1.2　产业发展现状

随着我国全面贯彻实施能源革命战略、不断完善可再生能源发展政策，2016年可再生能源产业继续保持快速稳步发展，技术路线和产业模式创新进度加快，装机规模和发电量创出新高，持续推动能源结构调整优化，推动实现非化石能源比重目标。2016年，我国商品化可再生能源的供应总量（各类发电和生物液体燃料）约合4.8亿吨标准煤，约占全部能源消费比重的10.8%。可再生能源发电总装机容量从2010年的2.54亿千瓦增加到2016年底的5.7亿千瓦，占全国总发电装机容量的比重从2010年的26.0%增加到2016年的34.6%；2016年可再生能源总发电量为15058亿千瓦时，在全部发电量中的比重也从2010年的18%增加到25.4%。⁽¹⁾风电、太阳能发电在内蒙古、甘肃、青海等地发电量中的比重均超过了10%，成为当地重要的新增电源。2005—2016年中国可再生能源利用量和2006—2016年中国可再生能源发电量如图1-1和图1-2所示。

但是，可再生能源发展也面临着生态文明与能源生产和消费革命理念尚未全面落地、电力需求增速波动和放缓、电力转型和体制改革进入深水期、新能源成本相对化石能源和国际领先水平仍然偏高、可再生能源与电力系统和终端部门融合不足等挑战，“三弃”限电问题、补贴资金缺口、终端应用滞后供给能力等问题依然较为突出。

1.2.1　水电

水电依然是我国最大的清洁能源。2016年，全国净增水电装机容量1259万千瓦，其中抽水蓄能电站366万千瓦。2016年底，全国全口径水电装机容量为3.3亿千瓦，同比增长3.9%。受来水形势变化等因素影响，全年水电生产呈现前高后低的特征，全国全口径水电发电量同比增长6.2%。发电设备利用小时3621小时，比上年提高31小时，为近20年来的年度第三高水平。

然而，2016年用电需求增长明显放缓，云南甚至出现用电需求负增长，跨省水电交易受阻，导致云南、四川两省在水电项目集中投产的情况下出现了较为严重的弃水现象。同时，水电外送通道川渝特高压交流建设滞后进一步加剧了弃水问题。2016年，云南、四川两省水电弃水电量约478亿千瓦时。

抽水蓄能电站因其运行调节灵活的特性，在可再生能源友好型、具有灵活和安全性的电力系统中扮演着重要角色。截至2016年底，全国抽水蓄能电站装机容量2669万千瓦。在《电力发展“十三五”规划》中，计划“十三五”期间新投产1700万千瓦左右，2020年装机容量达到4000万千瓦。

1.2.2　风电

2016年，全国新增风电并网装机容量1930万千瓦，同比下降41%，较2015年有明显回落。截至2016年底，全国风电累计并网装机容量达到14864万千瓦，同比增长15%，其中海上风电累计并网装机容量为148万千瓦，同比增长164%。当年全国风电发电量为2410亿千瓦时，占全国总发电量的4.2%。我国风电布局进一步优化，全国所有省（区、市）均有风电项目分布，其中“三北”地区累计装机容量占全国总量的77%，较2015年下降4个百分点。海上风电项目累计并网装机容量为148万千瓦，主要位于江苏省、上海市和福建省。但是，2016年弃风限电现象比2015年恶化，全国总弃风电量达497亿千瓦时，同比增加52%，连续第三年增加。

风电产业竞争不断加剧，2016年累计装机容量前十位的风电开发商总装机容量超过1亿千瓦，占比达到69.4%，行业集中度有所下降。风电制造业市场集中度进一步提高，2016年排名前十的风电制造企业市场份额增长到84.2%。大容量机组继续加快发展，海上风电制造厂商也初具规模，风电服务业正逐步发展成为风电产业的重要组成部分，大部分零部件制造能力接近国际先进水平，可满足主流机型配套需求，轴承、变流器和控制系统的研发也取得了重大进步。同时，风电设备出口规模也快速增加。2016年，我国共有5家企业向国外出口风电机组319台，已发运容量54.45万千瓦，同比增加98%。截至2016年底，我国风电机组制造商已出口风电机组共计1404台，累计容量达到258.025万千瓦。

为保证风电产业健康有序发展，提高风电利用水平，2016年国家能源局发布了《风电发展“十三五”规划》，将促进风电就近并网消纳、优化陆上风电规划布局、积极参与电力市场改革、推动行业优胜劣汰、加强行业监管等作为“十三五”期间风电产业发展的重点。2016年，国家发展改革委和能源局分别就风电等消纳工作发布了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》《关于做好2016年度风电消纳工作有关要求的通知》《关于下达2016年全国风电开发建设方案的通知》《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》等一系列文件，明确了主体、形式、保障性收购利用小时数和上网标杆电价，根据各个地区弃风限电情况对当地风电项目规划、建设、核准进行监管和把控，并提出了以可再生能源利用情况为目标的引导制度——国家能源局《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（国能新能〔2016〕54号）。与此同时，随着电力市场改革的推进，各类多能互补和风电供暖项目的开展，以及加快推进分散式接入风电项目的建设，当地火电灵活性技术改造推进、跨省跨区电力调度以及大型基地配套电网的投运，弃风限电现象有望在2017年得到控制并好转。

