（2）新能源裝機及占比逐年提升
2014年底至2023年底，風電累計裝機從11461萬千瓦增長至4.4億千瓦；光伏累計裝機從1280萬千瓦增長至6.1億千瓦。新能源發電裝機占比從9.27%增長至35.96%（見圖2—圖4）。
截至2024年一季度，全國發電總裝機約31.7億千瓦，其中光伏約6.6億千瓦、風電約4.6億千瓦；新能源裝機占比約37.3%。預計2024年底，發電裝機將達到32.5億千瓦，其中風電5.3億千瓦、光伏7.8億千瓦，新能源發電占比將達40%。
國家能源局有關文件指出，推進676個縣（市、區）屋頂光伏試點，并且試點應滿足如下要求：學校、醫院總面積40%及以上可安裝光伏，工商業屋頂總面積30%及以上可安裝光伏，農村居民屋頂總面積20%及以上可安裝光伏。假設每個縣安裝20—30萬千瓦，676個縣屋頂光伏年發電量可達1800億千瓦時，相當于全社會用電量的1/40。江蘇正在大力推進園區屋頂光伏、鐵路沿線光伏、高速公路沿線及服務區光伏、沿海灘涂及采煤塌陷區光伏，以及農光互補和漁光互補；昆山要求國企廠房屋頂面積100%安裝光伏。中國郵政計劃在全國各地經營場所屋頂安裝光伏，預計可達550萬千瓦，按年發電1000小時計算，年電量55億千瓦時。我國城鄉建筑屋頂250億平方米，按照215瓦/平方米的安裝標準開發屋頂面積的25%，就可實現裝機7.5億千瓦，以年發電1000小時計算，年電量可達7500億千瓦時。
可見，我國新能源裝機比重仍將逐年上升，煤電裝機比重逐年下降，清潔替代是大勢所趨。
我國新能源發電設備出口創匯也在逐年增加。2021年光伏產品（硅片、電池片、組件）出口額約512.5億美元，同比增長80.3%；2022年光伏組件出口158.5吉瓦，同比增加58%，逆變器出口額89.8億美元，同比增加75.4%。2022年全球光伏新增裝機260吉瓦，其中90%以上組件來自中國。民營企業晶科公司光伏組件覆蓋160多個國家和地區，出貨量超44吉瓦，累計出貨量超100吉瓦，相當于全球每10塊光伏組件中就有1塊來自晶科。2023年，風電裝備出口額近49.3億元人民幣，順差達49.1億元；葉片、發電機、變速箱的產能在全球占比分別達60%、65%、75%。我國風電設備累計出口達1193萬千瓦，覆蓋49個國家和地區，占全球市場的近六成。
（3）發電企業開辟儲能業務
中國華能、中國大唐、中國華電、國家電投、中國三峽、國家能源集團、華潤電力、協鑫集團等紛紛進入儲能領域。中國三峽已在十多個省市取得3450萬千瓦的抽蓄儲備資源。
我國抽水蓄能累計運行裝機約5130萬千瓦。2022年，全國新核準抽蓄電站48座，裝機6890萬千瓦，一年核準規模超過之前50年投產總規模；2023年，核準抽水蓄能電站35座，裝機4560萬千瓦。截至2022年底，已納規抽蓄站點資源總量約8.23億千瓦。“十四五”期間擬開工1.8億千瓦，“十五五”期間擬開工8000萬千瓦，“十六五”期間擬開工4000萬千瓦；抽蓄運行容量將從2025年的6200萬千瓦增至2030年的1.2億千瓦左右，年均增長14.1%。
新型儲能主要包括鋰電池、壓縮空氣、飛輪、液流電池、氫（氨）儲能等。2024年初，國家能源局發布56個新型儲能試點示范項目名單。截至2024年一季度末，全國已建成投運新型儲能裝機達3530萬千瓦/7768萬千瓦時，同比增長超過210%，其中鋰電池儲能占比超過95%；2023年全年新增投運新型儲能21.5吉瓦/46.6吉瓦時，3倍于2022年新增投運規模，是“十三五”末裝機的近10倍。
鋰離子蓄電池是我國蓄電池出口額最高的單一產品，2023年前9個月，蓄電池及零件對美出口額512.3億美元，同比增長33.2%；對德國出口額95.3億美元，同比增長37.2%；對韓國出口額62.9億美元，同比增長68.5%。2023年，全球儲能電池出貨量173吉瓦時（以終端口徑統計），同比增長60%，其中我國儲能電池出貨約159吉瓦時，占比92%。
02
發電產業技術的演變
（1）智慧電廠
對鍋爐、汽輪機、發電機、主變壓器、配電裝置、給水系統、供水設備、水處理設備、除塵設備、燃料儲運設備等，進行實時數據采集與監控；對大數據經過智能算法進行挖掘；通過物聯網對燃料系統、燃燒系統、汽水系統、電氣系統、控制系統進行數字驅動及智能管控，實現發電過程中的自動化、信息化、標準化，達到低排碳、低成本的經濟運行。
（2）虛擬電廠
