以法律保障可再生能源新业态发展

《可再生能源法》与其配套政策确立的“可再生能源发展基金”“全额保障性收购”等相关制度，推动我国建成了全球最大、最完整的新能源产业链，成为全球绿色转型的核心引擎。2024年全国可再生能源发电新增装机3.73亿千瓦，同比增长23%，占电力新增装机的86%；可再生能源总装机达18.89亿千瓦，占总装机的56%。出口领域亦表现强劲，海关总署数据显示，2024年我国风力发电机组出口增长71.9%，光伏产品连续四年出口额超2000亿元。

然而，全球地缘政治风险加剧，国际市场壁垒抬升对我国可再生能源产业“双循环”格局构成挑战。国际循环方面，2022年以来，美国《通胀削减法案》（IRA）通过本土化补贴政策限制中国产品竞争力，并随关税政策加码进一步挤压出口空间。2025年4月，美国对华光伏产品综合税率升至104%，直接出口将近乎归零，东南亚产业链转口路径亦因关税壁垒被封堵，我国光伏产业海外布局或将面临重构，国际循环正遭遇政策性压缩与市场信任削弱的双重压力。国内循环方面，随着新能源装机规模的快速增长，可再生能源消纳压力凸显。2024年，全国风电、光伏利用率分别降至95.9%和96.8%，7个地区弃光率超10%，多地出现分布式光伏接入红区，面临消纳瓶颈。供应链端，2025年光伏组件产量增速预计超全球需求，风电机组及储能电池产能预计分别超出国内需求的2倍和5倍，结构性过剩风险加剧。

新业态能够有效扩展

可再生能源产业发展空间

面临外部环境严峻复杂、国内市场同质化竞争严重等挑战，通过构建新业态激活负荷侧调节能力、提升可再生能源装机空间成为产业破局关键。国家能源局自2021年起推进电力源网荷储一体化与多能互补发展；2024年12月国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》，强调以虚拟电厂、智能微电网等模式规模化、常态化挖掘负荷侧资源潜力，构建跨省调用与市场交易机制，推动负荷侧资源实现“可观、可测、可调、可控”；《2025年能源工作指导意见》明确支持智能微电网、算电协同等技术试点，通过体制机制改革释放用户侧调节潜力。随着政策落地与市场机制完善，新业态加速落地，大幅提升可再生能源的经济性与可及性。截至2024年底，全国源网荷储一体化项目超过450项，电源总装机超1亿千瓦；2024年全国新增储充/光储充/分布式光伏配储等微电网项目174个，总装机485.01MW/1284.62MWh，总投资超27亿元。河南兰考付楼村通过“光储充放”微电网等，年发电量超130万度，绿电就地消纳率达50%，村集体年增收超10万元。

随着新业态的广泛部署，负荷侧灵活性资源正成为支撑可再生能源产业持续扩张的关键力量。我国当前工业用电占总消费超过六成，然而其需求响应能力仍处于初级阶段，相较英国、荷兰等欧洲国家工业负荷可调节能力超10%的水平，尚有巨大提升空间。与此同时，电动汽车、数据中心等新型负荷快速增长，为用户侧调节能力的拓展提供了场景支撑。一旦负荷侧资源实现规模化可控，不仅将提升系统对新能源波动的适应能力，更将直接释放装机空间，使可再生能源具备从“能建”到“能用”的全周期可持续性。国际经验亦表明，通过构建以调节责任主体为核心的市场机制，可激发灵活性资源自发参与系统平衡。以德国“平衡单元”为例，市场规则倒逼企业主动引入可调节资源，2010—2020年，德国新能源发电量占比由20%持续提升至50%，同时系统平衡功率调用反而从1.1万兆瓦降至0.9万兆瓦，印证了负荷侧机制优化对新能源高比例接入的有效支撑。对我国而言，当前新业态正从示范走向规模化，若能同步完善激励机制与市场规则，全面激活用户侧的调节潜力，将为可再生能源产业打开更广阔的发展空间。