1.2.3　太阳能

2016年，全国光伏发电新增装机容量创历史新高，全年新增装机容量3424万千瓦，同比增长126%，占全球新增光伏装机市场的46%，位居全球第一。全国光伏发电累计装机容量为7742万千瓦，占全部发电设备容量的4.7%。2016年，我国光伏发电量约为662亿千瓦时，占全国总发电量的1.1%。值得指出的是，受“6·30”光伏发电标杆电价调整影响，6月和7月新增装机容量分别达到1134万千瓦和445万千瓦，1月和12月受春节前集中竣工影响新增装机也较为集中。这使得“6·30”大规模集中并网对光伏产品供应链市场的供需产生较大影响，同时也为电站质量带来风险。受市场和政策引导，光伏发电市场重心加速向中东部转移，累计装机容量在全国占比有一定提升，布局更趋于合理。“光伏＋”多元化利用推动了分布式光伏发展，提速明显，累计装机容量突破1000万千瓦。另外，经过3年的探索和实践，作为落实精准扶贫、精准脱贫的一项重要举措，国家能源局还组织实施光伏扶贫，2016年10月公布了第一批共516万千瓦的光伏扶贫项目。2016年，全国弃光电量为73.9亿千瓦时，平均弃光率约为10%，主要集中在“三北”地区。

光伏产品技术水平继续大幅提升，单晶及多晶电池片产业化效率稳步提高，组件、模块和材料产业化规模持续扩大，集中度不断提高，投资成本大幅降低。单晶及多晶电池片产业化效率分别从2010年的18%和16.5%提升到2016年的19.8%和18.6%，光伏发电投资成本从2010年的4万元／千瓦左右降低到2016年的约7000元／千瓦。2016年开展的“光伏领跑基地”招标对降低电价作用显著，通过对土地、电网接入、税费等非技术成本的控制，大大降低了光伏开发的总体成本。2016年8—10月先后开展的山西阳泉和芮城、内蒙古包头和乌海、山东济宁和新泰、安徽两淮等“光伏领跑技术基地”项目招标工作，招标电价较同地区标杆电价水平显著下降，并出现了Ⅰ类资源区0.45元／千瓦时、Ⅲ类资源区0.61元／千瓦时的最低报价。从效果看，“光伏领跑技术基地”招标对降低电价作用显著，实现了光伏发电成本和价格需求的目标。

在太阳能热利用方面，我国太阳能热利用市场2016年持续下滑，是自2014年市场出现首次下跌以来连续第三年下滑，当年新增量为27.6吉瓦时（集热面积3950万平方米），户用市场逐渐萎缩。由于我国国家层面原有的激励政策业已终止，太阳能热利用十分需要国家在税收、补贴、金融等政策上进行引导和推动，尤其是在太阳能供暖制冷、太阳能工农业利用等新兴应用领域，如此才能实现产业制造水平、标准体系和质量监控的提升，才能实现既有的“十三五”发展目标，才能发挥出其在节能减排方面的重要作用。

在太阳能热发电方面，随着国家能源局2015年启动“太阳能热发电示范项目”，地方政府和企业对太阳能热发电技术应用表现出较高的积极性。我国于2016年9月评选确定了第一批20个光热发电示范项目（含4小时以上储热），总装机容量为135万千瓦，分布于河北、内蒙古、甘肃、青海和新疆，要求所有项目于2018年底全部投运，也在招标基础上相应确定了示范项目配套的1.15元／千瓦时的太阳能热发电标杆上网电价。2016年示范项目和上网电价的确定带动了产业的快速发展，截至2016年底，已建成中小规模光热电站7座，备案在建20多座。然而，由于缺乏成熟技术产业体系和建设经验，大部分示范项目建设进度低于预期，而且其发电成本仍远高于其他类型可再生能源发电，还需更多的投入和建设运行经验促进其产业化、规模化。

1.2.4　生物质能

生物质能产业规模稳步增长，特别是生物质发电装机规模继续增长，发电效率稳步提升。截至2016年底，生物质发电并网装机容量为1214万千瓦，较上年增长17.6%；发电量为647亿千瓦时，较上年增长22.8%。2016年，垃圾焚烧发电项目并网装机容量约为574万千瓦，较上年增长约22.6%，增长速度明显快于农林生物质直燃发电项目；沼气发电并网装机容量约为35万千瓦。

