一、前三季度光伏新增装机15.99GW

　　根据国家能源局新闻发布会上公布的数据，2019年前三季度光伏新增装机15.99GW，其中光伏电站7.73GW，分布式光伏8.26GW。由此推算，第三季度单季度新增装机4.69GW，新增装机数据与中电联前期公布的数据接近，略低于年初预期。

　　第三季度装机以分布式光伏为主，户用分布式成最大亮点。2019年第三季度国内新增光伏装机4.59GW，其中分布式光伏3.68GW(占比80.17%)，地面电站仅0.91GW(占比19.83%)，分布式光伏占绝大部分。其中，户用分布式光伏贡献了较大的增量，第三季度新增分布式光伏2.067GW，占全部装机的45.03%。户用分布式光伏增长较快的主要原因包括初始投资成本大幅下降(6-7元/W降至3.5-4元/W)、金融支持力度提升(以地方性银行为主，部分可以做到0首付)以及基于补贴调降预期的抢装效应等。

　　地面电站装机较低(第三季度环比减少79.41%)是装机量低于预期的主要原因。2019年上半年处于新政制定阶段，构成2019年新增需求主体的平价和竞价项目名单分别于2019年5月、7月公布，由于政策下发较晚，主要地面项目三季度基本处于前期准备阶段，未能形成有效并网装机。

　　二、四季度将迎来需求高峰

　　根据申报的预计投产时间，平价项目中预计有4.75GW于2019年底前并网。我们梳理了2019年22.79GW的竞价项目，其中投资主体为央企、国企和大型民企的项目超过11GW，与此前智汇光伏预估的10GW已开工的竞价项目基本吻合，这部分项目将是四季度装机的主力军。加上四季度本身也是海外市场的旺季，因此四季度将迎来需求高峰，产业链供需将显著改善。而近期的硅料、PERC电池片价格止跌回暖以及单晶硅片价格保持不变也初步反映了需求的提升。加上光伏扶贫、存量的示范项目、特高压项目等，四季度国内新增装机15GW以上，全年新增装 30-35GW。

　　三、2020年上半年仍有需求

　　部分竞价项目递延，2020年上半年需求不悲观。由于竞价项目要求于2019年底前并网，每延后一个季度补贴降低0.01元/kWh(延后超过两个季度取消补贴资格)，因此剩余11GW主体资质欠佳的竞价项目中有部分项目较大概率将递延至2020年上半年完成。户用光伏市场已初步发展成熟，待年底或2020年初政策明确后抢装仍将继续，将在2020年上半年完成大部分的装机(户用光伏逐月上报，年度总量控制)。加上计划于2020年630前并网的1.5GW领跑者奖励指标项目、存量的示范项目、特高压项目等，2020年上半年国内需求并不悲观。海外市场，从历史经验看一季度一般是全年的次高峰，而平价上网带来的内生性需求也仍在持续。

世界就极端气候和碳排放对环境的威胁正在采取行动，各国正将注意力转向可再生能源。

　　到2024年，短短5年内，预计全球可再生能源使用量将增长50%，风能和水电项目的建设速度也很快。

　　这一预测来自国际能源署(IEA)，该机构在其最新报告中宣布，可负担的成本将促使全球太阳能发电能力在未来五年内增长到600GW。

　　该报告预测，到2023年，所有可再生平台的清洁能源产量将增加1.3TW。

　　近几个月来，气候行动和气候变化一直是全球媒体关注的焦点，其中包括16岁的气候活动人士格里塔·腾贝格(Greta Thunberg)在联合国气候行动峰会(United Nations Climate action Summit)上发表的激动人心的演讲，以及Extinction Rebellion等组织在世界各地发起的抗议活动。

　　但根据国际能源署的报告，可再生能源迅速崛起的主要原因是太阳能、风能和水力发电技术相关的成本下降。

　　到2024年，仅太阳能发电一项的成本就有望下降15%，这将促使更多的家庭和企业安装太阳能电池板。

　　这意味着，到2023年，可再生能源的使用量将超过天然气和其他能源，占全球总用电量的30%。

　　美国和欧洲的太阳能和水电、风电项目的大量增加构成了IEA预测的基础，但可再生能源的真正驱动因素可能会让一些人感到意外。

　　中国在可再生能源利用方面处于领先地位——预计中国将成为可再生能源革命的主要领导者，占全球扩张的40%以上。

　　根据荷兰PBL环境评估机构(PBL NEAA)的数据，2017年，中国的二氧化碳排放量占全球的28.3%，并且是其他有害温室气体排放的主要贡献者。

　　但中国在龙阳峡大坝也有大型太阳能发电厂(400万块电池板产生850MW电力输出)，在腾格里沙漠中还有世界上最大的太阳能发电厂，装机容量1500MW。

　　另外，国际能源署的数据显示，逾60%的太阳能电池板产自中国。

　　该机构预测，未来5年，中国将新增438GW的清洁能源，在绿色能源产量方面将超过欧盟。

　　到2040年，煤炭在全球总能源中所占比例预计将从27%降至22%。

2018年以来，受能源领域政策转向、产业转型、技术创新等多重因素影响，全球绿色能源发展进入转型调整的新阶段，以高效、清洁、多元化为主要特征的转型进程正在加快。目前，我国已成为全球绿色能源发展的核心驱动者和绿色能源技术进步的重要领导者。

在近日举办的第二届国际绿色能源发展大会上，中国经济信息社发布《2018-2019年度全球绿色能源应用年度发展报告》。《年报》认为，面对不断加剧的气候变化影响，全球主要国家和国际组织依然高度重视绿色能源应用发展，加大部署力度，全球能源绿色化、结构化转型在曲折中加速推进。

作为绿色能源应用发展的领头羊，中国对绿色能源的政策支持力度很大。近年来，我国密集发布绿色能源领域相关政策，进一步完善绿色能源发展应用的法律法规、管理规范和规划指导，重点关注绿色能源消纳、电力市场交易机制、智能光伏项目开发、光伏扶贫等领域，推动行业纵深发展。

