从2022年行业的发展情况看，1-5月国内风电新增装机1082万千瓦，太阳能发电新增装机2371万千瓦，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地是新能源发展的主战场。截至5月底，全国风电装机容量约3.4亿千瓦，同比增长17.6%；太阳能发电装机容量约3.3亿千瓦，同比增长24.4%。综合行业内多家机构预计，2022年国内新增光伏发电装机1亿kW左右，陆上风电新增并网超过5000万kW，海上风电预计新增并网600万kW左右。

多元迭代

推动可再生能源由增量补

充变为增量主体

在双碳战略指引下，“十四五”规划为可再生能源发展提出一系列预期性目标。2025年，非化石能源消费占比20%左右，可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤左右。“十四五”期间，可再生能源在一次能源消费增量中占比超过50%。

2025年，可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右。“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。

在新能源开发方式上，将基地化和分布式结合。在“三北”地区优化推动风电和光伏发电基地化规模化开发，在西南地区统筹推进水风光综合开发，在中东南部地区重点推动风电和光伏发电就地就近开发。在东部沿海地区积极推进海上风电集群化开发，稳步推动生物质能多元化开发，积极推动地热能规模化开发，稳妥推进海洋能示范化开发。

在新能源基地建设上，重点建新疆、黄河上游、河西走廊、黄河几字弯、冀北、松辽、黄河下游新能源基地和海上风电基地集群。加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电太阳能发电基地。在内蒙古、青海、甘肃等西部北部沙漠、戈壁、荒漠地区，加快建设一批生态友好、经济优越、体现国家战略和国家意志的大型风电光伏基地项目。

依托已建跨省区输电通道和火电“点对网”输电通道，重点提升存量输电通道输电能力和新能源电量占比，多措并举增配风电光伏基地。依托“十四五”期间建成投产和开工建设的重点输电通道，按照新增通道中可再生能源电量占比不低于50%的要求，配套建设风电光伏基地。

当前，海上风电正进入平价发展的新阶段，面临行业发展与投资收益的新挑战。“十四五”规划鼓励地方政府出台支持政策，积极推动近海海上风电规模化发展。开展深远海海上风电规划，完善深远海海上风电开发建设管理，推动深远海海上风电技术创新和示范应用，探索集中送出和集中运维模式，积极推进深远海海上风电降本增效，开展深远海海上风电平价示范。

在广东、广西、福建、山东、江苏、浙江、上海等资源和建设条件好的区域，结合基地项目建设，推动一批百万千瓦级深远海海上风电示范工程开工建设，2025年前力争建成一至两个平价海上风电场工程。

在海上风电商业模式上，探索推进具有海上能源资源供给转换枢纽特征的海上能源岛建设示范，建设海洋能、储能、制氢、海水淡化等多种能源资源转换利用一体化设施。加快推动海上风电集群化开发，重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾五大海上风电基地。

在风电、光伏分布式开发模式上，在工业园区、经济开发区、油气矿区及周边地区，积极推进风电分散式开发，因地制宜推进中东南部风电就地就近开发；重点推进工业园区、经济开发区、公共建筑等屋顶光伏开发利用行动，在新建厂房和公共建筑积极推进光伏建筑一体化开发，实施“千家万户沐光行动”，规范有序推进整县（区）屋顶分布式光伏开发，建设光伏新村。

以高比例利用为目标

促进可再生能

源存储消纳

与以往规划不同，“十四五”规划并设立2025年可再生能源装机目标，将行业发展的重点放在消纳利用上。

规划提出，2025年，全国可再生能源电力总量消纳责任权重达到33%左右，可再生能源电力非水电消纳责任权重达到18%左右，可再生能源利用率保持在合理水平。

根据国家能源局通报，2021年全国最低可再生能源电力总量消纳责任权重为29.4%，实际完成值为29.4%。2021年全国最低可再生能源电力非水消纳责任权重为12.9%，实际完成值为13.7%。这意味着，2025年前两个责任权重指标至少需要提高4.3%、3.6%。