生物质供热和生物燃料市场规模进展相对缓慢。2016年生物燃料乙醇产量约为250万吨。在生物质供热方面，2017年北方地区清洁取暖政策（2017年5月财政部、住房城乡建设部、环境保护部、国家能源局联合发布《关于开展中央财政支持北方地区冬季清洁取暖试点工作的通知》以及国家能源局正在编制的《北方地区清洁取暖规划》）将为生物质供热发展创造良机。在城乡结合部、农村等农林剩余物相对丰富的地区，利用生物质锅炉供热替代分散燃煤小锅炉，既可以使当地的生物质资源得到充分利用，又可以极大改善环境质量，而且从经济性和可持续发展角度考虑，生物质锅炉供热比电供热或燃气供热更具优势。生物质资源的高值化开发和清洁化利用将是近中期我国生物质能产业发展方向。

1.2.5　地热、海洋能

近年来，地热发电领域一直保持着增长态势，但增速较为平缓。截至2016年，我国地热发电装机容量达到27.28兆瓦，主要分布在西藏等地区。其中，西藏羊八井高温地热电站装机容量为26.18兆瓦，已持续稳定运行超过33年，目前年发电量稳定在1亿千瓦时左右，约占藏中电网的10%，累计发电量已超过24亿千瓦时。地热能热利用是地热能应用的主要方式，包括中低温地热水直接利用、地源热泵等。我国地源热泵自2004年以来发展迅速，年增长供暖（部分制冷）面积1800万~2300万平方米，年增长率超过30%，目前已超过3亿平方米。目前，全国31个省（市、区）均有浅层地温能开发利用工程，浅层地温能供暖／制冷的单位（住宅小区、学校、工厂等）约3400个。2015年，国家能源局下发了《关于征求地热能开发利用“十三五”规划意见的函》，将地热能的发展纳入我国“十三五”可再生能源发展的整体布局。2017年初，国家发展改革委、国家能源局、国土资源部联合印发了《地热能开发利用“十三五”规划》，阐述了地热能开发利用的指导方针和目标、重点任务、重大布局，以及规划实施的保障措施等，为“十三五”时期我国地热能开发利用提供了基本依据。在“十三五”时期，我国将新增地热能供暖（制冷）面积11亿平方米。

海洋能方面，多个潮汐电站示范工程正在稳步推进，首个模块化潮流能发电机组完成海上安装并实现发电，开启了我国潮流能发电的产业化之路。同时，波浪能发电技术的研究也在逐步推进。近年来，我国对海洋能技术研建工作投入较大，海洋能利用技术有所突破，潮汐能技术具有较成熟的开发能力，但由于目前海洋能利用项目规模较小，远未形成产业，相关技术仍不成熟，还需要以科技创新、示范项目推动产业发展。2016年12月，国家海洋局印发了《海洋可再生能源发展“十三五”规划》，明确提出，到2020年，海洋能开发利用水平显著提升，科技创新能力大幅提高，核心技术装备实现稳定发电，形成一批高效、稳定、可靠的技术装备产品，工程化应用初具规模，一批骨干企业逐步壮大，产业链条基本形成，标准体系初步建立。在全球能源转型背景下，海洋能作为可再生能源的重要组成部分，在“十三五”时期布局一批海洋能重点发展区域，完善配套平台建设具有重要意义。

1.2.6　储能和电动汽车

储能和电动汽车市场正在稳步扩大。到2016年底，中国投运储能项目累计装机24.3吉瓦，同比增长4.7%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，占比约99%。化学储能的累计装机容量位列第二，规模为243.0兆瓦，占比约1%，半数以上项目的应用领域为可再生能源并网，分布式发电及并网领域新增投运规模的同比增速最大。据中汽协统计数据，2016年生产新能源汽车51.7万辆，销售50.7万辆，比上年同期分别增长51.7%和53%，继续保持大幅增长态势。

2017年3月，国家能源局印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见（征求意见稿）》，表明中国政府在能源发展规划层面为储能“量体裁衣”。该政策既明确了储能装备的关键作用，又明确了储能技术参与调峰的角色和定位，意味着国家政策已经直接触及储能本身。目前，在国内电力系统调频、负荷侧峰谷电价调节、电动汽车动力电池等应用场景中，已逐渐涌现电池储能的成功商业运营案例，充放电成本低于部分地区工商业峰谷差价。国家能源局自2016年发布的《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》（国能监管〔2016〕164号）确定了储能参与调峰的主体身份后，落实储能技术在辅助服务市场参与应用成为市场关注的热点。在新能源汽车方面，2016年，国家发展改革委和工信部分别发布了《新能源汽车碳配额管理办法（征求意见稿）》和《企业平均燃料消耗量与新能源汽车积分并行管理暂行办法（征求意见稿）》，将“新能源汽车积分”换成了“碳配额”的概念，并将燃油汽车油耗积分与新能源汽车积分并行管理，且车企可用新能源汽车积分抵偿油耗积分，从而实现新能源汽车配额与现有政策机制的融合。就中长期而言，电动汽车与储能产业之间存在一定协同互动关系，其互动趋势仍有待持续观察。