中国储能网讯：2012—2022年，我国非水可再生能源在十年间取得了举世瞩目的成就。风电、光伏发电的装机规模不断增加，发电量占比逐年提升。产业链蓬勃发展，技术水平不断提高，风电、光伏发电加速进入平价时代。

十年间，可再生能源经历了从政策扶持到市场驱动的过程，从注重建设规模到“建与用”并重，从注重发电侧激励到用户侧绿电消费意识觉醒，市场机制在可再生能源发展中的作用越来越突出。

二氧化碳排放力争2030年前达峰，努力争取2060年前实现碳中和的目标已经明确。到2030年，风电、光伏发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。实现碳达峰、碳中和目标，发展可再生能源是必然选择。

减碳在实现路径上仍面临诸多挑战。《“十四五”可再生能源发展规划》指出，我国可再生能源发展面临既要大规模开发，又要高水平消纳，更要保障电力安全可靠供应等多重任务，必须加大力度解决高比例消纳、关键技术创新、稳定性可靠性等关键问题，可再生能源高质量发展的任务艰巨而繁重。

从政策扶持到市场驱动

2006年1月1日，《可再生能源法》正式施行，明确了国家支持可再生能源发展的政策方向。以《可再生能源法》为核心，相关主管部门推出了一系列激励措施，初步建立起经济支持政策体系，其中最为重要的两项制度是可再生能源发电全额保障性收购和电价补贴政策。

随后，风电、光伏发电陆续开始实施标杆上网电价制度。2009年，国家发展改革委将全国资源区划分为四类，规定各区风电上网标杆电价，标杆电价在0.51—0.61元/千瓦时之间。受欧美国家“反倾销、反补贴”影响，国内光伏制造行业面临产能过剩出口受阻的情况，国家发展改革委于2011年对光伏发电实行标杆上网电价，电价在1—1.15元/千瓦时之间，以激发国内光伏市场的需求。

风电、光伏发电的标杆上网电价包括两部分，在当地燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分则由可再生能源发展基金予以补贴。

标杆上网电价明确了投资主体的预期收益，极大地激发了发电企业的投资热情。根据《可再生能源“十二五”发展规划》，到2015年，我国累计风电并网容量达到1亿千瓦，太阳能发电达到2100万千瓦。实际上，到2015年年底，风电、光伏发电装机容量分别达到了1.29亿千瓦、4318万千瓦，均超过了规划目标。

同时由于可再生能源发展规模超预期，补贴资金缺口不断扩大。“十三五”期间，90%以上的新增可再生能源发电项目补贴资金来源未落实，仅依靠电价补贴已经难以支撑可再生能源的可持续发展。

以固定上网电价为核心的激励政策难以为继，可再生能源需要加速平价进程。2015年12月，国家发展改革委在《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格〔2015〕3044号）中明确，将实行陆上风电、光伏电站上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策，并鼓励通过招标等市场竞争方式确定项目上网电价。

“十三五”期间，国家发展改革委四次下调陆上风电标杆电价，六次下调光伏发电标杆上网电价（2019年后，风电、光伏发电标杆上网电价改为指导价）。2021年起，中央财政不再对新建集中式光伏电站和陆上风电进行补贴，实行平价上网，其上网电价执行当地燃煤发电基准价。

新增可再生能源项目不再需要中央财政补贴，存量项目的补贴拖欠问题也有了解决方案。2022年8月，北京可再生能源发展结算服务有限公司、广州可再生能源发展结算服务有限公司注册成立，两家公司将针对补贴资金缺口进行专项融资。解决可再生能源补贴拖欠，有利于减轻可再生能源发电企业的经营压力，在无补贴时代轻装上阵。

在平价阶段，以电价补贴为核心的激励政策退出，迫切需要建立全新的支持可再生能源发展的政策体系，可再生能源消纳责任权重和绿色电力证书交易成为现实选择。

2019年5月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），决定对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，建立健全可再生能源电力消纳保障机制。

具体而言，可再生能源电力消纳责任权重明确了省级政府以及售电企业、电力用户消纳可再生能源的责任，对可再生能源的长期发展目标进行细化分解，对行业发展形成了稳定的预期。

绿色电力证书交易则取代电价补贴，成为激励可再生能源发电的支持工具。对承担消纳责任的市场主体设定非水电可再生能源配额指标，为了完成配额义务，市场主体需要购买绿色电力证书，通过绿色电力证书交易，可再生能源发电企业获得环境和社会效益的溢价。