“十四五”将主要通过以下措施提高可再生能源利用水平：

（1）加快建设可再生能源存储调节设施；

（2）强化多元化智能化电网基础设施支撑，提升新型电力系统对高比例可再生能源的适应能力；

（3）加强可再生能源发电终端直接利用，扩大可再生能源多元化非电利用规模；

（4）推动可再生能源规模化制氢利用，促进乡村可再生能源综合利用；

（5）健全可再生能源电力消纳保障机制，完善可再生能源市场化发展机制。

特别注意的是，规划将“抽水蓄能电站”作为提升可再生能源存储能力的重要路径，大力推动相关项目建设。同时明确新型储能独立市场主体地位；引导区域电网内共享调峰和备用资源，创新调度运行与市场机制，促进可再生能源在区域电网内就地消纳。

在考核机制上，“十四五”期间，将加强对省级行政区域消纳责任权重完成情况监测评价，推动纳入地方政府考核体系，强化对电网、市场主体消纳量完成情况考核，压实地方责任。

在绿色能源消费机制上，“十四五”规划提出，将强化绿证的绿色电力消费属性标识功能，拓展绿证核发范围，推动绿证价格由市场形成，鼓励平价项目积极开展绿证交易。做好绿证与可再生能源电力消纳保障机制的衔接。做好绿证交易与碳交易的衔接，进一步体现可再生能源的生态环境价值。

伴随可再生能源消纳考核机制的完善，绿证市场交易的机制将逐步完善，绿证交易市场活跃度、交易规模将显著提高，绿证作为可再生能源企业的资产属性将愈加重要。

以市场为主导

推动可再生能源自我

发展、自主发展

“十四五”期间，我国将坚持市场主导的原则，深化能源体制和“放管服”改革，激发市场主体活力，完善可再生能源电力消纳保障机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。

健全可再生能源市场化发展体制机制，主要将从两方面入手：一是深化可再生能源行业“放管服”改革，放松政府管制；二是完善可再生能源市场化开发机制，构建可再生能源参与市场交易机制。

在投资管理体制上，“十四五”期间将重点推动可再生能源项目投资由核准制改备案制，此举将大大降低可再生能源前期开发的成本。

规划提出，对不涉及国家安全、全国重大生产力布局和战略性资源开发的可再生能源项目，推动核准改备案，鼓励实施企业投资项目承诺制。优化可再生能源项目核准和备案流程，规范风电和光伏发电增容更新、延寿运行等管理，进一步简化分布式可再生能源投资管理程序。

同时，构建能源与自然资源、生态环境等多部门联动审批机制，推行项目核准（备案）“一站式”服务；建立可再生能源开发利用多部门协调机制，推动落实项目建设条件，优化相关权证办理流程。

在可再生能源开发建设管理机制上，将完善风电、光伏发电项目开发建设管理办法，建立以市场化竞争配置为主、竞争配置和市场自主相结合的项目开发管理机制。探索水风光综合基地市场化开发管理机制，推动各类投资主体积极参与水风光综合开发。发挥全国统一电力市场体系价格信号引导作用，通过市场机制优化可再生能源开发建设布局。

在可再生能源市场交易机制上，“十四五”将逐步扩大可再生能源参与市场化交易比重，对保障小时数以外电量，鼓励参与市场实现充分消纳。推动可再生能源与电力消纳责任主体签订多年长期购售电协议，推动受端市场用户直接参与可再生能源跨省交易。完善可再生能源参与现货市场相关机制，充分发挥日内、实时市场作用。完善分布式发电市场化交易机制，规范交易流程，扩大交易规模。

数据显示，2021年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量37787.4亿千瓦时，同比增长19.3%，占全社会用电量比重为45.5%，同比提高3.3个百分点。