中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主该报告由以下单位共同合作完成：中国循环经济协会可再生能源专业委员会版权声明本报告版权仅为世界自然基金会（瑞士）北京代表处所有。未经我机构书面许可，任何机构或个人不得翻版、复制、发表、引用或再次分发他人等任何形式侵犯本机构版权。如征得本机构同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。免责条款本报告基于可获得最佳信息编制，力求报告内容客观、公正，但对报告内容的准确性及完整性不做任何保证。本报告所载的观点、结论和建议仅供学术参考，任何内容均不作为研究、商业或法律等建议。对依据或者使用本报告所含信息造成的一切后果，本机构及作者均不承担任何法律责任。致谢：本报告同时得到了中国能源研究会、水电水利规划设计总院等单位的大力支持和帮助。在此，对所有支持本报告的机构和人员表示衷心的感谢。关于中国循环经济协会可再生能源专业委员会中国循环经济协会可再生能源专业委员会（CREIA）是中国循环经济协会的分支机构，主要致力于推动可再生能源技术的进步和应用，积极促进中国可再生能源的商业化发展。关于世界自然基金会(WWF)世界自然基金会(WWF)是在全球享有盛誉的、最大的独立性非政府环保组织。自1961年在瑞士成立以来，已经在全世界拥有500多万的支持者和一个在100多个国家和地区活跃着的全球网络。WWF的使命是遏止地球自然环境的恶化，创造人类与自然和谐相处的美好未来，为此致力于保护世界生物多样性，确保可再生自然资源的可持续利用，推动降低污染和减少浪费性消费的行动。顾问委员会李俊峰易跃春报告撰写人员王卫权李丹王茜马丽芳于洋陈迪殷旻轩(中国循环经济协会可再生能源专业委员会)校对人员李楠李想(中国循环经济协会可再生能源专业委员会)汪琰陈沙沙邓梁春（顾问）(世界自然基金会（瑞士）北京代表处)20世纪70年代末是中国可再生能源发展的起步线。经过四十余年的发展，中国可再生能源产业经历了从无到有，从落后到如今转变成为全球可再生能源的引领者。以《可再生能源法》实施通过为标志，中国风电、光伏、生物质等可再生能源进入发展的快车道。目前，中国可再生能源开发利用规模稳居世界第一，相关产业得到极大发展，技术装备水平也得到了大幅提升。截至2020年底，中国可再生能源发电装机总规模达9.3亿千瓦/930GW，占比42.4%；可再生能源发电量22148亿千瓦时/2214.8TWh，占比30%。与此同时，非水可再生能源发电装机达到5.63亿千瓦/530GW；发电量达到8598亿千瓦时/859.8TW，占比11%。可再生能源基础设施的改善，也使居民享受到绿色电力发展红利，尤其为是在远离负荷中心的偏远地区带来诸多惠益。目前，使用绿电的无电地区人口群众累计达到上百万，可再生能源发展所提供的就业机会超过500万。中国的可再生能源发展为应对全球气候变化、减少温室气体排放作出了积极贡献，积累了丰富的相关经验，为其他国家解决现代清洁能源的普惠供给、实现可持续发展目标所借鉴，同时为应对全球气候变化、减少温室气体排放也作出了积极贡献。中国可再生能源经过数十年的发展取得了上述成就，有必要系统地梳理、分析、总结与归纳，并将发展的历程与经验分享给其他国家与地区，也为全球的可再生能源发展提供新思路。鉴于此，本报告首先梳理了中国可再生能源产业发展脉络，系统性地将中国可再生能源发展分为三个阶段，并进一步细化光伏与风电的发展阶段与特征。其次，对产业发展产生重大影响的政策工具进行识别与分析，厘清产业发展与政策工具之间的关系。同时，筛选中国可再生能源发展过程中的经典项目案例，并剖析案例项目发展思路，特征与经验。最后，在总结中国过往可再生能源发展经验的基础上，结合当前中国能源与气候目标的背景，展望未来中国可再生能源面临的挑战与解决途径。本报告将中国的可再生能源发展分为三个阶段：起步阶段是2005年以前，快速发展阶段是从2006年至2017年，第三个阶段为高比例发展阶段，为2018年至现在。但是具体到风电和光伏等行业，发展阶段则不尽相同。中国风电产业的发展始于上世纪70年代，经摘要过50年的发展，目前形成覆盖技术研发、装备制造、项目建设运营的全产业链。其发展过程大致分为四个阶段。第一阶段为萌芽阶段（1995年以前），第二阶段为起步阶段（1995-2005年），第三阶段为快速发展阶段（2006-2017年），第四阶段为平价时代（2018年至今）。中国光伏产业的发展始于上世纪70年代，经过50年的发展，目前形成覆盖技术研发、装备制造、项目建设运营的全产业链。其发展过程大致分为三个阶段。第一阶段为起步阶段（2001-2010年），第二阶段为快速发展阶段（2011-2017年），第三阶段为平价时代（2018年至今）。尽管风电和光伏的发展历程存在差异，但其瞩目的发展成就都离不开政策法规、财政税收、国家工程、标准制定、国际合作等因素的支持与推动。1、政策法规2006年实施的《可再生能源法》是中国可再生能源发展的法律基石。它确定了可再生能源的发展地位和基本制度，是可再生能源发展的纲领性文件，为可再生能源快速发展奠定了坚实的基础。它设立了多项基本制度，分别是总量目标制度、强制上网/全额保障性收购制度、分类电价制度、费用分摊/费用补偿制度、以及专项资金/基金制度。此外，《可再生能源法》提出了税收和信贷优惠政策，由相关政府部门负责出台相应细则。2、财政税收《可再生能源法》对税收、金融等经济激励政策做出了原则性要求，并由相关部门、企业具体制定实施。总体而言，中国在发展可再生能源的过程中，主要提供的财税支持包括固定上网电价政策、增值税优惠政策、所得税优惠政策、土地使用税减免政策、优惠贷款政策等。3、国家工程国家工程或计划的实施，对产业的规模化发展具有深远意义。为解决早期行业标准体系不健全、风电光伏发电成本较高、开发规模较小等问题，就风电而言国家推出“乘风计划”、“双加工程”、“特许权招标”等国家工程项目；中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主就光伏而言，国家开展实施了“光伏领跑者项目”、“光伏扶贫工程”、“金太阳工程”等国家工程。这些国家工程积累了极为丰富的经验，有效降低了可再生能源建设成本，推动了大规模风电场、光伏电站的开发和建设，对产业的培育与壮大产生了积极作用。4、标准制定可再生能源产业涉及的科研、制造、开发、建设企业单位众多，产业链长，专业领域广，标准管理涉及多个部门。近年来，中国的可再生能源产业高速发展，但标准制定和管理仍在不断补充完善。科学有效的标准有利于优化产业结构，激励技术创新及产业化、市场化，淘汰落后产能，保障产业健康发展。作为能源领域行业标准化工作的国家主管部门，国家能源局负责组织制定标准化发展规划、建立能源标准体系、组织制定行业标准等工作，并委托行业标准化管理机构进行行业标准制定的具体组织和管理。5、国际合作中国在可再生能源发展的早期阶段，与掌握中国可再生能源先进技术的国家展开了充分的国际合作与交流。中国—瑞典风能科技合作项目是1986年启动的首批项目之一，该项目的研究成果对中国风电机组的设计和试验具有重要意义。此后，丹麦、德国等政府提供的风机机组为中国风电示范项目提供了风机机组和技术支持。上述措施（包括但不限于）的有机融合，使中国可再生能源得到极大的发展，在此过程中涌现了大批可再生能源开发与可再生能源电力应用的经典案例。通过分析这些案例，本报告总结了相应的项目实践经验。案例一甘肃敦煌如何建设可再生能源示范城市。通过分析该案例可看出，敦煌市早期重视可再生能源开发与配套电网建设并举；善于利用不同技术多角度开发当地丰富的太阳能资源；也重视通过国际合作提高城市可再生能源建设能力；通过多途径扩大可再生能源应用场景；制定措施提升本地可再生能源消纳和外送能力。还有很重要的一点是，该市连续的政策规划能为提高城市可再生能源比重提供保障。案例二青海省全部清洁能源供电的实践。通过分析该案例可得出，明确的政策规划为青海省高比例清洁能源发展提供根本前提；高比例清洁能源装机容量是实现全部清洁能源供电的重要基石；高水平电网控制技术是实现全部清洁能源供电的关键因素；全社会的广泛参与是实现全清洁能源供电的坚实基础。案例三中新生态城通过光伏建筑一体化应用改善可再生能源基础设施。中新生态城的项目实践经验不仅在于该园区本身积极提高可再生能源利用率的意愿较高，还包括国家财政优惠与电网并网收购促进中新生态城可再生能源技术发展；智能电网为中新生态城可再生能源快速发展提供坚实支撑；中新生态城全力打造100%绿色建筑等。案例四江苏盐城市促进落实本地化海上风电产业链。盐城市海上风电产业链本地化发展离不开政府产业政策支持，总的来说分为规划布局、项目开展、财税鼓励等措施。在政府签署的相关政策扶持下，盐城市风电制造产业集聚效应不断扩大，全产业链发展格局基本形成。案例五江西鄱阳县渔光互补发电站。江西省上饶市鄱阳县自2015年开始发展渔光互补发电技术，其中灌湖水库渔光互补项目是当时建成后亚洲最大的单体独立式渔光互补发电站。该项目环境、经济效益显著，同时对推广分布式能源和解决土地利用问题均发挥了示范作用。中国在其可再生能源发展历程中形成了一整套可再生能源发展机制。本报告在此基础上总结取得了一系列经验和教训，可为其他发展中国家提供借鉴。摘要1、贯彻政策方向，促进推广应用。中国政府一直支持新能源和可再生能源的开发利用。围绕可再生能源，政府制定了一系列政策。制定政策的目标是推动中国可再生能源的商业化和规模化发展，增加可再生能源在能源供应中的比例。2、加强国际合作，实现共赢多赢中国与丹麦、德国、英国、日本、加拿大等国家以及世界银行等国际组织开展了各种形式的国际合作和交流。通过这些国际合作交流，中国获得了技术、资金和人才等方面的国际支持，使得国内的可再生能源领域得到较大的发展，为国内的可再生能源的发展提供了良好的发展环境。与此同时，参与合作的其他参与国家也从中获利，实现共赢，共同为世界的可再生能源发展做出贡献。3、密切结合民生，重视市场培育中国可再生能源的发展与民生紧密结合。可再生能源技术被列入国家和地方政府计划，如西藏“阳光计划”、中国“光明工程”、“西藏阿里专项光伏工程”、广泛用于光纤通讯电源、石油天然气管道阴极保护、村村通广播电视等。通过项目实施为生产制造企业提供了市场机遇，进而扩大生产规模、提高技术和管理水平、降低成本。4、重视技术标准，规范产业行为可再生能源产业在发展初期，往往需要经历一个市场的培育期，在此期间，由于市场不成熟、用户对新产品不了解、生产厂商规模普遍小，市场处于一个完全无序竞争的自由状态，导致市场调控配置资源的作用没有得到有效发挥，市场机制出现了完全失灵。中国可再生能源发展证明，技术标准化对于可再生能源行业的规模化健康发展，具有重要作用。5、注重能力建设，激发企业活力中国可再生能源在起步阶段，就重视能力建设。通过国际合作项目，中国与国际知名可再生能源研究机构和企业开展了多次的技术交流，对政策制定者、科研人员、技术工人、企业家都进行了多次能力建设。这不仅改变了政策制定者对可再生能源的认识，为中国可再生能源顶层设计和长远规划打下了良好的基础，同时培养了大批的企业管理人才和技术人员，为可再生能源项目的市场开拓与项目开发建设输入了新鲜血液。6、创新融资模式，拓宽融资渠道资金是影响可再生能源发展的重要因素之一。中国可再生能源企业根据自身特点，努力通过多种渠道获得融资。融资来源主要包括通过碳交易和碳市场融资、银行和非银行金融机构、融资租赁、资产证券化、绿色金融、风险投资、技术融资等渠道。如今，随着中国能源转型一系列目标的逐渐明确，如：二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和；到2030年非化石能源占一次能源消费的比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上等，可再生能源将迎来一波新的发展机遇。与此同时，可再生能源消纳、非技术成本、跨部门协调、法律法规体系完善等问题对中国可再生能源高比例高质量发展形成挑战。因此，进一步加强政策法规和体制机制顶层设计、加强电网输送能力建设、土地优化利用、加大储能技术发展等显得至关重要。目录第一篇中国可再生能源发展历程与成就2第一章起步阶段（2005年以前）31.面临的关键问题32.采取的主要措施3第二章快速发展阶段（2006-2017年）41.面临的关键问题42.主要措施43.取得的成就5第三章高比例阶段（2018年至现在）61.面临的关键问题62.采取的主要措施63.取得的成就7第二篇法规政策体系8第一章可再生能源法8第二章可再生能源发展规划9第三章可再生能源标准10第四章经济激励政策11第五章其他相关政策121.应对气候变化122.污染防治123.北方地区清洁取暖134.绿色工业制造13第三篇典型行业经验14第一章风电发展经验141.萌芽阶段（1995年以前）142.起步阶段（1995-2005年）143.快速发展阶段(2006-2017年）154.平价阶段（2018年-现在）17第二章光伏发展经验181.起步阶段（2010年以前）182.快速发展阶段(2011-2017年)193.平价时代（2018年-现在）21第四篇最佳实践案例22第一章中国城市如何提高可再生能源消费比重——以敦煌市为例221.早期重视可再生能源开发与配套电网建设并举222.利用不同技术多角度开发当地丰富的太阳能资源223.重视通过国际合作提高城市可再生能源建设能力234.多途径扩大可再生能源应用场景235.连续的政策规划为提高城市可再生能源比重提供保障236.制定措施提升本地可再生能源消纳和外送能力24第二章从“绿电七日”到“绿电百日”：青海省全清洁能源供电实践251.青海省全清洁能源供电实践252.青海省全清洁能源供电效益273.青海省全清洁能源供电经验27第三章新能源示范产业园区典型案例:中新天津生态城及其光伏建筑一体化应用301.中新生态城积极提高可再生能源利用率302.国家财政优惠与电网并网收购促进中新生态城可再生能源技术发展303.智能电网为中新生态城可再生能源快速发展提供坚实支撑304.中新生态城全力打造100%绿色建筑30第四章地方政府促进落实可再生能源产业链本地化发展——以江苏省盐城市海上风电产业为例331.规划布局332.财税鼓励343.结语35第五章渔光互补发电技术在中国的应用——以江西鄱阳县为例371.政策支持372.项目简介373.项目实施方案384.项目效益38第五篇中国可再生能源发展经验总结401.贯彻政策方向，促进推广应用402.加强国际合作，实现共赢多赢403.密切结合民生，重视市场培育424.重视技术标准，规范产业行为435.注重能力建设，激发企业活力436.创新融资模式，拓宽融资渠道447.小结46第六篇中国可再生能源发展未来趋势及挑战551.可再生能源发展趋势472.可再生能源发展面临的挑战及解决途径48第一篇中国可再生能源发展历程与成就纵观中国可再生能源发展的进程，可以将其分为三个阶段。第一个阶段为起步阶段（2005年以前），第二个阶段为快速发展阶段（2006-2017年），第三个阶段为高比例阶段（2018年至现在）。第一阶段开始的标志是《21世纪议程》的发布，它首次将风电、光伏、生物质能等可再生能源作为一个独立的能源种类，标志着在国家层面要开始计划和发展可再生能源。第二阶段开始的标志是《可再生能源法》颁步，它以法律的形式确定了发展可再生能源的战略地位。《可再生能源法》确定了发展非水可再生能源的五项重要措施：总量目标、全额上网、上网电价、费用分摊、专项基金。这些措施为可再生能源的快速发展奠定了坚实的基础。2005年及以前，国家颁布《可再生能源法》，制度设计逐步完善，引进一批国外先进技术，风电、光伏等逐步产业化，成为重要补充能源。2006-2017年，随着技术进步，效率提升和成本下降，可再生能源进入大规模发展阶段，成为重要替代能源。2018年-现在，可再生能源的发展出现了量的飞跃，成为中国第二大主力能源，进入提质增效阶段，并向高比例高质量、清洁可持续的主体能源进行过渡。图1-1中国可再生能源发展的三个阶段第三阶段则以《关于2018年光伏发电有关事项的通知》为标志，它要求逐步取消补贴，加强市场引导，提高风电和光伏的发电效率，开创了中国可再生能源发展的新纪元。第一篇中国可再生能源发展历程与成就·3第一章起步阶段（2005年以前）1.面临的关键问题20世纪50年代，中国的可再生能源发展缘起于发展水电以解决电力供应问题，和解决农村能源供应的沼气、薪炭林和太阳能利用问题。但是随着改革开放政策实施，经济发展进入快速发展阶段，能源需求日益增加。能源短缺尤其是电力短缺成为制约经济发展的重要因素，影响了工业的发展和企业的兴盛。可再生能源发展面临着方向不明确，地位不确定，缺少技术、人才、资金等问题。在20世纪90年代后半期，中国能源需求继续增加，逐渐成为能源净进口国，到2005年，中国对石油进口的依赖已升至45%左右。这个时期，中国能源严重依赖煤炭，生态破坏和环境污染加剧。能源短缺和环境污染为可再生能源发展创造了条件，但是可再生能源的发展依然面临着巨大挑战，主要体现在：缺乏国家战略和中长期发展规划；缺乏可再生能源的专业技术；促进可再生能源发展的经济激励措施不足等。