1.2　產業發展現狀及“十三五”中期評價

隨著我國全面貫徹實施能源革命戰略、不斷完善可再生能源發展政策，2017年可再生能源產業繼續保持快速穩步發展，技術和產業模式創新進度加快，裝機規模和發電量創出新高，持續推動能源結構調整優化，非化石能源占比穩步提升。2017年，我國商品化可再生能源的供應總量（各類發電、供氣和生物液體燃料）約合5.4億噸標準煤，約占全部能源消費比重的12%。可再生能源發電總裝機容量從2015年的5.0億千瓦增加到2017年底的6.5億千瓦，在全國總發電裝機容量中的比重從2015年33.1%增加到2017年的36.6%；2017年可再生能源總發電量為64179億千瓦時，在全部發電量中的比重也從2015年24.4%增加到26.5%。風電、太陽能發電量在內蒙古、甘肅、青海等地發電量中的比重均超過了10%，成為當地重要的新增電源。2005—2017年中國可再生能源裝機容量和2007—2017年中國可再生能源發電量如圖1－1和圖1－2所示。

然而，可再生能源發展也面臨著生態文明、能源生產和消費革命理念尚未全面落地，電力轉型和體制改革進入深水期，新能源成本相對化石能源和國際領先水平仍然偏高，可再生能源與終端用能部門融合不足等挑戰；棄風棄光、補貼資金缺口、終端應用滯后供給能力等問題依然較為突出。

1.2.1　“十三五”中期評價

如表1－1所示，截至2017年底，常規水電、風電、生物質液體燃料與規劃基本相符，按照目前的發展節奏和規模，預計2020年可完成“十三五”規劃目標；光伏發電發展規模已超過“十三五”規劃末期目標；生物質能發電接近完成“十三五”規劃末期目標；太陽能熱發電、太陽能熱利用、生物天然氣、生物質能供熱、地熱發電裝機和分散式充電樁規模發展速度較為緩慢，若沒有更加強有力的政策推動和投資環境的改善，預計將無法完成“十三五”規劃目標；與此同時，電動汽車保有量盡管快速上升，但按照當前增速實現2020年目標仍有一定困難。

1.2.2　水電

水電依然是我國最大的清潔能源。2017年，全國新增水電并網容量1287萬千瓦，其中抽水蓄能新增裝機容量200萬千瓦。截至2017年底，全國全口徑水電累計并網容量達到34119萬千瓦，同比增長2.7%。受2017年降水量大幅下降等因素影響，來水呈現前低后高特征，全國全口徑水電發電量11945億千瓦時，同比增長1.7%，增速連續三年下滑；平均利用小時數為3579小時，同比減少40小時。

2017年，全國棄水電量約515億千瓦時，其中四川156億千瓦時、云南288億千瓦時、廣西50億千瓦時。國家發展和改革委員會同各地相關部門和電力企業大力推進電力市場化交易，促進水電消納，完成西南水電送出2638億千瓦時，同比增長10.2%。

水電發展進入轉型升級關鍵時期，破解棄水難題、調整發展思路是水電行業面臨的重大課題。

抽水蓄能電站因其運行調節靈活的特性在可再生能源友好型、靈活和安全性的電力系統中扮演著重要的角色。截至2016年底，全國抽蓄電站裝機容量2669萬千瓦。在《電力發展“十三五”規劃》中，計劃“十三五”期間新投產1700萬千瓦左右，2020年裝機容量達到4000萬千瓦。

1.2.3　風電

2017年，全國新增風電裝機并網容量1503萬千瓦，同比下降22%。從新增裝機分布看，風電開發繼續保持向中東部和南方地區轉移的特征。截至2017年底，全國風電累計并網容量達到16367萬千瓦，同比增長10.1%，其中海上風電累計并網容量202萬千瓦，同比增長37%，位于江蘇省、上海市和福建省。當年全國風電發電量為3057億千瓦時，同比增長28%。2017年，全國總棄風電量422億千瓦時，同比減少78億千瓦時，棄風率12%，同比下降5.2個百分點，實現棄風電量和棄風率“雙降”，大部分棄風限電嚴重地區的形勢均有所好轉。

風電制造業競爭更加激烈，市場整體下滑明顯，市場集中度進一步提高。2017年新增吊裝裝機容量1966萬千瓦，排名前五的風電機組制造企業市場份額達到67%，較2016年提高約7個百分點。大容量機組發展繼續加快，海上風電制造和吊裝技術取得突破性進展，風電設備出口規模和新增市場也快速增加，風電服務業正逐步發展成為風電產業的重要組成部分。

