长期以来，我国风、光自然资源与负荷中心呈现东西部逆向分布的显着特征，形成了以“西电东送”为主的新能源发展格局。根据“30·60”双碳和气候雄心峰会目标要求，未来我国风电、太阳能发电的发展增速将远超以往，现有新能源发展格局需优化调整，以缓解能源安全性、经济性与可持续性之间的协调难题。因此，提出以下四点建议：

　　将新能源发展重心向中东部倾斜

　　大规模、远距离“西电东送”相比于在中东部就地开发新能源并不具备明显优势：一是清洁化方面，为保障电力远距离输送的安全性，西北地区新能源东送多以“风光火打捆”为主，风、光新能源电力占比不到50％，并不是严格意义上的清洁化；二是经济性方面，西北地区新能源东送的落地成本比中东部就地开发高0.07-0.15元/度，大规模的输电通道投资和难以避免的输电损耗是主要原因；三是安全性方面，大力开发中东部新能源对于提高其能源自给能力、降低中东部对西部资源的过渡依赖，进而保障国家能源安全具有重要意义。

　　此外，中东部风、光资源技术可开发量总计20亿千瓦以上（陆上风能8.96亿千瓦，海上风能4亿千瓦，集中式光伏3.58亿千瓦，分布式光伏5.31亿千瓦），具备风电、太阳能发电大规模开发的自然资源条件。目前，中东部新能源发展可重点探索以海上风电、陆地分布式光伏为主的模式。

　　多措并举提升中东部电力系统调节能力

　　随着未来风电、太阳能发电大规模发展，中东部电力系统现有调节能力难以平抑波动性风、光出力对系统运行可靠性的冲击。因此，建议多措并举提升中东部电力系统调节能力：一是转变中东部煤电发展定位，持续推动存量煤电机组灵活性改造，由传统的“基荷电源”单一属性调整为“基荷电源+灵活性调峰电源”双重属性；二是推动中东部抽水蓄能电站建设，探索以政府补贴、混合所有制运营、辅助服务市场交易或共享租赁等方式疏导抽水蓄能电站高昂投资对电价的压力；三是激发中东部用户侧储能（包括化学储能和“绿氢”储能）、需求响应资源等灵活性资源潜力，大力推广新能源微电网、虚拟电厂、园区级综合能源系统等基础设施建设，推动用户侧灵活性资源参与电网调度的制度体系建设与技术创新应用。

　　深化、创新中东部电力市场机制建设

　　电力市场可以优化电力资源配置，以市场化手段保障新能源电力顺利消纳是国内外验证过的可行经验。因此，建议深化、创新中东部电力市场机制建设：一是有序放开中东部新能源发电机组进入电力市场交易，可以按照“集中式+中长期电力交易优先，分布式+电力现货交易试点”的路径有序实施，探索适用于我国的新能源市场交易模式；二是加快中东部电力现货、辅助服务市场机制建设，推动广东、江苏等先进省份电力市场建设经验转化，为各类灵活性资源参与辅助服务提供有效的经济补偿；三是扩大中东部绿证、碳交易等试点范围，约束需求侧用户的化石能源消费行为，鼓励绿色电力消费；四是探索中东部电力市场创新型交易品种，鼓励集中式、分布式新能源发电机组与抽水蓄能、用户侧储能、需求响应资源聚合，共同参与市场化交易。

　　统筹西北部新能源清洁外送与就地消纳

　　西北部具有丰富、优质的风、光资源，未来仍将是我国重要的新能源基地，但现有“风光火打捆”外送模式和西北部就地消纳能力难以支撑未来西北部风、光资源的大规模、清洁化、经济性开发利用。因此，建议统筹西北部新能源清洁外送与就地消纳：一是依托青海黄河上游区域、新疆伊犁和阿克苏区域、甘肃黄河干流区域水电资源，优化水电与新增风电、太阳能发电建设布局，以低成本、高可靠性的水电就近协调风电、太阳能发电的波动性出力，并通过配套外送通道建设（如已建成的青豫特高压），提高西北部“风光水打捆”清洁外送比例；二是利用西北地区年平均气温较低、土地资源丰富的优势，推动数字产业（数据中心）、新能源产业（上下游制造业）等能源密集型、技术密集型产业向西北部转移，带动西北部经济发展和产业转型升级，提升西北部新能源的就地消纳能力。