2.采取的主要措施2.1建立可再生能源管理体系在20世纪70年代，特别是80年代，改革开放后，随着农村经济的蓬勃发展，农民生活水平逐渐提高，生产生活用能增加，导致中国农村能源短缺问题加剧。为了满足农村人口日益增长的清洁能源需求，中国政府成立了多个部门来管理和促进农村能源发展。当时农村能源以沼气、水电等可再生能源为主，管理此类事务部门的成立为中国可再生能源管理体制奠定了基础。在1982-1986年期间，可再生能源管理体系由单一的水电管理部门升级为可再生能源综合管理部门。虽然在日常工作中，农村能源管理处在日后的工作中遇到很多困难，但它尽力协调各相关部门的资源来解决问题，这在当时的特定环境下，实现了可再生能源最大程度的发展，尤其是中国农村地区的小水电和沼气，并为风电和光伏的发展奠定了一些基础。2.2制定政策中国21世纪议程。1994年国务院批准了21世纪议程，将其定为解决中国环境和发展问题的总体战略和行动计划。在此框架下，确定了一些优先项目，可再生能源开发利用被列入第一批重点项目，包括太阳能热利用和光伏发电、生物质发电、大型风电机组制造和应用。电力法。1995年批准的中国第一部电力法，正式确立了包括私人在内的多元化的电力资产所有权，保障了电力投资者、经营者和用户的合法权益。它拓宽了融资渠道，带动了私有资本在电力领域的投资。2000-2015年新能源和可再生能源产业发展规划。该规划于2000年发布，涵盖三个时期：2000-2005年、2006-2010年和2011-2015年，是可再生能源发展的长期指导文件。2.3实施重点工程风能资源评价。于2003年启动了一项系统化、组织化的全国风能资源评估，根据2004年和2005年的风能资源评估结果，估计风力发电的潜在容量约为300GW。沼气项目建设。2003年至2005年，国债基金每年投入10亿元推广沼气。到2005年底，建设了约1800万户用沼气，满足了这些家庭炊事需要，在大型养殖场中开发了700多个沼气项目。这些项目基于当地实际情况，有针对性的进行了设计、建设和运营，积累了丰富的经验，为中国沼气产业奠定了坚实的基础。送电到乡项目。该项目于2002年开始，通过建设离网太阳能光伏电站、风光互补电站和小水电站，满足偏远无电地区农牧民用电需求。大量企业积极参与该项4·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主目，光伏产业的生产能力提高，光伏组件质量也得以提高。该项目对促进中国光伏产业发展发挥了重要作用。1997年以前，中国光伏组件产量约为2～3兆瓦，国内只有7家集成商。太阳能电池的生产能力只有44兆瓦。到2004年底，光伏组件的生产能力增加到150兆瓦，太阳能电池的生产能力为67兆瓦。风电特许权招标项目。该项目于2002年开始实施，由政府主导，风电特许权是指由风力资源区所在地政府或其授权公司，在对风力资源初步勘测基础上，划定一块有商业开发价值、可安装适当规模风力发电机组的风力资源区，通过招标选择业主；中标业主应按特许权协议的规定承担项目的投资、建设和经营的所有投资和风险。在特许期间，业主拥有项目的所有权和经营权；政府承诺收购该项目利用风力发出的所有电能，由所在地电网管理部门与开发商签署期限不短于项目经营期的购电合同，电价由投标报价确定。风电特许权扩大了风电开发规模，促进了风电机组的本地化生产，确定了风电项目的合理利润空间，带动了企业参与的积极性，为风电大规模发展奠定了基础。2.4取得的成就1995-2005年间，中国可再生能源发展迅速。水电、沼气、生物液体燃料、风能、太阳能利用取得重大进展。到2005年，可再生能源开发利用总量（不包括传统的生物质能利用方式）达到1.66亿吨标煤，约占一次能源消费总量的7.5%。水电装机容量达到1.17亿千瓦（其中抽水蓄能电站约700万千瓦），占发电总装机容量的23%，水电发电量约为3950亿千瓦时，占总发电量的16%。建设户用沼气1800万余户，大中型沼气工程1500个，沼气年利用量达到80亿立方米左右，为近7000万农村人口提供了清洁燃料。中国生物质发电总装机容量约200万千瓦。乙醇利用量超过100万吨，生物柴油利用量约50万吨。并网风电总装机容量1260兆瓦，在偏远地区安装约25万台独立运行的小型风力发电机组，总容量约50兆瓦。光伏发电总容量达到70兆瓦。在12个县、700多个乡镇建设了离网型光伏电站，安装了50多万户家庭光伏发电系统，为边远地区贫困人口供电。太阳能热水器安装总面积8000万平方米。用于取暖的地热约为200万吨标煤当量。第二章快速发展阶段（2006-2017年）1.面临的关键问题经过第一阶段的发展，可再生能源政策得到完善，技术得到进步，人才得到了培养，但可再生能源的大规模发展仍面临着许多挑战：成本依然较高，需要经济激励政策；整体规模偏小，在一次能源消费中占比较小；波动性大，给电网调峰带来挑战等。2.主要措施2.1强化政策支撑制定实施《可再生能源法》。在借鉴德国经验的基础上，2005年2月28日，全国人大常委会通过了《中华人民共和国可再生能源法》（简称《可再生能源法》），该法于2006年1月1日正式施行，2010年修改。《可再生能源》确定了可再生能源的发展地位，发展的基本制度，是可再生能源发展的纲领性文件，为可再生能源快速发展奠定了坚实的基础。制定《可再生能源中长期发展规划》。2007年，由国家发改委制定发布《可再生能源中长期发展规划》，提出力争到2010年使可再生能源消费量占到能源消费总量的10%，2020年提高到15%，指出中国可再生能源的开发重点为水能、风能、太阳能和生物质能。《规划》是《可再生能源法》的细化，提出了可再生能源发展的具体目标，向市场释放了行业发展规模的信号，为可再生能源制造企业、开发企业以及资本市场提供了重要信息。制定《国家应对气候变化规划（2014-2020年）》。国家发改委于2014年发布了国家气候变化规划（2014-2020年）》。该规划强调非化石燃料的快速、多样化和可持续发展，到2020年将其在一次能源消费中的比重提高到15%。它推动了中国能源结构的改变，促进了风电和光伏的发展。第一篇中国可再生能源发展历程与成就·5制定《大气污染防治行动计划》。国务院于2013年9月发布了《大气污染防治行动计划》，它强调，加强可再生能源多元化发展，积极有序发展水电，开发利用地热能、风能、太阳能、生物质能，安全高效发展核电。2.2实施重大项目提升可再生能源资源评价的质量。2014年启动了新一轮风能资源评估。中国气象局自2014年以来发布《中国风能和太阳能资源年报》，提供有关中国风能和太阳能资源的最新信息和详细分析，指导太阳能光伏和风力发电项目的开发建设。2010年，农业部开始对中国秸秆资源进行调查和评价，2009年，中国理论农作物秸秆资源量为8.2亿吨（风干，含水率15%）。建设大型风电基地。2009年，启动了大型风电基地的筹备工作，并计划在6个省区建设7个千万千瓦级别的风电基地：甘肃酒泉风电基地3600万千瓦；新疆哈密2000万千瓦基地；内蒙古西部2000千万千瓦基地，内蒙古东部3000千万千瓦基地；河北沿海和北部1000万千瓦基地；江苏1000千万千瓦（其中潮间带700万千瓦）；吉林西部2300万千瓦基地（主要分布在松原、白城等城市）。2012年，又增加了两个基地：黑龙江1500万千瓦和山东1500万千瓦。这些大型风电基地创造了大量风电发展空间，推动了风电机组制造业的技术进步和产业发展。金太阳示范工程。该工程由财政部、科技部和国家能源局于2009年共同实施。金太阳示范工程是中国促进光伏发电产业技术进步和规模化发展，培育战略性新兴产业，支持光伏发电技术在各类领域的示范应用及关键技术产业化的具体行动，计划在2～3年时间内实施完成。纳入金太阳示范工程的项目原则上按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的50%给予补助，偏远无电地区的独立光伏发电系统按总投资的70%给予补助。光伏领跑者项目。由国家能源局2015年开始实施，到2017年结束，历时三年。2015年安装了100万千瓦，2016年安装了550万千瓦（5个支持基地），2017年安装了650万千瓦（13个支持基地）。国家能源局对“光伏领跑者计划”示范工程提出建设标准、技术进步及成本下降目标等要求，通过竞争性方式选择技术能力和投资经营实力强的开发投资企业，企业通过市场机制选择达到“领跑者”技术指标的光伏产品。光伏领跑者有力的促进了光伏行业技术进步和成本下降。2.3开展国际合作中国可再生能源规模化发展项目（CRESP）。CRESP项目由中国政府与世界银行（WB）和全球环境基金（GEF）共同实施，CRESP项目执行期限为10~12年，分三期进行。该项目的宗旨是在调查中国可再生能源资源和借鉴发达国家可再生能源发展经验的基础上，研究制定中国可再生能源发展政策，支持可再生能源技术进步，建立可再生能源产业体系，逐步实现可再生能源规模化发展，为电力市场提供高效的、商业化的可再生能源电力。中丹风能开发项目（WED）。该项目于2006年6月正式启动，丹麦政府提供了600万欧元的赠款，执行期为4年。WED将丹麦在风电领域的先进技术和管理经验引入中国风电行业，并实现了技术的本地化改造。国际碳交易。中国可再生能源企业积极参与了《京都议定书》之下的清洁发展机制（CDM）项目开发，将碳减排量（CER）卖给国际买家，获得了资金收益，提升了中国可再生能源项目的回报率，加速了项目开发进度。3.取得的成就截至2017年底，中国可再生能源开发处于全球领先地位，可再生能源发电装机容量达6.5亿千瓦，占全国总装机容量的37%，其中：水电装机3.41亿千瓦、风电装机1.64亿千瓦、光伏发电装机1.3亿千瓦、生物质发电装机1488万千瓦。2017年，可再生能源发电量1.7万亿千瓦时。其中，水电11945亿千瓦时，风电3057亿千瓦时，光伏发电1182亿千瓦时，生物质发电794亿千瓦时。太阳能热发电装机容量24兆瓦，地热发电装机容量27兆瓦，地热供热面积650平方米，生物乙醇和生物柴油消费量分别达到260万吨和60万吨。6·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主1.面临的关键问题尽管中国可再生能源取得了举世瞩目的成就，但依然面临着一些关键问题：a)随着可再生能源装机容量的增加，风电和光伏发电的不稳定性对电网的影响日益增大，对电网的安全性和稳定性带来了挑战，增加了电网的调度成本，导致部分地区风电和光伏发电设备不能充分利用,同时影响了可再生能源高比例发展；b)规模的扩大对土地占用之间的矛盾日益突出，尤其是在中部和东部地区，人口密度大，土地资源有限，可再生能源发展受到生态环境保护的约束较大。。2.采取的主要措施2.1建立健全可再生能源电力消纳保障机制2019年由国家发改委和国家能源局发布了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，可再生能源电力消纳保障机制旨在提升可再生能源利用水平，促进可再生能源消纳作为政策目标之一，因此从政策设计上对政府能源主管部门、电网企业、电力用户等各类主体的责任进行了明确规定。各省级人民政府能源主管部门牵头负责本区域的消纳责任权重落实，牵头组织相关单位制定本省级行政区域的消纳实施方案。为了确保消纳实施方案及相关措施得到省级政府及有关部门的支持，实施方案报请省级政府批准后执行。省级电网企业及电力交易机构在技术体系上比较容易实现消纳的组织实施工作，因此承担消纳的组织实施责任，以省级政府批准的消纳实施方案，组织各市场主体通过各种方式消纳可再生能源电量。消纳责任权重具有如下作用，一是促使各省级相关部门把完成消纳责任权重作为能源发展的重要约束条件，扩大可再生能源电力开发利用量，自觉抑制化石能源电力建设，切实调整能源生产和消费结构；二是促使电网企业把接入和消纳可再生能源电力作为电网建设和运行的重要任务，积极扩大可再生能源电力的消纳区域；三是推动可再生能源电力集中式与分布式同步发展，特别是能源消费量大的东部区域更加重视本地可再生能源及分布式能源发展，推动形成新型能源开发利用方式。2.2实行平价上网2019年，国家发改委和国家能源局发布了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，提出：（一）开展平价上网项目和低价上网试点项目建设；（二）优化平价上网项目和低价上网项目投资环境；（三）保障优先发电和全额保障性收购；（四）鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿；（五）扎实推进本地消纳平价上网项目和低价上网项目建设；（六）结合跨省跨区输电通道建设推进无补贴风电、光伏发电项目建设。平价上网之后，光伏风电不再受到补贴的制约，将会释放巨大的市场空间。2.3增强电网调峰能力为了增加电网灵活调节的能力，消纳更多的可再生能源电力，采取了多种政策。首先是鼓励火电进行灵活性改造。其次是建设抽水蓄能电站，截止到2020年，已经建成抽水蓄能电站装机容量为3149万千瓦。最后就是在电源侧配置储能，目前在中国一些地方，已经在电网侧配置储能，从而起到调峰作用。2.4积极拓宽可再生能源的应用场景在中东部地区加大分布式能源的开发力度，鼓励开发工商业分布式光伏、渔光互补、农光互补、林光互补、积极开发海上风电。通过技术研发，在低风速区域、高海拔区域、沿海滩涂地区建设风电和光伏、在废弃矿山上建设光伏电站等。2.5通过电量输送，扩大可再生能源的消纳范围在西北、华北和东北区域，建设超高压和特高压输送通道，通过北电南送和西电东送，加大可再生能源电第三章高比例阶段（2018年至现在）第一篇中国可再生能源发展历程与成就·7力向中部和东部的输送，在全国范围内加大可再生能源的使用。2.6推进需求侧管理，促进可再生能源发展通过深化推进电力需求侧管理，积极发展储能和电能替代等关键技术，促进供应侧与用户侧大规模友好互动，提高需求侧用电负荷曲线柔性度，促进可再生能源多发满发，提高可再生能源的发电效率。3.取得的成就截至2020年底，非水可再生能源在累计电力装机中的比重为25.6%，发电量比重为11.3%。截至2020年底，全国电力装机容量为22亿千瓦，风电装机2.81亿千瓦、光伏发电装机2.53亿千瓦、生物质发电装机2952万千瓦。2020年，全国风电发电量4665亿千瓦时，占全部发电量的6.1%；光伏发电量2611亿千瓦时，占全部发电量的3.4%；生物质发电量1326亿千瓦时，占全部发电量的1.7%。第二篇法规政策体系第一章可再生能源法进入2000年之后，中国经济发展迅速，能源消耗快速增加，导致了能源短缺和严重的环境污染。中国已签订了《联合国气候变化框架公约》和《京都议定书》，要遵从公约和议定书的条款，逐步履行应对气候变化的责任；同时，也需要积极应对气候变化，履行发展中大国的责任。因此可再生能源的发展逐渐受到重视，出台《可再生能源法》成为趋势。在国际上，德国2000年颁布了《可再生能源法》（erneuerbare-energien-gesetz,EEG）涵盖的要点为：(1)根据可再生能源的种类和容量及法律规定的电网运营商所承担的购买可再生能源的义务，来制定差异化的优于市场的、可长期执行并会定期调整的固定电价政策；(2)保障可再生能源优先上网和并网的权利；(3)为输电系统运营管理者提供一套详尽的针对用户的附加费用法规，实现系统运营费用的再分配；(4)给部分特定用户设立一个补偿方案。在借鉴德国经验的基础上，2005年2月28日，全国人大常委会（它是中华人民共和国最高国家权力机关——全国人民代表大会的常设机关，在全国人大休会期间行使国家立法权）通过了《中华人民共和国可再生能源法》（简称《可再生能源法》），该法于2006年1月1日正式施行，2009年修订。《可再生能源》确定了可再生能源的发展地位和基本制度，是可再生能源发展的纲领性文件，为可再全球范围来看，可再生能源的发展离不开具体政策支持，在过去的几十年之内，中国在学习德国、丹麦、英国、美国等国际经验的基础上，结合中国的实际情况，制定了一套较为完整的可再生能源法规政策体系，大致包括法律、发展规划、标准、经济激励政策、其他相关政策。具体见下表。表2-1各阶段中国可再生能源政策第一阶段（2005年以前）第二阶段（2006-2017年）第三阶段（2018年-现在）法律可再生能源法制定可再生能源实施及修订可再生能源法实施评估发展规划十五规划，九五规划可再生能源中长期发展规划、十一五规划、十二五规划，十三五规划十三五规划标准沼气标准，生物质标准，水电标准，小型风机标准风电标准、光伏标准、生物质能标准、地热标准、电网标准等风电标准、光伏标准、生物质能标准、地热标准、电网标准等经济激励政策示范项目初始投资补贴固定上网电价政策、增值税优惠政策、所得税优惠政策、土地使用税减免政策、优惠贷款政策增值税优惠政策、所得税优惠政策其他相关政策联合国气候变化框架公约。京都议定书。《国家应对气候变化规划（2014-2020年）》。北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）。