风电光伏装机历史性超过火电之后，中国可再生能源的下一个命题是什么？近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《可再生能源发展“十五五”规划》（以下简称《规划》）给出了答案：以“扩量提质、可靠替代”为主线，以电为核心、非电为突破，推动可再生能源从规模扩张迈向高质量发展。

截至2025年底，全国风电、光伏发电总装机达到18.4亿千瓦，可再生能源发电装机比重已达到60%，风电、光伏发电总装机历史性超过火电。站在新的发展起点上，可再生能源不仅要继续扩大供给规模，还要提高开发利用效率和电力系统支撑能力，加快从能源增量主体向兼具电量供应、容量支撑和系统调节能力的主力电源转变。

扩量还在继续，但增长逻辑已经变了

“可靠替代”成为主线，并不意味着规模增长不再重要。从《规划》设定的目标看，“十五五”时期我国可再生能源仍将保持较快发展。

国家发展改革委、国家能源局有关负责人在答记者问时表示，到2030年，全国可再生能源消费总量将达到18亿吨标准煤左右，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。其中，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%，年发电量达到4万亿千瓦时以上，发电量占比达到30%。届时，我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。

装机规模还在扩大，但扩量的逻辑正在改变。过去更多关注资源在哪里、项目能建多大，未来则要把资源条件、电网承载能力、产业布局、生态治理和消费需求放在一起统筹。

在我国西部和北部地区，“沙戈荒”大型风电光伏基地仍是规模化开发的重要载体。《规划》提出，深入推进新疆、黄河上游、河西走廊、黄河“几字弯”、冀北、松辽等新能源基地建设，“十五五”时期“三北”风电光伏基地将新增装机3.7亿千瓦以上。在加快外送基地布局的同时，还将结合高载能产业转移、新兴产业发展、传统产业绿色转型和数据基础设施建设，布局本地自用新能源基地。

这说明，大型新能源基地不再只是“发电—外送”的单一工程，而是逐步与区域产业布局和经济发展需求相结合。新能源资源富集地区既要承担跨区域绿色电力供应任务，也要结合本地产业发展需求布局自用新能源项目，提升新能源就地消纳水平。

光伏治沙进一步体现了这种综合开发思路。《规划》提出，在黄河“几字弯”、河西走廊、吐哈盆地、环塔克拉玛干沙漠、柴达木盆地等区域建设光伏治沙实验项目，稳步实施荒漠化防治和风电光伏一体化工程。新能源建设由此与防沙治沙、土地综合利用和区域生态治理更加紧密地结合起来。

沿海地区则把增长空间进一步拓展到深远海的广阔市场空间。《规划》明确，“十五五”时期全国海上风电新增开工规模约1亿千瓦，到2030年累计装机规模达到1亿千瓦以上，并将建立深远海海上风电基地项目库，统筹推进源网工程规划建设，推动海底输电廊道和登陆点集约共享。海上风电开发也不再局限于发电本身。《规划》提出推动海上风电与海上光伏、海洋能、海水淡化、海洋牧场、海底算力等业态融合发展，探索海上能源岛建设，打造海上绿色能源综合开发与高效利用新模式。

从陆上大型基地到深远海风电，从光伏治沙到产业协同布局，“十五五”时期可再生能源的扩量将不只是项目数量的简单增加，更要兼顾资源开发、产业发展、生态治理和能源消费之间的协同。规模增长仍然重要，但增长方式将更加集约、更具系统性。

可靠替代：从“选择题”变成“必答题”

为什么《规划》要把可靠替代摆在如此突出的位置？根本原因在于，新能源已经从电力系统的补充电源成长为影响系统运行方式的重要变量。

国家能源局数据显示，2015年底全国风电、光伏累计装机合计约1.72亿千瓦，到2025年底已增至18.4亿千瓦，十年间规模扩大约10倍。装机规模快速跃升后，新的问题也随之出现。

风电、光伏出力受天气影响，波动性较强，装机容量并不等同于电力关键保供时段能够稳定调用的容量。新能源占比越高，电力系统对预测、调节、储能和负荷响应能力的要求就越高，这正是“可靠替代”要回答的问题。

建设系统友好型风光电站，是增强“可靠替代”能力的重要抓手。《规划》提出，到2030年，新建集中式风光电站置信出力（即能够稳定调用的容量占装机容量的比例）原则上不低于10%，鼓励具备条件的项目超过20%。新建项目要提升技术要求，加大构网型、高精度功率预测、一体化调度等先进技术装备应用，存量项目则可通过改建扩容、合理增配储能等方式，提高发电效率和系统友好性能。

新能源之间的多能互补也将进一步加强。风电与光伏可以同场或就近布局，共享输变电设施；光热发电可以依靠储热能力，在风光出力不足时发挥调节作用；在东北等风光和生物质资源富集地区，生物质发电可以与风电光伏集中打捆接入电力系统。