2017年，我國風電政策始終堅持引導地區平衡發展，以解決棄風限電、推動風電市場化發展為方向進行了多種嘗試。2017年7月，國家能源局印發《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》，以保證不造成新的棄水棄風棄光問題為主要目的，在可再生能源項目的規劃目標引導、布局、電網接入和市場消納條件、技術進步和降低成本方面對可再生能源項目規劃和落實提出了具體有針對性的意見。國家能源局發布了《關于加快推進分散式接入風電項目建設有關要求的通知》和《關于公布風電平價上網示范項目的通知》，分別通過創新開發模式和推動成本下降等方式促進風電行業高質量發展。2017年11月，國家能源局發布了《解決棄水棄風棄光問題實施方案》，明確了解決棄水棄風棄光的具體措施，從政策機制、電網規劃運行和電源和負荷規劃控制等方面提出了解決思路。與此同時，隨著電力市場改革的推進、各類多能互補和風電供暖項目的開展，以及加快推進分散式接入風電項目的建設、當地火電靈活性技術改造、跨省跨區電力調度和大型基地配套電網的投運，棄風限電現象將有望持續好轉。

1.2.4　太陽能

2017年全國光伏發電新增裝機容量繼續創歷史新高，全年新增裝機容量5306萬千瓦，同比增長54%，位居全球第一，全球市場占比超過50%。全國光伏發電累計裝機容量1.3億千瓦。從發展模式來看，分布式光伏在2017年呈現爆發式增長，新增裝機容量達到1944萬千瓦，同比增長3.7倍。從分布來看，受市場和政策引導，光伏發電市場重心加速向中東部轉移，累計裝機容量在全國占比有一定提升，布局更趨于合理。2017年，光伏發電量達到1182億千瓦時，同比增長79%，占全國總發電量的1.8%，同比提高0.7個百分點。全國棄光率和棄風電量實現雙降，2017年平均棄光率為7%，同比下降4個百分點，棄光電量73億千瓦時，同比減少2億千瓦。

光伏產品技術水平繼續大幅提升，單晶及多晶電池片產業化效率穩步提高，組件、模塊和材料產業化規模持續擴大，集中度不斷提高，受供求關系影響，上半年價格略有回升，下半年持續下降。單晶及多晶電池片產業化效率分別從2010年的18%和16.5%提升到2017年的20.2%和18.6%，以多晶黑硅、多晶黑硅疊加PERC、單晶PERC為代表的單多晶高效電池轉換效率分別達到21.3%和19.2%。光伏電站標桿電價持續下調，2018年及以后投運的上網電價自2013年以來第三次下調，較2013年下降了39%。2018年5月，國家發展改革委、財政部、能源局《關于2018年光伏發電有關事項的通知》（發改能源〔2018〕823號）再次對標桿上網電價進行調整，并對分布式光伏發展過熱進行了規范，限制了分布式光伏發電規模。光伏發電“領跑者”計劃自2016年第一次實施以來效果明顯，招標電價較同地區標桿電價水平顯著下降，有效解決了路條買賣問題，擠出了地方和部門加在光伏發電項目上的不規范、不合理的額外費用。2017年起，“領跑者”計劃納入了技術領跑基地，用于推廣應用前沿科技和突破性技術示范，以加速成果轉化，推動產業水平提升和成本下降。

在太陽能熱利用方面，雖然我國太陽能熱利用應用規模不斷增長，但市場持續下滑，2018年是自2014年市場出現首次下滑以來連續第四年下滑，當年新增量為26吉瓦（集熱面積3723平方米），戶用市場逐漸萎縮，由工程領域應用市場替代，發展亟須國家層面政策引導。太陽能熱利用的中、低溫技術不斷發展，應用領域從生活熱水擴大到與建筑結合的供熱、冷等領域，短期和季節性儲熱工程、工農業領域的供熱應用示范工程數量增多，但市場應用規模還較小。太陽能熱利用產業結構持續調整，集中度進一步提高，低質低效的小企業逐漸退出市場。國家出臺的《北方地區冬季清潔取暖規劃（2017—2021年）》和《關于北方地區清潔供暖價格政策的意見》為太陽能熱利用在供暖領域的應用提供了引導性的建議和目標，然而可再生能源供熱仍需更為完善的定價機制和發展模式以推動熱利用的規模擴大和應用模式多樣化。

太陽能熱發電方面，我國于2016年9月評選確定了第一批20個光熱發電示范項目（含4小時以上儲熱），總裝機容量135萬千瓦，分布于河北、內蒙古、甘肅、青海和新疆，要求所有項目于2018年底全部投運，也在招標基礎上相應確定了示范項目配套的1.15元／千瓦時的太陽能熱發電標桿上網電價。2016年示范項目和上網電價的確定帶動了產業的快速發展，截至2016年底，已建成中小規模的光熱電站7座，備案在建20多座。然而由于缺乏成熟技術產業體系和建設經驗，大部分示范項目建設進度低于預期，而且其發電成本仍遠高于其他類型可再生能源發電，還需更多的投入和建設運行經驗促進其產業化、規模化。

1.2.5　生物質能

生物質能產業規模穩步增長，特別是生物質發電裝機規模繼續增長。截至2017年底，生物質發電并網裝機容量為1488萬千瓦，較上年增長24%。2017年垃圾發電裝機容量首次超過農林生物質直燃發電，累計裝機容量達到729萬千瓦，農林生物質發電累計裝機容量為714萬千瓦。全國生物質發電量為794億千瓦時，較上年增長21%，然而平均利用小時數有所降低，從2016年的5717小時降至5710小時。