工业绿色发展规划（2016-2020年）。打赢蓝天保卫战三年行动计划。中国提出2030年前碳达峰，2060年前碳中和目标。第二篇法规政策体系·9生能源快速发展奠定了坚实的基础。它设立了多项基本制度，分别是总量目标制度、强制上网/全额保障性收购制度、分类电价制度、费用分摊/费用补偿制度及专项资金/基金制度。此外，《可再生能源法》提出了税收和信贷优惠政策，由相关政府部门负责出台相应细则。以下介绍五项关键制度的法律意义及作用。总量目标制度是指在一定时期能源消费中可再生能源所占的市场份额要达到规定目标，是用法律形式要求政府有关部门提出一定阶段内的可再生能源发展目标，以明确可再生能源开发利用的市场规模，引导投资和技术发展的方向，并通过法律规定的其他一系列法律制度，保证总量目标的实现。总量目标是保证可再生能源的发展空间或者在能源结构中的比例所做出的强制性规定，市场主体可以从中得到市场发展导向的信息，是政府推动和市场引导原则的具体体现。强制上网/全额保障性收购制度是指电网企业应全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量，将发展可再生能源作为所有电力企业的法定义务，再转化为全社会的义务；是在能源销售领域实施垄断经营和特许经营的条件下，保障可再生能源产业发展的基本制度。分类电价制度是指针对不同的可再生能源，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点，按照有利于可再生能源发展的原则测算确定其成本和价格，并定期向社会公告。在电力作为少数重要商品之一、其价格由国家进行管理的大背景下，通过对不同可再生能源电力设定不同上网电价的方式减少项目审批程序、明确投资回报、降低项目开发成本和限制不正当竞争，从而合理地促进不同可再生能源技术的发展，鼓励投资商积极开发可再生能源电力，起到迅速扩大可再生能源市场的作用。费用分摊/费用补偿制度是指电网企业收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，附加在销售电价中分摊。即要求各个地区，相对均衡地承担发展可再生能源的额外费用，体现政策和法律的公平原则。要求各类电力消费者相对公平的承担发展可再生能源的额外费用，促进可再生能源开发利用的大规模发展，是落实公民义务和国家责任相结合的原则的具体体现。专项资金/专项基金制度。可再生能源发展专项资金，是指通过中央财政预算安排，用于支持可再生能源和新能源开发利用的专项资金。可再生能源发展专项资金实行专款专用，专项管理。通过建立可再生能源专项资金/发展基金旨在解决可再生能源发电的额外成本问题，规范地持续推进可再生能源的发展。《可再生能源法》颁布实施以来，中央有关部门先后出台了200多个政策和通知，涉及可再生能源战略规划、监管、定价等方面，各直辖市、省、自治区政府也都制定了专门的可再生能源发展规划或能源规划。这为可再生能源的大规模、多样化开发利用打开了大门，并导致了前所未有的市场扩张。可再生能源，特别是风能和光伏发电的成本大幅下降，同时设备的质量和可靠性提高。产业体系逐步完善，为国家持续发展和参与全球市场奠定了坚实的基础。第二章可再生能源发展规划根据《可再生能源法》总量目标制度的安排，原国家经贸委、国家发改委、国家能源局在总结中国可再生能源资源、技术及产业发展状况的基础上，借鉴国际可再生能源发展经验，制定了近、中、长期发展规划，明确了可再生能源的发展目标，释放了国家支持可再生发展的强烈信号，提升了可再生能源制造企业和项目开发企业的信心，支持了可再生能源在每一阶段的发展。现就不同时期重要发展规划进行说明。制定《可再生能源中长期发展规划》。在2000年初，中国将近70%的能源消费依靠煤，这样的能源结构给中国带来很大压力，包括温室气体排放的压力。人类面临着可持续发展能源的挑战，中国是一个负责任的大国，10·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主必须充分利用可再生能源调整能源结构。专门制定一个中长期可再生能源发展规划，对中国未来发展非常重要。2007年，由国家发改委制定发布《可再生能源中长期发展规划》，提出了从2007-2020年期间中国可再生能源发展的重点是水能、生物质能、风能、太阳能；中国将加快可再生能源电力建设步伐，积极鼓励太阳能热利用技术。该规划明确了较长时期内中国可再生能源发展的指导思想、主要任务、重点领域、保障措施、总体目标和到2020年可再生能源消费占比达到15%的目标；指导了“十一五”至“十三五”可再生能源发展规划的制定方向。《新能源和可再生能源产业发展“十五”规划》。于2000年发布，提出了可再生能源产业发展的定量目标。2005年中国新能源和可再生能源(不含小水电和生物质能传统利用)年开发利用量达到1300万吨标准煤，全国太阳热水器年生产能力达1100万平方米，拥有量约6400万平方米；全国太阳光伏电池年生产能力达到15兆瓦，形成应用器件配套齐全的太阳光伏产业，累计拥有量达到53兆瓦。2005年并网风力发电装机容量达到120万千瓦，形成约15－20万千瓦的设备制造能力。2005年地热采暖面积达到2000万平方米；工业有机废水和畜禽养殖场大中型沼气工程及生物质气化工程等高效利用方式形成近20亿立方米的燃气供应能力。同时提出推动技术进步，提高技术和装备水平，组织实施示范工程，积极培育和规范市场，加大宣传、培训和信息传播的力度。《可再生能源发展“十一五”规划》首次从国家规划层面以五年规划的形式提出了该阶段可再生能源发展的形势、指导思想、发展目标、总体布局、重点领域以及保障措施，是指导“十一五”时期中国可再生能源开发利用和引导可再生能源产业发展的主要依据。该规划对《可再生能源法》、《可再生能源中长期发展规划》中各类可再生能源进行了细致的分类与定义，并对每一小项的发展做出了相应规定，有效地面向不同品类的可再生能源给予了有针对性的支持。《可再生能源发展“十二五”规划》出台于中国可再生能源发展加速、国际社会对可再生能源愈发重视的背景之下。为支持可再生能源更大规模的发展，国家能源局以市场机制与政策扶持相结合、集中开发与分散利用相结合、规模开发与产业升级相结合、国内发展与国际合作相结合的四项基本原则制定了该规划，并制定了水电、风电、太阳能、生物质能四个专题规划。该规划通过示范城市、绿色能源县、示范工程等形式充分调动市场积极性，推动产业发展、升级。同时，该规划还首次明确推进地热能、海洋能等新兴可再生能源发展。《可再生能源发展“十三五”规划》制定之初，中国可再生能源产业进入了大范围增量替代和区域性存量替代的发展阶段。与此同时，可再生能源消纳问题逐渐凸显、补贴资金缺口较大、利用效率普遍较低。为有效推进能源结构调整，实现可再生能源产业持续健康有效发展，该规划积极协调电网接入，扩大消纳范围；加强目标引导和监督考核，保障有序发展；鼓励支持技术进步项目，推进产业升级。第三章可再生能源标准根据《中华人民共和国标准化法》，中国的标准分为国家标准、行业标准、地方标准和企业标准。目前，中国可再生能源领域已发布的标准超过660项，涉及水能、风能、太阳能、生物质能、地热能等多个行业，标准类别包括国家标准（GB）、能源标准（NB）、电力标准（DL）、机械标准（JB）、水利标准（SL）、水电标准（SD）、化工标准（HG）、计量标准（JJF、JJG）、电子标准（SJ）、气象标准（QX）、邮电标准（YD）、环境保护标准（HJ）、地质矿产标准（DZ）、城镇建设标准（CJ）、建筑工业标准（JG）、工程建设标准（JGJ）等。可再生能源产业涉及科研、制造、开发、建设企业第二篇法规政策体系·11单位众多，产业链长，专业领域广，标准管理涉及多个部门。近年来，中国的可再生能源产业高速发展，但标准制定和管理仍在不断补充完善。科学有效的标准有利于优化产业结构，激励技术创新及产业化、市场化，淘汰落后产能，保障产业健康发展。作为能源领域行业标准化工作的国家主管部门，国家能源局负责组织制定标准化发展规划、建立能源标准体系、组织制定行业标准等工作，并委托行业标准化管理机构进行行业标准制定的具体组织和管理。风电产业方面，国家能源局于2010年5月发布《风电标准建设工作规则》《能源行业风电标准化技术委员会章程》和《风电标准体系框架》，旨在推进风电行业健康快速发展，建立和完善风电标准化体系，能源行业风电标准化技术委员会负责开展风电标准化技术组织管理工作。目前，中国风电产业标准体系包括风资源测量与评价、风电场规划设计、风电机械设备、风电电气设备、风电场施工安装、并网管理、运行维护等方面。近期，中国风电开发和利用面临消纳、补贴退坡等问题，技术标准的完善有利于保证风电设备高质量运行，以技术进步推动成本降低。太阳能光伏产业方面，中国涉及标准化的技术组织和主管部门较多，标准化技术组织包括全国半导体设备和材料标准化技术委员会、全国太阳能光伏能源系统标准化技术委员会等。从标准主管部门来看，光伏制造及系统端的主管部门包括工业和信息化部、国家能源局等。2017年4月，工业和信息化部发布《太阳能光伏产业综合标准化技术体系》，要求到2020年，初步形成光伏产业标准体系，框架内主要包括基础通用、光伏制造设备、光伏材料、光伏电池和组件、光伏部件、光伏发电系统及光伏应用等7大方向、35小类。截止到2020年，中国光伏产业现行国家标准和行业标准约200项。第四章经济激励政策《可再生能源法》对税收、金融等经济激励政策做出了原则性要求，并由相关部门、企业具体制定实施。主要包括固定上网电价政策、增值税优惠政策、所得税优惠政策、土地使用税减免政策、优惠贷款政策。增值税和所得税优惠政策。风电、光伏等可再生能源技术装备和开发享受增值税和所得税优惠，为发电成本下降、优先开发可再生能源创造了有利条件。根据《财政部、国家税务总局关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知》（财税〔2008〕156号）以及后续相关文件（财税〔2015〕74号文和财税〔2016〕81号文）、《关于非粮燃料乙醇税收政策的通知》等文件，风电、光伏发电以及生物质发电或供热享受增值税优惠政策。可再生能源产品享受所得税优惠政策，但主要是针对高新技术和产品或基础设施的普惠性政策，仅部分生物质发电的所得税政策为专门制定的。土地使用税减免政策。2013年，内蒙古自治区据此对风电水电线路等不改变用途的农牧业用地暂免征收土地使用税。2017年，《国家能源局关于征求对<关于减轻可再生能源领域涉企税费负担的通知>意见的函》提出对于可再生能源发电项目未改变使用用途的土地免征耕地占用税和土地使用税等税费。《国土资源部发展改革委科技部工业和信息化部住房城乡建设部商务部关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见》（国土资规〔2015〕5号）中要求光伏、风力发电等项目使用戈壁、荒漠、荒草地等未利用土地的，对不占用土地、不改变地表形态的用地部分，可按原地类认定，不改变土地用途，在年度土地变更调查时作出标注，用地允许以租赁等方式取得；对项目永久性建筑用地部分，应依法按建设用地办理手续。优惠贷款政策。一是将对包括光伏在内的可再生能源的金融支持列入《可再生能源法》，按照规定，对列入可再生能源产业发展指导目录、符合信贷条件的可再生能源开发利用项目，金融机构可以提供有财政贴息的优惠贷款。二是《国家发展改革委、国务院扶贫办等关12·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主于实施光伏发电扶贫工作的意见》（发改能源〔2016〕621号）中要求国家开发银行、中国农业发展银行为光伏扶贫工程提供优惠贷款，根据资金来源成本情况在央行同期贷款基准利率基础上适度下浮。三是国家能源局联合国家开发银行于2013年8月发布《关于支持分布式光伏发电金融服务的意见》，提出国开行制定年度融资计划、为项目投资主体提供信贷支持、为项目提供以中长期贷款为主的多元化信贷产品，并建立和完善分布式光伏发电贷款风险管理体系。第五章其他相关政策可再生能源的生产和利用过程不排放或很少排放温室气体和污染物，这使可再生能源成为气候行动、污染治理等方面的有效工具。近年来，在应对气候变化、污染防治、北方地区清洁取暖、工业转型与绿色制造等领域的相关政策中，均强调了调整优化能源结构、发展可再生能源的重要作用，有利于促进可再生能源的开发和有效利用。1.应对气候变化气候变化关系到一个国家的经济社会发展。中国是易受气候变化不利影响的国家，也是当前年度温室气体排放最大的国家。积极应对气候变化，加快推进绿色低碳发展，是实现可持续发展、转变经济发展方式、调整经济结构、推进新兴产业的重大机遇，也是作为负责任大国的重要国际义务。2014年9月，国家发展改革委发布《国家应对气候变化规划（2014-2020年）》。该《规划》将控制温室气体排放、优化能源结构作为主要目标，提出到2020年，非化石能源占中国一次能源消费的比重应达到15%左右。《规划》指出，要有序发展水电，科学规划建设抽水蓄能电站；大力开发风电，加快建设“三北地区”和沿海地区的八大千万千瓦级风电基地，因地制宜建设内陆中小型风电和海上风电项目，加强各类并网配套工程建设；推进太阳能多元化利用，建设大型光伏电站，开展以分布式光伏为主的新能源城市和微网系统示范建设，加快实施光伏发电建筑一体化应用项目；发展生物质能，优先建设生物质多联产项目，加快发展沼气发电，推动城市垃圾焚烧和填埋气发电。实现生物质成型燃料产业化；推动地热、海洋能等其他可再生能源的开发利用水平。同时，《规划》鼓励非能源领域利用可再生能源控制排放。如城乡建设领域应因地制宜推动太阳能、地热能、浅层地温能等可再生能源建筑一体化应用；交通运输领域应推进太阳能、风能、热泵等船舶生活用能技术的研发；在农业领域推动农作物秸秆、农林废物资源化利用和牲畜粪便综合利用，积极推进地热能在设施农业和养殖业中的应用；商业和公共机构应加强可再生能源的新技术应用。此外，《规划》提出开展低碳省区和城市、低碳园区、商业和社区试点，在试点中加强可再生能源应用以降低碳排放。《规划》要求进一步修改完善能源、可再生能源等领域的法律法规，保持各领域政策与行动的一致性，形成协同效应。2.污染防治良好的生态环境是一个国家实现可持续发展的内在要求。2013年，国务院印发《大气污染防治行动计划》，提出加快清洁能源替代利用，积极有序发展水电，开发利用地热能、风能、太阳能、生物质能，安全高效发展核电，并制定了到2017年非化石能源消费比重提高到13%的目标。2018年6月，中共中央、国务院发布《关于全面加强生态环境保护坚决打好污染防治攻坚战的意见》。该《意见》指出，要大力发展清洁能源产业，着力引导绿色消费，明显改善大气环境质量；调整优化能源结构，增加清洁能源使用，拓宽清洁能源消纳渠道，落实可再生能源发电全额保障性收购政策，推动清洁低碳能源优先上网；鼓励余热、浅层地热能等清洁能源取暖，实施生物天然气工程。第二篇法规政策体系·13同月，国务院发布《打赢蓝天保卫战三年行动计划》。《计划》将调整优化能源结构列入指导思想，要求构建清洁低碳高效的能源体系；加快发展清洁能源和新能源，优化风能、太阳能开发布局，因地制宜发展生物质能、地热能等；在具备资源条件的地方，鼓励发展县域生物质热电联产、生物质成型燃料锅炉及生物天然气；加大可再生能源消纳力度，基本解决弃水、弃风、弃光问题。3.北方地区清洁取暖中国北方地区冬季取暖使用能源以燃煤为主，部分地区大量使用散烧煤，不利于降低大气污染物排放。2017年底，国家发展改革委、国家能源局、财政部等十部委发布《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）》。《规划》要求北方地区冬季取暖尽可能利用清洁能源，加快提高清洁供暖比重，因地制宜选择供暖热源；推进地热供暖，完善地热能开发利用行业管理；发展生物质能清洁供暖，严格生物质能供暖的环保标准要求；推广太阳能供暖；鼓励可再生能源发电规模较大的地区实施电供暖，促进风电和光伏发电等可再生能源电力消纳。在保障措施方面，《规划》指出要组织开展北方地区地热资源潜力勘查与选区评价，建立健全生物质原料供应体系，保障清洁取暖能源的供应。4.绿色工业制造工业是能源消费和污染物排放的主要领域。为了加快推进工业绿色发展，构建绿色制造体系，工业和信息化部于2016年6月印发《工业绿色发展规划（2016-2020年）》。《规划》鼓励制造业使用绿色低碳能源，到2020年，绿色低碳能源占工业能源消费量的比重应由2015年的12%提高到15%；大力推进工业能源消费结构绿色低碳转型，鼓励企业开发利用可再生能源，在具备条件的工业园区或企业实施可再生能源替代化石能源。对于数据中心等高耗能新兴产业，国家主管部门也出台政策，引导产业实现可持续发展。2019年初，工业和信息化部、国家机关事务管理局、国家能源局发布《关于加强绿色数据中心建设的指导意见》。《意见》要求大幅提升数据中心的清洁能源应用比例，鼓励数据中心在自有场所建设可再生能源发电等清洁能源利用系统。鼓励数据中心直接与可再生能源发电企业开展电力交易，购买可再生能源绿色电力证书。