吕建中：“十五五”可再生能源发展“扩量提质、可靠替代”要怎么干？

近期，国家发展改革委、国家能源局印发《可再生能源发展“十五五”规划》（以下简称《规划》），明确我国可再生能源发展将迈入扩量提质、可靠替代的新发展阶段，并锚定2030年四大核心发展目标：可再生能源消费总量达18亿吨标准煤左右；可再生能源发电总装机约35亿千瓦、年发电量约6万亿千瓦时，风电光伏装机超28亿千瓦、装机占比超50%，年发电量超4万亿千瓦时、发电量占比达30%；2030年可再生能源非电利用规模较2025年增长1.5倍，折合1.5亿吨标准煤；全国风电光伏平均置信出力达8%，迎峰度夏度冬晚高峰时段风光电量占比超20%，“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。

应当看到，经过“十四五”时期的快速发展，我国已建成全球规模最大的可再生能源体系，形成了完备的新能源全产业链。截至2025年底，全国可再生能源发电装机占电力总装机比重突破60%，风电光伏装机18.4亿千瓦，历史性超越火电，清洁电力供给能力显著提升。当前，国际地缘冲突持续扰动全球油气供应链。在此背景下，“十五五”可再生能源发展要“扩量提质、可靠替代”，既是构建新型能源体系、落实“双碳”目标的核心举措，也是筑牢能源安全根基、推进能源强国建设的重大战略举措。

吉林油田新立采油厂III区块零碳先导示范区

一、“十五五”可再生能源发展战略使命升级

1. 内外双重压力倒逼能源发展逻辑深度变革

从外部看，全球能源格局深度重构，地缘风险加剧能源供给不确定性。俄乌冲突重塑欧洲油气供应体系，国际液化天然气（LNG）价格大幅波动；中东局势动荡导致霍尔木兹海峡航运风险攀升，油气进口成本与供应稳定性长期承压。本土清洁能源增产已成为对冲国际能源波动的核心手段，扩大可再生能源供给可从源头降低地缘风险带来的能源安全隐患。

从内部看，“十五五”是我国能源转型的关键攻坚期，叠加安全风险演变、技术创新突破、体制改革深化等多重变革。未来，可再生能源将从补充能源升级为电力供给主体。传统煤电、油气兜底保供的能源系统模式已无法适配新发展需求，重构以新能源为核心的新型电力系统成为必然选择。

2. 可再生能源高质量发展肩负多重战略价值

一要筑牢能源安全底线。我国风光水地热资源禀赋优越，可再生能源供给持续扩大，形成稳定的绿色能源供给底盘，将有效降低油气进口依赖，破解化石能源供给“卡脖子”难题。

二要赋能产业经济高质量发展。“十五五”期间可再生能源全产业链投资将突破5万亿元，带动风电光伏装备、储能、特高压、绿氢、二氧化碳捕集与封存（CCUS）等万亿级新兴产业集群发展，创造大量高端制造、工程建设、运维就业岗位，精准适配AI算力、高端制造等高耗能产业的绿色用能需求。

三是夯实“双碳”阶段性目标。可再生能源是工业、建筑、交通等领域脱碳的核心载体，依托绿电、绿氢可实现钢铁、化工、炼化等高耗能行业的清洁替代，从源头削减碳排放，保障2030年碳达峰目标顺利落地。

四是塑造全球产业竞争优势。我国已建成全球最完整的风光装备产业链，“十五五”期间将持续推动新能源技术、标准、装备出海，巩固我国在全球绿色能源赛道的领先地位，抢占全球能源转型发展先机。

玉门油田300兆瓦光伏电站

二、“十五五”可再生能源要迈入高质量发展新阶段

回顾“十四五”可再生能源发展，核心是补齐总量短板、快速做大装机规模，重点解决了“有没有”的问题；进入“十五五”之后，发展重心全面转向提质增效、筑牢可靠供给体系、完善市场化机制，聚焦解决“好不好、稳不稳、竞争力强不强”的深层问题，两大阶段在发展导向、供给能力、运行机制、产业竞争力上形成系统性升级。

首先，在发展导向上，要从“重装机增量”转向“重综合供给质量”。

“十四五”时期，可再生能源发展以装机总量为核心考核指标，快速铺开沙戈荒大基地与分布式光伏项目，但发展模式偏粗放，重建设、轻配套问题突出，储能、输电通道建设滞后于项目投产，季节性弃风弃光现象频发。同时项目高度依赖政策兜底，市场化参与度低，风光“靠天吃饭”的稳定性短板未根本解决。

“十五五”期间，风电、光伏要净新增装机近10亿千瓦，应当突出强调供给质量：一是设定新增顶峰发电能力、风光置信出力、夏冬晚高峰供电占比量化核心目标； 二是配合实施《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》，统筹解决好新能源消纳瓶颈； 三是严控低水平同质化重复建设，有序推进老旧低效风光机组提质改造； 四是大幅拓展可再生能源供热、绿氢、生物燃料等非电应用场景，持续扩大非电利用规模。

