我国可再生能源装机占比过半 “十四五”可再生能源发展规划

我国可再生能源装机占比过半

国家能源局最新数据显示，可再生能源已成为我国保障电力供应的新力量，装机达到14.5亿千瓦，占全国发电总装机超过50%，历史性超过火电装机。目前全国发电总装机约29亿千瓦。

这是在21日举行的2024年全国能源工作会议上公布的。2023年至今，可再生能源发电量3万亿千瓦时，约占全社会用电量的1/3，风电光伏发电量已超过同期城乡居民生活用电量，占全社会用电量比重突破15%。

国家能源局正加快推进风电、太阳能发电发展。大型风电光伏基地建设进展顺利，截至11月底第一批已建成并网4516万千瓦，第二批、第三批已核准超过5000万千瓦，正在陆续开工建设。全国风光总装机突破10亿千瓦，在电力新增装机中的主体地位更加巩固，户用光伏规模突破1亿千瓦、覆盖农户500多万。

同时，火电是兜底保障性电源。目前，全国统调电厂存煤保持2亿吨以上的历史高位，可用天数26天左右。

会议强调，2024年能源工作要立足我国能源资源禀赋，坚持稳中求进、以进促稳、先立后破，全力抓好能源增产保供;大力提升新能源安全可靠替代水平，加快推进能源绿色低碳转型;着力推动科技与产业融通衔接;积极推进电力市场化交易等。

国家能源局最新公布的数据显示，今年上半年，全国可再生能源发展势头良好，发电装机和发电量稳定增长。截至6月底，可再生能源发电总装机突破13亿千瓦，同比增长18.2%，约占我国总装机的48.8%。可再生能源作为我国发电新增装机主体地位进一步夯实，保障能源供应和推动清洁低碳转型的地位作用越来越突出。

全国可再生能源新增装机逾1亿千瓦

上半年，全国可再生能源新增装机1.09亿千瓦，同比增长98.3%，占新增装机的77%。截至今年上半年，全国可再生能源装机突破13亿千瓦，达到13.22亿千瓦，同比增长18.2%，历史性超过煤电，约占中国总装机的48.8%，其中，水电装机4.18亿千瓦，风电装机3.89亿千瓦，光伏发电装机4.7亿千瓦，生物质发电装机0.43亿千瓦。

分类别看，上半年，全国新增水电并网容量536万千瓦，其中常规水电206万千瓦，抽水蓄能330万千瓦。全国风电新增并网容量2299万千瓦，其中陆上风电2189万千瓦，海上风电110万千瓦。从新增装机分布看，“三北”地区占全国新增装机的70.6%。全国光伏新增并网7842万千瓦，同比增长154%，其中集中式光伏发电3746万千瓦，同比增长234%，分布式光伏发电4096万千瓦，同比增长108%。与此同时，风电光伏发电量快速增长。上半年，全国可再生能源发电量达1.34万亿千瓦时，其中，风电光伏发电量达7291亿千瓦时，同比增长23.5%。

随着可再生能源装机规模快速增长，电力系统对各类调节性资源需求迅速增长。国家能源局能源节约与科技装备司副司长刘亚芳介绍，今年以来，新型储能项目加速落地，装机规模持续快速提升。截至6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模超过1733万千瓦/3580万千瓦时，平均储能时长2.1小时。1—6月，新投运装机规模约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机规模总和。从投资规模来看，按当前市场价格测算，新投运新型储能拉动直接投资超过300亿元人民币。

2025年可再生能源发电量达3.3万亿kw

近年来，相关部门陆续出台多项政策，大力支持风电等新能源行业的健康发展。

其中，《“十四五”现代能源体系规划》明确将全面推进风电发电大规模开发和高质量发展。2022年6月，国家发改委、国家能源局等九部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，鼓励大规模开发风电等可再生能源，提出到2025年，可再生能源发电量达3.3万亿千瓦时左右，“十四五”期间可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。

我国提出2025年非化石能源占一次能源消费比重达到20%、2030年达到25%，2025年可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤左右等目标，扩大了可再生能源的需求空间，推动可再生能源快速发展。

在新能源发展初期通过度电补贴、“三免三减半”税收优惠减轻新能源企业成本负担，助力发电技术快速降本，顺利过渡到平价上网的自主市场竞价新阶段。

我国采用的是集中式与分布式开发并举的发展模式，在现行的电力市场格局和电网运行体制下，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地的并网消纳负担逐渐加重。这主要体现在(非火电)配套电源和输电通道协同建设滞后、风光大基地整体经济性不佳、省间电力交易机制促消纳效果有限等方面。同时，东中部地区分布式电源发展进入瓶颈期，主要面临配电网网架结构薄弱、自动化程度低的物理约束和“过网费”标准未统一、市场化交易受阻等机制约束。

我国需要统筹推进大型风光基地开发，完善“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”(以下简称“两个一体化”)的规划、建设、运行、交易机制，破局区域电力市场建设，以“两个一体化”进一步推动新能源高质量跃升发展，实现“电从远方来”，充分发挥清洁能源的主力军作用。同时，厘清分布式可再生能源、用户侧储能的接入和过网费标准，以分布式交易为突破口加强可再生能源就近生产消纳，打造新型电力系统新的商业生态体系，进一步释放我国风光资源利用潜力。通过微电网和局域网建设，形成点状支撑网络，从而提升电力系统可靠供应能力，提高区域新能源自主平衡能力。