上述领域出台的政策，旨在践行绿色发展理念，提高非化石能源消费的比例，减少温室气体及污染物排放，这与可再生能源的内在属性相契合。相关政策通过设定量化目标、制定具体措施、落地试点示范等方式，为可再生能源在更大范围内提供发展机遇，充分发挥可再生能源在相应领域的环境和社会效益，在应对气候变化、污染防治、清洁取暖、工业转型等领域的治理与可再生能源产业发展之间形成协同效应，有利于推进能源消费革命，驱动可再生能源高效健康发展。第三篇典型行业经验可再生能源涵盖风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能、水能等多种能源，但考虑到资源、技术、经济性等因素，尤其是考虑到对其他发展中国家的借鉴意义，本篇总结了中国风能、太阳能的经验。第一章风电发展经验中国风电产业的发展始于上世纪70年代，经过50年的发展，目前形成覆盖技术研发、装备制造、项目建设运营的全产业链。其发展过程大致分为四个阶段。第一阶段为萌芽阶段（1995年以前），第二阶段为起步阶段（1995-2005年），第三阶段为快速发展阶段（2006-2017年），第四阶段为平价时代（2018年至今）。1.萌芽阶段（1995年以前）在1995年以前，中国风电行业处于萌芽阶段，这一阶段主要用来制造和安装离网的小型风电机组，缺少制造大型风电机组的技术和设备，也没有大型风电场的设计、施工和运营经验。面对这种情况，首先是加强技术研发，在六五、七五和八五期间都列有风电研发项目，同时与丹麦、德国等风电技术领先的国家积极开展合作。中国-瑞典风能科技合作项目是1986年启动的首批项目之一，一直持续到1992年。实施这一计划的主要任务之一，中国空气动力学研究开发中心和瑞典航空研究院联合开展了风电机组偏航特性及相应叶片三维流动现象的基础研究，研究成果对中国风电机组的设计和试验具有重要意义。其次是建设风电机组试点和示范项目，分别在福建平潭、浙江嵊泗岛、北京八达岭等开展风电机组试验。在山东荣成马兰湾、新疆达坂城、内蒙古朱日和建设了示范项目。1986年5月，在（山东省）荣成县马兰湾建成了第一个并网示范风电场，安装了三台从丹麦进口的55千瓦风电机组。1989年10月，达坂城风电场一期投产，容量2050千瓦，是当时亚洲最大的风电场，它包括13台丹麦150千瓦失速式风电机组和1台丹麦Wincon100千瓦风电机组。内蒙古朱日河风电场于1989年12月投产，由5台美制风电56-100kW风电机组组成。1991年4月，又安装了6台相同的风电机组。1993年9月，德国政府捐赠4台德国产HSM-250T。通过技术研发和示范项目的建设，主要解决了以下问题：一是增强了中国风电领域的基础理论研究；二是培养了风电领域的研发人员和工程技术人员；三是为中国风电机组制造尤其是大型风电机组的制造奠定了基础；四是增加了风电场设计、建设和运营经验，到1993年底，风电总装机容量达到14.5兆瓦，单台风电机组最大容量已达到250千瓦。2.起步阶段（1995-2005年）经过第一阶段，中国虽然在风电领域得到了一些积累，但是依然存在一些问题，主要包括：缺少风资源评估技术，给风电场选址带来困难；缺少大型风电机组制造技术；三是风电行业标准体系尚未建立；四是风电成本较高，电价机制没有确定，风电开发规模较小。为此国家采取了一系列措施，主要措施包括以下内容。2.1乘风计划国家“九五”新能源发展计划提出，“九五”末期（2000年）全国风力发电的总装机容量争取达到40万千瓦，这对于中国大型风力发电机组的国产化提出了十分迫切的要求。大型风力发电机的制造难度不亚于直升机，国内厂家难以在短时间内生产出符合风电场需要的商品化风力发电机。为了实现以市场换技术、立足于高起点发展中国风力发电机制造业的目标，原国家计委（国家计划委员会）于1996年3月推出了“乘风计划”。“乘风计划”选择了制造部门牵头的方案。该计划的目标是：以20万千瓦左右的风机定单为筹码，采取合资合作方式引进技术，到2000年实现大型风力发电机国产化率60％；坚持“两条腿走路”的方针，由国家计委组织“九五”风力发电科技攻关项目的研究，掌握大型机组的开发技术。第三篇典型行业经验·15由国家计委拨款750万元，用于“乘风计划”国产化风机示范场建设及质量检测体系建设，其中650万元主要用于对国产化风机示范场进行补贴。促进了300千瓦和600千瓦风机的国产化，建设了示范风电场和质量检测体系。2.2双加工程风力发电技术及利用该技术的风电场开发利用建设开始进入规模生产开发阶段，国际上已有约370万kW风电场投入了生产运行。中国也计划到2000年风电场装机达到100万kW，初步形成规模生产能力。在这种形势下，“双加”工程（加快投资力度，加快改革步伐）计划在近3年投资12亿元，新建设和扩建风电场规模12万kW。在不降低进口风电机原机技术性能和质量的条件下，用部件国内制造的办法最大幅度地降低设备造价。通过引进、消化、吸收实现自我开发的技术能力。通过“双加”工程的实现，将国产化率达到80%左右。成立“双加”工程风电项目实施领导小组，由原电力部牵头统筹安排引进、国内制造、各风电场建设速度和工作量。成立了大型风电机技术专家组。“双加”工程实施时间3年，完成了总装机12万kW的风电场建设。实现了600kW、300kW和200kW功率风机的国产化。2.3特许权招标由于风电设备主要依靠国外进口，致使风电项目的造价及发电成本居高不下，严重影响了中国风电发展。为了有效降低风电建设成本，推动大规模风电场的开发和建设，实现风电设备制造国产化，2002年国家发改委牵头组织了大型风电特许权示范项目开发研究及厂址评选工作，并于2003年实施了风电特许权示范项目。2003年特许权示范项目确定的基本原则是：参加特许权招标的风电项目规模至少是10万kW，通过公开招标方式选择项目投资商，由政府以单一固定电价方式承诺项目并网发电后等效负荷运行3万小时之内的上网电量的电价（即中标电价）。等效负荷运行3万小时以后执行届时当地发电市场的平均上网电价。2003年和2004年实行的评标原则是以“承诺上网电价最低和设备本地化率最高的投标人为中标人”，2005年以后调整为“综合评价分数最高者为中标人”，其中上网电价的权重和设备本地化率的权重逐年进行了调整。在2003-2008期间，共实施了六期的特许权招标，建立了一批重点风电项目，总装机8450兆瓦，促进了风电设备的本地化生产，并且为确定风电的固定上网电价奠定了基础。2.4风能资源评估制定了国家标准GB/T18709-2002《风电场风能资源测量方法》和GB/T18710-2002《风电场风能资源评估方法》。国家发改委于2003年9月发布了《风电场风能资源测量和评估技术规定》。根据以上标准和文件，于2003年-2005期间，在全国进行了风能资源详细普查。经过以上努力，截止到2005年，中国成立了11家风电机组制造企业。2004年，金风公司生产的风电机组出货量达到40兆瓦，位列在西班牙Gamesa（71兆瓦）和丹麦NEGMicon（56兆瓦）之后，成为中国市场第三大风力机制造商，并带动了叶片、齿轮箱、发电机、塔架、电气控制等零部件企业的发展。特许权招标为风电上网电价奠定了基础。从业人员逐渐增加，风电为越来越多的人所接受。3.快速发展阶段(2006-2017年）在这一阶段开始时，风电装机容量开始稳步增长，风电机组制造逐步走向国产化。但对于风电大规模发展来讲，存在以下问题。一是风电行业标准体系不完善；二是电价机制没有确定，风电开发规模偏小；三是风电机组制造、风电场建设运营与国际先进经验具有差距。为此，国家采取了一系列措施，主要包括以下内容。3.1加强科技研发在“国家基础研究计划（973计划）”设立了4个项目，支持大型风电机组的研发和制造，历时7年（2007年至2014年），包括大型风电机组空气动力学基础研究、大型离网风电系统基础研究、大型风电并网基础研究、16·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主大型风力发电机组的集成系统和关键机械问题及设计。在国家高技术研究与发展计划（“863”计划）从2009年到2014年，启动了8个项目，以支持风能开发和利用。同时鼓励大型国有企业和民营企业开展了重大的内部研发和创新工作，新疆金风科技股份有限公司、远景能源股份有限公司、明阳智能能源集团有限公司等多家企业参与了科技研发项目，并取得了较好的成果。3.2制定固定上网电价（FIT）2009年，国家发展改革委出台《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将陆上分为四类风能资源区，制定了四类风电标杆上网电价，随后分别在2014、2015、2016年三次下调了陆上上网电价。2014年，国家发改委下发了《关于海上风电上网电价政策的通知》。表3-1风电标杆上网电价调整资源区上网电价（元/kWh）2009年2015年2016年2018年陆上I0.510.490.470.40II0.540.520.500.45III0.580.560.540.49IV0.610.610.600.57海上潮间带0.750.750.75近海0.850.850.85费用分摊：可再生能源补贴资金来源于可再生能源电价附加，即从消费电量中征收附加。国家先后六次调整可再生能源电价附加标准，将征收标准从0.001元/kWh提升至0.019元/kWh，不断扩大补贴资金总额，进一步满足行业发展需要。表3-2可再生能源电价附加征收标准调整2006年2007年2009年2012年2013年2016年征收标准元/kWh0.0010.0020.0040.0080.0150.019固定上网电价政策给风电开发商的收益提供了保障，在中国风电发展过程中起到了重要作用。3.3财政税收政策对利用风力生产的电力实现的增值税实行即征即退50%的政策。第三篇典型行业经验·17自2009年1月1日起，在维持现行增值税税率不变的前提下，允许企业逐年抵扣其新购进设备所含的进项税额。风电企业享受所得税三免三减半的优惠(自项目取得生产经营收入的第一个纳税年度起，前三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税)。自2008年1月1日起，对国内企业为开发、制造1.2兆瓦以上的大功率风力发电机组而进口部分关键零部件、原材料所缴纳的进口关税和进口环节增值税实行先征后退政策。对进口单机功率不小于1.5兆瓦的风电机组配套的关键零部件和原材料，免征关税和进口环节增值税。这些财政税收政策降低了风电设备制造企业的成本和风力发电企业的成本，推动了中国风电企业的发展。3.4并网消纳根据《可再生能源法》，国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。发电企业有义务配合电网企业保障电网安全。能源主管部门在十三五规划中提出加快开发中东南部地区风电，全面推进中东南部地区风能资源的开发利用。同时，借助“三北”地区的特高压跨省区输电通道，扩大风能资源的配置范围，促进风电消纳。国家发改委和国家能源局联合发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（简称《通知》），表明中国强制性可再生能源消纳机制正式建立，标志着中国电力用户进入共同履行可再生能源电力消纳责任的时代。通知旨在通过强制性消费绿色电力，促进可再生能源电力的消纳，缓解多年来困扰中国电力发展的“三弃”难题。《通知》规定，按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源电量比重，要求承担消纳责任的各类市场主体的售电量（或用电量）均应达到所在省级行政区域最低可再生能源电力消纳责任权重相对应的消纳量。3.5标准规范2010年，国家能源局印发了《风电标准建设工作规则》等通知，完善和补充了中国风电从开发到并网等整套技术标准体系。目前中国已经颁布的风电行业标准有140多项；正在制定的标准有几十项，总共超过200项。风电行业标准的制定为风电大规模快速发展提供了保障。通过以上工作，中国风电飞速发展，陆上风电机组完全实现了国产化，风电机组单机容量逐渐大型化，已经到4.5兆瓦，风电度电成本逐渐下降，上网电价也逐渐降低，风电规模日益增大，海上风电也开始发展，为风电彻底实现去补贴奠定了基础。4.平价阶段（2018年-现在）尽管中国风电装机容量全球第一，但发电发展仍然受到一些制约因素：其波动性给电网的调峰带来了挑战，度电成本仍需进一步下降，多能互补系统尚未建立。为此，开展了如下工作。4.1加强海上风电技术研发2019年，科技部组织了深海大容量海上风力涡轮机及其相关关键部件的研究和设计工作。金风、明阳和远景等风电机组制造商正在开发超大型8-12兆瓦海上风电机组。4.2去补贴和平价上网2018年5月，国家能源局发布《国家能源局关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》(简称《通知》)，《通知》称，从本通知印发之日(5月18日)起，尚未印发2018年风电度建设方案的省(自治区、直辖市)新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目，应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。竞争因素包括：企业能力，设备先进性，技术方案，已开展前期工作，接入消纳条件，申报电价。竞价上网将推动中国风电平价时代的到来。从2021年开始，新核准的陆上风电和海上风电都没有电价补贴，实现了电源侧的平价上网（gridparity）。18·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主中国光伏产业的发展始于上世纪70年代，经过50年的发展，目前形成覆盖技术研发、装备制造、项目建设运营的全产业链。其发展过程大致分为三个阶段。第一阶段为起步阶段（2010年以前），第二阶段为快速发展阶段（2011-2017年），第三阶段为平价时代（2018年至今）。1.起步阶段（2010年以前）中国虽然从20世纪60年代开始研究光伏，但是缺少系统性和研究经费，技术和研发水平都比较落后，光伏发电产品仅应用于特殊用途，比如通信信号站等。这个阶段存在以下核心问题：一是缺少先进生产线和核心技术，多晶硅和电池片组件设备都需要进口，光伏制造业仅处于萌芽阶段；二是光伏产品价格高，发电成本高，应用规模小；三是从业人员少，缺少对光伏发电的理解和接受。为此开展了以下工作。1.1通过招商引资鼓励光伏制造业发展许多地方政府通过招商引资，吸引民营企业进入光伏制造领域，尤其是针对国外从事光伏研发和制造的人员，给予税收减免、土地使用权、融资等优惠条件，支持他们回国创业，从事光伏产品制造。1.2通过国际贸易提升光伏产品质量《京都议定书》签署后，欧盟、日本、美国等国家开始制定较长期的可再生能源战略，并承诺实现雄心勃勃的目标，导致全球对风电和光伏发电等可再生能源的需求激增，2009年之前中国超过98%的组件出口到海外市场。中国光伏制造企业通过进口多晶硅、光伏生产线，不断扩大规模，然后将产品出口到海外，制造业规模逐渐扩大，同时光伏产品的质量和可靠性不断提高。1.3扩大光伏产品的应用范围通过在中国贫困边远地区为游牧人口提供电力来扩大光伏的应用，虽然规模没有爆发增长，但在这个阶段的确带动了光伏制造业的发展。这些项目创造了光伏的最初国内需求。2009年，为减少化石燃料带来的污染和2008年经济危机造成的海外市场萎缩，中国启动了“金太阳”工程，支持2011年前共安装500兆瓦光伏项目。虽然组件出口率仅下降了3%，“金太阳”工程为未来推动国内光伏大规模发展的政策奠定了基础。1.4给予金融政策支持，鼓励企业上市一是将对包括光伏在内的可再生能源的金融支持列入《可再生能源法》，按照规定，对列入可再生能源产业发展指导目录、符合信贷条件的可再生能源开发利用项目，金融机构可以提供有财政贴息的优惠贷款。二是国务院下发《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，要求创新金融产品和服务，支持中小企业和家庭自建自用分布式光伏发电系统。三是国家能源局联合国家开发银行于2013年8月发布《关于支持分布式光伏发电金融服务的意见》，提出国家开发银行制定年度融资计划、为项目投资主体提供信贷支持、为项目提供以中长期贷款为主的多元化信贷产品，并建立和完善分布式光伏发电贷款风险管理体系。2006年至2008年间，中国十大太阳能电池公司中有九家在美国股市上市。美国投资者的巨额投资推动了中国光伏制造业的发展。中国的太阳能电池产能从2005年的300兆瓦激增到2010年的30吉瓦。4.3市场监管为规范中国风电产业更好更快的发展，能源主管部门出台了一系列政策，尤其是《关于规范风电设备市场秩序有关要求的通知》，着重从加强检测认证、规范风电设备质量验收、严禁地方政府干预招标工作以及建立风电产业检测和评价体系四个方面对市场秩序进行监管与规范；同时加强风电场规范开发和安全管理。第二章光伏发展经验第三篇典型行业经验·191.5逐渐完善产业链随着电池和组件生产能力的增长，对材料的需求急剧增长。