其中，国家发改委、能源局印发的《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，明确到2020年，确保全国平均风电利用率达到国际先进水平，光伏发电利用率高于95%。

《年报》显示，近10年来，全球光伏市场快速发展，其中中国、印度等亚洲国家主导全球光伏市场增长。2018年，中国光伏新增与累计装机容量、风电新增与累计装机容量、可再生能源投资总额等均居全球首位；拥有全球29%的绿色能源专利数量，是全球最强的绿色能源开发国之一。

本届大会的举办地江苏省扬中市也是国家能源局批准的创建高比例新能源示范城市之一。扬中市委副书记、市长张德军表示，绿色能源让扬中产业体系更具特色，当前扬中新能源产业规模达140亿元，累计投资建设分布式光伏发电项目200余个，2018年光伏发电达1.56亿千瓦时。太阳能硅片产量约20GW，产业链中硅片环节生产规模居国内前列。

据了解，扬中市积极发挥绿色能源应用领域的示范效应，加快发展太阳能光伏发电、风电、生物质能利用等清洁能源项目，打造清洁、低碳、安全、高效的区域清洁能源生产和消费模式，不断提升“绿色能源岛”国际品牌影响力。

从山东省水利厅获悉，山东明确、细化了涉河湖生产活动管理。其中，在河道管理范围内，山东禁止建设设施大棚、布置光伏发电板等。

据了解，其他被限及禁止的涉河湖生产活动还有：修建围堤、阻水渠道、阻水道路；种植高秆作物、芦苇、杞柳、荻柴和树木（堤防防护林除外）；设置拦河渔具；弃置矿渣、石渣、煤灰、泥土、垃圾等；未经省级以上人民政府批准围垦河流；填湖造地、围湖造田、筑坝拦汊以及其他侵占和分割湖泊水面等行为。

山东还进一步明确了涉河湖建设项目的管理。涉河湖建设项目中，涉河湖部分的工程建设方案未经有管辖权的水行政主管部门（流域管理机构）或有审批权的行政审批部门审查同意，不得开工建设。

据介绍，涉河湖建设项目包括：新建、扩建、改建的建设项目，包括跨河、穿河、穿堤、临河的桥梁、码头、道路、隧道、渡口、管道、缆线、拦河闸（坝）、取水、排水等建筑物及设施、光伏、风电、河湖综合整治工程、河湖生态修复工程、公园景点等。

此外，根据相关法律法规及日前印发的《山东省河湖管护规定（试行）》，山东还将继续加大对涉河湖违法违规生产活动的整治力度。其中，未经水行政主管部门或有审批权的审批部门批准的采砂行为，或未按批准的规划确定的时间、范围采砂的，将被制止并依法依规处罚，情节严重、触犯刑律的，将被移交司法机关追究刑事责任。

据山东省水利厅河湖处有关负责人介绍，《山东省河湖管护规定（试行）》是全国首个省级层面的河湖管护规定，同时也是山东首个针对河湖管护进行专门规范的文件，将于2019年12月1日施行，有效期至2020年11月30日。

29日，国家能源局新闻发布会公布了前三季度光伏发电新增装机数据——截至2019年9月底，光伏发电装机1.90亿千瓦，三季度光伏新增仅4.6GW，前三季度累计16GW，创四年内新低。一时业内哗然，说好的40GW、45GW呢？因此有人断言，2019年30GW将是“一大关”。为何会有如此之大落差，2020年光伏的走势又将如何？

　　政策迟缓落地成主因

　   在2018年，甚至2019年年中，业界对2019年的装机量相对持有较为乐观的预期，预估40GW左右。国家能源局在对《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号）进行解读时预估2019年“光伏发电项目建设规模在5000万千瓦左右，预计年内可建成并网的装机容量在4000~4500万千瓦左右，能够保障光伏发电产业发展合理规模，实现光伏发电产业稳中求进”。

　　但是随着三个季度过去，16GW的总量与能源局最低的预估标准40GW还相差24GW，要在最后的一个季度完成24GW几乎不可能。

　　而造成此种结果的原因，某公司相关负责人认为政策迟缓落地是主因。由于政策的迟迟不落地，让国内的光伏人顾虑重重，毕竟经过“531新政”的洗礼之后， “一朝被蛇咬十年怕井绳”成为光伏人的普遍心理。并且由于政策不落地，人们惦记的补贴额度、规模大小、竞价标准等没有明确的官方说法——即使面对项目，也不敢动工。

　　平价优先影响竞价项目

　　“新政会在一月份落地……”“新政会在二月份落地……”“新政会在三月份落地”……五月末，几乎光伏人较为关注的政策基本全部落地，但随着相关流程的落实到位，留给大家的施工时间最多只有半年，但由于地域差异，个别地区的施工期可能更短，留给光伏人的施工期较为紧迫。

　　而平价项目优先于竞价项目申报的举措，在一定程度上影响了竞价项目的申报。国家发改委能源研究所研究员王斯成曾认为，“这样很可能造成消纳空间被平价项目占据，由此导致补贴项目没有足够的消纳空间，项目单位也会犹豫不决，反而造成30亿补贴的浪费，这样并不利于光伏产业的发展”。而现实也的确证实了王斯成的说法，竞价项目并未如预期中的爆发，随之将剩余补贴用到户用补贴当中成为了较为强烈的呼声。对此，有人认为今年的平价项目“推得急，实际情况还达不到如此程度”。

　　当然，补贴这一老问题仍是制约光伏发展的重要因素之一，虽然对于2019年的补贴政策有了明确的规定，但是以往的“欠补”，让部分人和企业“底子薄，心里没底”。

　　2020年政策早落地成为关键

　　在平价上网的最前夕，2020年我国光伏装机量会达到多少，成为部分人讨论的话题。

　　“如果2020年政策早落地，那么2020年很可能会强于2019年。”虽然有人预测2020年相关政策较之2019年不会有更多的变化，基本会按照2019年相关政策进行，以稳定的政策延续性保障光伏更好发展。但是在正式文件没有下发之前，该种说法也只是猜测，并不能作为重要的参考。

