“土山盛阳A1-A29光伏发电单元全部并网，运行正常。”6月23日，随着操作人员按照烟台电网调度指令，顺利完成一系列操作任务，烟台市首座220千伏土山盛阳光伏变电站正式投入运行。

土山盛阳光伏电站坐落于烟台市莱州土山镇境内，占地面积约3000余亩，项目地水塘开阔，光资源丰富且无遮挡，具有巨大的开发潜力。光伏电站总装机规模120兆瓦，通过29个光伏逆变单元逆变升压，再通过4条35千伏集电线路接入35千伏母线，并通过220千伏盛里线并网至220千伏岳里变电站。

本光伏电站的建设顺应国家能源改革发展方向，得到国家的大力支持。本光伏电站投运后，每年可提供约1.61亿千万时的发电量，与火电厂相比，每年可节约标准煤约5万吨，减少二氧化碳排放量约32.3吨，降低大量炉渣、废气的排放，对改善大气环境、保护自然生态、充分利用资源起到了良好的引领和示范作用。光伏电站配有12兆瓦时储能单元，为光伏发电的可持续运转奠定基础，是全省首家配备储能单元的光伏电站。

烟台电网地调工作人员在电站并网前验收中严把质量关，组织调度、运检、发展等相关专业进行现场检验，采取地调初验+整改复验+省调终验的模式，在保障电站及时投产的同时，确保其零缺陷并网。

目前烟台有福山回里华电、招远节能等6座光伏电站并网投运，土山盛阳光伏电站投运后，光伏发电单元总装机容量翻了一倍，达到239兆瓦，大大缓解烟台地区负荷高峰期间的供电紧张局面，储能的配备丰富了电网调峰手段，也进一步推动了清洁能源发展。下一步，烟台供电公司将加大与新能源企业的沟通与合作，积极推动光伏、风电等新能源发电项目不断落地，将绿色清洁能源转变为经济发展的重要动力，持续为供电内居民可靠用电和优质服务助力助航。

近日，山东、湖北、山西等多个省份陆续发布了2020年风电、光伏发电项目的建设方案和申报要求，明确鼓励新能源电站配置储能，并提出优先支持配置储能的新能源发电项目。

　　然而，在新能源发电进入冲刺平价上网的关键期，配置储能将在一定程度上增加新能源企业的资金投入，这一矛盾该如何解决？

　　电源侧储能装机或将爆发

　　6月8日，湖北省能源局发布了《关于开展2020年评价风电和评价光伏发电项目竞争配置工作的通知》，其中明确提出，优先支持风储一体化。对拟接入同一变电站或同一消纳台区的多个风电和光伏发电项目，优先选取风储、风光互补项目。风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%，且必须与风电项目同时建成投产，以满足储能要求。

　　据记者不完全统计，截至目前，已经有超10个省市区相关部门或电网公司发布了同类通知或文件。新能源电站配置储能正在成为地方推行可再生能源项目的标配。

　　在中国光伏行业协会看来，“光伏+储能”正逐渐成为优先进入市场的先决条件。2019年以来，我国已有多省份提出可再生能源项目可主动配置合理的储能容量。“鼓励”“优先”等字眼频繁出现在各地的政策文件中，一定程度上反映了光伏配置储能的发展态势。

　　记者发现，在地方电网公司发布的意见函中，还特别提出了储能配置的装机规模要求。比如，国网山东省电力公司表示，根据申报项目承诺，在分析省内新能源消纳能力的基础上，结合省内新能源项目建设实际进展和电网调整情况，建议储能配置规模按项目规模20%考虑，储能时间2小时，可以与项目本体同步分期建设。

　　在此背景下，行业内预计，今年我国电化学储能装机规模将迎来新一轮增长。“仅今年上半年，针对新能源电站配置储能的项目，国内招标规模就已经超过200MWh。其中，以安徽、青海、三峡地区的风电项目，以及山东省的光伏项目为主。”东方日升储能事业部副总经理秦宇峰告诉记者，预计今年我国电化学储能储能全年装机量将突破1GWh。