多晶硅需求增长快于产能，价格从2004年的20美元/千克左右上涨至2008年的500美元/千克。原材料价格飙升主要源于多晶硅生产商利用市场力量限制了生产。这促使中国企业纵向整合供应链，以减少对进口的依赖，更好地控制生产成本，实现利润最大化。一些参与整个光伏供应链的中国企业与其他企业免费分享技术和制造工艺，以增加竞争，降低投入成本，最终降低光伏电池的生产成本。这也增强了中国光伏发电的整体竞争力。经过几十年的发展，中国光伏制造行业终于从落后走向领先，产品质量得到广泛认可。2010年中国太阳能光伏组件出口较2009年增长2.5倍。并且价格逐年下降，从业企业达到数十家，从业人员也逐年增加。2.快速发展阶段(2011-2017年)中国光伏制造业虽然发展较快，但是却面临着如下挑战：一是国内应用空间有限，制约了光伏行业大规模发展；二是产业标准体系不完善，包括光伏电池片、组件、工程建设标准、并网标准等；三是发电成本依然高于煤电，缺少电价机制。为此，开展了如下工作。2.1开展光伏领跑者项目国家能源局联合有关部门于2015年提出并实施光伏发电“领跑者”计划。截止目前该计划共已实施了三期，包括：第一期100万千瓦（2015年启动，共1个基地）、第二期550万千瓦（2016年启动，共7个基地）和第三期650万千瓦（2017年启动，包括10个普通领跑者基地和3个技术领跑者基地）。政策的实施加速了中国光伏产业技术指标提升速度和产业升级步伐，尤其技术领跑基地的开展，对于带动自主研发、市场尚未应用的前沿技术或突破性技术产品的应用，提供了试验示范和依托工程。2.2开展光伏扶贫工程2014年，由国家能源局、国务院扶贫开发领导小组办公室联合实施。计划利用6年时间，到2020年，开展光伏发电产业扶贫工程。一是实施分布式光伏扶贫，支持片区县和国家扶贫开发工作重点县（以下简称贫困县）内已建档立卡贫困户安装分布式光伏发电系统，增加贫困人口基本生活收入。二是片区县和贫困县因地制宜开展光伏农业扶贫，利用贫困地区荒山荒坡、农业大棚或设施农业等建设光伏电站，使贫困人口能直接增加收入。光伏扶贫项目有效的扩大了光伏的应用空间，向更多人普及了太阳能知识，同时提升了农民的收入，促进了农村地区经济的发展。2.3完善标准体系2013年，工业和信息化部（MIIT）发布了“光伏制造业规范条件”。该政策规定了工厂的最低年生产能力要求，确定了单位水和电的消耗限制，以及中间产品和终端产品的质量标准。工信部于2017年发布了《太阳能光伏产业综合标准化技术体系》，对光伏产业各个环节实施质量标准。2.4加快技术研发中国在光伏技术研发方面先后通过国家高技术研究发展计划（简称“863”计划）、重点研发计划等项目或课题得到了有效提升。“十二五”期间（2011-2015年）启动项目共11项（包含课题共69项），具体包括重大项目2项，涉及大型光伏系统设计集成技术、低成本晶体硅电池产业化成套关键技术、新型太阳能电池前沿技术、光伏光热联合供能关键技术、太阳能电池检测技术等。2.5实行上网电价中国光伏行业实行上网电价政策，尤其是分类固定电价政策和补贴政策是推动中国光伏市场快速发展、实现产业逐步壮大的重要驱动力。所谓固定电价政策是指政府根据光伏等可再生能源发展的总量目标要求和技术发展水平，规定某一时期内该能源技术的上网电价水平。政策执行过程中又根据发展需要对不同的资源条件和成20·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主本等情况的光伏项目划分三类资源区，并执行不同的固定标杆电价；补贴政策是指电网企业依据固定上网电价收购光伏项目电量所发生的费用，高于常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿。表3-3中国光伏标杆电价调整情况（单位：元/kWh）项目类型集中电站、全额上网分布式自发自用分布式I类资源区II类资源区III类资源区2011.12.31之前1.15――2012.1.1~2013.12.311――2014.1.1~2015.12.310.90.9510.422016.1.1~2016.12.310.80.880.982017.1.1~2017.12.310.650.750.852018.1.1~2018.5.310.550.650.750.372018.6.1以后0.50.60.7通过以上工作，中国光伏行业实现了跨越式发展。截止到2017年底，中国光伏总装机容量达到130GW。同时产业取得较大进步。（一）产业规模稳步增长。2017年中国多晶硅产量24.2万吨，硅片产量87GW，电池片产量68GW，组件产量76GW。产业链各环节生产规模全球占比均超过50%，继续保持全球首位。（二）技术水平不断提升。P型单晶及多晶电池技术持续改进，常规产线平均转换效率分别达到20.5%和18.8%，采用钝化发射极背面接触技术（PERC）和黑硅技术的先进生产线则分别达到21.3%和19.2%。多晶硅生产工艺进一步优化，行业平均综合电耗已降至70kWh/kg以下。（三）生产成本显著下降。在技术进步及生产自动化、智能化改造的共同推动下，中国领先企业多晶硅生产成本降至6万元/吨，组件生产成本降至2元/瓦以下，光伏发电系统投资成本降至5元/瓦左右，度电成本降至0.5-0.7元/千瓦时。第三篇典型行业经验·213.平价时代（2018年-现在）在这个阶段，光伏发电存在如下问题：成本仍然高于煤电，需要进一步下降；波动性对电网调峰带来挑战。为此，开展了如下工作。3.1支持技术研发和技术进步“十三五”期间启动项目9项，涉及叠层太阳能电池设计、薄膜太阳能电池和组件研发、高效电池产业化关键技术研究、晶硅光伏组件回收、分布式光伏系统智慧运维技术等方面。相关机构通过科技研发政策支持，进行了多种方式的光伏利用技术创新与研发活动，形成了一批以国家重点实验室、国家工程技术研究中心、国家工程实验室等为代表的创新平台，培养了一批高水平的光伏利用技术创新人才和团队，并取得了一系列重要成果。3.2布局海外市场为了提高竞争力，中国企业正在将制造业向更接近或更接近目标市场的地方转移。例如，隆基已经在印度建立了1GW的生产设施，在马来西亚建立了2.3GW的单晶硅晶片、太阳能电池和组件生产能力。晶科在全球拥有6个生产基地和15个分公司。通过本地化生产扩大海外市场，使之更接近有前途的市场。3.3加强电网调峰能力请参见本篇第一章风电行业经验。3.4实行平价上网通过竞价上网，逐渐减低补贴强度，为平价上网奠定基础。2021年，除了户用光伏之外，大型光伏电站，工商业分布式光伏项目都无补贴。第四篇最佳实践案例中国可再生能源在快速发展过程中涌现了许多最佳实践，包括提高无电地区电气化水平，发电公司和电网企业促进可再生能源开发利用，可再生能源产业链本地化等。这些最佳实践得出了有益的经验，为中国可再生能源发展做出了榜样，起到了很好的示范作用。1敦煌市人民政府http://www.dunhuang.gov.cn2敦煌市人民政府http://www.dunhuang.gov.cn3胡润青，《敦煌市建设100%可再生能源城市发展思路研究》，《中国能源》，第39卷，第9期，2017年9月。4胡润青，《敦煌市建设100%可再生能源城市发展思路研究》，《中国能源》，第39卷，第9期，2017年9月。第一章中国城市如何提高可再生能源消费比重——以敦煌市为例敦煌市（以下或称“敦煌”）位于甘肃省，是酒泉市的代管县级市。总面积3.12万平方公里，其中绿洲面积1400平方公里，仅占总面积的4.5%，人口20万，城市化率为68.45%。1该地区光热资源丰富，属于国内太阳能资源丰富的Ⅰ类地区。全年日照时间3257.9小时,有效可利用小时数1600小时以上,太阳年辐射总量6882兆焦耳/平方米。2敦煌市风力资源丰富，全年多风。北湖地区70米高度中平均风速每秒钟6.9米，平均风能密度379.92瓦/平方米。该市适宜风光电力开发的戈壁荒漠达4000平方公里，潜在装机容量达1.2亿千瓦。自2009年起，敦煌市因地制宜，凭借优良的风光条件开发利用本地可再生能源。2014年，敦煌市入选成为创建国家级新能源示范城市。2016年，敦煌市成功入选创建高比例新能源示范城市。该市规划到2020年实现新能源占能源消费总量的100%，年利用量123万吨标准煤。2017年，敦煌市被国家发改委列为第三批“国家低碳试点城市”。该年，敦煌市首次实现100%清洁供电。敦煌市在提高本地可再生能源消费比重的发展道路上为其他地区提供了宝贵的借鉴经验。现将相关经验整理如下：1.早期重视可再生能源开发与配套电网建设并举敦煌市可再生能源开发始于2009年全国第一个20兆瓦光伏并网发电特许权示范项目。此后，该市可再生能源开发利用进入快速发展时期。可再生能源电力将全部并入电网。为了解决可再生能源电力消纳问题，敦煌市积极推动变电站建设以提高绿色电力并网与输出的能力。“到2015年底，敦煌全市已建成750kV变电站1座，330kV变电站2座，110kV变电站13座”。3目前，敦煌市电网可送出总容量达到156万千瓦。2.利用不同技术多角度开发当地丰富的太阳能资源敦煌市利用太阳能光伏发电与太阳能光热发电技术对本地可再生能源进行开发与利用。2009年，敦煌市20兆瓦光伏并网发电特许权示范项目获批成为国家百万千瓦光伏基地，该市光伏发电迅速发展。在敦煌市创建全国新能源示范城市期间，重点发展分布式光伏电站小型微网工程、太阳能野外试验站、分布式屋顶电站灯等。分布式的应用主要集中在玉门关、河仓城、汉长城、悬泉置遗址等无电景区区域。“2015年，敦煌市年光伏发电量首次超过全市年用电量”。4第四篇最佳实践案例·23除了光伏发电外，敦煌市也采用光热技术开发利用太阳能资源。2016年，敦煌市开始创建全国高比例新能源示范城市，规划要建设成为光伏光热协同示范基地。首航节能敦煌100兆瓦熔盐塔式光热发电站、敦煌大成50兆瓦熔盐线性菲尼尔式光热发电项目分别于2018年和2019年实现并网发电。目前，全市获批光电项目1159兆瓦，敦煌光电产业园区已成为甘肃省建成最早、集中连片面积最大的光电产业园区。3.重视通过国际合作提高城市可再生能源建设能力。2013年5月，为促进分布式可再生能源的开发利用，亚洲开发银行通过“甘肃省新能源城市能力建设项目”给予敦煌市开展太阳能光热热电联产（ConcentratedSolarPowerandHeatCogenerationProject）项目技术与资金支持。2015年4月敦煌市获批开展“中德新能源示范城市建设合作项目”。该项目由德国国际合作机构向敦煌市提供其建设新能源城市所需的国际资源与智力支持。在该项目框架下，敦煌市展开了新能源城市建设的评估与研究工作，完成了《敦煌市综合能源规划方案》，提出了实现100%可再生能源电力、热力和交通燃料的不同情景，并给出实施方案。4.多途径扩大可再生能源应用场景敦煌市一直着重可再生能源在电力、供热、公共交通、旅游四个领域应用的推进工作。在2018年的《敦煌市创建高比例新能源示范城市实施方案》中，除了100%可再生能源电力城市，该市还要建设成为100%可再生能源供热城市、100%可再生能源交通城市和100%可再生能源旅游城市。总的来说，即在上述四个领域的所有工作与生活场景全部实现可再生电力供应。2015年，敦煌实现用清洁能源供暖，年发电量达到100亿千瓦时。目前，500户空气源热泵技术试点工程已累计实施安装252户，安装率超过50%。敦煌市新能源发电量当前超过8亿千瓦时，实现超7.8亿元的销售收入，能源企业实现税收突破3000万元。敦煌市已于2018年完成城区50辆公交车纯电动公交车更新工作。目前，全市累计推广应用各类新能源汽车约470辆，配备各类充电柱266个。此外，敦煌市还继续推进新能源电力在铁路、“丝绸之路旅游云”项目、敦煌市文化旅游产业等多个场景的应用。5.连续的政策规划为提高城市可再生能源比重提供保障敦煌市开发可再生能源的政策具有连续性和递进性，从政策角度逐渐拉高可再生能源消费比重。敦煌市以2009年光伏并网发电特许权示范项目为契机，开启可再生能源发展规划。在十年左右的时间内，约7个相关规划出台。可再生能源发电装机容量规划从2020年百万千瓦级上升到2030年1700万千瓦。并提出在2013年以后，实现本地能源需求全部由当地太阳能、风能等可再生能源供应，同时向外地输出可再生能源。表4-1促进敦煌可再生能源发展的相关政策文件内容《国务院办公厅关于进一步支持甘肃经济社会发展的若干意见》加快建设以敦煌为重点的太阳能发电示范基地，力争到2020年建成百万千瓦级以上太阳能发电基地《敦煌新能源城市发展规划》制定到2013年太阳能和风能资源综合开发利用量的指标，达到城市能源消费总量的98%；2013年以后，实现能源需求全部采用当地的太阳能、风能等可再生能源，并向外地输出可再生能源。24·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主《关于敦煌、日喀则、扬中创建高比例新能源示范城市的复函》将敦煌确定为高比例新能源示范城市，要求敦煌建设太阳能热发电、光伏协同示范基地，实现100%可再生能源电力消纳。《酒泉市“十三五”能源发展规划》敦煌市十三五期间（2016-2020）新增光伏发电装机38.8万千瓦《敦煌市多能互补新能源综合基地规划报告》、《新型风力发电基地规划》及《光热光伏协同示范基地规划》初步规划，到2025年新增风电、光伏、光热及电化学储能多能互补装机规模在300万千瓦至500万千瓦，到2030年建成敦煌多能互补基地，届时基地总装机规模为1700万千瓦。6.制定措施提升本地可再生能源消纳和外送能力敦煌市可再生能源资源丰富，开发潜力巨大，但该市高载能工业较少，内部消纳能力有限。于是如何在既保证本地可再生能源电力供应的情况下，又最大程度将富余电力外输至其他地区一直是当地政府积极解决的问题。2013年，在甘肃省电力消纳规划会议上，甘肃省发改委和甘肃省电力公司同意完全使用外送通道解决敦煌百万千瓦级太阳能发电基地上网问题。之后酒泉市建立了电力就近消纳目标考核体系。根据经济社会和产业发展水平，确定了2020年敦煌市30%电力就近消纳指导性目标；同时实施“以消纳换装机”的原则，推动该地区加大新能源电力就近消纳项目招商引资力度。图4-1敦煌光电产业园区（图片来源甘肃经济网）第四篇最佳实践案例·25第二章从“绿电七日”到“绿电百日”：青海省全清洁能源供电实践55注：感谢国家电网提供相关资料青海全省地处青藏高原，位于其东北部。省内山脉高耸，地形多样，河流纵横，湖泊棋布，被誉为“中华水塔”，“江河之源”（长江、黄河、澜沧江），又称“三江源”，是中国生态安全的重要屏障。全省总面积72.2万平方公里，到2019年总人口约600万。青海省清洁能源资源丰富。全省水电理论蕴藏量2187万千瓦，居全国第五位。主要集中在黄河流域，可开发容量2081万千瓦。光能资源极为丰富，太阳能可开发资源30亿千瓦，居全国第二位。海西地区属一类地区、其它地区属二类地区，全省日光辐射在5800—7400兆焦/平方米。风能资源属四类地区，可开发量7500万千瓦。青海省煤炭资源缺乏，火电装机小，主要集中在西宁周围，目前总装机约316万千瓦。1.青海省全清洁能源供电实践水风光互补模式是青海省五次全清洁能源实践得以实现的内在逻辑。水电、光伏和风电之间的互补特性明显。在白天光伏大发时段，风电的自然出力特性较小，调节水电为光伏发电让出空间；其他时段由水电承担主力电源，风电提供重要电力补充。根据上述原理，并充分利用夏季水电大发的有利时机，从2017年到2020年，青海省共开展了五次全清洁能源供电实践。2017、2018和2019年，青海电网在全省范围内成功实践了“绿电七日”、“绿电九日”和“绿电十五日”百分之百清洁能源供电。2020年，青海电网对"三江源"地区的16个县和1个镇实施“绿电百日”，覆盖范围约占全省总面积55%。在“三江源绿电百日”活动期间，青海电网于7月在全省范围继续开展“绿电三十一日”。在上述全清洁能源供电期间,电力成分主要由水电、光伏、风电构成，实现了用电零排放，且清洁能源发电总出力每时每刻高于社会用电负荷曲线。表4-2青海省全清洁能源供电实践开展时间绿电七日2017年6月17日至23日，青海省连续7天开展全清洁能源供电。绿电九日2018年6月20日零时至6月29日零时，青海连续9天216小时全部使用清洁能源供电。绿电十五日2019年，青海自6月9日0时至23日24时连续15日360小时全清洁能源供电。绿电三十一日2020年7月份连续31天青海省实践全清洁能源供电。绿电百日2020年5月9日至8月16日,整整100天,青海”三江源”地区实践全清洁能源供电。26·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主三江源地区ThreeRiverSourceRegion图4-2青海省地图（图片来源于网络）在青海省多次全清洁能源供电实践中，各清洁能源种类用电占比也发生了变化。总体来说，水电仍然发挥了基础作用，平均用电占比约为69%，但比例总体呈下降态势。光伏用电量在青海省的绿电实践中虽经历波动，但呈增长趋势。风电是青海省占比最小的清洁能源，其用电比例也在逐年增加。