解读国家发展改革委、国家能源局：可再生能源发展“十五五”规划（发改能源〔2026〕1067号）

从“扩量”到“可靠替代”的主线切换

规划开篇即明确，“十五五”时期我国可再生能源将进入扩量提质、可靠替代的新发展阶段，主线是以电为核心、非电为突破。与以往侧重装机规模不同，这次把“可靠替代”单独设为目标类别，要求2030年全国风电光伏（含源侧配建储能）平均置信出力达到8%，其中风电11%左右、光伏6%左右；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。

所谓置信出力，指的是在保供控制时段、95%置信水平下，风电光伏能够保证发出的功率与装机的比值。这一指标的引入，意味着新能源不再只被当作“看天吃饭”的电量来源，而要承担起顶峰保供的实际责任。“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，就是这一转向的直接体现。

这句话概括了提升可靠替代能力的四条路径：新建与改造并重、多源互补、源储协同、源荷匹配。规划进一步要求，到2030年新建集中式风光电站置信出力原则上不低于10%，鼓励具备条件的项目超过20%，同时推进存量电站的系统友好性能改造。

供给格局：基地化、海上风电与分布式三线并进

电力供给部分延续了集中式与分布式并举、陆上与海上并重的思路。集中式方面，“三北”风电光伏基地以“沙戈荒”地区为重点，“十五五”期间新增装机3.7亿千瓦以上，并明确新疆、黄河上游、河西走廊、黄河“几字弯”、冀北、松辽等基地的具体区域重点，同时推进光伏治沙和100%绿电外送基地试点。

海上风电是另一条主线。“十五五”期间全国海上风电新增开工规模1亿千瓦左右，2030年累计装机达到1亿千瓦以上。规划分渤海、黄海、东海、南海四大海域布局近海项目与深远海基地，并鼓励海上风电与海洋油气、海水淡化、海洋牧场、海底算力等业态融合，探索海上能源岛建设。

分布式方面，“十五五”期间全国分布式新能源新增装机3亿千瓦以上，重点在工业园区、经济开发区等工商业聚集区推进分布式光伏和分散式风电，同时推动交能融合“零碳公路”、建筑光伏一体化以及千乡万村驭风行动、千家万户沐光行动。水电则到2030年常规水电装机达到4.1亿千瓦左右，并加快流域水风光一体化基地建设。

非电利用：氢氨醇、供热与生物质能的突破口

规划把非电利用单列一章，目标是2030年非电利用总规模较2025年增长1.5倍，折合约1.5亿吨标准煤，其中可再生能源制氢规模达到200万吨。绿色氢氨醇被放在首位，重点在东北地区建设以外送为主的生产基地，在黄河“几字弯”、华北北部、天山北麓等地建设以就近利用为主的生产基地，并鼓励风光制氢弱联网、离网模式发展。

供热领域，规划提出针对化工、纺织、医药、造纸、食品加工等行业就近建设风光集中供热站，鼓励钢铁、水泥等行业新建项目部分或全部采用风光就近直供电弧炉、电窑炉技术方案。居民区则推广“风光+蓄热电锅炉”集中供暖模式。

生物质能与地热能同样有明确安排：推进生物质供热供暖、生物天然气产业化、非粮生物液体燃料发展；地热能方面加强重点区域资源勘查评价，推广浅层地热能集群化利用和中深层地热能集中开发、梯级利用。光热发电到2030年装机力争达到1500万千瓦，海洋能装机力争达到40万千瓦。

消费端：最低比重制度与替代行动

消费侧的核心抓手是全面实施可再生能源消费最低比重目标制度。规划提出实施重点用能行业可再生能源电力消费最低比重目标，逐步扩大强制消费行业领域范围，同时加快建立可再生能源非电利用监测、统计和核算体系，适时确定非电消费重点用能行业考核范围和指标。

自愿消费方面，规划鼓励能源供应企业提供多元化消费服务或产品，推进绿色电力消费认证，支持各地建立绿证绿电服务中心，研究推出居民绿电套餐。企业层面，鼓励行业龙头企业、跨国公司建设绿色产业链供应链，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100%消费可再生能源。