　　“如果能够保持2019年政策的稳定性，并且在2020年1月前下发，那么对于整个光伏行业来说就是利好。”一业内资深人士表示。

　　根据非官方消息，2019年前三季度国内光伏新增装机量出现四年以内最低，但是出口量却呈现增长。而其主要原因除了海外个别市场的爆发外，海外相对稳定的政策也让企业保持相对较强的信心，出走海外成为较好的选择方式之一。

　　当然，2020年光伏总体发展依旧与补贴落实有着较为紧密的关系。虽然前段时间媒体曝出有关补贴的相关政策，但是对于拖欠的补贴何时到位依旧没有明确的说法。但是在该政策没有正式公布之前，人们还是对其有一定的期待。“不管给不给，首先要给大家一个明确的说法，而不是不声不响，这样会严重影响大家的信心。”该负责人强调。

能源革命是我国当前的重大国策之一，其核心是能源的清洁化。我国能源禀赋特征是，富煤贫油少气，风能和太阳能不但资源丰富，也是业内公认的清洁程度高的能源，因此，近年来，风光在政策支持下得到迅猛发展，成为新能源发展的主力。

在全球以绿色低碳发展成为共识的背景下，我国肩负更大的减排任务，清洁能源在深度和广度上都将出现新的发展局面。IEA预测，到2024年，全球可再生能源将增长50%，太阳能光伏和风能将在未来五年占全球发电能力扩张的70%，分布式光伏发电的增长将达到和陆上风电一样的增长速度，而中国的分布式光伏发电能力将成为世界最大的增长点。

但是，我国近年风光发展虽然迅猛，发电占比却不高，且整体呈现增速下降趋势。

国发能研院、绿能智库认为，我国风光电价长期高于煤价是导致其占比低的重要因素之一，近期的补贴退坡使得行业发展更为疲软，但是不久的将来随着成本快速下降将扭转目前电价不利局面，绿证的推广也使得补贴对行业影响逐渐削弱。实际上，在大多数国家，分布式太阳能发电成本已经低于零售电价。

高输电成本是造成我国风光电价高的一个重要因素之一。和许多风光大国可以实现就地消纳不同，我国风光资源丰富地远离高消费地的逆向分布特有国情才是影响我国风光发展的关键，远距离运输增加了输电成本。虽然我国从2010年后大规模发展特高压实现了集中式发电的远距离运输，但是，电网输送能力有限，加上光伏上网电价下调、补贴资金拖欠等因素，致使近期光伏装机大幅减少。另外，随着技术的进步，就地消纳的发电效率逐渐提高，发展分布式发电优势凸显，因此，中东部和南部地区装机明显增长。但这些地区土地资源稀缺，农用地占比高，用地成了分布式面临的新难题。未来，我国风光发展必然是集中式和分布式兼顾，那么，并网和用地成了制约风光发展的关键。

风光发电占比低且增速呈下降趋势

IEA分析显示，丹麦的风光占比超过50%，西班牙风光占比约20%，德国后来居上成为风光占比第2位的国家，超过20%，英国也将接近20%。此外，意大利、瑞典、澳大利亚风光占比达到10%以上，而中国的风光占比仅超过5%。

从2012-2018年，我国太阳能发电量从36亿千瓦时增长至1775亿千瓦时，平均每年增长高达8.3倍。太阳能发电量占比从0.1%到2.5%，占比逐渐加大。而发电量增幅（比上年增长）从414%降低到50%，总体呈现减弱态势。2019年上半年，全口径并网太阳能发电量为1063亿千瓦时，同比增长29%，增幅减弱趋势明显。

从2010年至2018年，我国风能发电量从497亿千瓦时增至3660亿千瓦时，平均年增幅为0.83倍。风能发电占比从1.2%增至5.2%，发电量增幅（比上年增长）则从78%降到了20%，尽管2016年出现了反弹，但整体发电量增幅呈下降趋势。2019年上半年，全口径并网风能发电量为2145亿千瓦时，同比增长11.5%，增幅减弱趋势明显。

我国风光资源丰富，但发电占比不高的一个主要原因是，我国风光资源丰富地在西部和西北部地区，远离高耗能的南部和中东部地区，因此，需要将资源丰富地区风能转化为电能运输至高消费地区。而风能发电占比高的欧洲国家，更多是就地消纳，不需要远距离运输。

远距离输电受成本技术制约

我国的风光远距离集中式电站输电通过特高压电网实现，面临两个问题。

一是特高压投资成本高。公开资料显示，酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程，线路长度2386千米，工程投资253.37亿元，平均约10公里需投资额1亿元。扎鲁特—青州±800千伏特高压直流输电工程，线路长度1228千米，工程投资208亿元，平均约6公里需投资一亿元，受建设条件等因素影响，单位投资成本更高。

二是风光的不稳定性造成并网困难。光伏、风能等作为不稳定电源在并网的同时会对电网造成冲击，受技术制约，并网容量受限。

因此，特高压作为风光远距离运输的解决方案，不仅成本高，而且存在技术瓶颈使风光并网容量受限，成为弃风弃光的一个主要原因。

高耗能地区用地受政策约束

高耗能地区主要分布在南部和中东部，人多地少，土地资源稀缺。虽然资源丰富程度不及西部，影响发电效率，但是却可避免特高压电网的缺陷。没有大面积荒地沙地建光伏和风能电站，却可见缝插针，利用各种空间发展分布式发电，例如：渔光互补，工商业屋顶光伏，分散式风能。也有利于民间资本介入解决融资难问题，实现就地消纳。且无人机技术和信息化通讯技术将对分布式发电的维护难问题带来新的解决方案。