此外，外购新能源在参与“绿电七日”活动后退出青海省全清洁能源供电实践。由于青海省清洁能源发电电力较大，富余绿色电力开始进行省际（甘肃、新疆）调峰互济或参与外送。青海省自发火电不参与绿电实践，签订交易合同全额外送陕西、山东、江苏等三省。表4-3清洁能源在青海省绿电实践期间的用电量单位：亿千瓦时绿电七日绿电九日绿电十五日绿电三十一日水电用电量8.5213.4129.2368.05光伏用电量2.33.236.4414.81风电用电量0.290.963.417.77总计供电量11.1117.639.0890.63第四篇最佳实践案例·2790.00%80.00%70.00%60.00%50.00%40.00%30.00%20.00%10.00%0.00%绿电七日绿电九日绿电十五日绿电三十一日水电占比光伏占比风电占比6图表来源课题组自制。7李宁，解统强，周喆，《探秘三江源“绿电百日”》，新华社，2020年月27日，https://baijiahao.baidu.com/s?id=1673379670450191813&wfr=spider&for=pc图4-3清洁能源在青海省绿电实践期间的占比图62.青海省全清洁能源供电效益2.1减排效益通过历次开展全清洁能源供电实践，青海省累计减少燃煤使用约543万吨，减少二氧化碳排放近983万吨，为减少全球温室气体排放的倡议与行动中贡献了青海力量。2.2社会效益企业产品使用清洁能源有助于开拓销售市场。在“绿电百日”活动期间，中国铝业青海分公司在产品生产过程中使用的是清洁能源，也为其产品贴上了“绿电制造”的标签。该公司反馈，“仅6月份，我们使用清洁电能3800万千瓦时，减少二氧化碳排放1.1万吨，而‘绿电制造’的标签也让公司在出口时备受海外企业欢迎，成为供应端的‘抢手货’”。72.3示范效益国家电网在青海连续实施全清洁能源供电在行业内外引起了强烈反响，不仅体现了技术和实践等方面的重要价值，还为推动建立清洁低碳、安全高效的能源供应体系提供了“青海样本”，对探索中国能源转型之路具有重要的启示意义。3.青海省全清洁能源供电经验青海省成功实践全清洁能源供电的重要支柱主要有政策、装机、电网和技术等方面。3.1明确的政策规划为青海省高比例清洁能源发展提供根本前提28·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主青海省清洁能源比例高速发展，这背后离不开政府的明确规划，为其发展提供了前进方向。从以下政策规划的梳理可以看出，近年来青海省主要发展方向为发展水风光互补的清洁能源一体化运行示范基地。水风光互补模式是青海省历次全清洁能源供电成功实践的内在逻辑。由于政策规划的连续性和明确性，使该省清洁能源装机规模的高比例增长成为现实，从而为全清洁能源供电奠定基础。表4-4政策文件相关内容时间与机构《能源发展“十三五”规划》利用风能、太阳能、谁能、煤炭、天然气等资源组合优势，充分发挥流域梯级水电站、具有灵活调节能力火电机组的调峰能力和效益，积极推进储能等技术研发应用，完善配套市场交易和价格机制，开展风光水火储互补系统一体化运行示范。2016国家发改委国家能源局《青海省“十三五”规划刚要》到2020年，水电突破1500万千瓦，新能源突破2000万千瓦，火电710万千瓦，可再生能源装机比重达到80%以上。打造全国最大的水风光互补清洁能源基地。2016年青海省人民政府《青海省建设国家清洁能源示范省工作方案(2018-2020年)》以新能源规模化开发为重点，以100％清洁能源使用为目标，到2020年，基本形成国家清洁能源示范省建设框架和发展机制，清洁能源开发利用水平达到全国前列，清洁能源生产比重达到51％，消费比重达到41％。2018年青海省人民政府《青海省“十四五”规划和2035年远景目标建议》全面建成国家清洁能源示范省；打造国家清洁能源产业高地；发展光伏、风电、光热、地热等新能源，建设多能互补清洁能源示范基地。2020年青海省人民政府3.2高比例清洁能源装机容量是实现全清洁能源供电的重要基石青海省清洁能源装机的占比高。“十二五”以来青海光伏发电装机以平均每年100万千瓦的速度增长。在第一次绿电实践前，截止至2017年5月，青海清洁能源装机达1943万千瓦，占全省装机总量8成以上。如今（截至2020年底），青海省清洁能源发电装机容量达到3638万千瓦，占全省电源装机容量的超9九成，其中太阳能装机1601万千瓦，风电装机843万千瓦，生物质发电装机约1万千瓦，水电装机1193万千瓦，光伏超过水电成为省内第一大电源。3.3大电网统一调度是实现全清洁能源供电的有力保障全清洁能源供电期间，青海电网通过实施大电网统一调度，有力保障了电网的安全运行和清洁能源的有效消纳。青海电网与甘肃、新疆等电网互联互通水平相对较高，通过实施大电网统一调度，利用大电网实现跨省跨区电力供需平衡和备用容量安排，有力保障了电网的安全运行，促进了清洁能源的有效消纳。此外，通过大电网在各区域间实现清洁能源互济消纳，还可以有效减少弃水、弃风、弃光等现象。3.4高水平电网控制技术是实现全清洁能源供电的关键因素风电、太阳能发电具有间歇性、波动性、随机性和反调峰特性，而且大量使用电力电子元件，大规模集中并网给电网带来巨大安全压力。国家电网公司采用先进的智能监测、控制、运行管理和决策支持手段，建立了高度智能化的调度神经控制中枢，形成了涵盖实时监控与预警、调度计划、安全校核和调度管理一体化的智能调度体系，实现了电力可靠、高效输配，经受了新能源高比例接入的考验。采用电网一体化综合展现、综合辅助决策分析系统、第四篇最佳实践案例·29地理信息与空间服务平台等先进的信息技术手段，建立了覆盖全网的智能化信息平台，有效提升了大电网安全控制能力，全力保障了全清洁能源供电时期的电网安全稳定运行。3.5全社会的广泛参与是实现全清洁能源供电的坚实基础全清洁能源供电期间，青海省政府、黄河水利委员会、国家电力调控中心、北京电力交易中心、国家电网公司西北分部、国家、西北、青海三级电网调度控制中心省内发电企业、省内大工业用户等各方利益主体积极配合，共同造就了青海省全清洁能源供电实践的成功。政府的支持是能源清洁转型的基础，发电企业出力调整、电网企业优化调剂是能源清洁转型的保障，负荷侧用户积极响应是能源清洁转型的关键。青海省的案例，证明能源要实现清洁低碳转型，要政府、企业、用户等各方广泛参与、积极配合。图4-4青海的光热电站（图片来源电网头条）图4-5青海海西州的风力发电机组（图片来源电网头条）30·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主第三章新能源示范产业园区典型案例:中新天津生态城及其光伏建筑一体化应用中新天津生态城（Sino-SingaporeTianjinEco-city，SSTEC，下称中新生态城）是中国和新加坡两国政府在天津滨海新区建立的第一个由国家合作开发的可持续发展城市与和谐社区，并成为中国首个绿色发展综合示范区。中新天津生态城投资开发有限公司是中新天津生态城的主体开发商，由中方联合体公司和新方联合体公司共同投资建立，双方各占50%股份。中新生态城占地面积30平方公里，计划人口35万，于2008年开工建设。目前，该生态城的8平方公里起步区已基本建成，在此工作和生活的人口超过10万，注册企业逾万家，其他片区正在建设中。中新天津生态城有国家动漫园、国家影视园和环保产业园、信息产业园和生态城科技园等五个产业园区。1.中新生态城积极提高可再生能源利用率中新生态城因其与生俱来的可持续发展使命，一直以来积极利用新能源技术扩展可再生能源消费比重与应用。2014年，中新天津生态城成为创建国家级新能源应用示范产业园区之一，提出在创建期间要重点发展太阳能和地热能。还确立到2020年全城可再生能源利用率将不小于20%、清洁能源利用率为100%、绿色建筑达到100%等目标。实际上，早在2013年，生态城起步区内可再生能源利用率已经超过20%，各类光伏及风电项目年发电量达1900万度，可供约8000户居民一年用电。现阶段，中新生态城已建成北部高压带光伏发电、蓟运河河口风力发电等可再生能源发电项目百余个，实现清洁能源全部就地消纳，每年节约标准煤6000吨，减少二氧化碳排放近2万吨，较城外用电户户均节能15%以上。2.国家财政优惠与电网并网收购促进中新生态城可再生能源技术发展中新生态城可再生能源技术离不开国家财政支持。例如在中新生态城入选国家首批光伏发电集中应用示范区后，获得国家关键设备中标协议价格50%的补贴及其他费用4元/瓦的补贴。国家电网也及时为中新生态城提供并网服务，对富余电量按国家核定当地脱硫燃煤机组标杆上网电价实行全额收购。例如在早期将中新生态城金太阳工程接入天津电网。3.智能电网为中新生态城可再生能源快速发展提供坚实支撑2009年5月，中新生态城成为国家电网第二批坚强智能电网综合示范工程项目基地。2011年9月工程建成投运。中新生态城智能电网综合示范工程包括分布式电源接入、储能系统、智能电网设备综合状态监测系统、智能变电站、配电自动化、电能质量监测和控制、用电信息采集系统、智能用电小区（楼宇）、电动汽车充电设施、通信信息网络、电网智能运行可视化平台及智能供电营业厅12个子项工程。此外，分布式电源100%并网和“即插即用”等措施也为中新生态城可再生能源快速发展发挥了重要作用。4.中新生态城全力打造100%绿色建筑100%绿色建筑是中新生态城自建城伊始便确定的指标。因全面实施绿色建筑，中新生态城2013年被建设部授第四篇最佳实践案例·31予“中国北方绿色建筑基地”。中新生态城的绿色建筑包括采用光伏建筑一体化技术的中新生态城1号能源站和中新生态城公屋展示中心。4.1中新生态城1号能源站2012年，中新生态城1号能源站采用光伏建筑一体化技术建成。1号能源站建筑采用幕墙一体光伏发电技术——“Low-e(低辐射镀膜玻璃)镀膜玻璃，能够根据反射和吸收反射全面改善玻璃的节能特性，有效的阻止红外线的进入，并且使玻璃呈现出不同颜色”8，使室内冬暖夏凉，同时达到区域清洁能源利用和区域能源优化实用的目的。该项目容量为66千瓦。该建筑获得天津市首批获国家备案的CCER项目，国家二星级绿色建筑。8《十大BIPV精品项目案例》，光伏建筑，搜狐网，2021年1月13日。https://www.sohu.com/a/444172231_1206169029绿建社，《超低能耗绿色建筑设计与案例分析》，搜狐网，2018年8月15日。https://www.sohu.com/a/247344319_782221图4-6中新生态城1号能源站中新生态城公屋展示中心（图片源于网络）4.2中新生态城公屋展示中心中新生态城公屋展示中心总建筑面积3467平方米，结构体系为钢框架结构，建筑总高度15m。在充分考虑建筑一体化设计的情况下，公屋屋顶设置了弧形的光伏板支架，以增加屋面布置光伏板的面积，使光伏板布置与建筑整体风格一致。并“在建筑南向设置光伏板支架，通过计算机模拟分析支架的形状与流线，将光伏板与建筑外遮阳和自然通风相结合。该项目采用单晶硅光伏组件，组件转换效率为16.7%，光伏发电总装机容量峰值功率约为292.95kWp，全年发电量约295兆瓦时，可满足建筑全部的用电需求9。”该中心在建成后成为天津市首座零碳建筑，全年能耗全部由场地产生的可再生能源提供。32·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主图4-7中新生态城公屋展示中心鸟瞰图（图片来源土木在线）中新生态城建城12余年以来，作为研发可再生能源相关技术项目的示范基地，其多项成功经验已推广至全国20余个产业园区。目前，中新生态城更进一步，成为中国生态环境部无废城市试点。将从绿色机关、绿色景区、绿色商场、绿色社区、绿色公园、绿色工地、绿色学校、绿色酒店、绿色快递等9个场景打造生态城无废城市。未来，中新生态城将在城市应对气候变化的努力中提供更多先行经验供其他地方借鉴。第四篇最佳实践案例·33第四章地方政府促进落实可再生能源产业链本地化发展——以江苏省盐城市海上风电产业为例江苏省盐城市风电事业从2005年《可再生能源法》通过后开始起步，于2015年将风电产业发展重心由内陆转移至海上，时至今日已形成较为完整的海上风电产业链，成为中国“海上风电第一城”。盐城市海上风电产业链本地化发展离不开政府产业政策支持，总的来说分为规划布局、项目开展、财税鼓励等措施。1.规划布局盐城市根据风资源条件、产业基础、以及不同时期发展速度的快慢，对风电行业尤其是本地海上风电事业进行了布局规划与发展目标定位。在有了清晰的规划与明确的发展目标后，后续的相关产业支持配套政策相应而出。表4-52010-2016年盐城市风电产业相关规划文件文件名称内容《盐城市风电产业发展振兴规划纲要》把盐城市建设成为全国重要的风电装备生产基地。到2011年，风电装备产业基本形成200万千瓦整机制造能力和300亿元销售规模。风电机组生产以兆瓦级为主，关键零部件重点发展高速齿轮箱、发电机、叶片、塔筒、法兰、轮毂、底盘、主轴、回转支承和逆变器（变电站）等关键配套件。努力引进2-3家具有国内先进技术的风电控制系统制造企业。《关于进一步加强新技术新产品推广应用促进企业技术改造的实施意见》着力推广应用大功率双馈式、直驱式和液压式风电发电机组设计制造关键技术；海上风电机组技术开发、设备制造《中国制造2025盐城行动计划》推动风电企业在应用端领域的技术创新，实现装备产品的适时监控、定位等功能。积极发展海上风电运输及安装成套工程设备，重点发展低风速风电机组、海水风电机组及关键零部件、集中监控及智慧风场管理系统、风电控制系统及设备，促进千万千瓦级风电产业发展。《盐城市“十三五”工业转型发展和优化布局规划》打造全国知名的风电装备制造产业基地，重点发展海上风电。进一步优化风电装备产业园区发展布局，加快推动风电产业向产业价值链高端延伸，重点发展具有世界先进水平的2兆瓦以上低风速风电机组，6兆瓦以上海上风电机组及发电机、叶片、轴承等关键零部件，集中监控及智慧风场管理系统、风电控制系统及设备，构建集技术研发、装备制造、风场应用和配套服务于一体的全产业链。到2020年，全市建成海上风电250万千瓦。34·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主2.财税鼓励2.1财政支持盐城市对海上风电产业的财政鼓励主要分为中央、省级和市级三个级别。在盐城市发展海上风电早期阶段，中央和省级财政支持资金对培育该产业发挥了重要作用。2013年，盐城市海上风电产业在国家发改委和财政部批复中被正式列为国家首批发展试点。由此获得来自中央和省级财政给予试点工作开展的支持资金。“中央财政将采取三年滚动方式对盐城市试点予以支持，2013年首批拨付1亿元启动资金，省、市财政也按照1:1的比例同步配套支持，用于盐城市试点工作开展。”102013至2015年期间，盐城风电装备试点工作共获得约1.7亿财政补助资金。盐城市到2015年实现海上风电装备制造销售收入达到350亿元，在本地培育1至2家销售超50亿元、2至3家销售超过30亿元的整机或零部件制造商，并实现3至6兆瓦的海上风电机组整机设计和核心部件制造技术水平突破。同年，为了让金融政策跟上产业规划发展，盐城市政府印发《盐城市金融高地建设（2013-2020）总体规划暨金融业发展三年（2013-2015）行动计划》，提出一系列金融举措支持新兴产业发展：1）通过设立财政性创业投资引导基金吸引境内外知名的创业投资基金、风险投资基金和产业投资基金来盐开展业务，为风电设备、光电光伏、海洋生物、新能源汽车等新兴产业企业提供创业投资、风险投资和股权投资等融资服务，促进成长性强的企业加快企业发展和产业结构转型升级的步伐。2014年盐城市财政局通过成立盐城市创新创业投资公司平台对4县（市、区）14个海上风电发展项目进行投资达8000万元，采用免息三年、到期回收、滚动安排的方式。该市对财政支持发展专项资金实施“拨款改投资、无偿改有偿”。2）重点选择一批包括风电企业推动发行企业债、短期融资券、中期票据、集合票据等直接债务融资工具，在临港产业带选择优势企业推广使用商业承兑汇票等结算方式。3）设立科技贷款风险补偿资金，促进科技和金融的融合，引导银行机构建立适应新特产业特点的信贷管理和贷款评审制度，加大对新特产业的信贷投入力度，将信贷资源重点投向悦达、华锐、金风、奥新、伯乐达、科行等龙头和骨干企业的技术研发和产业化。4）积极发展科技银行，支持鼓励银行机构成立科技支行，扩大农业银行科技支行的覆盖范围，增加对风电设备等产业的产业的绿色信贷支持。2017年，盐城市政府出台的《关于促进先进制造业加快发展的若干政策意见》提出对符合条件的制造业领军企业、应税销售复合条件的、符合认定资质的，符合认购重组条件的制造企业进行一次性奖励，奖励在20-500万不等。对实施技术改造的企业进行补贴资助，单个企业不超过500万元。对支持智能制造、互联网化提升、服务型制造、创新能力提升、绿色循环发展等企业，一经认定可获得补贴金额10-500万不等。2017年，盐城市科技局给出《盐城市聚力创新十条政策意见解读》，企业获得发明专利授权也将享受奖励资金，不同级别，奖励金额从5000-10万不等。对企业设立由政府认定的研发机构也可获得10-100万不等的奖励资金。