这一要求把可再生能源消费从企业自主选择推向信息披露层面，意味着重点用能企业的绿电消费情况将更直接地受到市场和监管关注。配套的可再生能源替代行动覆盖工业、交通、建筑、数字基础设施、乡村特色产业五大领域，其中明确引导新建数据中心与可再生能源发电协同规划布局，创新绿电直连、源网荷储一体化等方式。

技术与产业：可靠替代技术与市场化运营能力

技术攻关围绕可靠替代展开。规划提出应用人工智能等数智技术提升气候预测能力和新能源功率预测精度，研究高比例新能源电力系统稳定基础理论及运行控制技术，加大构网型技术装备研发及应用，提升风电光伏设备对沙尘、寒潮、台风、凝冻等极端天气的适应性。前沿装备方面，涉及超高水头抽水蓄能机组、超高塔架、新型漂浮式基础、钙钛矿叠层电池、绿色氢氨醇柔性离网制取等方向。

产业层面，规划强调加强国产装备研发应用，在可再生能源基地中加大先进技术装备规模化应用，培育退役新能源设备循环利用产业链，完善产业标准和认证体系，加快制定系统友好型新能源电站等标准。

市场化运营能力被单独提出：提升新能源气象预报供给水平和功率预测精度，增强电力市场交易履约能力，应用人工智能提升参与电力市场的决策能力，支持区域新能源场站群一体化集控运维，支持签订多年期购电协议、合同能源管理协议，加快培育新能源发电专业运营商。

机制保障：法律、市场与要素协同

政策体系部分覆盖法律、机制、市场、要素四个维度。法律层面做好可再生能源法修订工作；机制层面建立可再生能源消费最低比重目标的监测、评价和考核机制，将有关要求纳入行业碳管控和企业碳管理，同时完善消纳责任权重监测评价考核，推动新能源项目与输电通道同步建成投运。

电力市场方面，规划提出构建适应新能源全面入市的电力市场体系，完善跨省跨区电力交易制度，推动大基地整体参与电力市场交易，支持符合条件的新能源项目联合报价，鼓励分布式新能源通过聚合方式整体参与交易并合理承担系统调节成本。价格机制上，完善新能源可持续发展价格结算机制，研究海上风电送出工程成本疏导机制，完善抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制。

绿证绿电方面，完善全国统一的绿证核发交易体系，推进中长期绿证交易和多时间尺度绿色电力交易机制建设，健全绿证价格形成机制，发布绿证价格指数，推动电-碳-证衔接。要素保障上，开展全国风电光伏资源普查，将重大项目空间利用需求纳入国土空间规划“一张图”，并推动绿色金融产品和服务创新。

这组数据把2025年基期与2030年目标并排呈现，便于看清各项指标的增幅差异。消费总量从11.8亿吨标准煤增至18亿吨标准煤，是约束性指标；风光装机从18.4亿千瓦增至28亿千瓦以上，同样是约束性指标，其余多为预期性。 增幅最突出的是制氢规模，从25万吨到200万吨，增长7倍；非电利用规模增长1.5倍。发电量方面，总发电量从4万亿千瓦时增至6万亿千瓦时，其中风光发电量从2.3万亿千瓦时增至4万亿千瓦时，增速快于总发电量，反映风光在电量结构中的占比将明显提升。

从项目层面看，“三北”风电光伏基地和分布式新能源是“十五五”期间两大增量主力，分别为3.7亿千瓦以上和3亿千瓦以上。海上风电新增开工1亿千瓦左右，2030年累计装机目标1亿千瓦以上，意味着“十五五”期间将基本形成千万千瓦级以上的年度开工节奏。 调节性资源方面，抽水蓄能2030年装机目标1.6亿千瓦左右，“十五五”期间新增投产1亿千瓦左右，与新能源增量形成配套。光热发电和海洋能体量较小，但规划给出了明确的2030年目标，分别为1500万千瓦和40万千瓦，属于培育型方向。

可靠替代指标是这份规划区别于以往的重要标志。全国风电光伏平均置信出力2030年达到8%，其中风电11%左右、光伏6%左右，这一差异与两类电源的出力特性直接相关。 对项目层面更有约束力的是，到2030年新建集中式风光电站置信出力原则上不低于10%，鼓励具备条件的项目超过20%。这意味着新增项目在设计和配置储能时需要以此为参照，而晚高峰电量占比20%以上、新增可靠顶峰能力3亿千瓦以上的目标，则把责任落到系统和基地层面。