通与自动化处理。在此基础上，可根据各区域新能源发电能力、实际消纳量及碳排放基准量，按比例科学分配全国或跨区域碳减排目标，实现责任量化与可追踪管理。同时，统一计算发电侧可再生能源价值、消纳侧环境效益及市场溢价，实现环境价值在电力、碳与绿证市场间的统一计量与传导。

　　依托“锡盟—泰州”“灵州—绍兴”“准东—皖南”“晋北—南京”等特高压连接通道，探索能源基地“点对区”专项绿电现货交易模式，推动长三角工业企业与内蒙古、宁夏、新疆等风光大基地协同交易。逐步放开发用电刚性计划，推动“西电东送”等送电任务“分电到厂”，通过“报量不报价”方式参与全电量现货交易，引导中长期合同价格向现货价格靠拢，实现“计划电”向“市场电”转变。建立分区分时电价机制，细化用户结算区域与峰谷时段划分，为电力跨区配置提供有效的空间和时间信号，破解跨区电力传输依赖行政调节的困局，促进新能源跨区消纳。

　　面向保障国家能源安全与“双碳”目标的战略需求，本文系统分析了我国新能源产业区域协同发展的建设路径及对策。研究发现，我国新能源产业发展面临能源资源禀赋与消纳空间错配、产业链上下游空间割裂、国际能源竞争加剧等现实需求，亟需构建“源 – 网 – 荷 – 储 – 数”全产业链跨区域协同发展新格局。尽管我国新能源产业已具备全球领先规模，但新能源产业区域协同发展仍面临基础工程建设衔接不畅、配套辅助工程建设不完善、市场交易体系不健全等现实挑战。基于此，本文提出了新能源产业区域协同发展需贯彻“全链条整合 – 全空间联动 – 全过程优化”策略，并重点提出“两着力、四突破”的建设路径，从资源开发（源）、输电调度（网）、负荷响应（荷）与市场交易（市场）4个维度展开突破，将数智技术（数）与灵活性资源（储）融入上述环节之中，构建新能源产业跨区域、多环节一体化发展格局。

　　为进一步完善我国新能源产业发展，保障国家能源安全与实现“双碳”战略目标，未来我国新能源产业区域协同发展研究仍需着重关注以下方面。一是由于本文多聚焦于以风电和光伏为核心的陆上新能源开发模式，分析重点集中在西部风光大基地建设，对当前正在加速发展的海上风电在区域协同发展中的功能定位、互补机制及潜在路径挖掘尚显不足，

　　后续工作中可结合海上资源特性、跨区域输电和调度优化，系统探讨其在区域协同和新能源消纳中的作用。二是进一步关注“一带一路”背景下的能源国际合作与跨区电网互联对我国新能源发展的支撑作用，重点包括评估周边邻近国家风光资源通过跨国输电向国内或邻近区域输送电力的潜力及技术、政策可行性；探索亚洲区域内不同国家电力系统间的互联互通模式及调度优化机制，以实现区域新能源资源的高效利用和跨境平衡；研究碳交易、绿证互认及跨境碳定价对新能源投资、跨国合作和全球碳减排目标的影响。三是本文主要基于工程技术路径与政策导向，重在宏观层面的战略思考与顶层设计，尚未对区域协同发展中的微观行为机制进行深入剖析，缺乏对地方政府、能源企业、电网运营商等多元主体之间的博弈行为、利益分配及合作动因的系统性建模与实证分析。未来研究可进一步融合复杂系统建模方法与多主体仿真技术，从技术经济、空间地理与行为机制等多维视角拓展分析深度，以提升对新能源产业区域协同发展的理论解释力与政策指导价值。