界面新闻记者 |
中国新能源发展正式告别单纯追求规模扩张的阶段。
7月23日，国家发改委、国家能源局发布《可再生能源发展“十五五”规划》（下称《规划》），对未来五年可再生能源发展作出系统部署。
界面新闻梳理，本轮规划相比此前政策呈现五大关键变化。
从规模扩张转向“扩量提质、可靠替代”
《规划》明确，“十五五”时期要以“扩量提质、可靠替代”为发展主线。
其中，“扩量提质”是要综合考虑能源安全供应和绿色低碳转型需要，一方面持续提高可再生能源供给比重，另一方面不断提高可再生能源开发、输送和利用综合效率，增强市场竞争力和发展效益。
“可靠替代”是要进一步推动可再生能源立起来、靠得住，逐步实现对传统能源的安全可靠替代，逐步向兼具电量供应、容量支撑和系统调节能力的主力电源转变。
“这是《规划》最核心的变化”，绿色和平气候与能源项目经理高雨禾对界面新闻表示，新能源的发展逻辑将彻底转变：从“以规模扩张为主的增量补充”，正式转向“以安全替代为核心”，“推动风光真正顶替煤电发电空间，实现电力结构实质性换挡。”
截至2025年底，全国可再生能源发电装机在电力总装机中占比突破60%，风电、光伏装机规模超过火电，达18.4亿千瓦。
华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利告诉界面新闻，当前，真正需要解决的是新能源装机规模与有效电量、顶峰能力、系统调节能力和市场收益之间的不匹配。
《规划》的深层考量是推动新能源从“资源型电源”向“系统型电源”转变，“未来不仅要提高新能源发电量占比，还要通过储能、抽水蓄能、系统友好型电站、负荷侧调节和源网荷储协同，提高新能源出力的可预测性、可调节性和可控制性，在保障能源安全的前提下逐步扩大对传统能源的替代深度。”王永利说。
首次设立可靠替代目标，引入置信出力指标
《规划》首次设立了可靠替代目标，提出到2030年全国风电光伏平均置信出力达到8%，迎峰度夏度冬晚高峰风电光伏电量占比达到20%以上，提高约10个百分点，“十五五”期间新增可再生能源可靠顶峰发电能力3亿千瓦以上。
风电光伏置信出力，是省级电网或场站范围风电、光伏发电在保供控制时段、95%置信水平下的保证发电功率与风电、光伏发电装机的比值。通俗地讲，即在电网最需要电的时候，风电和光伏有多大把握能够真正顶上去。
高雨禾对界面新闻解读称，过去新能源考核标准偏重装机规模，普遍存在“装机量大、高峰出力有限”的短板，尖峰负荷下系统保供仍高度依赖煤电，“顶层设计需要新标尺，新能源的价值不只看一年发了多少电，还要看用电最高峰能不能顶得上。”
她认为，这将解决两个问题：一是通过量化风光在负荷高峰的实际供电支撑能力而促进其向主体电源角色转变；二是倒逼风光配套调节资源、匹配负荷曲线，增强高峰供电贡献，缓解系统对煤电兜底保供的依赖，打破新能源与煤电双向扩容的难题。
王永利对界面新闻解释称，风光装机容量并不等同于可靠供电能力，迎峰度夏、迎峰度冬的压力往往集中在晚高峰，此时光伏出力快速下降，风电又具有波动性。如果仍主要依据装机规模和全年发电量评价新能源贡献，就可能出现“装机充裕、峰时仍紧”的结构性矛盾。
“引入‘置信出力’，就是衡量风光及源侧储能在保供时段、95%置信水平下能够保证提供的功率，把新能源是否“靠得住”转化为可测算、可规划的指标。”王永利表示。
这解决了容量充裕度判断问题，使系统能够更准确识别极端天气、连续低风低光和负荷高峰下的真实供电缺口，并据此配置煤电、水电、抽水蓄能、新型储能、跨区输电和需求响应资源。
“更深层看，这一安排是在为新能源承担系统责任建立制度基础。政策并不是要求风光电站单独承担全部保供任务，而是通过风光、水电、光热、储能、灵活负荷和电网协同，把波动性资源组合成可依赖的供电能力。”王永利表示，只有完成这一转换，可再生能源对传统能源的替代才能从年度电量意义上的替代，走向关键时段和系统安全意义上的替代。
非电利用上升至战略层面，补齐深度脱碳短板
相较于过去替代煤电，《规划》将非电利用提升至与电力供给并重的战略位置，明确2030年可再生能源非电利用总规模较2025年增长1.5倍。
“这表明政策重点从前期的示范探索，进一步转向为规模化、产业化应用。”绿色创新发展研究院（iGDP）副主任杨鹂对界面新闻表示。
她认为，随着电力系统的可再生能源占比持续提高，单纯依靠绿电难以覆盖所有减碳排放，2030年后推动全口径降碳，还需要提前布局绿色氢氨醇和可持续燃料等非电利用路径，补齐难减排领域深度脱碳的重要一环。