近期，我国风光新增装机容量逐步开始向中东部和南部高耗能地区转移，这些地区风光发电项目与煤电相比，成本差距较小，市场需求高。但同时却遭遇了另一个难题：用地难。中东部和南部地区一般是人口密集区，农用地占比高，而农用地是禁止同时另作他用的，成为发展风光的另一个障碍，且用地成本也明显比西部高得多。

并网用地问题的展望

国发能研院、绿能智库对该问题的展望如下：

海上风光发电迅速发展有望缓解用电紧张。到2030年，我国中东部地区最大用电负荷将达到约9.7亿千瓦，需采取集中远距离输送与分布式就地消纳并举来满足用电需求，其中，受入电力流超过3.6亿千瓦，陆上分布式电源开发潜力仅有1.7亿千瓦，还剩余4.4亿千瓦缺口。我国东南部多地区临海，海上风电资源丰富，就地消纳方便。2018年，我国海上风电总装机445万千瓦，在建647万千瓦，成为世界第三大海上风电国家，海上风电将持续呈现高速发展态势。我国海上风电预计可以在未来5年内实现平价上网，有望缓解高耗能地区用地难带来的用电紧张。

风光用地需因地制宜。禁止农用地进行风光建设，主要顾虑是：一是保障农用地面积不减少，二是不能对周围生态环境造成影响。事实上，相对电网建设用地和交通用地，风光建设相对占地要小的多，分布式发电更是要利用小面积的闲散土地或农用价值低的土地。光伏可实现互补发展，增强土地利用效率，而风能可通过建设大功率风电设施减少建设密度，从而节约土地。

从另一个角度看，高耗能地区发展风光可以实现更多社会价值。

一是改良土壤。一个世纪以来，全球沙漠化土地面积增长了一倍多，主要受化石能源影响。我国是煤炭大国，也是世界上荒漠化、沙化面积高占比国家，发展清洁能源有利于缓解气候变暖，改良土壤。也就是说，风光占用闲置和劣质农用地，却可以保护优质农用地退化，并可能改良已经退化的土地变为农用地。

二是节省电网建设用地。风光小范围用地的同时，也减少了更多的电网建设用地。

因此，因地制宜在高耗能地区推进分布式发电，在保障农用地不受影响的条件下，既可以实现清洁能源发展，也可以改良土壤，若合理规划，甚至增加农用地面积。

国家已出台政策推进分布式发电发展，例如：《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》，将农业大棚、鱼塘等列入分布式项目。对占地少却能提高地方清洁能源占比、同时也减少电网建设的风光项目，值得未来政策积极探索。

推进并网技术研究。新能源并网对电网产生消极影响，直接限制了新能源的发展，影响了新能源的并网容量。我国未来的并网技术在直流输电技术、并网方式、智能化控制技术以及调度技术这四个方面的研究与开发需要进行强化。2019年8月31日，国网冀北电力公司在国家风光储输示范电站完成了国内外首次区域电网中的故障过程的真实重现，并且完成了真实电网故障下的虚拟同步机功能测试，为我国风光新能源设备的并网功能测试提供了最有力的技术支撑。我国应继续加强并网技术研究，助力我国清洁能源占比快速提高。

利用氢能实现能源转化。随着氢能的发展，风光资源丰富地难以并网的风光电能，可以在低谷时段转化为氢能，在用电高峰期用氢能发电，不仅充分利用了风光资源，也将间歇性和波动性大的风光电能转为稳定的氢能发电，减少并网时对电网的冲击，缓解了技术处理难度。

10月29日，国家能源局在京举行新闻发布会，发布2019年三季度能源经济形势、可再生能源并网运行情况以及12398投诉举报受理情况等，并回答记者提问。[新能源和可再生能源司副司长 李创军]各位媒体朋友，大家上午好。下面我向大家介绍一下2019年前三季度可再生能源并网运行情况。

一、可再生能源整体发展情况。今年前三季度，国家能源局紧紧围绕“四个革命、一个合作”能源安全新战略，以壮大清洁能源产业为重点，着力加强行业管理，着力发挥市场机制作用，不断优化可再生能源产业发展布局，积极采取措施加大力度消纳可再生能源，努力推动可再生能源高质量发展。前三季度，可再生能源整体发展平稳，弃水弃风弃光状况持续缓解。

可再生能源装机规模稳步扩大。截至2019年9月底，我国可再生能源发电装机达到7.64亿千瓦，同比增长8.2%；其中，水电装机3.55亿千瓦（其中抽水蓄能2999万千瓦）、风电装机1.98亿千瓦、光伏发电装机1.90亿千瓦、生物质发电装机2116万千瓦。

可再生能源利用水平显著提高。2019年9月底，可再生能源发电量达14371亿千瓦时，同比增长约11%。其中，水电8938亿千瓦时，同比增长7.9%；风电2914亿千瓦时，同比增长8.9%；光伏发电1715亿千瓦时，同比增长28.1%；生物质发电804亿千瓦时，同比增长19.4%。

二、水电并网运行情况。今年前三季度，全国新增水电并网容量280万千瓦，新增装机较多的省份为云南88万千瓦、湖南39万千瓦和浙江29万千瓦，占全部新增装机的55.7%。截至2019年9月底，全国水电装机容量约3.55亿千瓦（其中抽水蓄能2999万千瓦）。

前三季度，全国水电发电量8938亿千瓦时，同比增长7.9%。分省份看，水电发电量排名前五位的省（区）依次为四川2288亿千瓦时、云南2045亿千瓦时、湖北1038亿千瓦时、贵州545亿千瓦时和广西438亿千瓦时，其合计水电发电量占全国水电发电量的71.1%。

前三季度，全国水电平均利用小时数为2903小时，同比增加187小时。分省份看，平均利用小时数较高的省份是甘肃3888小时、宁夏3786小时、青海3482小时、云南3344小时和四川3229小时。前三季度，全国主要流域弃水电量约244亿千瓦时，较同期减少152亿千瓦时，水能利用率约95.9%，同比提高3.3个百分点。弃水主要发生在四川省，四川省主要流域弃水电量达到210.3亿千瓦时，较同期减少53.2亿千瓦时，主要集中在大渡河干流。其他省份弃水电量维持较低水平。