2017年，生物質能供熱迎來發展新機。為保護生態環境、解決大氣污染等問題，2017年5月，財政部、住房和城鄉建設部、環境保護部、國家能源局聯合發布《關于開展中央財政支持北方地區冬季清潔取暖試點工作的通知》，2017年12月，國家發展改革委、國家能源局等十部委共同印發了《北方地區冬季清潔取暖規劃（2017—2021年）》，均將生物質能供熱作為重要的化石燃料替代方式之一。從經濟性和可持續發展角度考慮，生物質鍋爐供熱比電供熱或燃氣供熱更具優勢。生物質資源的高值化開發和清潔化利用將是近中期我國生物質能產業發展的方向。

1.2.6　地熱、海洋能

近年來，地熱發電領域一直保持著增長態勢，但增速較為平緩。截至2016年，我國地熱發電裝機容量達到27.28兆瓦，主要分布在西藏等地區。其中，西藏羊八井高溫地熱電站裝機容量26.18兆瓦，已持續穩定運行超過33年，目前年發電量穩定在1億千瓦時左右，約占藏中電網的10%，累計發電量已超過24億千瓦時。地熱能熱利用是地熱能應用的主要方式，包括中低溫地熱水直接利用、地源熱泵等。我國地源熱泵自2004年以來發展迅速，年增長供暖（部分制冷）面積1800萬～2300萬平方米，年增長率超過30%，目前已超過3億平方米，全國31個省、市、區均有淺層地溫能開發利用工程，淺層地溫能供暖／制冷的單位（住宅小區、學校、工廠等）約3400個。2015年，國家能源局下發了《關于征求地熱能開發利用“十三五”規劃意見的函》，地熱能的發展被納入我國“十三五”可再生能源發展的整體布局。2017年初，國家發展改革委、國家能源局、國土資源部聯合印發了《地熱能開發利用“十三五”規劃》，闡述了地熱能開發利用的指導方針和目標、重點任務、重大布局，以及規劃實施的保障措施等，為“十三五”時期我國地熱能開發利用提供了基本依據。在“十三五”時期，我國將新增地熱能供暖（制冷）面積11億平方米。

海洋能方面，多個潮汐電站示范工程正在穩步推進，首個模塊化潮流能發電機組完成海上安裝并實現發電，開啟了我國潮流能發電的產業化之路。波浪能發電技術的研究也在逐步推進。近年來我國對海洋能技術研建工作投入較大，海洋能利用技術有所突破，潮汐能技術具有較成熟的開發能力，但由于目前海洋能利用項目規模較小，還遠未形成產業，相關技術仍不成熟，還需要以科技創新、示范項目推動產業發展。2016年12月，國家海洋局印發了《海洋可再生能源發展“十三五”規劃》，明確提出到2020年，海洋能開發利用水平要顯著提升，科技創新能力大幅提高，核心技術裝備實現穩定發電，形成一批高效、穩定、可靠的技術裝備產品，工程化應用初具規模，一批骨干企業逐步壯大，產業鏈條基本形成，標準體系初步建立。在全球能源轉型背景下，海洋能是可再生能源的重要組成部分，在“十三五”時期布局一批海洋能重點發展區域、完善配套平臺建設具有重要意義。

1.2.7　儲能和電動汽車

儲能和電動汽車市場正在穩步擴大。到2017年底，中國投運儲能項目累計裝機規模29.1吉瓦，同比增長20%。其中，抽水蓄能的累計裝機規模最大，為28.7吉瓦，占比約99%；化學儲能的累計裝機規模位列第二，為389兆瓦，占比約1%。半數以上項目的應用為可再生能源并網，用戶側領域的新增裝機規模占比最高。2017年新能源汽車生產79.4萬輛，銷售77.7萬輛，比上年同期分別增長54%和53%，繼續保持大幅增長趨勢。純電動汽車持續成為新能源汽車中的主力。

2017年9月，國家發展改革委和能源局等五部委正式印發《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》（發改能源〔2017〕1701號），明確了儲能技術與產業的發展目標、重點任務和保障措施。目前電池儲能在電力系統調頻、負荷側峰谷電價調節、電動汽車動力電池等應用場景已逐漸涌現成功的商業運營案例。自2016年中《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償（市場）機制試點工作的通知》確定了儲能參與調峰的主體身份后，落實儲能技術在電力系統輔助服務和負荷側峰谷差套利的應用成為市場關注的熱點。新能源汽車方面，2017年工信部發布了《乘用車企業平均燃料消耗與新能源汽車積分并行管理辦法》，將燃油汽車油耗積分與新能源汽車積分并行管理，車企可用新能源汽車積分抵償油耗積分，從而將市場化手段引入新能源汽車推廣。就中長期而言，電動汽車與儲能產業之間存在一定的協同互動關系，其互動趨勢仍有待持續觀察。