根据中研普华研究院《2023-2028年可再生能源行业市场深度分析及发展策略研究报告》显示：

国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，将可再生能源绿色电力证书(绿证)核发范围从陆上风电和集中式光伏发电项目扩展到所有已建档立卡的可再生能源发电项目，实现绿证核发全覆盖。具体来看，包括全国风电(含分散式风电和海上风电)、太阳能发电(含分布式光伏发电和光热发电)、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等。

绿证是可再生能源电量环境属性的唯一证明，也是认定绿色电力生产、消费的唯一凭证。2017年，我国试行绿证核发和自愿认购制度，当时国家对享受补贴的陆上风电和集中式光伏发电项目上网电量核发绿证。绿证制度实施以来，初步推动全社会形成了较好的绿色电力消费意识，但仍存在绿证核发交易尚未全覆盖、绿证应用领域有待拓展等问题。

围绕进一步激活绿证交易市场、扩大绿证交易规模，通知明确了绿证交易平台、交易方式、交易收益等方面的具体要求。其中，将绿证交易平台从此前的中国绿色电力证书交易平台，扩展到北京电力交易中心和广州电力交易中心，后续适时拓展至国家认可的其他交易平台。买卖双方可自由选择任一绿证交易平台开展绿证交易。绿证交易采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行。交易收益方面，通知提出，对享受中央财政补贴的项目绿证，初期采用双边协商和挂牌方式为主，创造条件推动尽快采用集中竞价方式进行交易，绿证收益按相关规定执行。

可再生能源发展实现新突破

数据显示，上半年，风电光伏新增装机占全国新增装机比重达71%;新增发电量占全国新增发电量54%以上。国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏表示，今年以来，国家能源局持续推进大型风电光伏基地、重大水电项目和抽水蓄能建设，可再生能源发展实现新突破。

据统计，今年前6月全国可再生能源新增装机1.09亿千瓦，同比增长98.3%。其中，风电新增并网容量2299万千瓦;光伏新增并网容量7842万千瓦，同比增长154%。截至上半年，全国可再生能源装机已突破13亿千瓦，达13.22亿千瓦，历史性超过煤电比重，约占我国能源总装机的48.8%。

在发电量方面，上半年全国可再生能源发电量达1.34万亿千瓦时，风电光伏发电量达7291亿千瓦时，同比增长23.5%。其中，风电发电量4628亿千瓦时，同比增长20%，全国风电平均利用率为96.7%，同比提升0.9个百分点;光伏发电量2663亿千瓦时，同比增长30%，全国光伏发电利用率98.2%，同比提升0.4个百分点。

新能源投资呈快速增长态势。新能源完成投资占比接近四成。甘肃、新疆、山西、湖北、云南、广东等地集中式光伏项目建设提速，完成投资额均超100亿元;山东、河南、浙江加大城镇和乡村分布式光伏布局建设力度，完成投资额均超120亿元。

综合能源、新型储能、充电基础设施等新业态投资加速扩大。青海、新疆、内蒙古源网荷储一体化和多能互补投资持续释放，浙江综合智慧能源快速发展，湖南、新疆、甘肃、重庆一批系统独立型和新能源配套新型储能项目建成投产，广西、广东、云南、河南充电桩建设进度不断加快。

在碳达峰碳中和目标深入推进下，风电、光伏发电的建设规模持续快速扩大。考虑到风光发电的间歇性、随机性、波动性给现有电力系统安全稳定运行带来的挑战不断增加，需在保障电力安全的前提下，接受并消纳占比迅速提高的风光发电量，以弥补电力系统灵活性调节能力的缺口。在此背景下，新型储能项目正加速落地，装机规模持续快速提升。

截至6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模超过1733万千瓦/3580万千瓦时，平均储能时长2.1小时。上半年全国新投运装机规模约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机规模总和。

可再生能源助力储能规模化发展

随着可再生能源的快速增长，电力系统将需要更大的灵活性以确保可变可再生能源能够可靠、有效地集成到电力系统中。储能被视为推动可再生能源有效整合的解决方案之一。

储能在快速发展的过程中，也出现了一些问题，比如储能的综合价值尚无法完全市场化体现，新能源配储利用率低，收益来源有限，储能自身的技术、经济和安全性有待提高，项目布局有待优化等，需要进一步完善产业和市场政策予以进一步推动。

《报告》认为，储能的价值跨越了电力系统价值链(发电、输电、配电和用户)之间的界限，具有明显的“外部性”。随着新型电力系统建设的深入推进，加之电力市场化改革进程的加速，储能带来的外部价值有望逐步得到认可，潜在收益获得体现。

“储能已经从商业化初期进入规模化发展阶段，应用场景也越来越丰富，但对于建设新型电力系统来说，无论是量还是质都需要进一步提升。”自然资源保护协会(NRDC)气候与能源项目经理黄辉举例说，储能和新能源的比例不到10%，相对偏低，设备利用率也不高;另外，在当前技术水平和市场调度规则下，大部分新型储能项目的平均度电成本仍高于0.5元/度，经济竞争力不足。

《报告》建议，发电侧储能规模化发展需要完善电力市场规则，应建立储能与新能源联合参与市场的交易机制，尽快出台或完善储能+火电、储能+新能源、独立储能等不同形式参与辅助服务市场的规则，并推行多重收益叠加，允许储能以多种方式(储能+新能源、储能+火电、独立储能)灵活参与多个细分市场，如现货+调频、调峰+调频等，使其能够在各类市场中进行灵活交易，充分发挥其灵活调节价值。

《2023-2028年可再生能源行业市场深度分析及发展策略研究报告》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。