新业态发展面临多重挑战

然而，我国智能微电网、源网荷储一体化等可再生能源新业态正面临输配电价机制不完善、与大电网交互困难、自身源荷协同难度大等多重挑战，问题之间相互杂糅、环环相扣，亟待《可再生能源法》等重要法律政策破局。

输配电价机制无法合理反映电网设施使用成本差异。我国目前的输配电价制定主要依靠“邮票法”，即按整个电网输送的电量或功率平均分摊整个电网的输配电成本，与输送电能距离、流入流出节点位置无关，工商业和居民农业各自在同一电压等级价格一致。该方法的优势在于定价规则统一化和成本分摊简易化，但无法反映输配电网络的实际情况和成本差异，不能准确体现不同用户对电网使用程度的不同。一方面，当前输配电价机制无法体现可再生能源就地消纳节省输配电网络投资的价值；另一方面，当前输配电价机制下，新业态“备用容量大、下网电量少”的特点，将免去过多的输配电费，无法补偿公共电网在极端情况下对新业态主体的备用保障作用及其经济价值，对于源网荷储一体化项目来说，可能无法准确反映其实际使用输配电资源的成本，影响其经济合理性，限制了资源配置的效率。

新业态的支撑能力不足导致与大电网交互难。一方面，由于责任主体不明晰、技术标准与管理流程缺乏协同等原因，微电网等新业态在建设过程中没有充分考虑电网结构、电力电量平衡能力、独立运行能力，缺乏协调控制策略，不够注重灵活性调节能力的挖掘和聚合，导致实质上缺乏微电网的关键功能。另一方面，需求侧响应需要的市场条件，如现货市场、辅助服务市场规则还不尽完善，因此整体性地参与外部市场机制时协调难度大，削弱了对大电网的支撑能力，进而减少了获益渠道。

新业态的电源和负荷密切协同技术难度高、经济负担大。可再生能源具有明显的间歇性和不稳定性，而工业生产等电力负荷总体相对稳定且具有刚性需求，很难根据电源的波动进行大幅度调整，在“零倒送红线”政策下，导致项目被迫接受高弃电率或超额储能配置；对于新建负荷，尤其是负荷规模较大的项目，存在负荷与新能源项目建设周期不匹配、负荷投资受市场形势影响不确定性大等问题，以某地批复源网荷储一体化示范项目为例，负荷类型为多晶硅生产，却由于多晶硅产品价格出现大幅波动，导致项目暂缓。

以《可再生能源法》修订为契机

推动产业持续健康发展

新业态的高质量发展需要政策与法律层面的引领与保障。首先建议优化输配电价机制。构建能够准确反映电力输送成本的输配电价机制，适当拉开不同电压等级的输配电价差距，鼓励可再生能源的就近消纳，同时通过差别化不同用电特性、不同电压等级的容需量电价等方式，形成合理的备用容量费机制。其次，建议完善电力市场体系建设。推动新型主体参与市场交易，结合各类调节资源在响应能力、调节速率、成本特性等方面的差异性，设计多元化市场交易品种与市场出清机制，从而在丰富市场化交易形式的同时，满足不同交易主体的需求；同步考虑建立容量市场机制。最后，建议多措并举增强新业态与电网的协同。强化标准规范体系建设，科学评估各级电网新能源消纳压力及需求侧灵活资源的经济效率；完善面向主、配网新能源承载与消纳的虚拟电厂等源网荷储一体化技术体系，通过供需双向高效互动支撑可再生能源消纳与电网安全稳定运行；加强“可再生能源发展基金”对技术创新的支持，推动更高效率新能源发电装备应用，并着重提升新能源的主动支撑能力；建立健全能源数据监测系统与电网新能源承载能力评估体系，形成政府引领、源网荷储多方参与的联席协调机制。

（欢迎社会各界人士就修法提出宝贵意见和建议，联系邮箱kzsnyfxd@163.com。）

文丨孟垚 戴璟 王骁宇 许庆宇，孟垚系清华大学能源互联网创新研究院副研究员；戴璟系清华大学智库中心助理研究员；王骁宇系清华大学能源互联网创新研究院助理研究员；许庆宇系清华大学电机系博士后