聚合不同類型的可調度和不可調度、可控制或靈活負載、分布式發電系統，形成集群，包括微型CHP、小型氣電、小型風電、光伏、小型水電和儲能系統等，由中央機構控制，能夠在短時間內提供峰值負載電力或跟隨負荷進行向上向下爬坡、深度調峰與頂峰，其可以替代傳統的發電廠，減少碳排放，提供更高的效率和靈活性。如國家電投與蘇州供電公司聚合49個站點，包括光伏站點31個、儲能站點6個、產業園站點2個、碼頭換電站點1個、大用戶可調節用電站點9個，其聚合的負荷在尖峰時段可下調110萬千瓦，在低谷時段比正常功率可上調130萬千瓦。華能浙江分公司聚合分布式電源、新型儲能、充換電站、樓宇空調、源荷儲互動，實現30萬千瓦的調峰調頻。
（3）海上風電
我國海上風電技術領先全球。截至2021年底，全國海上風電累計裝機2777萬千瓦，當年新增1690萬千瓦，占全球新增海上風電的80%；截至2022年底，全球海上風電累計裝機5760萬千瓦，我國累計達3051萬千瓦，占全球的53%。從2018年到2023年，廣東海上風電單機從3兆瓦升為5兆瓦，再升為8兆瓦，再升為12兆瓦，再升為16兆瓦；從固定式風塔發展為漂浮式風電機島；從離岸10千米，升為40千米，再升為110千米。
（4）氫儲能及發電
氫儲能是長周期、大規模新能源的最佳儲能方式。發電側集中式氫儲能，即電解水儲氫發電，或用于煤電、燃氣機組的摻氫燃燒。2021年12月國家電投荊門綠動電廠在運燃機實現15%摻氫燃燒運行；2022年9月實現30%摻氫燃燒運行。廣東省能源集團惠州大亞灣石化區綜合能源站項目，計劃實現10%摻氫燃燒，2023年5月進入分步調試階段。
（5）光熱發電
2023年，國家能源局《關于推動光熱發電規模化發展有關事項的通知》提出，“十四五”期間全國光熱發電年新增開工約300萬千瓦。截至2023年底，11座光熱電站并網發電，兆瓦級以上光熱發電機組累計容量達58.8萬千瓦。在建和擬建光熱發電項目超40個，總裝機約480萬千瓦，預計2025年全部建成。光熱發電技術包括塔式光熱發電與槽式光熱發電。如中國能建、中國電建、首航節能新能源公司開發的塔式光熱電站，自帶11小時熔鹽儲熱系統，理論上可實現24小時連續發電。
03
發電產業體制的演變
（1）發電企業經營增量配電或者微電網
國家電投、協鑫集團、國投電力、中電國際發展公司、貴州烏江水電、中廣核、云南文山電力涉足增量配電業務。2017年國家發改委、國家能源局發布《關于新能源微電網示范項目名單的通知》，其中包括28個新能源微電網示范項目，涉及新增光伏裝機899兆瓦，新增電儲能裝機超過150兆瓦，以及各種熱儲能等。昌盛日電、陽光電源、協鑫集團等民營企業以及京能集團進入微電網領域經營。微電網技術涉及多源互補、多能轉換、多網互通、多儲互濟、多荷互代。
（2）發電企業組建售電公司
電改9號文提出多途徑培育6類市場售電主體，明確“允許發電企業投資和組建售電公司進入售電市場，進行直接交易的同時從事售電或配售電業務”。五大發電集團先后成立12家售電公司；三峽、神華、華潤、中國廣核、粵電、福建福清核電等也紛紛成立了售電公司。
（3）新能源發電主體多元化
中國大唐、國家電投、國家能源、中國華電、中國華能、華潤、中國三峽、中國電建、中國能建、寶武集團等央企以及建投能源、江蘇新能源、京能集團、湖南能源集團、天津中綠電等地方企業先后成立35家新能源企業，業務涉及光伏、風電與儲能。中國石油、中國石化、中國海油分別進入新能源發電領域；中國廣核已開發1000萬千瓦新能源項目；中核已開發1400萬千瓦新能源項目；中國能建已開發900萬千瓦新能源項目；中國電建已開發900萬千瓦新能源項目。到2022年底，中煤集團新能源裝機200萬千瓦，儲備規模300萬千瓦，規劃規模3000萬千瓦。新奧集團大力開發泛能網項目，以及地熱、太陽能、風能、生物質能和海洋能。
（4）民營企業進入新型儲能領域
寧德時代、中儲國能、億緯動力、鵬輝能源、海基新能源、力神、遠景動力、中創新航、中天科技、派能科技、晶科、比亞迪、寧德時代、南都公司等紛紛踏足新型儲能。
（5）民營或股份制企業開發抽水蓄能
華源電力公司、協鑫、金風科技、新天綠色能源公司、浙江新能公司等紛紛進入抽蓄領域。
04
發電產業經營方式的演變
（1）售電領域
電改9號文提出，深入推動增量配電業務改革，陸續實施了5批483個增量配電試點項目；多途徑培育6類市場售電主體，明確“允許發電企業投資和組建售電公司進入售電市場,進行直接交易的同時從事售電或配售電業務”。我國電力市場交易規模不斷擴大，市場化交易電量逐年增長。全國注冊售電公司約5000家。發電企業成立的售電公司具有明顯的談判優勢。國家能源、國家電投、華能、華電、大唐、華潤、中國廣核、三峽、華潤電力等大型發電企業以及地方發電企業陸續成立售電公司。2023年，山西地區發電企業與電網企業的兩大售電主體競爭工商業用戶，發電企業的售電量高出電網企業售電量將近1/3。