　　集中式光伏将成储能主要应用场景

　　近年来，我国储能产业发展速度较快。截至2019年底，我国电化学储能项目的累计装机规模达1.71吉瓦，同比增长59.4%。产业重点应用场景也不断变换，从最早的用户侧切换至2018年的电网侧，再到如今的电源侧。

　　秦宇峰认为，这是可再生能源和储能产业结合发展的必然趋势。“在未来可再生能源发展中，储能将会成为一个新能源发电配置的必需品。‘新能源电站+储能’的发展趋势将不断加速，储能作为配置中的一个重要环节，占比将越来越大。”

　　在研究机构看来，集中式可再生能源电站或将成为国内储能配置项目的风口。

　　根据中关村储能产业技术联盟（简称“CNESA”）的不完全统计，截至2019年底，我国已投运的光伏储能项目（含熔融盐储热项目）的累计装机规模为800.1MW，已投运的与集中式光伏电站配套建设的储能项目累计装机规模为625.1MW，占全部光储项目总规模的78.1%。

　　集邦咨询旗下新能源研究中心Energy Trend认为，从国内近期的项目动态来看，在集中式光伏发电、风电基地布局大容量储能已成为各地优化新能源消纳的重要手段，集中式可再生能源电站配置储能或将成为储能重要的应用场景。

　　对于光伏发电、风电两种目前发展较为成熟的新能源产业，业内更看好光伏发电配置储能的效果。

　　SOLARZOOM新能源智库称，与风电相比，光伏发电可预测性较好，且具有一定规律性，储能每天有效循环次数不足1次，电池周转率较低。而风电受自然资源影响更大，日间波动明显，其配套储能的电池利用率更低。

　　成本增加经济性待考

　　在政策支持下，部分省份已经行动。据Energy Trend统计，今年，在内蒙古光伏发电竞价项目中，天合光能、华能、国家电投等企业共计超过400MW的光伏项目都将配置储能。

　　虽配置储能提升了项目的竞争优势，但投资主体转为新能源发电企业后，市场开始担忧新增投入对企业开发项目的现实影响。

　　在业内人士看来，目前，我国储能产业尚处于发展初期，成本仍较高。同时，光伏发电、风电进入竞价、平价时代，补贴的退坡已经在一定程度上增加了企业的盈利压力。配置储能后可能将进一步压缩企业的盈利空间。

　　“确实在成本上会有一定的压力。针对不同应用场景来说，项目成本回收周期也会有不同程度的延长。”秦宇峰告诉记者，“总体来说，储能占总成本比例并不高，仅在5%左右。同时，随着光伏组件价格每年以15%—20%的速度下降，企业可以消化投资中增加的储能成本。”

　　中国光伏行业协会认为，从目前的市场情况来看，“可再生能源发电+储能”最大的瓶颈在于项目没有稳定且普遍适用的盈利模式，导致其经济性不强。光伏发电项目配置储能系统无法发挥企业主动性，尚需相应的配套政策支持，以提高项目的经济性。

　　CNESA也在研究中表示，如果有实质性的鼓励政策，或较为成熟的辅助服务市场，可再生能源项目配置储能才能迎来健康且可持续的发展模式。

　　成本、盈利相关争论不断，看似难以协调，但在企业看来，储能产业发展前路光明。“随着储能成本的下降，以后会趋于平稳。”秦宇峰说。

2020年3月，国家能源局发布了《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》(国能发新能〔2020〕17号，以下简称《通知》)，启动了2020年光伏发电国家补贴竞价项目申报工作，明确2020年光伏发电建设管理的有关政策总体延续2019年机制，其中补贴竞价项目(包括集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目)按10亿元补贴总额组织项目建设。6月15日各省完成补贴竞价项目申报工作后，按国家能源局要求，国家可再生能源信息管理中心(以下简称信息中心)依托光伏发电国家补贴竞价信息系统，对申报项目进行了复核和竞价排序。6月28日，国家能源局正式公布了2020年光伏发电项目国家补贴竞价结果。

一、项目申报情况

截至6月15日，全国共有22个省份(北京、天津、河北、内蒙古、上海、江苏、浙江、安徽、江西、山东、河南、辽宁、广东、广西、湖南、重庆、贵州、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆)和新疆生产建设兵团组织4168个项目申报光伏发电国家补贴竞价，总装机容量为3350.9114万千瓦。山西、吉林、黑龙江、福建、湖北、海南、四川、云南、西藏9个省份未申报项目。基本情况如下：