抽水蓄能电站则承担着重要的调节作用。《规划》提出，到2030年，全国抽水蓄能电站装机规模达到1.6亿千瓦左右，并力争“十五五”时期新增投产服务电力系统的抽水蓄能项目1亿千瓦左右。还将重点推进为西南水风光一体化基地、“三北”风电光伏基地、沿海核电等特定电源服务的抽水蓄能电站建设。

“可靠替代”也不能只依赖电源侧建设。《规划》提出，发展与新能源发电特性相匹配的灵活用电负荷，提升工业柔性负荷控制能力，挖掘数据中心等新型用电负荷调节潜力。通过价格信号引导灵活负荷向新能源大发时段转移，同时发展虚拟电厂、车网互动、源网荷储一体化、绿电直连和智能微电网等新模式。

“可靠替代”并不是要求风电、光伏在所有时段单独替代常规电源，而是通过源网荷储协同，提高新能源可以被电力系统依赖的程度。当新能源装机占比进入高位，可靠替代就不再是一道“选择题”，而是保障能源安全和推进绿色转型必须答好的“必答题”。电力系统的替代只是第一步，更难的还在工业、交通这些非电领域。

非电利用：能源转型的“下半场”

如果说电力替代是能源转型的“上半场”，非电利用就是必须展开的“下半场”。在钢铁、化工、航运等难减排的领域，许多环节无法仅靠绿色电力完成脱碳，绿色燃料、绿色原料和可再生热力则可能成为破局关键。

到2030年，可再生能源非电利用总规模较2025年增长1.5倍，折合约1.5亿吨标准煤；可再生能源制氢规模将达到200万吨。数字的背后是可再生能源替代范围从电力系统向工业原料、交通燃料和生产生活热源延伸。

绿色氢氨醇是非电利用的重要方向。《规划》提出，在东北地区规划建设以外送为主的绿色氢氨醇生产基地，在黄河“几字弯”、华北北部、天山北麓等地区建设以就近利用为主的绿色氢氨醇生产基地。

风光供热为工业领域提供了另一条路径。《规划》提出，针对钢铁、水泥、化工、纺织、医药、造纸和食品加工等行业用热需求，合理配置聚光集热、储热储电系统；在城乡供暖领域，因地制宜推广“风光+蓄热电锅炉”、分布式新能源耦合电热泵等技术。

生物质能和地热能也将发挥更加多元的作用。农林废弃物聚集丰富的地区可发展生物质供热、生物天然气、生物柴油、非粮燃料乙醇和生物航空煤油；地热资源集中的地区可推进浅层地热集群化利用和中深层地热集中开发。

非电利用的意义，不只是为风光资源寻找新的消纳渠道，更在于打开化石能源深度替代的新空间。真正的“突破”不能只用项目数量衡量，还要看能否形成稳定需求、完整产业链和可持续商业模式。替代范围扩大了，消费端的市场机制能不能跟上，就成了关键。

建得起来，还要用得出去

在可再生能源发展初期，主要约束更多是项目能不能建起来；进入高比例发展阶段，能源能不能被稳定、经济地消费成为更加突出的矛盾。消费端的制度和市场机制不完善，生产端建得越多，消纳和收益压力就可能越大。

《规划》提出，落实可再生能源消费最低比重目标，建立监测、评价和考核机制，逐步扩大可再生能源电力强制消费行业范围，并建立非电利用监测、统计和核算体系。在强制消费之外，《规划》还提出丰富绿电、绿证等消费产品，推动公共机构、重点用能行业、行业龙头企业和跨国公司提高可再生能源消费比例，将可再生能源消费纳入企业信息披露，鼓励大型群众性活动实现100%消费可再生能源。

消费需求能否转化为稳定市场，还要依靠电力市场、价格和绿证机制。《规划》提出，构建适应新能源全面入市的电力市场体系，推动大型基地整体参与交易，鼓励分布式新能源通过聚合方式参与市场，并完善辅助服务市场和调节成本分担机制。

在价格机制方面，《规划》提出，完善新能源可持续发展价格结算机制，健全抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制。这将推动新能源提供的绿色电量、调节能力和可靠容量分别获得合理回报。

绿证绿电交易也将进一步完善。中长期绿证交易、多时间尺度绿色电力交易、跨省跨区绿电交易和分布式新能源聚合交易将加快发展，并逐步推动电力、碳排放和绿证市场衔接。

这意味着，新能源企业今后不仅要做好工程建设，还要提高功率预测、市场报价、合同管理和集控运维能力。新能源产业的竞争，也将从设备成本和资源条件竞争进一步转向系统支撑能力、绿色价值实现能力和市场化运营能力竞争。

“十五五”时期是我国实现碳达峰目标的关键期、攻坚期，也是可再生能源由规模快速增长迈向高质量发展的关键阶段。从“扩量”到“可靠替代”，并不是发展目标的简单增加，而是能源转型进入深水区后的必然选择。

从“有没有”到“够不够”，再到“稳不稳”——“十五五”规划标志着我国可再生能源发展进入了第三个阶段。能不能把装机优势转化为可靠供给优势，把资源优势转化为产业优势，把绿色能源转化为可交易、可核算的市场价值，将决定这场能源转型的成色。