（2）綜合能源服務領域
國務院發布的《關于加快建立健全綠色低碳循環發展經濟體系的指導意見》，鼓勵建設電、熱、冷、氣等多種能源協同互濟的綜合能源項目，進一步放開石油、化工、電力、天然氣等領域節能環保競爭性業務，鼓勵公共機構推行能源托管服務。五大發電集團與一些發電企業積極轉型綜合能源服務商，均成立了綜合能源專業公司，專業化拓展綜合能源業務。如協鑫集團在蘇州工業園區參與的綜合能源服務項目，包括2個天然氣熱電聯產中心、3個區域能源中心、10個分布式能源站、1000輛電動汽車和2個充電站、50兆瓦屋頂光伏、150千瓦微風發電、100家需求響應企業，形成一個100萬千瓦清潔能源系統。利用屋頂與車棚開發光伏與光熱；園區里開發微型風力發電；電動車充電樁白天充電消納屋頂光伏，夜間充電消納風力發電；通過地源熱泵消納夜間風電，把新能源電力轉換為熱能；通過天然氣冷熱電聯產提供電能與冷熱能，并對風光發電進行調峰調頻；通過電化學儲能，在風光大發時儲能，高電價時放電，削峰填谷。
（3）電力輔助服務領域
新能源發電具有不穩定特征，如華北地區出現過連續58小時無風，東北地區連續92小時無風，西北地區連續120小時無風，華中、華東地區出現8天持續無光，湖南、江西出現10天持續無光。新能源發電往往與負荷需求不相吻合，極熱無風，極冷無水，極冷無光；北方一些省份冬季21時至次日5時為風電的高位、負荷的最低位；南方一些省份夏季20時至23時為負荷的高位，但光伏出力為零，12時至14時為光伏出力最高位，但負荷處于低位。2022年，我國新能源裝機比重雖接近30%，但發電量比重僅能達到13.7%；火電以51.9%的裝機比重貢獻了66.0%的發電量。2023年上半年，全國電力輔助服務費用共278億元，占上網電費的1.9%，市場化補償費用204億元，固定補償費用74億元；調峰補償167億元，占比60.0%；調頻補償54億元，占比19.4%；備用補償45億元，占比16.2%；火電企業獲得補償254億元，占比91.4%。
（4）電力現貨市場與綠電市場
2017年8月28日，國家發改委、國家能源局印發《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，選擇南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅8個地區作為第一批試點。2021年4月20日，國家發改委、國家能源局印發文件，選擇上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北6省市為第二批電力現貨試點。現貨市場建設目的更多的是促進新能源進入。2021、2022、2023年，國家電網區域新能源市場化交易分別為2137億、3465億、5515億千瓦時，新能源市場化交易電量占總交易電量比例分別為28.3%、38.4%、45.3%；其中甘肅、寧夏、新疆、青海、山西均超過500億千瓦時。2023年，國家電網區域新能源市場化交易均價0.381元/千瓦時，浙江、江蘇、安徽、江西超過0.45元/千瓦時，青海0.25元/千瓦時，華東0.426元/千瓦時，西北0.281元/千瓦時。
山西電力現貨市場，2021年4月發電結算均價0.193元/千瓦時，10月結算均價1.115元/千瓦時。2022年0元價格結算1217小時，最高價1.5元/千瓦時結算出現681小時；3月4日連續17小時出現0元價結算；8月9—13日連續120小時出現1.5元/千瓦時結算。2022年省間現貨市場，送往江蘇省的電力，7月發電結算均價1.5491元/千瓦時；送往浙江省的電力，7月發電結算均價2.21元/千瓦時，尖峰時段發電結算價出現過6元/千瓦時、10元/千瓦時。甘肅電力現貨市場，2022年，最低價0.04元/千瓦時結算出現951小時；最高價0.8元/千瓦時結算出現1468小時。山東電力現貨市場，2022年，負電價結算出現176次；-0.08元/千瓦時結算出現135次。2023年5月1—2日，連續22小時出現-0.085元/千瓦時結算；2023年4月，實時市場的平均價差為0.93元/千瓦時，最高價差為1.38元/千瓦時，最低價差為0.439元/千瓦時。事實證明，只要運行電力現貨市場，就會出現負的結算電價，如歐盟2023年出現負電價6470次。
2021年至2023年12月底，全國累計綠電交易954億千瓦時。2023年，國家電網區域成交611億千瓦時，月均51億千瓦時，10—12月成交均價區間0.435—0.454元/千瓦時，均價為0.444元/千瓦時。對應綠證交易，2021年9月16日至2023年12月交易3867萬張。
