经济发展，能源先行。可再生能源和电网分别是我国能源体系的不竭动力源泉和核心输配枢纽，是保障国民经济社会可持续发展的命脉。国家始终把可再生能源高质量发展摆在突出战略位置，20年前通过颁布《可再生能源法》及配套政策，确立“总量目标”、“全额保障性收购”和“可再生能源发展基金”等核心制度，为我国可再生能源产业高质量发展厚植沃土，同时收获巨大成效。截至2024年底，我国风电、光伏总装机规模已超过欧洲和美国的总和，跃居全球首位。然而，在电力系统供需瞬时平衡的物理规律下，可再生能源的跨越式发展也引发了消纳瓶颈（弃风、弃光）、供给短缺（无风、枯水）和安全风险（电压、频率失稳）诸多难题。随着极端天气频发及可再生能源更大规模并网，其“靠天吃饭”造成的短时和长期不确定性将持续放大，对电力乃至能源系统安全稳定造成更大挑战。

迎来《可再生能源法》修订的契机，本文分别从布局规划和协同运行的角度分析了促进两者协调发展的关键举措，并提出法条修订建议，助力可再生能源的高质量健康发展。

适度超前布局电网基础设施

我国能源与负荷中心逆向分布的特点决定了电力骨干网将长期保持“西电东送、北电南送”的整体格局，大规模、远距离交直流传输是实现电能资源优化配置的重要途径。随着双碳目标推进和经济社会发展，西北、华北和西南地区的外送电量将突破更大规模，华东和华南地区的外来电力占比将更高，电力系统面临更大容量的跨省跨区输电需求。

为此，需适度加大电网基础设施投资建设，超前开展高效输电技术研发，确保跨区域骨干网架容量充裕。输电网络是电力系统的“大动脉”，我国目前已初步掌握特高压直流、柔性直流和柔性交流等输电技术并建设了多条示范工程，有效支撑大规模可再生能源跨省消纳和区域电网互济。然而，现有输电网络仍然面临提升输电效率、增强灵活调节能力和适应极端环境等挑战。为此，需适度加大对柔性直流、柔性交流、柔性低频等输电工程的支持；也需超前攻关高海拔、复杂地形、恶劣环境等极端条件下的特高压输电技术，探索未来的超导输电技术。以上工程及技术将为我国充裕网架构建提供坚实支撑。除输电容量充裕外，骨干网架还需坚强、可靠、抗扰动。除高比例可再生能源并网外，高比例电力电子设备应用也是新型电力系统的典型特征。由于“双高”电力系统具有非线性、时变性、异构性和不确定性等复杂特征，其稳定性的内在机理发生根本变化。为此，亟需构建电力系统稳定性分析新框架，提出稳定性分析新方法，为保障系统安全稳定运行提供支撑。

加速配电网络自动化和智能化。配电网络是电力系统中的“毛细血管”，连接工业、建筑、交通和居民等各类终端负荷。随着分布式能源的发展，以及数据中心、电动汽车和绿电制氢等新兴负荷的增长，配电侧的源荷界限逐渐模糊，面临可靠供电、高效消纳和灵活运行等多重挑战。为此，需发展柔性交直流配电网技术，引入变频器等电力电子装置实现交流和直流的灵活转换和分配；还需发展智能配电网态势感知技术，识别配电网潜在异常和风险；也需发展配电网与综合能源集成技术，将电、热、气等能源互补，助力工业园区和绿色建筑等用户提前实现零碳排放。

统筹“源网荷储”多方灵活资源

可再生能源是新型电力系统完成去碳化进程的重要抓手。应对可再生能源的间歇性和波动性挑战，电力系统的调节手段亟需从“以火电为主”的单一模式发展为“源网荷储”多方协同消纳的新格局。

强化可再生能源主动支撑能力。去碳化进程中，可再生能源对常规机组的替代将从增量部分逐渐转向存量。作为未来的主体性电源，可再生能源机组需具备一定的支撑与调节能力，提升涉网性能。为此，一方面需提升可再生能源多时间尺度功率预测精度；另一方面需突破“构网型”可再生能源并网技术，使随机性电源表现为受控电压源特性，主动参与电网运行管理；还需发展光热发电技术，提高能量密度及光热转化效率是其未来攻关方向。

构建输配电网柔性调度体系。高比例可再生能源并网背景下，输配电网将在电力传输任务基础上更多地承担电力互联、电能调剂和灵活性共享等任务，构建“刚柔并济”的调度体系。为此，需要发展柔性交流输电技术，结合电力电子设备和现代控制技术，实时调节电网参数，快速响应电网波动，抑制震荡；还需发展柔性直流输电技术，促进区域间电网的互联互通；也需研究柔性低频输电技术，提升长距离输电效率。

释放灵活负荷互动调节潜力。随着科技进步和产业升级，负荷侧电气化和智能化水平将稳步提高。与此同时，电力市场的逐步完善将扩大用户的节能降费空间，终端用能的价格弹性将显著增强。为此，需鼓励发展智能用电和需求响应技术；还需关注挖掘电动汽车、数据中心、绿氢等新兴负荷的调节潜力，鼓励其根据价格信号灵活改变用能方式；也需发展虚拟电厂等新业态、新模式，将前述各类灵活性负荷以及分布式能源聚合，通过优化调度实现用户与电网的互惠共赢。

发挥储能系统多重调节价值。尽管我国锂离子电池、超级电容、压缩空气等储能技术快速发展，部分示范工程装机规模达到百兆瓦级，但目前除抽蓄外，其他储能技术难以同时满足与电力系统互动所需的规模、寿命、成本和安全要求。为此，一方面需从储能本体的经济性和安全性方面实现技术攻关和突破；另一方面，也需创新多类型储能协同与共享技术，通过不同技术经济特性的储能优势互补，为电力系统低成本提供调频、调峰等短时间尺度调节服务，以及年-季-月转移等中长时间尺度调节服务。

法律推动协调发展迫在眉睫

可再生能源与新型电力系统的协调发展不仅需要技术层面的攻关与突破，还需要政策层面的引领与保障。为此，首先建议将可再生能源与电网的协调发展上升至开发原则高度。原法条对于电网的描述为“配套电网建设”，现阶段可再生能源的高比例并网已为电网带来较大的调节和消纳压力，其未来大规模开发需从建设、运行和制度等多方面与电网规划相衔接；其次，建议扩充可再生能源定义，纳入“环境热能”“绿氢及衍生能源”等新品类。近年来空气源热泵、水源热泵在工业和建筑等行业得到广泛应用。此外，将无法及时并网的可再生能源电力用于制氢、氨和甲醇等成为一种新的消纳形式，并且未来有可能大规模发展；然后，建议强调高比例可再生能源电力接入的电网体系建设。面向未来大规模开发利用，需鼓励可再生能源基地输电通道建设，支持新型交直流输电技术研究与应用，提升大电网跨省跨区协调互济能力；同时，建议衔接电网企业输配成本疏导机制。可再生能源消纳产生的电网输配和安全成本需合理疏导，推动发电侧与输配侧成本传导机制协同创新，形成动态优化的长效机制；最后，建议鼓励配电侧和负荷侧消纳技术研发和模式创新。屋顶光伏、小型风电等分布式能源也成为可再生能源的重要组成，其高效消纳将依托智能微电网、源网荷储一体化和虚拟电厂等新模式、新业态。