三、风电并网运行情况。今年以来，我国风电依然保持平稳发展态势，稳中有进。一是装机容量继续平稳增长，1—9月，全国新增风电并网容量1308万千瓦，同比增长3.7%，累计并网装机容量达到1.98亿千瓦。全国风电发电量2914亿千瓦时，全国风电平均利用小时1519小时，整体增长态势平稳有序。二是产业布局稳步调整。在新增并网容量中，中、东、南部地区占58.7%，布局进一步优化。三是海上风电稳妥推进。1—9月，海上风电新增并网容量为106万千瓦，于去年同期相比基本持平。四是分散式风电稳中突破。随着一批项目的落地，分散式开发在提高风能利用效率、降低社会用能成本等方面的价值初步显现，分散式风电同比增长较快，已成为风电产业新的增长点。五是弃风问题企稳向好。1—9月，全国弃风电量为128亿千瓦时，平均弃风率为4.2%，较去年同期有大幅度改善，同比下降3.5个百分点，尤其是新疆、甘肃和内蒙古，弃风率同比显著下降，新疆弃风率15.4%、甘肃弃风率8.9%、内蒙古弃风率6.6%、同比分别下降9.8、10.1、6.7个百分点。

四、光伏发电并网运行情况。前三季度，全国光伏新增装机1599万千瓦，其中，光伏电站773万千瓦；分布式光伏826万千瓦。从新增装机布局看，华北地区新增装机508.6万千瓦，东北地区新增装机51.2万千瓦，西北地区新增装机为430.8万千瓦，华东地区新增装机为332.2万千瓦，华中地区新增装机为180.9万千瓦，华南地区新增装机95.5万千瓦。截至2019年9月底，光伏发电累计装机1.90亿千瓦。

前三季度，全国光伏发电量1715亿千瓦时，同比增长28.1%；全国光伏平均利用小时数910小时，同比增加53个小时；平均利用小时数较高的地区为东北地区1165小时，华北地区1020小时，其中蒙西1305小时、蒙东1276小时、黑龙江1160小时。

前三季度，全国弃光电量32.5亿千瓦时，弃光率1.9%，同比下降1.0个百分点。弃光主要集中在新疆、甘肃和青海，其中，新疆（含新疆建设兵团）弃光电量10.2亿千瓦时，弃光率8.9%，同比下降6.9个百分点；甘肃弃光电量4.6亿千瓦时，弃光率4.8%，同比下降5.1个百分点；青海弃光电量7.3亿千瓦时，弃光率5.8%，同比上升1.8个百分点。

五、生物质发电并网运行情况。今年前三季度生物质发电新增装机335万千瓦，累计装机达到2116万千瓦，同比增长15.4%；前三季度生物质发电量804亿千瓦时，同比增长19.4%。

传统火电与清洁能源之间的较量还在持续，部分火电企业的发电量已出现下滑。近日，多家煤电上市公司发布主要运营数据公告。其中，中国神华2019年1月至9月累计发电量下降45.4%。与此同时，在2019年，大唐发电、国投电力等多家电力企业纷纷转让资产。

与此形成鲜明对比的是，清洁能源正悄然崛起。记者了解到，目前，云南、青海、甘肃等省份清洁能源消耗占比已经超过50%，其中云南的清洁能源占比已经超过90%，且每年向外省输送清洁能源数千万千瓦。

“未来10年，清洁能源将代替绝大部分的火力发电，成为主要电能。”隆基股份钟宝申表示，看好清洁能源的前景，尤其是光伏发电。

火电“入冬”？

清洁能源地不断“蚕食”，让火电企业的日子过得越来越紧巴。

近日，中国神华发布2019年9月份主要运营数据，1月~9月累计发电1166.5亿千瓦时，同比下降45.4%。该数据一经发布，就引发市场热议。

“以前以为火电被清洁能源代替起码要二三十年，甚至更长时间，但是现在看来，火电企业的冬天就要来临了，或许真如清洁能源从业者所说的那样，再过10年，火电将由主力电源转变为替补电源。”陕西榆林一家煤电企业负责人认为，在接下来的时间里，火电企业的日子会越来越不好过。

事实上，并非中国神华一家火电企业面临这样的局面。自2019年起，多家能源央企曾挂牌转让火电资产。

2019年10月9日，国投电力就曾发布公告称，为推进实施公司整体战略布局，调整资产结构，拟转让国投宣城51%股权、国投北部湾55%股权、国投伊犁60%股权、靖远二电51.22%股权、淮北国安35%股权、张掖发电45%股权。公告称，拟在上海联合产权交易所挂牌转让公司所持有的这6家火力发电公司股权，挂牌价格合计不低于约26.65亿元。

值得注意的是，上述拟转让的火电公司盈利能力较差，以2018年为例，这6家公司营收共计45.25亿元，亏损共6.61亿元；2019年1月~6月，营收24.19亿元，亏损0.43亿元。

除此之外，大唐发电转让旗下资产更早一些。在今年6月，大唐发电就曾公告称，由于控股子公司甘肃大唐国际连城发电有限责任公司无力支付到期款项（约1644.34万元），向甘肃省永登县人民法院申请破产清算。在此之前，大唐发电旗下的唐保定华源热电有限责任公司两台125MW机组被列入火电去产能计划，机组关停、拆除，并进入破产清算程序。

“不管你承不承认，中国的能源结构正在调整，火电不敢说是夕阳产业，但是过剩却是不争的事实。”上述煤电企业负责人向记者表示，火电企业“禁令”早已下发，其中在2016年，国家能源局就曾强调：凡是被定为红色省份的自用煤电项目，即便纳入规划项目尚未核准的，暂缓核准；已核准项目，暂缓开工建设；已开工的，停止建设。然而，我国的火电装机量似乎并没有减少，以2018年为例，火电增量超过4300万千瓦。