从项目类型看，普通光伏电站346个，装机容量2907.0981万千瓦，占申报总容量比例为86.8%，主要分布在中西部地区，项目数量位列前三位的分别为贵州62个、宁夏36个、河北32个。分布式光伏项目3822个，装机容量443.8133万千瓦，占申报总容量比例为13.2%(其中，全额上网分布式项目305个，装机容量49.4844万千瓦，占申报总容量比例为1.48%;自发自用、余电上网分布式项目3517个，装机容量394.3289万千瓦，占申报总容量比例为11.77%)，主要分布在中东部和东南沿海地区，项目数量位列前三位的分别为浙江2264个、江西263个、广东261个。

从资源区看，I类资源区申报项目174个，装机容量610.0889万千瓦，占申报总容量比例为18.2%;II类资源区申报项目182个，装机容量387.8536万千瓦，占申报总容量比例为11.6%;III类资源区申报项目3812个，装机容量2352.9689万千瓦，占申报总容量比例为70.2%。

分省看，申报项目装机容量最多的省份为贵州566万千瓦。装机容量300万以上的省份有4个，为河北、浙江、贵州、宁夏;装机容量在200到300万的省份有2个，为江西、青海;装机容量在100万到200万的省份有4个，为内蒙古、山东、广东、陕西;装机容量在100万以下的省份有13个。

这次申报项目中已并网项目容量36.8826万千瓦，新建项目容量3314.0288万千瓦。

申报项目总体情况详见附表1。

二、纳入2020年国家竞价补贴范围的项目情况

在各省申报项目的基础上，信息中心对申报文件和材料进行了复核，就复核中发现的问题与相关省级能源主管部门和有关项目业主通过电话沟通、发函等方式进行了核实。按照10亿元的补贴总额对通过复核的补贴竞价项目进行了排序，据此确定了纳入2020年国家竞价补贴范围的项目名单。2020年纳入国家竞价补贴范围的项目覆盖15个省份和新疆建设兵团，共434个项目，总装机容量2596.7208万千瓦，占申报总容量的77.5%。基本情况如下：

从项目类型看，普通光伏电站项目295个、装机容量2562.874万千瓦，占纳入项目总容量比例为98.7%;全额上网工商业分布式光伏项目137个、装机容量33.0468万千瓦，占纳入项目总容量比例为1.3%;自发自用、余电上网分布式光伏项目2个、装机容量0.8万千瓦，占纳入项目总容量比例为0.03%。

从资源区看，I类资源区项目46个，装机容量542.8万千瓦，占纳入项目总容量比例为20.9%;II类资源区项目34个，装机容量294.2万千瓦，占纳入项目总容量比例为11.3%;III类资源区项目354个，装机容量1759.7208万千瓦，占纳入项目总容量比例为67.8%。

分省看，装机容量在200万以上的省份有贵州、宁夏、河北、浙江、江西、青海6省;装机容量在100万到200万的有陕西、内蒙古、山东3省;装机容量在100万以下的有广西、安徽、新疆、河南、上海、重庆6省和新疆生产建设兵团。

这次纳入国家竞价补贴项目，已并网项目容量0.9235万千瓦(均为2020年度并网项目)，新建项目容量2595.7973万千瓦。

纳入竞价补贴范围项目总体情况详见附表2。

总的看，这次竞价工作各省组织有力有序，项目信息填报总体规范有效，补贴竞争机制更加成熟。

三、纳入2020年国家竞价补贴范围项目的电价情况

(一)总体情况

从项目电价看，单个项目最低电价为0.2427元/千瓦时(相比2019年的0.2795元/千瓦时降低0.0368元/千瓦时)，加权平均电价为0.3720元/千瓦时(相比2019年的0.4364元/千瓦时降低0.0644元/千瓦时)，其中普通光伏电站及全额上网分布式项目平均电价为0.3720元/千瓦时，自发自用、余电上网分布式项目平均电价为0.2895元/千瓦时。

