所以，我們說風電、光伏成本高，并不只是其單位發電成本高，也不僅是因為間歇性對電網的壓力，而且因為其“不給力”的特性所造成的“過剩裝機容量”，影響了電力企業效益（最終還是要消費者買單）。

    在中國，這種“過剩”現象已經開始顯現。根據中電聯統計，近年來受新能源裝機容量占比不斷提高以及電力供需狀況等因素影響，全國6000千瓦及以上電廠發電設備平均利用小時持續下降，2013年為4511小時，同比降低68小時。2014年1-7月份，全國發電設備累計平均利用小時2482小時，比上年同期降低102小時。

    還應該指出的是，本來風電、光伏的擴大應用（達到既“給量”也“給力”的境界）取決于未來大規模的儲能技術的發展。可是在德國，恰恰是風電光伏的優先上網收購機制窒息了目前世界上唯一成熟而且經濟的儲能技術——抽水蓄能電站。抽水蓄能電站利用電力負荷低谷時的電能（低電價）抽水至上水庫，在電力負荷高峰期（高電價）再放水至下水庫發電的水電站。

    而在德國，由于白天高峰期負荷主要由受到補貼的光伏和風電來滿足，而大大壓低了電力批發市場價格，使得抽水蓄能電站這種儲能技術與天然氣電廠一樣處于虧損狀態，只能黯然退出市場。

    綜上所述，在現有（以及可以預見的未來）技術條件下，由于風電、光伏不給“力”（不能滿足電力基礎負荷）的特性，所以與承擔滿足基礎負荷的核電、燃煤發電并不存在相互替代關系。所以，要使風電、光伏成為替代核電、煤電的＂主流能源＂實在是不可承受之重，它們只能是國家低碳戰略的一個環節，在整體能源結構中一個的補充。

    用“補充”這樣的字眼來定位風電、光伏，完全沒有任何低估可再生新能源地位的意思。對中國而言，假如到2020年風電、光伏發電量可占總發電量的5％的話，那么以2020年我國發電總裝機為2000吉瓦（2013年底總裝機1250吉瓦）框算，那么風電、光伏裝機分別要超過200吉瓦和100吉瓦，分別比2013年底增長1.65倍和5.76倍，已是相當可觀的成就。如果風電、光伏發展再進一大步，到2030年達到我國一次能源供應（按國際能源署以熱值轉換計算方法）的5％，那么大致相當于在發電量中占10%，相應風電、光伏裝機可分別達到350-400吉瓦、200-250吉瓦左右。

    當然，由于風電、光伏裝機有可能相對集中在資源豐富的地區，以一省（區）而言，風電、光伏在發電總量的比例裝機可以達到該省（區）內總裝機的40%以上，發電比例可能高達20%，除了部分自行消納以外，多余部分通過電網跨區送電（這也是目前德國的情況）。

    但是，從中國的全國范圍而言，風電和光伏發電量合計的這兩個“5％”一一2020年達到發電總量的5%、2030年達到一次能源總量的5％一一應該就是風電、光伏的在可預見未來的合理發展規模。歷史地看，我們相信隨著技術進步，風電、光伏終究有一天（in the long run）會成為給力的主流能源并開始替代核電、煤電。但是，正如凱恩斯老師曾經說過的，In the long run, we are all dead.  

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