“能源行业投资大，回本周期长这是其特征，能源企业应该用战略的眼光去规划企业的发展。”上述煤电企业负责人表示，即便是现在采用最为先进的技术建起来的火电厂，未来可能也会因为我国能源结构的调整而失去竞争力，因此火电企业转型迫在眉睫。

清洁能源的冲击

如果风电或者光伏等清洁能源能够以比火电还要低的价格并网，那么，未来火电还会有竞争力吗？

平价上网已经成为清洁能源发展的一种趋势。隆基股份董事长钟宝申就曾向记者透露，在内蒙古达拉特旗举行的太阳能招标中，已经出现了0.26元的中标电价，且在我国的多个省区，光伏发电的价格已经低于煤电。

其实，在我国多个省份清洁能源已经成为主力电源，火电则成为补充电源。以云南为例，其电力装机约9000万千瓦，在全国排名第六位，其中水电机组就超过6000万千万，其次还有风电、光伏等机组，绿色能源转机占比超过80%，绿色电力发电量占比超过90%。

据了解，云南除了本省清洁能源占比高之外，其还向外省输送电量，且均为100%的清洁能源，已经成为全国外送清洁能源第二大省份。

除了云南之外，青海也是清洁能源发展大省。青海省人民政府发布《青海省建设国家清洁能源示范省工作方案（2018-2020年）》（以下简称《方案》），提出建设海南州、海西州两个千万千瓦级可再生能源基地。该《方案》明确指出，围绕“使青海成为国家重要新型能源产业基地”，以新能源规模化开发为重点，以100%清洁能源使用为目标，以科技创新为支撑，以智能电网建设为保障，打造清洁能源建设、使用和输出全链条示范省。

“清洁能源目前已经成为青海的主要电能，火电基本为补充性电能。未来青海要实现100%的清洁能源。”青海一位政府人士向记者透露，由于受到清洁能源的冲击，目前青海火电企业负债率普遍超过90%，且连年处于亏损状况。

煤炭企业转投煤化工

火电长期以来都是煤炭的主要出路，即便是现在仍然有超过2/3的煤炭是用于发电。如果火电市场份额逐步被清洁能源代替，煤炭的出路又在何方？

记者了解到，煤炭的分质利用或许是煤炭未来的一个发展方向。陕煤集团榆林化学有限责任公司总经理王会民向记者表示，我国的能源结构是“富煤、贫油、少气”，为了解决油气问题，煤炭被赋予了更多的使命，例如发展煤化工。

不过，在过去，很多人对煤化工有偏见，认为煤化工产业“高污染、高耗能且嗜水如命”。王会民告诉记者，事实上现代煤化工已经解决了上述问题，污染已经在新《环保法》的重压之下，达到了零排放；至于煤化工需水量大，也已经得到了解决。现在的煤化工企业依靠煤矿而建设，煤炭开采排出的水正好被煤化工企业通过处理之后达到循环利用。

对于高耗能问题，王会民补充说，以现代煤化工的基础产品为例，煤制油的能源转化率为45%，煤制气的转化率为48%，然而煤炭发电的转化率仅有30%。也就是说，煤化工的转化率要优于传统的火电。

另外，王会民认为，煤炭分质利用制化工新材料将打破煤化工和石油化工瓶颈，实现煤化工与石油化工既“错位”又“融合”，由常规大宗原料向生产新材料进一步转化。也就是说，在未来，煤化工将补充石油化工，除了生产汽柴油之外，还可以生产如“白油”等精细化工产品。

“煤化工将来会产生几十种，甚至上百种的产品。”陕煤集团神木煤化工产业有限公司董事长毛世强同样认为，煤炭的分质利用将会成为煤炭的出路。毛世强告诉记者，以神木富油能源科技有限公司为例，目前已经建成“60万吨/年粉煤固体热载体低温快速热解装置和17万吨/年中低温煤焦油全馏分加氢多产中间馏分油工业示范装置”，正在建设二期“50万吨/年煤焦油全馏分加氢制环烷基油项目”。

事实上，对于煤炭企业来说，煤炭的分质利用将大大提高煤企效益。以柠条塔矿业有限公司为例，其生产的大多为优质煤，其中高品质煤甚至可以达到7000大卡。

“化工用煤由于品质高，其价格也就相应的要高”。柠条塔矿业一位管理层人士告诉记者，目前市场上电煤每吨价格约在400元至500元之间，化工煤则可以卖到700元至800元。因此，作为煤炭企业，当然愿意生产化工煤。

据了解，在陕北地区，陕煤集团的煤炭产量约1亿吨，而陕煤集团榆林化学与神木化工产业公司每年的化工用煤已经达到4000万吨，而且随着新项目的不断投产，化工用煤规模也在逐年增大。

而另一方面，煤化工市场似乎也迎来新一轮的投资热潮。今年5月，陕西省发改委就曾对外披露，陕西省2019年续建和新开工重点项目中，就有多个投资额超过100亿元的煤化工项目，总投资达1907.7亿元，其中2019年年度投资121.9亿元。这些百亿级煤化工重点项目产品具有差异性、经济性，注重向下游延伸。项目投产后不仅将创造可观的产值和利润，还将带动相关产业和周边经济的发展。

时光，是开拓者前行的刻度，是奋斗者筑梦的见证。

以1986年为起点，全国首台风力发电机组落户威海荣成马兰山，揭开了我省新能源发展的序幕。30多年来努力探索和实践，全省新能源从落地生根到茁壮成长，结出丰硕果实，不仅为经济社会发展注入绿色动能，也为能源结构持续调整优化贡献巨大力量，更在历史时空中镌刻下深深的山东印记。