从电价降幅看，单个项目最大降幅为0.1573元/千瓦时，平均降幅为0.0785元/千瓦时，其中普通光伏电站及全额上网分布式项目平均降幅0.0785元/千瓦时，自发自用、余电上网分布式项目平均降幅0.02元/千瓦时。

从补贴强度看，单个项目最低补贴强度为0.0001元/千瓦时，加权平均度电补贴强度约为0.033元/千瓦时(相比2019年的0.065元/千瓦时降低0.032元/千瓦时)，其中普通光伏电站及全额上网分布式项目平均度电补贴强度0.033元/千瓦时(相比2019年的0.0698元/千瓦时降低0.0368元/千瓦时)，自发自用、余电上网分布式项目平均度电补贴强度0.03 元/千瓦时(相比2019年的0.0404元/千瓦时降低0.0104元/千瓦时)。

从电价降幅区间看，电价降幅大于0.1元/千瓦时的项目装机容量为351.36万千瓦;电价降幅在0.08到0.1(含)元/千瓦时之间的项目装机容量为641.031万千瓦;电价降幅在0.06到0.08(含)元/千瓦时之间的项目装机容量为1124.1464万千瓦;电价降幅在0.04到0.06(含)元/千瓦时之间的项目装机容量为479.3834万千瓦;电价降幅在0.02(含)元/千瓦时以下的项目装机容量为0.8万千瓦。

(二)分资源区情况

I类资源区：①电价。单个项目最低电价为0.2547元/千瓦时，加权平均电价为0.2762元/千瓦时(其中普通光伏电站及全额上网分布式项目0.2761元/千瓦时，自发自用、余电上网分布式项目0.2895元/千瓦时);②电价降幅。电价降幅最高为0.0953元/千瓦时，加权平均降幅约0.0738元/千瓦时(其中普通光伏电站及全额上网分布式项目0.0739元/千瓦时，自发自用、余电上网分布式项目0.02元/千瓦时);③补贴强度。电价补贴强度最低为0.0001元/千瓦时，加权平均补贴强度为0.0158元/千瓦时(其中普通光伏电站及全额上网分布式项目0.0158元/千瓦时，自发自用、余电上网分布式项目0.03元/千瓦时)。

II类资源区：①电价。单个项目最低电价为0.2427元/千瓦时，加权平均电价为0.2836元/千瓦时(全部是普通光伏电站及全额上网分布式项目);②电价降幅。电价降幅最高为0.1573元/千瓦时，加权平均降幅约0.1164元/千瓦时(全部是普通光伏电站及全额上网分布式项目);③补贴强度。电价补贴强度最低为0.0001元/千瓦时，加权平均补贴强度为0.0348元/千瓦时(全部是普通光伏电站及全额上网分布式项目)。

III类资源区：①电价。单个项目最低电价为0.3646元/千瓦时，加权平均电价为0.4163元/千瓦时(全部是普通光伏电站及全额上网分布式项目);②电价降幅。电价降幅最高为0.1254元/千瓦时，加权平均降幅为0.0737元/千瓦时(全部是普通光伏电站及全额上网分布式项目);③补贴强度。电价补贴强度最低为0.0001元/千瓦时，加权平均补贴强度为0.038元/千瓦时(全部是普通光伏电站及全额上网分布式项目)。

此次竞价共有3734个、754.1902万千瓦项目未纳入竞价补贴范围，对这些申报项目，国家鼓励其在企业自愿的基础上转为平价上网项目。需要强调的是，纳入国家补贴竞价范围项目名单只是取得了补贴资格，项目最终能否享受国家补贴，还要以是否按《通知》要求按期全容量建成并网为准。对于2020年底前逾期未全容量建成并网的，每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时;逾期两个季度仍未建成并网的，取消项目补贴资格，并作为各地光伏发电市场环境监测评价的重要因素(如遇社会公认的不可抗力因素，建设期限经批准后可适当顺延)。国家将根据项目条件落实和建设实施等实际情况，做好名单动态跟踪管理。

此次纳入国家补贴竞价范围的项目只是今年全国光伏发电建设规模的一部分，加上今年安排的户用光伏项目、平价项目以及2019年结转至今年并网的竞价项目等，今年光伏发电建设投产规模是有保证的，能够实现行业健康持续高质量发展。建议各地方和项目业主及电网公司，认真落实申报项目的土地、接网等各项条件和承诺，保障项目顺利建设、及时并网。