其次，在供给能力上，要从“电量补充”升级为“高比例可靠替代”。

“十四五”时期，新能源仅作为电力系统电量补充，顶峰保供、调峰兜底完全依赖煤电、气电，风光置信出力未纳入电力安全平衡测算，极端天气下新能源出力缺口只能依靠化石能源填补，供电可靠性不足。

“十五五”要实现新能源高比例可靠替代，需完成三大关键变革。一是建立置信容量统一测算机制，将风光有效顶峰出力纳入电力供需平衡核算，倒逼项目配套调节资源，提升稳定供电能力；二是构建多能互补调节矩阵，统筹抽水蓄能、新型储能、光热、水电、气电等调节资源，大基地配套规模化储能集群，水风光一体化项目依托水电平抑出力波动；三是打通跨区互济通道，新增西电东送输送能力8000万千瓦以上，依托全国大电网实现资源错峰互补，降低区域供电波动风险。

再者，在运行机制上，要从“政策兜底”全面转向“市场化竞争”。

“十四五”时期，新能源主要依托保障性收购电价保障收益，市场风险由社会分摊，投资确定性强，但市场竞争机制缺失，企业提质增效、优化出力的内生动力不足，储能、虚拟电厂等新业态回报机制不完善，发展速度受限。

“十五五”要推动新能源全面脱离政策兜底，构建“机制保底+全电量市场化交易”新模式。完善中长期、现货、辅助服务三级电力市场，风光项目全电量参与现货交易，以价格信号引导优化发电曲线；建立容量补偿机制，对具备顶峰支撑能力的风光储项目给予电价补偿，破解置信容量投资收益难题；打通绿电、绿证、碳市场联动通道，以市场化溢价反哺产业发展；健全储能、虚拟电厂独立交易规则，形成“发电+调节”完整市场化生态。

第四，在产业竞争力上，要从“装备规模优势”迈向“全链条综合实力”。

“十四五”时期，新能源产业竞争集中在制造端，依靠产能扩张降低制造成本，但核心元器件、储能材料、调度系统等关键领域存在短板，产业链附加值偏低。

“十五五”要聚焦全链条提质升级。一方面攻关大容量海上风机、长时储能电芯、先进逆变器、光热熔盐设备等高端装备国产化；另一方面延伸产业链价值，拓展绿氢、可再生能源供热、综合能源服务、碳资产管理等下游赛道，推动新能源企业从单一发电运营商向综合能源服务商转型，依托市场竞争淘汰低效产能，完善全生命周期成本管控体系。

长庆油田7200多座井场采用“风光互补”发电技术，实现用能清洁替代

三、“十五五”可再生能源发展要突出重点举措

《规划》部署七大重点任务，核心聚焦五大关键举措，精准推动可再生能源扩量提质、可靠替代落地见效。

1. 优化空间布局，推进集中式与分布式协同提质

有序升级大型风光基地，持续推进沙戈荒风光大基地二期、三期建设，同步配套特高压送出通道与规模化储能；打造西南水风光一体化基地，依托水电调节提升置信出力；提速深远海海上风电开发，探索“海上风电+油气开发”融合模式，所有大基地项目严格执行“风光储一体化”捆绑开发，将储能配套能力作为核准硬性门槛。

深挖分布式新能源潜力，推动工业园区、油气矿区、乡村全域分布式光伏普及，盘活闲置土地、厂房屋顶资源，推行自发自用模式，降低电网输送压力；推广分布式储能、虚拟电厂聚合模式，激活用户侧调节资源。同时实施差异化区域开发策略，中东部负荷中心优先布局分布式新能源与海上风电，依托就近消纳提升效益；西北、华北资源区严控单纯风光项目无序建设，无配套调节设施与外送通道的项目不予落地。

2. 提升置信出力，构建可靠新能源供给体系

提升风光置信容量是“十五五”核心攻坚任务，从项目、电网、系统三层协同发力，增强新能源对电力系统安全稳定运行的支撑。到2030年，新建集中式风光电站置信出力原则上应不低于10%，鼓励具备条件的项目超过20%。鼓励风光与光热联合开发，依托光热储能实现24小时稳定出力。升级全国统一调度平台，搭载AI出力预测系统，精准预判极端天气波动，打通省间电力壁垒，完善跨区风光互济交易机制，利用时空资源差异平抑出力缺口。完善多元兜底调节，加快抽水蓄能布局，因地制宜发展气电调峰，推进煤电灵活性改造并建立市场化调峰补偿机制，构建“新能源为主、多元调节兜底”的新型电力系统。