一组组数据和生动实践，有力见证了我省新能源发展和巨变，也是我省“发展绿色能源、助力动能转换”的历史坐标：

——截至目前，光伏装机容量达到1541.4万千瓦，居全国第一；太阳能集热面积保有量1.31亿平方米，居全国第一；生物质发电装机总容量达281万千瓦，居全国第一；陆上风电全国领先，海上风电蓄势待发；核电在运装机实现“零突破”；全国首创的“光伏+生态农业”综合利用发展模式在全国推广……

当前，我省围绕“发展绿色能源、助力动能转换”核心任务，着力推进能源供给侧结构性改革，加快能源结构调整，培育能源生产消费新业态新模式，努力构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，为全省实现“走在前列、全面开创”目标提供坚强保障。

追日逐光 向阳而行

我省太阳能资源丰富，光照时数年均2099-2813小时，全省立足太阳能资源优势和产业基础，坚持光伏产业和光热产业协同发展，加速推进太阳能产业开发和综合利用，用阳光点亮万家灯火，温暖千万家庭。2010年，济宁40MW太阳能电站成功并网，成为同期亚洲最大的非晶硅薄膜光伏电站；力诺、皇明、桑乐等行业领军企业和海尔、天丰、黄金等一大批太阳能品牌，在中亚、东南亚等享有盛誉，成为我省开发光热资源的闪亮名片，光耀全球。我省作为全国较早在全省范围内推广太阳能光热系统与建筑一体化的省份，截至2018年，全省建设完成可再生能源建筑应用项目1400多个、建筑面积约4800万平方米，太阳能光热建筑一体化应用面积累计4.1亿平方米。

“太阳出来就赚钱。”德州市陵城区后丰李村光伏扶贫电站村民刘培胜领到4000元分红款后高兴地说。2016年我省把光伏扶贫与农村电商、乡村旅游一并纳入全省三年集中脱贫攻坚总体战略部署，明确目标任务，层层压实责任，确保光伏扶贫落地落实，老百姓得到了实实在在的实惠。截至2018年底，全省光伏扶贫工程建成并网项目1.1万个，装机容量180万千瓦，惠及超30万个贫困户，为贫困群众送上了长期稳定的“阳光存折”。

打造“光伏+渔业”“光伏+生态农业”“光伏+采煤塌陷区治理”模式的“山东样板”，首创“光伏+生态农业”综合利用发展模式在全国复制推广。济宁采煤塌陷区光伏示范基地，采用农光互补、渔光互补等模式，与生态观光旅游、科普体验相结合，实现了2万余亩闲置或荒废塌陷地的综合开发利用。新泰采煤沉陷区光伏领跑基地，形成了以光伏发电为龙头、农业全产业链为支撑、优质项目不断衍生的三产融合发展格局，并配套建设了现代化的新型社区，目前示范园区内16个村庄已整体搬迁，8940户群众住进宽敞明亮的楼房。

御风而行 乘风而上

1986年，全国首台风力发电机组落户威海荣成马兰山，揭开我国风电发展的序幕，开启了全省风电开发建设的热潮。30多年来，从沿海到内陆、从山地到平原、从高风速到低风速，一个个巨型“风车”缓缓转动，源源不断的清洁能源输送到电网，我省风电一路领跑全国风电发展。特别是近几年，围绕推进风电高质量发展，我省加强风电布局与主体功能区划、产业发展、旅游资源开发相协调，打造建设了以烟台、青岛、潍坊等沿海陆域和泰安、临沂、枣庄等内陆山区为重点，德州、菏泽等平原地区为补充的陆上千万千瓦级风电基地。同时，我省是海洋大省，陆地海岸线约占全国的1/6，毗邻海域15.95万平方公里，绵延3100公里的海岸线，成为发展海上风电的优势资源。在稳定开发山地、沿海风电资源外，积极推动风电向海上进军，2018年，全省首个海上风电与海洋牧场融合发展试点示范项目——三峡山东昌邑莱州湾300MW海上风电项目完成核准。该项目投入运行后，不仅可以生产清洁电能，桩基还可起到类似人工鱼礁聚集鱼类的作用，为海洋生物鱼类、贝类和藻类等提供良好的栖息、庇护和产卵场所，并吸引海鸟等猎捕型生物，形成一条高度融合的生态食物链。

今年，我省又有菏泽鄄城15万千瓦风电场项目、德州庆云5万千瓦风电场项目、青岛胶州5万千瓦风电场等新能源项目先后投运并网。截至今年9月，全省风电总装机容量达到1245.6万千瓦，居全国第五。我省风电规模不仅持续增长，而且稳定消纳。7月份，国家能源局公布了上半年全国风电并网运行情况，我省弃风电量0.2亿千瓦时，弃风率0.2%，走在全国前列。

凝聚“核”力 弯道超车

1983年全国厂址普查，海阳核电厂址从我省3000余公里海岸线上脱颖而出，被评为全省第一优选厂址。从1983年到2019年，36年间，我省发展核电的决心从未改变。特别是今年以来，我省高标准编制了《山东省核能中长期发展规划》，并组织中国科学院、中国工程院等院士牵头的专家团队开展咨询评估，科学谋划我省核电总体布局和发展目标，安全高效发展核电。

海阳核电一期工程两台机组投运以来保持了安全高效运行，也为我省核能产业发展按下了“快进键”，全球首座球床模块式高温气冷堆核电站——华能石岛湾高温气冷堆示范工程正在紧张有序地向前推进，海阳、莱山两个省级核电产业园初具规模，70多家企事业单位进入核电产业链。截至目前，海阳核电正在运行的1号、2号核电机组累计完成发电量203亿千瓦时，年可节约标煤600万吨。同时，我省积极推进海阳核能综合利用示范城市建设，全力打造全国首个核能清洁供暖示范工程，今年年底前可实现70万平方米居民清洁供暖，这对于解决北方地区冬季清洁供暖具有重要的示范引领和学习借鉴意义。