为贯彻落实党中央、国务院决策部署和《政府工作报告》要求，统筹推进疫情防控与经济社会发展工作，日前国家发展改革委发出通知，将阶段性降低企业用电成本政策延长到今年年底，推动降低企业生产经营成本。

通知明确，自2020年7月1日起至12月31日止，延续阶段性降低除高耗能行业用户外的，现执行一般工商业及其它电价、大工业电价的电力用户用电成本政策。电网企业在计收上述电力用户（含已参与市场交易用户）电费时，统一延续按原到户电价水平的95%结算。

通知要求，各地发展改革部门充分认识当前形势下推动降低企业生产经营成本对保就业保民生保市场主体的重要性，指导电网企业认真抓好延长阶段性降低企业用电成本政策落实，确保政策平稳实施，做好政策解读；积极配合当地市场监管部门，创新方式方法，切实加强商业综合体、产业园区、写字楼等转供电环节收费行为监管，确保降电价红利及时足额传导到终端用户，增加企业获得感。

“土山盛阳A1-A29光伏发电单元全部并网，运行正常。”6月23日，随着操作人员按照烟台电网调度指令，顺利完成一系列操作任务，烟台市首座220千伏土山盛阳光伏电站正式投入运行。土山盛阳光伏电站坐落于烟台市莱州土山镇境内，占地面积约3000余亩，项目地水塘开阔，光资源丰富且无遮挡，具有巨大的开发潜力。光伏电站总装机规模120兆瓦，通过29个光伏逆变单元逆变升压，再通过4条35千伏集电线路接入35千伏母线，并通过220千伏盛里线并网至220千伏岳里变电站。

本光伏电站的建设顺应国家能源改革发展方向，得到国家的大力支持。本光伏电站投运后，每年可提供约1.61亿千万时的发电量，与火电厂相比，每年可节约标准煤约5万吨，减少二氧化碳排放量约32.3吨，降低大量炉渣、废气的排放，对改善大气环境、保护自然生态、充分利用资源起到了良好的引领和示范作用。光伏电站配有12兆瓦时储能单元，为光伏发电的可持续运转奠定基础，是全省首家配备储能单元的光伏电站。

烟台电网地调工作人员在电站并网前验收中严把质量关，组织调度、运检、发展等相关专业进行现场检验，采取地调初验+整改复验+省调终验的模式，在保障电站及时投产的同时，确保其零缺陷并网。

目前烟台有福山回里华电、招远节能等6座光伏电站并网投运，土山盛阳光伏电站投运后，光伏发电单元总装机容量翻了一倍，达到239兆瓦，大大缓解烟台地区负荷高峰期间的供电紧张局面，储能的配备丰富了电网调峰手段，也进一步推动了清洁能源发展。下一步，烟台供电公司将加大与新能源企业的沟通与合作，积极推动光伏、风电等新能源发电项目不断落地，将绿色清洁能源转变为经济发展的重要动力，持续为供电内居民可靠用电和优质服务助力助航。

优异的风光资源、得天独厚的区位优势，成为华能丁庄风光储一体发电项目落户鲁北德州市陵城区丁庄镇的重要因素。该项目被列入2020年山东省重大建设项目，总投资约17.58亿元，其中风电投资8.78亿元，光伏投资8.8亿元，建成投产后年销售收入约1.79亿元,实现利润0.61亿元。

项目工程包括风电100兆瓦、水上光伏200兆瓦、储能装置8兆瓦时，预留远期规划120兆瓦水上光伏发电项目。风电项目采用4兆瓦风机是低风速陆上平原风场功率级别最高的风力发电机组，具有高可靠性、高发电量、低运维成本、低噪音等优势，工业设计与当地风资源和地理环境相匹配，可利用率达到99%以上，高于国内同行业一般水平4个百分点;光伏项目采用高密度聚乙烯(HDPE)浮箱+支架式漂浮光伏系统,配备大功率组件、高效率逆变器，未来将成为世界上单体最大的水面漂浮式光伏电站。