3. 完善市场体系，以市场化机制驱动高质量发展

全面落地全电量市场化交易，逐步取消新能源保障性收购过渡期，所有风光项目全电量参与电力现货市场，优化分布式光伏聚合交易模式，支持小微资源通过虚拟电厂统一入市。建立置信容量市场化补偿机制，出台独立容量市场规则，对具备顶峰供电能力的风光储项目、储能设施给予容量电价，弥补固定资产投资成本。健全多元市场协同机制，扩大绿电交易规模，落实重点行业绿电消纳考核，推动绿证全国跨省流转，打通碳市场与绿电市场价值传导通道，完善辅助服务市场价格形成机制，充分调动储能、可调节负荷参与系统调节的积极性。

4. 拓展非电赛道，拓宽产业增长空间

针对“十四五”新能源过度依赖发电赛道、增长天花板显现的问题，“十五五”要重点突破非电利用场景，开辟万亿级增量市场。规模化发展绿氢产业，依托西北、西南富余风光电力建设绿氢基地，替代炼化、化工化石制氢；推广可再生能源供热，将地热、光伏光热技术应用于工业蒸汽、油田供暖、城乡采暖；拓展交通清洁替代场景，以风光制绿氨、绿甲醇替代船舶、重卡化石燃料；适配新型产业发展，打造新能源直供算力产业园，实现数字经济与绿色能源协同发展。

5. 强化创新攻坚，夯实全链条竞争硬实力

聚焦产业链薄弱环节设立国家级攻关专项，装备领域突破大容量海上风机、高效光伏电池、长时储能、光热核心设备；数字化领域研发智能调度、风光精准预测、虚拟电厂管控系统；材料领域攻坚储能正极、氢能储运关键材料。同步完善新能源行业标准体系，推动我国风光、储能、绿氢技术标准国际化，依托全产业链优势深度参与全球绿色能源市场竞争。

新疆油田建成国内首个CCUS注碳百万吨油田

四、油气行业要统筹好油气勘探开发与可再生能源协同发展

石油央企作为能源保供主力，需构建“油气主业稳产增产+新能源第二增长曲线”双轮驱动模式，实现传统能源与新能源互补协同、迭代升级。

一要坚守油气安全底线，推进稳产降碳协同发力。落实稳油增气任务，稳定原油年产量2亿吨左右，持续提升天然气产能，深耕深地、深海、非常规油气、老油田四大开发领域，加大重点油气基地勘探开发力度，完善全国油气管网布局，扩建沿海LNG接收站与地下储气库，强化油气储备调峰能力。同时全面推进油气产业节能降碳，推广生产设备电气化改造，严控甲烷泄漏，规模化布局CCUS项目，实现碳封存与老油田增产双向赋能。

二要依托产业禀赋，低成本布局新能源赛道。依托土地、管网、场站、资金等资源优势，重点推进四大融合发展赛道。一是矿区风光一体化开发，利用陆上油田闲置土地、站场建设分布式风光项目，以绿电替代油田生产用电，打造零碳油气田示范工程；二是海上能源协同开发，依托海上平台、海底电缆资源配套海上风电项目，共享工程运维资源，降低开发成本；三是地热规模化利用，同步勘探开发油气区块地热资源，用于厂区供热、发电，补充自备电源；四是绿氢全产业链布局，依托西北油气基地富余风光电力制绿氢，替代炼化原料、用于油田驱油，构建完整产业闭环。

三要加快转型综合能源服务商，构建多能互补体系。依托遍布全国的油气终端、管网网络，推动石油企业向综合能源服务商转型。在加油加气站配套光伏、储能、充电桩、加氢设施，打造多能合一供能站点；面向工业园区、城市片区提供“风光储+燃气”综合能源托管服务，统筹新能源与天然气调峰优势，提供稳定低成本绿色用能方案；依托管网资源拓展绿氢、二氧化碳储运业务，培育新型能源服务增长点。

四要统筹碳资产运营，塑造低碳竞争新优势。系统化布局碳资产管理业务，整合内部新能源、CCUS、地热项目碳汇资源，统一运营绿证、碳配额；为上下游企业提供碳足迹核算、低碳改造、绿电采购一站式服务；依托CCUS产业集群，打造碳捕集、运输、封存全链条商业化体系，形成区别于纯新能源企业的差异化竞争力。按照行业规划，2035年新能源低碳业务将与油气主业形成三足鼎立格局，完成传统能源企业向综合性能源集团的战略转型。

综上，“十五五”可再生能源发展的“扩量提质、可靠替代”，绝不是简单地淘汰化石能源，而是构建多元互补、安全高效的新型能源体系。油气行业需坚守保供主业、抢抓转型机遇，深度耦合新能源产业，推动传统能源绿色迭代升级，全面支撑能源强国建设与“双碳”目标落地。

本文作者吕建中系中国石油大学（北京）特聘研究员、中国石油集团国家高端智库研究中心原专职副主任

编辑：薛尚文

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