变废为宝 循环利用

我省是生物质能源大省，全省生物质资源可利用量折合标煤约4500万吨，目前利用率仅为30%左右。改变以煤为主的能源供应结构，推广应用生物质能发电、清洁供热等，前景广阔、意义重大。我省积极服务生物质能企业，鼓励支持生物质能发电项目在山东选址建设，推进生物质能多元化开发利用。2005年，我省尝试性地开展了国内第一个生物质与煤电耦合的示范项目——华电十里泉发电厂秸秆/煤粉混烧项目；2017年，国内首次在生物质直燃发电领域使用高温超高压一次再热机组——郓城琦泉生物质发电项目投产……我省的生物质发电一直走在全国前列，发电技术亦达到国际先进水平。截至今年9月底，全省生物质能发电装机已达281万千瓦，继续保持全国第一；今年1-9月份发电量达104.1亿千瓦时，占全省发电量的2.6%。

2018年初，我省启动了全省农林牧生物质能推广应用试点工作，遴选生物质能源丰富、清洁供热基础较好的阳信、泗水、郓城等县作为首批试点，试点取得积极成效，得到各级高度重视和社会广泛认可。地处京津冀“2+26”大气污染传输通道城市区域的阳信县，截至目前已经完成生物质清洁取暖改造任务4.5万余户，到2020年将实现生物质清洁供热县域全覆盖，打造全国首个生物质清洁取暖示范县。今年，我省启动了首批绿色能源示范村镇创建工作，加快推动农村绿色能源开发利用，计划推出20个左右示范村镇，探索可复制可推广的具有地方特色的农村清洁用能模式，积极打造能源领域的“乡村振兴齐鲁样板”。

平峰填谷 多能互补

我省在积极发展太阳能、风能、生物质能和核能等开发利用的基础上，作为电网“黑启动”的利器，抽水蓄能也在齐鲁大地如火如荼地建设推进。在泰安100万千瓦抽水蓄能电站已稳定运行近12年的基础上，今年，我省还有总装机容量达300万千瓦的两大抽水蓄能电站正在建设中，其中，在建沂蒙120万千瓦抽水蓄能电站，总投资73.7亿元，预计2022年投运；在建文登180万千瓦抽水蓄能电站，总投资82.7亿元，预计2023年投运。目前，总装机容量180万千瓦的泰安抽水蓄能电站二期工程，计划于今年年底前完成核准；装机容量120万千瓦的潍坊抽水蓄能电站，正在为破土动工加速准备。

多能互补集成优化作为新的能源发展方向，也是能源变革的发展趋势，已上升到国家战略层面高度。近年来，我省加快推进多能互补，扬长避短，努力实现1+1>2的效果。探索的“太阳能+”与空气能、生物质能、地热能、电能、天然气多能互补热利用模式，为深度开发利用太阳能提供了新路径。建设的青岛中德生态园多能互补集成优化示范工程，以分布式能源为基础、以智能化运营平台为枢纽，智慧互联、优势互补，可实现能源结构、能源利用效率、节能减排等全方位优化。作为全国首个拥有10套能源系统的供热项目，济钢能源站成为跨领域能源综合利用的试验平台。

长风破浪会有时，直挂云帆济沧海。我省新能源的发展之路书写着一部勇于探索、不断超越的历史。在“四个革命、一个合作”能源安全新战略下，在新旧动能转换的大潮中，未来，我省新能源将继续跋山涉水、追风逐日，为全国新能源发展贡献“山东智慧”。

延伸：山东新能源发展大事记

1986年

1986年，全国首台风力发电机组在威海荣成马兰山建成并网发电，我省新能源建设大幕正式拉开。

2006年

我国首个生物质秸秆直燃发电项目、首个国家级生物质直燃发电示范工程——国能单县生物发电项目投产发电。

2007年 8月

泰安抽水蓄能电站完成竣工验收。

2007年 11月

《山东省农村可再生能源条例》颁布。

2008年

我省首个山区风电项目歌美飒太平山风电场工程落户安丘，该风电场年上网电量近1亿千瓦时。

2009年

我省首座核电站——海阳核电一期工程开工建设。

2010年12月

济宁市4万千瓦光伏电站项目获全国首张光伏电站发电业务许可证。

2010年12月

“十一五”末新能源和可再生能源装机达到277.7万千瓦，其中风电装机138万千瓦、光伏装机1.9万千瓦、生物质装机31.1万千瓦、水电装机106.68万千瓦。

2012年 12月

我省单机容量最大风电项目——潍坊滨海国电风电二期9台单机容量3兆瓦风力发电机组正式并网，年发电量5400万千瓦时。

2012年 12月

全国首个居民用户分布式光伏电源——青岛夹岭沟小区光伏发电项目正式并网。

2014年

我省最大风电项目——中广核山亭总装机300兆瓦风电场开工建设，建成后年发电量6亿千瓦时。

2015年 12月

“十二五”末新能源和可再生能源装机达到1115.04万千瓦，比“十一五”增长4倍；其中风电装机721.45万千瓦、光伏装机132.72万千瓦、生物质装机153.15万千瓦、水电装机107.72万千瓦。

2016年

《山东省光伏扶贫实施方案》印发实施，标志着我省光伏扶贫工程全面启动。

2017年 5月

《山东省新能源和可再生能源中长期发展规划(2016-2030年)》印发实施，我省加快构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。

2017年 9月

山东新泰采煤沉陷区光伏领跑者基地一期项目并网发电，总规模50万千瓦，是我省装机规模最大的光伏发电项目。

2018年 8月

《山东省新能源产业发展规划(2018-2028年)》印发实施，加快推进新旧动能转换、调整优化能源结构。

2018年 10月

海阳核电1号机组投入商运，2号机组并网发电。

2019年 9月

全省新能源和可再生能源装机达到3426.12万千万，比“十一五”末增长12.3倍，占全省电力总装机的四分之一，其中风电装机1245.57万千瓦、光伏装机1541.4万千瓦、生物质装机281万千瓦、核电装机250万千瓦、水电装机108.1万千瓦。