据介绍，丁庄风电项目与光伏项目厂区毗邻，将共用升压站和送出线路，同时两项目均选用长寿命、安全可靠的磷酸铁锂电池作为储能系统，提高电力调度灵活性和场区空间利用率，成功实现“风光储同场”。按照“高效、标杆、示范、可复制”目标定位，该项目运用远程集控、智能感知、智慧决策等多项创新技术，安装智能安防、设备健康评估等先进应用，实现“无人值守、少人监视”。

目前，风电项目的基础施工和风机吊装工作已全部完成，顺利实现8台风机并网，全部工作将于6月底完成;光伏项目正在进行施工准备和设备招标工作，预计7月初动工，年底竣工。项目建成后可实现年发电量4.17亿千瓦时，每年可节约标煤13.27万吨，节能减排效果显著。

综合能源基地、风光储多能互补项目将成为十四五可再生能源开发的重头戏，光热发电能否乘此东风而上？

近日，《哈密新型综合能源基地总体规划（2020-2030年）》透露的信息显示，哈密市将于巴里坤县和伊吾县规划建设面积约为2.8万平方公里的新型综合能源基地，该基地将包含十个能源场（5处风电场、2处光伏场、2处光热场和1处石油生产厂区）。

这就是一个典型的综合能源基地，不出意外的话，其中包括的2处光热发电场将在输出清洁电力的同时，承担该基地的调峰辅助电源，发挥光热发电的独特调峰价值。

国资大举布局风光储项目

2020年至今，着眼于风光储综合性大能源基地的开发趋势，各大发电集团开始了新一轮的“跑马圈地”，争相联合地方政府，在传统的西部资源富集省区以及中东部海上风电优质资源区，大举布局风光储项目。

至今，据不完全统计，国家能源集团、国家电投等公司累计签署的风光储项目已达数千亿元。

这标志着，中国的新能源大基地开发战略将由此前的单一能源转向多能互补的综合性能源基地。此前在西部大干快上的百万千瓦级或千万千瓦级风电基地、光伏基地将彻底成为历史。未来涌现的将是更多千万千瓦级的综合性能源基地。

这其中的逻辑不必过多赘言，综合性新能源基地通过风光储等多种能源搭配以及特高压的强大输送能力，将成为可以媲美传统火电的稳定绿色能源向外输出。

障碍与不可避免的竞争

搭载低成本储热系统的光热发电站，理论上在这样的应用场景下将可大展用武之地。

已投运的鲁能海西格尔木多能互补集成优化示范工程已经提供了一个成功示范。

这个集合了200MW光伏项目、400MW风电项目、50MW光热项目及50MW电池储能系统四种技术路线的综合性项目，能够实现小时级的平稳功率输出，分钟级平滑功率输出，并可以100%地摆脱火电调峰实现新能源的高比例外送。

但光热发电在综合能源基地项目中是否有更多机会参与？一个鲁能海西项目的示范看起来还远远不够。

作为整个新能源体系中相对边缘的一项发电技术，光热发电的价值未能被整个新能源行业广泛认可。这已成为光热发电在参与这一市场时不得不面对的问题。

绝大多数的风光储项目开发商，对于储能的选择，应激性的选择是电储能，他们有些甚至不知道光热发电技术可以提供更廉价的储能能力。

而对光热发电有些了解的开发商，则纠结于光热与电储能的综合成本对比，对一个综合能源基地来说，搭配光热电站与储能电站均可以满足需求，成本的竞争将不可避免。

尴尬的是，到目前为止，光热发电行业还没有充分的实际案例和数据证明，一个搭配光热电站的综合性能源基地比一个搭配电化学储能的综合性能源基地更具成本竞争力。现有的数据在说服上述那些大的风光储项目开发商时显得乏力。

但改变这一现状，是光热发电行业必须解决的问题。光热发电行业必须和其他新能源玩家一起融合发展才能赢得未来，未来的风光储综合性能源市场，将是光热发电最大的市场机会。

今年以来，我省能源行业聚焦“发展绿色能源、助力动能转换”核心任务，着力推动中央关于统筹疫情防控和经济社会发展、做好“六稳”工作、落实“六保”任务等重大决策部署的贯彻落实，在疫情防控中化“危”为“机”，加速推进新能源项目建设，持续优化能源结构调整，全力拉动产业链协调发展，新能源产业逆势走强，跑出“加速度”。