技术支撑供应链优势显现

2012—2022年，非水可再生能源装机规模大幅增长。截至2022年8月，风电、光伏发电装机规模已经达到6.9亿千瓦，占全国发电装机容量的比重由2012年的5.6%提升至27.9%，已经成为新增电源的主体。

风电、光伏发电的大规模开发利用带动了产业技术水平的提升。风电制造行业集中度不断提升，整机制造商数量由鼎盛时期的近百家减少至十余家。2022年，有7家风电整机制造商位列全球风电整机制造商十强。

风电全产业链基本实现国产化，特别是在设计技术和制造技术方面处于国际领先水平，低风速风电技术走在国际前列。风机大型化趋势明显，到2021年，在新增装机容量中，3—5兆瓦风电机组占比达到56.4%，5兆瓦及以上风电机组占比达到23.3%。

光伏发电产业链完整，并具备国际竞争力。2021年，在光伏产业链主要环节中，中国的多晶硅、硅片、电池、组件产量占全球总产量的比重均超过70%，其中，光伏组件产量达到182吉瓦，连续15年居全球首位，多晶硅产量50.5万吨，连续11年居全球首位。光伏发电新增装机容量5493万千瓦，连续9年居全球首位。

在产业技术方面，我国规模化生产的P型PERC晶硅电池平均转换效率达到23.1%，先进企业的转换效率达到23.56%。

在技术进步和规模扩张的带动下，风电和光伏发电的经济性进一步增强。2011年，中国投产风电工程项目单位千瓦造价为9732元/千瓦。到2021年，陆上风电机组（不含塔筒）中标价格在1700—2300元/千瓦，陆上集中式平原风电项目的单位千瓦造价已经下降至5800元/千瓦。

随着电池效率的提升和组件价格下降，光伏电站的单位千瓦投资也在走低。2012年，并网光伏电站平均单位千瓦投资在10000元左右，到2021年，光伏组件的价格已经降至2元/瓦左右，地面光伏电站平均单位千瓦造价下降至4150元左右，分布式光伏在3740元左右。

十年间，风电、光伏发电成本大幅下降，在发电侧具备了与煤电同台竞争的经济性，同时形成了具有国际竞争力的完整产业链。

规模与消纳并重

十年间，可再生能源的消纳利用水平不断提高，弃风弃光率逐年降低。自2019年以来，全国风电、光伏发电的平均利用率保持在96%以上，弃风弃光问题得到明显改善。

国家能源局发布的《2021年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》显示，2021年，全国风电、光伏发电量达到9815亿千瓦时，占全部发电量的比重为11.7%。全国风电、光伏发电平均利用率分别为96.9%、98%。

在可再生能源快速增长阶段，弃风弃光问题成为制约可再生能源的重要因素。2012年全国弃风电量约200亿千瓦时，平均弃风率达到17%，是全国弃风最严重的一年。产生弃风弃光的主要原因在于，可再生能源的开发布局集中在西北地区，而电力消费集中在中东部。在标杆上网电价与保障性收购制度的激励下，可再生能源的装机规模快速增长，但由于本地消纳能力有限等多种因素，西北地区的大型风电、光伏发电基地普遍存在消纳困难。

此后，国家能源局加强了对风电、光伏发电开发规模的管理，分别于2016年、2017年建立了风电和光伏发电投资监测预警机制，对于预警结果为红色的省份，国家能源局当年将不再下达年度开发建设规模，地方暂缓核准新的风电、光伏发电项目。

可再生能源跨省跨区交易也是改善弃风弃光的重要方式。北京电力交易中心的数据显示，2019年，新能源省间交易电量为880亿千瓦时，同比增长21.8%。2020年新能源省间交易电量为915亿千瓦时，为新能源利用率贡献了14个百分点，其中，天中、祁韶、灵绍、鲁固、高岭等跨区通道的新能源占比超过20%。

未来，可再生能源发展更加注重规模与消纳协同。2022年1月，中共中央政治局就努力实现碳达峰碳中和目标进行第三十六次集体学习时提出，要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。

新能源供给消纳体系包括供给和消纳两部分，在供给端共规划了4.55亿千瓦的风光大基地项目，在消纳端更注重调峰电源和特高压输电线路建设，同时将大基地项目分为外送和本地消纳两类。

除此之外，市场对绿电的需求将成为推动可再生能源消纳不可忽视的力量。2021年9月，国家发展改革委函复《绿色电力交易试点工作方案》（以下简称《方案》），同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点。《方案》提出通过组织绿电交易，为用户侧购买和使用绿电提供了渠道，从而实现对绿电消费的引导和激励。