王永利持相同观点。他认为，深层原因在于仅靠绿色电力并不能覆盖全部终端能源需求。资源富集地区本地负荷有限、远距离外送约束增多，而工业高温热、化工原料和长距离交通燃料又难以完全依靠直接电气化。
“目前可再生能源非电利用在中国能源消费中的占比仅约1%，《规划》的下发将打开非电行业新的投资空间，但不能演变为脱离需求的项目扩张。”王永利表示，下一步应优先在资源条件好、消费需求稳定、替代价值高的区域，形成生产、储运与消费一体化模式，并同步完善碳核算、产品认证、长期购销和基础设施机制，“谁能率先把绿色能源优势转化为低碳产品竞争力，谁就更可能在新一轮产业布局中取得主动。”
推动大基地整体入市、分布式新能源聚合交易
过去，大型风光基地的消纳主要依托输电通道、跨省区送电安排和优先调度实现消纳，分布式新能源则主要采用“全额上网”或“自发自用，余电上网”的模式，由电网按项目分别结算。《规划》提出，推动大基地整体参与电力市场交易，鼓励分布式新能源聚合交易。
王永利表示，这一变化的本质是新能源消纳方式正在由“依靠规划安排和电网接纳”转向“依靠市场价格和资源组合实现”。《规划》提出整体交易和聚合交易，并不是新能源此前不参与市场，而是在全面入市基础上，进一步解决大型基地内部资源分散、分布式项目单体规模过小、难以有效报价和承担市场责任的问题。
绿色和平气候与能源项目主任顾鑫涔对界面新闻表示，《规划》提出的“推动大基地整体参与电力市场”意味着未来需要将风光、储能、调节电源等作为一个整体，形成相对稳定的出力曲线，统一参与中长期、现货、绿电和辅助服务市场。这将推动大基地项目转向更重视系统调节和市场化运营能力。
“通过统一预测、协同报价、偏差管理和交易结算，可以把不同电源的互补特性转化为更稳定的送电曲线，形成一个具备一定履约能力的供电组合，“这有利于减少基地建设、输电安排和市场交易相互脱节的问题。”王永利补充道。
对分布式新能源而言，聚合交易将推动行业从“卖设备、租屋顶、收固定电费”转向数字化运营和综合能源服务。大量分散的光伏、储能和可调负荷可通过虚拟电厂或聚合商统一参与电能量、绿电和辅助服务市场，使小规模资源获得原本无法进入的市场收益。
风光冲刺28亿千瓦，考验装机转化有效供给能力
《规划》显示，到2030年，中国可再生能源发电总装机达到35亿千瓦左右，年发电量达到6万亿千瓦时左右； 风电和太阳能发电总装机达到28亿千瓦以上、装机占比超过50%，年发电量4万亿千瓦时以上，发电量占比达到30%。
届时，中国发电量结构将呈现“半数非化石、近半可再生、三成新能源”特征。
《规划》延续集中式与分布式并举思路，明确“十五五”期间重点布局：加快“三北”风电光伏基地建设，科学推进光伏治沙和100%绿电外送基地试点，风电光伏基地新增装机3.7亿千瓦以上；海上风电新增开工规模1亿千瓦左右，2030年累计装机规模达到1亿千瓦以上；全国分布式新能源新增装机3亿千瓦以上。
杨鹂表示，在大型风光基地持续建设、技术成本下降和项目储备充足的情况下，28亿千瓦风光装机目标完成难度是总体可控的。真正的挑战在于是否能把快速增长的装机转为稳定、可消纳并且替代煤电的有效发电量。
王永利认为，从现有产业能力、资源储备和建设速度看，规模目标并非不可企及。真正具有约束性的，是风光发电量要由2.3万亿千瓦时提高到4万亿千瓦时以上，并占全国发电量30%，“这意味着新增装机不仅要建成，还要接得上、送得出、用得好，并形成稳定收益。”
他认为，首先，需要要解决电源建设与电网消纳不同步的问题，若电源建设明显快于电网和用能项目落地，就可能出现装机增长较快，但利用小时下降、局部弃电增加的情况。
其次，要补齐系统调节和市场机制短板。风光发电量占比达到30%后，系统面临的已不只是电量消纳问题，还包括午间低谷、晚峰爬坡、连续低风低光和电网安全支撑问题。抽水蓄能、新型储能、灵活性电源、跨区互济和需求响应必须形成组合能力。
绿色创新发展研究院（iGDP）能源转型项目主任、高级分析师李鑫迪认为，还要完善省级现货市场建设、容量和辅助服务市场建设、跨省跨区市场交易、分布式新能源聚合入市等、绿证绿电等市场机制，确保可再生电力的电力价值、容量价值和绿色价值的实现。
“总体看，‘十五五’新能源发展的胜负手，不是能否再建十亿千瓦，而是能否把这些装机转化为可消纳、可调节、可交易和可持续经营的有效供给。”王永利称。
