就德国而言，即便在风电、光伏装机容量之和已经达到国内需求负荷的水平，但是因为风电、光伏属于间歇性的电源，发电量总有趋零的时刻，所以德国的常规能源发电总装机容量（包括进口邻国的核电）仍然需要大于需求负荷，才能保障电力供应的安全。
所以，我们说风电、光伏成本高，并不只是其单位发电成本高，也不仅是因为间歇性对电网的压力，而且因为其“不给力”的特性所造成的“过剩装机容量”，影响了电力企业效益（最终还是要消费者买单）。
在中国，这种“过剩”现象已经开始显现。根据中电联统计，近年来受新能源装机容量占比不断提高以及电力供需状况等因素影响，全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时持续下降，2013年为4511小时，同比降低68小时。2014年1-7月份，全国发电设备累计平均利用小时2482小时，比上年同期降低102小时。
还应该指出的是，本来风电、光伏的扩大应用（达到既“给量”也“给力”的境界）取决于未来大规模的储能技术的发展。可是在德国，恰恰是风电光伏的优先上网收购机制窒息了目前世界上唯一成熟而且经济的储能技术——抽水蓄能电站。抽水蓄能电站利用电力负荷低谷时的电能（低电价）抽水至上水库，在电力负荷高峰期（高电价）再放水至下水库发电的水电站。
而在德国，由于白天高峰期负荷主要由受到补贴的光伏和风电来满足，而大大压低了电力批发市场价格，使得抽水蓄能电站这种储能技术与天然气电厂一样处于亏损状态，只能黯然退出市场。
综上所述，在现有（以及可以预见的未来）技术条件下，由于风电、光伏不给“力”（不能满足电力基础负荷）的特性，所以与承担满足基础负荷的核电、燃煤发电并不存在相互替代关系。所以，要使风电、光伏成为替代核电、煤电的＂主流能源＂实在是不可承受之重，它们只能是国家低碳战略的一个环节，在整体能源结构中一个的补充。
用“补充”这样的字眼来定位风电、光伏，完全没有任何低估可再生新能源地位的意思。对中国而言，假如到2020年风电、光伏发电量可占总发电量的5％的话，那么以2020年我国发电总装机为2000吉瓦（2013年底总装机1250吉瓦）框算，那么风电、光伏装机分别要超过200吉瓦和100吉瓦，分别比2013年底增长1.65倍和5.76倍，已是相当可观的成就。如果风电、光伏发展再进一大步，到2030年达到我国一次能源供应（按国际能源署以热值转换计算方法）的5％，那么大致相当于在发电量中占10%，相应风电、光伏装机可分别达到350-400吉瓦、200-250吉瓦左右。
当然，由于风电、光伏装机有可能相对集中在资源丰富的地区，以一省（区）而言，风电、光伏在发电总量的比例装机可以达到该省（区）内总装机的40%以上，发电比例可能高达20%，除了部分自行消纳以外，多余部分通过电网跨区送电（这也是目前德国的情况）。
但是，从中国的全国范围而言，风电和光伏发电量合计的这两个“5％”一一2020年达到发电总量的5%、2030年达到一次能源总量的5％一一应该就是风电、光伏的在可预见未来的合理发展规模。历史地看，我们相信随着技术进步，风电、光伏终究有一天（inthelongrun）会成为给力的主流能源并开始替代核电、煤电。但是，正如凯恩斯老师曾经说过的，Inthelongrun,wearealldead.
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