10《江苏省盐城海上风电产业被列入国家首批发展试点》，新民网，2013年10月28日，最后浏览日期2021年3月15日。http://news.bjx.com.cn/html/20131028/468027.shtml第四篇最佳实践案例·35企业开发的新产品如获批省高新技术产品每只奖励2万元。2017年，盐城市金融办出台《盐城市企业上市和新三板挂牌政策解读》补贴企业上市成本，减免企业上市有关税费，给予企业上市奖励，开辟企业上市绿色通道，由原来的50万元奖励增加至最高奖励100万元。2.2税收减免盐城市政府明确，获得国家高新技术企业认定的企业，企业所得税将由原来的25%减少为15%，连续享受三年，同时享受盐城市政府给出的认定奖励10-20万元不等；对当年研发投入占销售收入比重达3%的企业，可申请市财政奖励，由同级财政按企业研发费用1%的标准给予配套奖励。盐城市国税局在《支持制造业发展税收优惠政策解读》中明确提出支持风力发电。表4-6盐城市支持制造业发展税收优惠政策优惠类型内容增值税税收优惠政策对企业购进固定资产，服务、无形资产或者不动产，凭增值税专用发票抵扣进项税额对企业自用的应征消费税的摩托车、汽车、游艇，其进项税额准予从销项税额中抵扣。对企业从境外单位或者个人购进服务、无形资产或者不动产，按照规定应当扣缴增值税的，准予从销项税额中抵扣的进项税额为自税务机关或者扣缴义务人取得的解缴税款的完税凭证上注明的增值税额。支持资源综合利用、环保节能产业发展对企业销售自产的资源综合利用产品和提供资源综合利用劳务，可享受增值税即征即退政策。对企业销售自产的利用风力生产的电力产品，实行增值税即征即退50%的政策。对企业销售自产的经认定的的新型墙体材料，实行增值税即征即退50%的政策促进企业资产重组纳税人在资产重组过程中，通过合并、分立、出售、置换等方式，将全部或者部分实物资产以及与其相关联的债权、负债和劳动力一并转让给其他单位和个人，不属于增值税的征税范围，其中涉及的货物转让，不征收增值税。资料来源：盐城市政府官方网站此外，盐城市政府还对招商引资有贡献的人进行奖励。2015年，盐城市对引进风电等重大内资项目有功人员进行财政奖励，盐城市财政局兑现市级奖励资金194.28万元。3.结语总的来说，在政府政策的扶持下，盐城市风电制造产业集聚效应不断扩大，全产业链发展格局基本形成。截止2020年10月，盐城市已建成投产的海上风电项目达到13个，总装机容量为291.3万千瓦，全国占比为二分之一，全球占比为十分之一。在产业链方面，盐城先后引进了金风科技、上海电气、远景能源等风电龙头企业在盐城投资建设，不断从下游风电场建设向上游风电装备延伸，带动了上下游关联企业不断在盐城集聚，在大丰、东台等六大新能源装备园区形成了较为完善的风电全产业链，基本覆盖了设计研发、装备制造、运维服务等环节。“成功实现大兆瓦、多机型等36·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主海上及潮间带风电机组关键及核心技术的转化；亚洲首台套多机型风机均在盐城成功下线；金风科技大型直驱永磁海上风电机组检测技术国家地方联合工程实验室获国家发改委批复，全国风电产业仅此一家；建成了国家海上风电技术装备研发中心、国家风电设备质量监督检验中心等十多个国家、省级科技创新和技术服务平台。”11十四五期间，盐城市将打造领海内百万千瓦级海上风电基地、领海外千万千瓦级海上风电基地，加快建成4个以上百亿园区、30个十亿以上企业，建设十大行业示范引领工程，产业规模达1500亿元，打造国际绿色能源之城。11盐城市政府办公室，《盐城大力发展海上风电项目》，江苏省人民政府，2019年9月11日，最后浏览日期2021年3月15日。http://www.jiangsu.gov.cn/art/2019/9/11/art_33718_8712580.html图4-8江苏盐城滨海港经济开发区（图片来源中国摄影报）第四篇最佳实践案例·37第五章渔光互补发电技术在中国的应用——以江西鄱阳县为例渔光互补发电技术是指将光伏板安装到鱼塘、水库、内湖边的水面上，水面下养殖一些喜阴鱼类，以此形成一体化生态发电系统。简单地说，就是“上可发电、下可养鱼”的发电新模式。由于光伏面板支架布置在水面上，因此极大节省了土地面积使用，实现一水两用。渔光互补的适用场景一般选在海滨滩涂、内陆湖泊、田间浅塘等水面充足，采光较好的地方。江西省全境有大小河流2400余条，鄱阳县水系发达。该县属于太阳能资源三类地区，为太阳能资源较丰富地区。年均日照时数为2098小时，年均太阳辐射总量为115千卡/平方厘米，为发展渔光互补发电项目提供了优越的硬件环境。江西省上饶市鄱阳县自2015年开始发展渔光互补发电技术，其中灌湖水库渔光互补项目是当时建成后亚洲最大的单体独立式渔光互补发电站。1.政策支持根据国家能源局《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》（2014年）、《江西省企业投资项目备案办法》（2006年，目前已废止），灌湖水库渔光互补发电项目（下称灌湖水库项目）于2015年6月准予备案。国家能源局文件明确鼓励开展多种形式的分布式光伏发电应用，鼓励分布式光伏发电与农户扶贫、新农村建设、农业设施相结合，促进农村居民生活改善和农业农村发展。2.项目简介灌湖水库项目位于江西省上饶市鄱阳县饶丰镇马家村。该项目由上饶市晶科电力有限公司（下称晶科公司）自筹资金投资建设，总投资近10亿元，与马家村居委会签订了灌湖水库租赁合同，总水域面积3000亩，共安装48万块晶科高效多晶太阳能板。由于土地面积限制，实际装机容量为102兆瓦。项目分两期建设，一期为42兆瓦，二期为60兆瓦。项目团队于2015年9月进场施工。2017年5月20日全部并网发电。若按照每户每月200千瓦时用电量来计算，灌湖水库项目每年发电量可以供饶丰镇1万多户居民使用4年。2020年该项目发电量为10863万千瓦时。图4-9鄱阳湖渔光互补项目（图片来源于网络）38·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主3.项目实施方案首先，灌湖水库项目采用高架桩基安装设计方式，将光伏组件立体布置于水面上方。在湖里投放喜荫、适合“渔光互补”养殖的蟹、青虾及家鱼（鲢鱼、鳙鱼）等。此外再发展休闲垂钓区旅游业，形成鱼、电、环保、旅游多丰收。其次，该项目采用分块发电、集中并网的方案。先将直流逆变为320V交流后，再升压至10kV，之后通过二次升压至110kV后并入电网。第一期工程光伏阵列由30个1兆瓦多晶硅光伏组件子方阵组成，每个子方阵由2个500kW阵列逆变器组构成。其中先由20块光伏组件串联组成组串，进而由200路光伏组件组串单元并联成阵列。图4-10鄱阳湖渔光互补项目局部图（图片来源于网络）最后，突破传统思维，创新运维理念。由于渔光互补电站场地的特殊性，在该项目中，晶科公司通过信息化、互联网+、大数据，使用无人机组巡检，机器人清理，加载远程监控系统，实现智能化运维管理模式。这在最大程度提升电站发电量的同时，大大降低运维成本。4.项目效益4.1环境效益采用渔光互补发电模式，有利于促进节能减排，减少空气污染物的排放。灌湖水库项目每年能够节约标准煤48642吨，节水40万立方米，减少烟尘排放量33000吨，二氧化碳排放量121200吨，二氧化硫排放量3708吨，氮氧化合物排放量1824吨。4.2经济效益灌湖水库项目极大的提高了当地水域的利用效率，提高了单位面积水域的产值。光伏电板在水面的安装发挥了鱼塘大棚的作用，鱼类可以在电池板下面乘凉避暑，节省了水产养殖户安装大棚的费用。由于电站建在水上，水面第四篇最佳实践案例·39环境温度较地面环境温度要低，组件之间的间距较传统电站也大，因此形成了良好的日照、通风、降温环境，不仅延长了光伏发电组件寿命，光伏发电还可以直接用于养殖用电，降低了养殖成本。在光伏扶贫计划框架下，渔光互补发电技术更多地应用到鄱阳县，提高了当地收入水平。鄱阳县贫困户超过2万户。2016年，鄱阳县启动光伏扶贫计划，由政府出资在山塘水库建设渔光互补发电站，满足渔民养鱼的同时通过光伏发电增加贫困户的收入。“该县光伏扶贫电站的建设采取“五统一分”的模式予以推进，即统一规划、统一融资、统一安装、统一上网、统一维护、分片管理和收益。全县电站建设实行统一的规划和布局，并由上饶市城投公司作为项目主体进行统一融资、统一实施和统一还款，项目建成后实行统一并网，并通过公开招标确定相关企业进行统一建设和运行维护。项目建成投产后，按市级总量分配方案，由市城投公司将项目收益分配给鄱阳县，再由该县分配至贫困户”。12光伏扶贫电站建好后，从2017年开始，鄱阳县每贫困户实现了3000元增收。2017年年底鄱阳县启动了第二波光伏扶贫工程，让土地利用更高效，使光伏扶贫得到大力发展。4.3其他效益灌湖水库项目不仅能为当地居民提供生产生活用电，其增设的排水供水设施还能提升鄱阳的防洪灌溉功能。此外，由于不占用土地面积，解决了发展新能源和大量占用土地的矛盾。该项目渔光互补的模式为河网密布、河湖荡湿地多、土地稀有地区的推广建设分布式电站起到了积极示范的作用。12鄱阳湖新闻，《江西鄱阳县光伏扶贫工作正式启动》，2016年11月16日。https://www.china5e.com/news/news-968126-1.html第五篇中国可再生能源发展经验总结中国从20世纪50年代开始一直致力于开发利用可再生能源，广泛参与国际合作，积极引进国际先进可再生能源技术，制定了一系列政策，发挥本土优势，结合国情，围绕民生，走出了一条可供其他发展中国家借鉴的可再生能源发展之路。1.贯彻政策方向，促进推广应用政府一直支持新能源和可再生能源的开发利用。建国初期，中国农村地区普遍受到能源短缺问题的困扰，因此在农村地区发展可再生能源以满足用电需求便受到国家重视，尽管当时的新能源还是以小水电、沼气和传统生物质能利用为主。改革开放后，随着中国的能源需求量增加，经济与环境问题也越来越突出，在这个背景下，中国政府进一步鼓励开发利用可再生能源，发挥可再生能源在改善能源结构方面的重要作用。进入新时代之后，习近平总书记提出能源的四个革命和一个合作，指出“推动能源供给革命，建立多元供应体系。立足国内多元供应保安全，大力推进煤炭清洁高效利用，着力发展非煤能源，同步加强能源输配网络和储备设施建设。”对可再生能源发展顶层设计的高度重视，奠定了中国可再生能源大规模发展的基础。围绕可再生能源，国家制定了一系列政策。1995年，原国家计委、原国家科委、原国家经贸委制定了《新能源和可再生能源发展纲要（1996~2010）》和《新能源和可再生能源优先发展项目》；2000年原国家经贸委制定了《2000~2015年新能源与可再生能源产业发展规划》；2006年实施了《中国可再生能源法》；2007年制定了《可再生能源中长期发展规划》，2012年制定了可再生能源发展“十二五”规划，2017年制定了可再生能源发展“十三五”规划。除此之外，根据风电、光伏、太阳能热水器、小水电、生物质能、太阳能热发电等不同的特点，实施了更多详细的政策。政策涵盖了总量目标、技术研发、标准规范、财政税收、上网电价等，覆盖了可再生能源发展的全产业链。政策的目标是推动可再生能源的商业化和规模化发展，增加可再生能源在能源供应中的比例。2.加强国际合作，实现共赢多赢20世纪90年代，德国、美国、日本、丹麦、英国、澳大利亚等国走在了可再生能源领域的前列。在全球化的背景下，中国可再生能源的发展受到了丹麦、德国、英国、日本、加拿大、世界银行、全球环境基金、联合国开发计划署等多个国家和机构的支持。中国与其他国家开展了各种形式国际合作和交流，通过这些国际合作交流，中国获得了国外技术、资金和人才等的支持，使得国内的可再生能源领域得到较大的发展，为国内的可再生能源的发展提供了良好的发展环境，与此同时，其他参与国也从中获利，实现共赢，共同为世界的可再生能源发展做出贡献。2.1利用国际资金全球环境基金（GlobalEnvironmentFacility，GEF）为中国开展可再生能源促进项目提供了资金支持，对中国可再生能源领域的发展具有重要意义。在20世纪90年代末，原国家经贸委和世界银行合作利用全球环境基金（GEF）开展了中国可再生能源商业化发展促进项目。在此项目中，世界银行为中国提供了1亿美元的贷款，同时全球环境基金提供3500万美元的赠款。项目由3部分组成：建设并网风力发电场；支持中国西部省区（甘肃、青海、内蒙、新疆、四川和西藏）推广户用太阳能发电系统；促进大型风力发电设备和光伏设备的技术进步，加快国产化步伐，降低成本，替代进口。通过中国可再生能源商业化发展促进项目的实施与发展，促进了中国可再生能源行业的发展，也解决了部分偏远地区的供电问题，在风电场建设、户用光伏系统、技术开发方面上取得了重要成果。此外，由中国政府与世界银行（WB）及全球环境基金（GEF）合作开展国可再生能源规模化发展项目第五篇中国可再生能源发展经验总结·41（CRESP），旨在调查中国可再生能源资源和借鉴发达国家可再生能源发展经验的基础上，研究制定中国可再生能源发展政策，支持可再生能源技术进步，建立可再生能源产业体系，逐步实现可再生能源规模化发展，为电力市场提供高效的、商业化的可再生能源电力。风电技术进步活动是CRESP项目一期最重要的工作内容，总投入达1620万美元，约占CRESP项目一期总预算的40%。风电技术进步活动包括以下六部分内容：风电机组国产化，支持大型风电机组及部件的研发；制订适合中国国情的风电机组技术标准；帮助建立国家风电机组测试中心；帮助建立国家风电机组认证机构；评估并改进国内风电中短期功率预测系统。生物质发电技术进步方面，通过竞争性赠款支持了10家企业开发生物质发电相关设备，包括大型生物质气化炉、农作物秸秆收集打捆成套设备、以及生物质颗粒燃料制造设备的研发。平潭岛风力发电项目世行贷款5.53亿元平潭地处台湾海峡与海坛海峡之间的突出部，“狭管效应”让这里的风能资源丰富，且四季风向稳定。据相关部门统计数据，平潭多年平均风速在8.4米/秒以上，冬季以东北风为主导风向，夏季以南风和西南风为主。早在2005年，世界银行专家来平潭考察时就盛赞平潭长江澳风场风况极佳，可与有“世界风场”之称的美国加利福尼亚风场相媲美。1996年起，平潭风电项目进入商业开发阶段。1997年10月，长江澳风电一期启动建设，安装600千瓦风机10台，装机容量6000千瓦，2000年10月建成并网运行；2000年6月，国家发改委核准福建省平潭县世行贷款建造10万kW风电场项目，该项目是国家可再生能源规模化发展综合试点，被列为世界银行贷款项目，该项目从世行获得6700万美元，折合人民币约5.53亿元。项目安装2兆瓦风机50台，所发电由福建电网全部收购，上网电价执行中标电价0.478元／(kWh)。23国家发展和改革委员会能源研究所，南南合作低碳技术产品推荐清单和实施建议研究，2012年.世界银行的贷款有效的缓解了项目投资的压力，降低了项目开发企业的投资风险，促进了中国风电企业的发展。2.2学习国际先进经验科技是第一生产力，为促进中国可再生能源技术进步，在加快中国自身的科技发展的同时，还需要学习他国的先进技术和经验，为可再生能源的发展提供技术保障。以风电为例，2006年，中丹两国政府正式启动了可再生能源技术援助项目——中丹风能发展项目（简称WED），旨在通过引进丹麦在风电领域的多年经验和领先技术并与中国的政府部门、研究机构、技术单位、教育机构和电力企业进行合作，多方携手以促进绿色经济在全球和中国的发展。中丹风能发展项目将东北三省作为其实施区域，包括风能资源评估、风电规划和风电场后评估、风电并网研究以及风电技术交流、培训和教育四个子项目。为巩固并扩大中丹风能发展项目取得的成果，应对中国可再生能源产业发展所面临的新挑战，确保相关产业在中国长期且可持续的发展，中丹两国政府于2010年2月启动了中丹可再生能源发展合作项目（简称RED）；与此同时，中丹风能发展项目支持的新增子项目，例如：Balmore电网调度软件的应用、风机选型指南、大学风电技术人才培养等子项目，均顺利实施。中丹风能发展项目所取得的成果对中国风电产业发挥了重要作用。2.3实现共赢多赢中国通过国际合作，与其他国家实现了共赢或者多赢。以与德国合作为例，20世纪90年代，德国国际合作机构（GIZ，原名GTZ）和德国学术交流中心（DAAD）就开始帮助中国开展中小规模可再生能源应用示范项目和人员培养工作23。在项目省区设立项目管理办公室，德方派驻官员和技术人员，负责内蒙古、辽宁、新疆和海南等偏远无电地区，通过德国援助的太阳能户用电源、小型风力电源、风光互补电源和村落电站来解决基本照明和生活用电。中方配套资金占约30%。期间，在内蒙42·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主古项目办和德国的奥尔登堡大学还免费为中方培养管理人员和技术人员。当时项目办的中方教员和当年受训人员，现大多成为中国风能和太阳的专业技术人员和管理人员。同时，上述德国机构还继续支持中国大型风电领域的管理人员和技术人员免费到德国开展最长为期一年的培训。