重点建设项目“动起来”

全省能源行业坚持项目为王、效率至上，清单管理，倒排工期，挂图作战，大力实施重点项目建设攻坚行动，狠抓项目落地，务求取得扎实成效。今年以来，全省共筛选确定125个投资体量大、保障要素实、拉动能力强，涵盖光伏、风电、生物质和垃圾发电、地热能利用、多能互补及抽水蓄能等领域的新能源重点建设项目，多措并举，综合施策，加以推进。项目总投资825.6亿元，年内计划完成投资338.9亿元。

我省先后出台《关于扎实做好应对新型冠状病毒感染的肺炎疫情能源供应保障工作的紧急通知》和《关于加快能源行业重点项目建设的通知》，统筹抓好疫情防控期间能源保障和重点项目建设。建立“三个一”包保责任制度，每个项目明确一位牵头负责人、落实一个责任单位、建立一本工作台账，加强组织领导，强化主动服务。各级能源主管部门当好“项目管家”，推动解决新能源项目电网接入和送出线路建设、防疫物资不足无法开工等问题，精准为企业解难纾困。

政策加码、措施加力，重点项目建设跑出“加速度”。4月28日，总投资4.4亿元、装机容量50兆瓦的德州市平原县国瑞平原风电场一期项目，提前投产，并网发电。目前，包括该项目在内的125个项目完成投资118亿元，其中已投产项目12个;98个续建项目全部复工，正全力加紧建设;15个新开工项目已开工12个，其余项目将于三季度前开工建设。

结构优化步伐“快起来”

疫情防控期间，我省更加注重强优势、补短板，抢抓政策机遇，先后组织申报了544个平价上网项目和236个光伏发电竞价项目。随着一大批新能源项目建成投产，全省能源结构调整优化步伐持续加快，为践行绿色发展理念写下生动注脚。

今年1月-5月份，全省新增新能源电力装机容量达到百万千瓦，其中风电26万千瓦，光伏发电66万千瓦，垃圾发电8万千瓦。截至5月底，我省新能源和可再生能源装机容量达到3724.3万千瓦，同比增长15.2%，占全省发电装机的27%，“绿色份额”进一步扩大。其中，可再生能源发电装机同比增长10%以上，光伏发电装机1685.5万千瓦、同比增长19%，生物质发电装机301万千瓦、同比增长10%，均居全国首位;风电装机1379.6万千瓦、同比增长17%，居全国第四。

在发电量方面，受新冠肺炎疫情影响，今年以来全省全社会用电负荷保持低位运行，经过多方协调联动、保障消纳，新能源发电量逆势上扬，1月-5月份，新能源发电量342.4亿千瓦时，同比增长11%，占全省发电量的17.3%。

源源不断的“绿色电力”走入工厂、园区和寻常百姓家，为山东夺取疫情防控和经济社会发展双胜利贡献了“绿电力量”。

产业发展链条“转起来”

新能源产业加快发展促进了上下游产业生产销售和供应，对稳投资、稳就业、企业复工复产起到了全面拉动作用。目前，正在费县施工的沂蒙抽水蓄能电站项目便可拉动设备生产规模19.4亿元，增加6000余个就业岗位，带动机电设备、建筑建材等相关产业投资115亿元。

与此同时，得益于我省海上风电发展，高端海洋能源装备产业园区在烟台、东营等地应运而生，吸引海上风电高端装备制造领域龙头和上下游配套企业落户投产。年产200台套风电设备的上海电气山东海上风电装备制造项目、年产300台套智能海上机组的远景风机制造基地项目，已在烟台海阳市落地。

由中车永济电机有限公司与明阳智慧能源联合开发的10兆瓦海上半直驱永磁风力发电机在东营成功下线，是目前亚洲功率最大的海上半直驱永磁风力发电机，技术达到国际领先水平。年产7兆瓦-10兆瓦海上风电大型叶片100台套的东方电气叶片制造项目在烟台蓬莱投产，6月15日，该项目生产的首支7兆瓦叶片成功下线，成为国内首个开始批量产出此功率等级叶片的生产制造基地。各产业链条协同转动，加快了经济复苏的正循环。