可再生能源规划项目建设 我国可再生能源产业竞争力调查

截至2022年底，我国可再生能源装机规模超过12亿千瓦，历史性超过全国煤电装机。今年1至4月，全国风电光伏发电新增装机6251万千瓦，占全国新增发电装机的74%。当前，各地区各部门统筹能源安全供应和绿色低碳发展，积极推动可再生能源进入高质量跃升发展新阶段。

可再生能源是天然的绿色能源。2022年，我国可再生能源装机规模稳步扩大，新增装机1.52亿千瓦，占全国新增发电装机的76.2%，已成为电力新增装机的主体;利用水平稳步提升，发电量达2.7万亿千瓦时，相当于减少二氧化碳排放约22.6亿吨。

今年一季度，全国主要流域水能利用率99.8%、风电平均利用率96.8%、光伏发电平均利用率98%。

能源企业抢抓可再生能源发展机遇，加大力度规划项目建设：今年国家能源集团计划建成投产山东渤中、江苏射阳、浙江象山等海上风电项目，以及宁夏宁东、新疆甘泉堡等一批光伏基地项目;华能集团全年计划新能源开工3000万千瓦以上，投资额超过1000亿元……国家能源局有关负责人介绍，今年要大力推动可再生能源重大工程建设，风电、太阳能发电、水电装机规模预计分别为4.3亿千瓦、4.9亿千瓦、4.23亿千瓦左右。

可再生能源规划项目建设 我国可再生能源产业竞争力调查

可再生能源大规模发展的同时，技术创新攻关力度持续加大，产业竞争力不断巩固。

6月15日晚间，长江电力披露，张掖项目设计安装4台单机容量为35万千瓦的立轴单级混流可逆式水泵水轮机组，总装机容量140万千瓦，总投资95.7亿元。

作为全球最大的水电上市公司，目前，长江电力国内水电装机 7169.5 万千瓦，占全国水电装机的 17.34%。2022年，在长江来水极度偏枯等多重因素影响下，公司全年发电量 1855.81 亿千瓦时，节水增发电量85.98 亿千瓦时，综合耗水率创2015 年以来历史同期最好水平。

长江电力创立于2002年9月29日，是由中国长江三峡集团作为主发起人设立的股份有限公司，2003年11月在上交所IPO挂牌上市。2020年9月，长江电力发行的“沪伦通”全球存托凭证在英国伦敦证券交易所上市交易。

长江电力主要从事水力发电、投融资、抽水蓄能、智慧综合能源、新能源和配售电等业务，经营区域覆盖中国、秘鲁、巴西、巴基斯坦等多个国家，是全球最大的水电上市公司。长江电力运营管理的乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝六座梯级电站，构成了世界最大清洁能源走廊，有效保障了长江流域防洪、航运、补水和生态安全，为中国经济社会绿色发展提供了强劲动能。

根据年报，目前，长江电力运营管理六座水电站，其中包括 70万千瓦及以上级巨型水轮发电机组 86 台，在全球同类机组中占比近 7 成。公司国内水电装机 7169.5 万千瓦，占全国水电装机的 17.34%。

除了水电，近年来，长江电力积极布局智慧综合能源业务，截至2022年，建、运营的分布式光伏项目总装机容量超300MW，在建、运营的用户侧储能项目总装机容量约200MWh，已建和在建项目投资总额超30亿元。建成了全国医疗卫生领域最先进的分布式能源站、全球载电量最大的旅游客船、湖北和上海等地最大的分布式光伏、用户侧储能等标杆项目，业务规模和品牌效益在上海、湖北等多地保持区域领先优势。

根据中研普华研究院《2023-2028年中国可再生能源行业发展前景及投资风险预测分析报告》显示：

2022年，受长江年度来水严重偏枯等因素影响，长江电力完成发电量 1855.81 亿千瓦时，比上年同期减少 227.41 亿千瓦时，下降 10.92%。

迎峰度夏期间的电力供需形势

水电是电源的重要组成部分。当前我国常规水电装机3.7亿千瓦，占总装机容量比重为14%，全年常规水电发电量占总发电量比重为15%。我国具有季及以上调节能力的水库电站装机占比不到一半，大部分常规水电出力要“靠天吃饭”，降水的不确定性对水电出力影响较大。2022年夏季，四川、重庆等地电力供需形势紧张，主要原因就是持续罕见高温天气叠加来水严重偏枯。

今年以来，水电出力尚未得到有效改善。2022年下半年以来降水持续偏少，水电生产能力持续下降。今年前四个月，全国规模以上水电发电量同比下降13.7%，其中4月同比下降25.9%;5月水电生产延续下降趋势，预计水电发电量同比降幅比4月进一步扩大。受水电生产能力下降等因素影响，今年一季度，云南、贵州电力供需形势较为紧张。当前，云南电力供应仍呈偏紧态势。气象部门预计今年夏季(6月至8月)西南地区东部及华中中部降水偏少、气温偏高，湖北大部、湖南北部、重庆东部、四川东北部等地降水偏少2至5成，可能出现区域性气象干旱，降水偏少将对当地电力供应以及电力外送产生影响。

近年来，气温对用电的影响越来越突出，我国电力负荷“冬夏”双高峰特征日趋明显，夏季降温及冬季取暖负荷占比越来越大，部分省份夏季降温负荷占最高用电负荷比重达到40%-50%甚至超过50%。

在正常气候情况下，预计2023年全国最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦左右。若出现长时段大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右。今年迎峰度夏期间，预计全国电力供需总体紧平衡。其中，华东、华中等区域用电高峰时段电力供需形势偏紧，存在电力缺口;东北、华北、西北区域电力供需基本平衡。

当前，我国电力系统存在调节能力不足、保供压力大等突出问题。近年来，新能源持续快速发展，但其固有的随机性、波动性、间歇性特征，使得高比例接入电力系统后，增加了系统调节压力;另外，一些地方受来水、温度等气象方面的影响用电紧张，迫切需要有机整合源、网、荷、储各类调节资源，特别是挖掘需求侧调节潜力，通过负荷转移、负荷调控等调节方式以及工艺优化等手段，为系统持续稳定运行提供支撑。

未来应从多方面挖掘需求侧响应潜力，推动“源随荷动”向“源荷互动”转变。通过实施电力需求侧响应，引导用户优化用电负荷，增强电网应急调节能力，对缓解电力供需矛盾，促进新能源消纳，保障系统安全运行具有重要意义。一是着力提升大工业高载能负荷灵活性。通过激励手段调动大工业负荷、工商业空调暖通负荷等需求侧资源主动参与系统日内调节，这是近期需求侧资源开发的首要选择。二是引导电动汽车有序充放电，鼓励开展车网双向互动(V2G)研究。电动汽车可以作为一种灵活性用电负荷参与用户侧与电网间的能量双向互动。

《2023-2028年中国可再生能源行业发展前景及投资风险预测分析报告》由中研普华研究院撰写，本报告对该行业的供需状况、发展现状、行业发展变化等进行了分析，重点分析了行业的发展现状、如何面对行业的发展挑战、行业的发展建议、行业竞争力，以及行业的投资分析和趋势预测等等。报告还综合了行业的整体发展动态，对行业在产品方面提供了参考建议和具体解决办法。