据不完全统计，十年以来受训人员至少在1500人次，累计培训费用达1.5亿欧元。项目在帮助中国实现了技术进步的同时，也将德国的制造工艺、制造装备、关键零部件（轮毂、变流器功率模块、变压器铁芯、滤波器材料和叶片树脂等）、多晶硅片等源源不断地出口到中国，或者通过出售生产许可证或整机图纸的方式出售给中国的风电制造商，实现了中国和德国的共赢。3.密切结合民生，重视市场培育中国可再生能源的发展与民生紧密结合，可再生能源技术被列入国家和地方政府计划，如西藏“阳光计划”、中国“光明工程”、“西藏阿里专项光伏工程”、光纤通讯电源、石油天然气管道阴极保护、村村通广播电视等。除此之外，GEF/世界银行可再生能源发展项目（REDP），中荷丝绸之路光明工程，中德合作计划（KFW项目），中德合作可再生能源技术援助项目，中加边远地区太阳能电气化项目，中日绿色能源合作计划等，这些项目的实施解决了中国西部边远地区大约30万个农村无电户的供电问题。中国实施的农村无电地区光伏项目请见表5-1。表5-1中国实施的农村无电地区光伏项目序号项目名称实施时间兆瓦1送电到乡工程2002-2004202REDP项目2001-2006103光明工程先导项目2000-20020.354西藏阿里专项光伏工程20000.6685西藏无电县项目1992-19990.426新疆丝绸之路照明计划2002-200727中日绿色能源合作计划1998-20020.12858中加合作项目2002-20050.029中德合作项目（KFW）2003-20040.210中德合作项目（GTZ）2002-2004培训项目11合计33.7865第五篇中国可再生能源发展经验总结·43这些项目的实施显示了可再生能源技术在解决边远地区农牧民生活用电问题上所发挥的明显优势，是解决边远无电地区居民用电的最佳途径和选择。这些项目的实施拉动了中国光伏产业的发展。通过项目实施为生产企业提供了市场机遇，进而扩大生产规模、提高技术和管理水平、降低成本。可再生能源企业建立了销售服务网络，让用户得到质量可靠的供电系统和售后服务，减小了市场障碍，推动了产业和市场的持续发展。这些工程还具有较好的经济效益，工程的实施不仅给西部无电地区的乡镇政府及所在地居民带来了实际利益，而且促进了西部各省（市、自治区）的光伏产业及相关产业的发展。同时，还带动了乡镇其他产业的发展，如文化产业、餐饮业、服务业、旅游业、家庭手工业，既增加了乡镇政府的财政收入，又提高了乡镇居民的水平。采用光伏发电等可再生能源技术可以解决西部无电地区大部分农牧民生活用电问题。受益者可以通过电视、收音机、多媒体等了解国内外的政治、经济、社会、文化等各种信息，学习各种科技知识，提高文化教育水平。正是由于这些项目的实施，使得中国受让的可再生能源技术有了广阔的用武之地，有了本土化的肥沃土壤，并使可再生能源的观念为很多人所了解和接受，这为中国西部地区大规模发展可再生能源打下了坚实的基础。4.重视技术标准，规范产业行为可再生能源的快速发展和规模化发展，离不开技术的标准化。中国在引进可再生能源技术的同时，非常重视技术的标准化。以风电为例。风力发电机组的生产，需要较高的设计水平和工艺水平。不同的主要部件需要专业生产企业才能达到这种较高的水平，而一家企业是不可能同时具有高水平的风电机组的设计和生产技术。因此，风电机组的生产需采用协作的生产方式来完成。同时，这种生产方式具有投资小、价格较低、供货渠道多和企业风险小等优点。这种专业化协作生产必须要有一套完整的标准来支持，生产的各个环节才能很好的衔接和保持技术上的一致性。采用标准化后，风力发电机组的生产商几乎都选购通用的零部件，这些零部件均可向专业生产商订购，从而使生产的质量和数量得到保证。同时也促使了一批优秀的零部件生产商脱颖而出。可再生能源产业在发展初期，往往需要经历一个市场的培育期，在这个期间，由于市场不成熟、用户对新产品不了解、生产厂商规模普遍小，市场处于一个完全竞争和无序的自由状态，市场调控资源的作用没有得到发挥。在这种状态下，企业之间的竞争完全是建立在价格上的竞争，如果此时没有技术标准的制约和依据质量标准的监督，价格竞争的结果将导致新产品质量的不断下降。在这种形势下，生产该类产品并靠国内市场生存的任何企业，都会被卷入非理性地不断减低成本和产品质量的恶性循环之中。这种非理性竞争的结果是：用户对新产品不信任，正规生产企业无法维持正常的市场份额，低质量的产品使得有限资源遭到极大的浪费。避免市场机制失灵的有限措施就是国家制定一系列的标准对该产品各项质量进行控制，使生产企业在标准的制约下公平地竞争。可再生能源市场是全球性的，中国首先要制定出了符合中国生产技术水平的国家标准，然后逐步采用国际标准，逐渐达到世界先进水平。中国可再生能源发展证明，技术标准化对于可再生能源行业的规模化健康发展，具有重要作用。5.注重能力建设，激发企业活力中国可再生能源在起步阶段，就重视能力建设。通过国际合作项目，中国与国际知名可再生能源研究机构和企业开展了多次的技术交流，不仅了解到了国际上可再生能源领域的技术进展和动态，同时促成了多项技术合作，缩短了中国可再生能源技术研发时间，节省了研发成本。而国外技术方则实现了技术的产业化和商业化，实现了双赢或多赢。同时，对政策制定者、科研人员、技术工人、企业家都进行了多次能力建设，内容既包括44·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主政策和法律法规、也包括技术标准，工程建设运营等。形式既包括研讨会，也包括参观考察。中国曾多次组织人员去丹麦、德国等国家学习可再生能源政策和技术。通过能力建设，不仅改变了政策制定者对可再生能源的认识，为中国可再生能源顶层设计和长远规划打下了良好的基础，同时培养了大批的技术人员，为项目的开发建设输入了血液。尤其是培养了一批企业家，这些企业家具备了国际视野和可再生能源领域的知识，勇于开拓，大胆创新，充分发挥了企业的能动性，激发了企业的活力，使得中国的可再生能源企业如雨后春笋，极大的带动了中国可再生能源制造业的发展，从而为中国可再生能源大规模应用奠定了技术基础。6.创新融资模式，拓宽融资渠道资金是影响可再生能源发展的重要因素之一，中国可再生能源企业根据自身特点，努力通过多种渠道获得融资，融资来源主要包括以下几个方面。通过碳交易和碳市场融资清洁发展机制（CDM）是京都议定书的三种灵活机制之一，旨在通过碳减排量交易实现温室气体减排，同时让发展中国家获得额外资金，提升其应对气候变化的能力。截止到2015年7月14日，联合国执行理事会（UNEB）一共批准了3807个中国CDM项目，其中新能源和可再生能源项目为3173个，占比83.35%。这些新能源和可再生能源项目每年预计产生减排量178,785,845吨CO2e。截止到2017年8月31日，已获得减排量签发的项目共有1557个，获得签发的减排量（CERs）约有1,045,287,132吨CO2e，其中约49%为新能源和可再生能源项目，大约为5亿吨，每吨按照平均价格为60人民币，则为中国新能源带来约300亿人民币的资金，这些资金有力的促进了中国可再生能源的发展。以一个装机容量为5万千瓦的风电场为例，每年发电量约为1亿kWh，每年减排量约10万吨，每吨按照60元计算，则每年收入约为600万元，相当于电价增加了0.06元/kWh，当时风电上网电价（FIT）为0.51-0.61元/kWh，则相当于电价增加了约10%，大大提高了风电项目的收益率，因此吸引了大量投资者的进入，同时带动了商业银行对风电行业的融资。通过CDM项目，中国企业不但拓宽了融资渠道，同时提升了技术水平。在生物质能领域，2006年中国政府和丹麦政府签署了中丹生物质CDM省级能力建设项目赠款协议。项目于2007年正式启动，选定新疆、贵州和湖南三省（自治区）开展生物质资源和适用技术调研、CDM项目开发和管理能力培训等活动。通过这个项目，中国企业既学到了清洁发展机制（CDM）项目开发和碳交易相关知识，又学到了丹麦先进的生物质能技术开发经验，将可再生能源开发与应对气候变化密切结合的模式，值得在其他发展中国家推广应用。银行和非银行金融机构融资。金融机构是项目融资的主要来源之一，但只有项目投资回报率达到一定程度且风险较小的项目，才可能获得融资。利用国际碳市场和碳基金融资。CDM机制在中国可再生能源发展初期，是一项重要的融资方式，企业通过预售和出售项目产生的减排量，获得融资，为中国可再生能源发展做出了贡献。国开行成功发行首单“碳中和”专题绿色金融债券2021年3月18日，国家开发银行在北京成功面向全球投资人发行首单3年期200亿元“碳中和”专题“债券通”绿色金融债券，发行利率3.07%，所募资金将用于风电、光伏等碳减排项目，有效推动电力系统脱碳，助力实现能源系统跃迁。“碳中和”专题绿色金融债券，贯通境内外，跨越银行间市场和商业银行柜台市场，有效结合预发行交易模式，获得全球投资人踊跃认购。其中，通过上海清算所在银行间债券市场发行192亿元，认购倍数8.19倍，主要投资人包括浦发银行、中第五篇中国可再生能源发展经验总结·45金公司、中国银行、南京银行和工商银行等；通过中央结算公司向工商银行、农业银行、中国银行、建设银行、民生银行、浦发银行等14家柜台债券承办机构发行，并由上述商业银行在柜面及电子渠道面向公众零售规模8亿元，积极推广普及社会责任投资意识，引导社会公众共同参与“碳中和”行动。本只债券境外订单量超过100亿元，体现了全球金融机构对中国绿色债券市场和环境、社会和治理(ESG)新投资理念的认可。融资租赁。它是指出租人根据承租人（用户）的请求，与第三方（供货商）订立供货合同，根据此合同，出租人出资向供货商购买承租人选定的设备。同时，出租人与承租人订立一项租赁合同，将设备出租给承租人，并向承租人收取一定的租金。融资租赁用于解决可再生能源项目投资商资金不足的问题，对承租企业资信和对项目的担保要求相对较低，主要看中租赁项目自身的效益及现金流量是否充足，而不是承租人的综合效益，对承租企业的信用状况限于项目自身，一般不需要第三方担保，降低了企业的融资的难度，是可再生能源企业融资的重要和有效手段。国电电力发行风电资产证券化产品为更好地利用资本市场融资品种为基层企业服务，降低企业融资成本，国电电力选择宁夏新能源开发有限公司作为融资模式创新试点，成功发行了该资产证券化产品。该产品融资规模5亿元，共发行一至三年期三个品种，票面平均利率为3.99%，比银行同期基准利率低16%。首个资产证券化试点项目的成功发行，宁夏新能源成为国电电力基层单位中首家成功在资本市场获取低成本资金的发电企业，为基层企业合理创新利用资本市场融资功能、拓宽融资渠道积累了重要经验，为国电电力在系统内进一步推广创新融资模式奠定了坚实基础。资产证券化。资产证券化是指以基础资产未来所产生的现金流为偿付支持，通过结构化设计进行信用增级，在此基础上发行资产支持证券（Asset-backedSecurities,ABS）的过程。它是以特定资产组合或特定现金流为支持，发行可交易证券的一种融资形式。一般来说，一个完整的资产证券化融资过程的主要参与者有：发起人、投资者、特设信托机构、承销商、投资银行、信用增级机构或担保机构、资信评级机构、托管人及律师等。通常来讲，资产证券化的基本运作程序主要有以下几个步骤：（1）重组现金流，构造证券化资产；（2）组建特设信托机构，实现真实出售，达到破产隔离；（3）完善交易结构，进行信用增级；（4）资产证券化的信用评级；（5）安排证券销售，向发起人支付；（6）挂牌上市交易及到期支付。在这一过程中，有三个问题需要高度重视：（1）必须由一定的资产支撑来发行证券，且其未来的收入流可预期；（2）资产的所有者必须将资产出售给门从事资产证券化业务的特殊目的公司（SPV：specialpurposevehicle），通过建立一种风险隔离机制，在该资产与发行人之间筑起一道防火墙，即使其破产，也不影响支持债券的资产，即实现破产隔离；（3）必须建立一种风险隔离机制，将该资产与SPV的资产隔离开来，以避免该资产受到SPV破产的威胁。后两个方面的问题正是资产证券化的关键之所在。其目的在于减少资产的风险，提高该资产支撑证券的信用等级，减低融资成本，同时有力地保护投资者的利益。风电企业获得绿色保险赔付风电企业在生产经营过程中，既有传统的风险保障需求，如企业财产损失保险需求、营业中断损失保险需求、雇主责任保险需求等，也有其特殊需求。例如，天气变化会给风力发电企业的生产经营带来重大影响，风速高低会影响风力发电企业的发电能力。若天气条件在较长时间内持续处于不理想状况，会对风电企业的年度收入造成不利影响。针对这一新的风险管理需求，保险机构开始探索研发风力发电指数保险，为这类企业因天气原因导致的收入损失提供保障。在帮助风力发电企业平滑年度企业经营结果的同时，也能够在一定程度上为这类企业提供融资增信。瑞再企商保险有限公司和永诚财产保险合作开发的风力发电指数保险产品2014年出现首次赔46·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主款，赔款金额近80万元，赔付率约260%。该保单的投保人为河北某风电企业。保单2014年1月1日生效，保险期间一年。保单约定，一旦保险期间因不利风力条件的原因导致发电量低于实现确定的水平，保险公司即给予赔偿。由于是第一年试点，该风电场只投保了十分之一的份额，即每度电赔偿5分钱；如果全额投保，该风电场可获得近800万元的赔款。绿色金融。绿色金融是指为支持环境改善、应对气候变化和资源节约高效利用的经济活动，即对环保、节能、清洁能源、绿色交通、绿色建筑等领域的项目投融资、项目运营、风险管理等所提供的金融服务。绿色金融包括：绿色信贷、绿色债券、绿色股票、绿色基金、绿色保险等。绿色金融的发展吸引了私人资本进入绿色产业，减轻财政压力，创造新的增长领域，并促进经济增长、稳定和结构调整。是一种新型的可再生能源融资方式。风险投资。风险投资关注企业的综合效益和企业信用，往往以企业的股权而非具体项目为标的。技术融资。某些初创的可再生能源企业与某些银行合作，以其专利权作为质押物获得银行“专利权质押贷款”，实现以知识换资本。7.小结中国可再生能源的发展主要得益于激励政策连续稳定、国际支持与合作、注重人才培养、制定实施标准、引进与研发技术、创新融资机制、能力建设与培训、与民生密切结合等，这些政策有机融合，互相支撑，促进了中国可再生能源健康持续发展，在过程中取得了获得了一系列经验，也得到了一些教训，形成了一整套可再生能源发展机制，可为其他发展中国家提供借鉴。第六篇中国可再生能源发展未来趋势及挑战1.可再生能源发展趋势24《2019年非化石能源消费占比15.3%》，中电传媒舆情监测。http://yq.cpnn.com.cn/nyyq/202006/t20200604_1211067.htm25《“十四五”将制定更积极目标，促进可再生能源大规模高比例开发利用》，光伏们，2021年3月17日，最后浏览日期2021年3月29日。http://www.chinapower.com.cn/flfd/hyyw/20210317/58699.html26《十四五期间可再生能源发展将进入新阶段》，国新网，2021年3月30日，最后浏览日期2021年3月29日。http://www.scio.gov.cn/xwfbh/xwbfbh/wqfbh/44687/45175/zy45179/Document/1701269/1701269.htm27《2019年光伏发电并网运行情况》，国家能源局，2020年2月28日，最后浏览日期2021年1月28日。http://www.nea.gov.cn/2020-02/28/c_138827923.htm中国的新气候目标将拉动可再生能源产业进一步发展。2020年12月，习近平主席在气候雄心峰会上宣布：到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。在此背景下，达到目标值意味着2019年非化石能源15.3%24的占比需要在十年左右时间提高至少9.7%，即非化石能源的消费比重将平均每年提升1%。结合水电近几年在可再生能源比例中逐年呈下降的趋势，可以预见，未来稳定发展的风、光、生物质、地热、海洋能等新能源行业将持续带动制造产业、销售运维等上下游环节的发展。在中国实现碳达峰和碳中和目标（下称双碳目标或3060目标）的过程中，电力行业将承担至关重要的作用。据国际可再生能源署预测，到2050年电力将成为主要能源载体。2021年3月15日，中央财经委员第九次会议强调构建以新能源为主体的新型电力系统。可以说，未来中国实现3060目标，电力系统的作用至关重要。电能占终端能源的比重还需进一步的提高，这自然也对可再生能源高比例高质量发展也提出了要求。进入平价时代的光伏与风电也顺应成为电力系统脱碳的主要工具。高比例意味着可再生能源将变为电力消费增量的主体。目前，中国可再生能源发电装机已达9.34亿千瓦，占全国电源装机比例达到42.4%25。到十四五末可再生能源发电装机占中国电力总装机的比例将超过50%26。即十四五期间，装机容量每年约以2%的速度增长。到2030年，风电、太阳能总装机容量要达到12亿千瓦以上。截止2020年风光装机总容量为5.3亿千瓦，预示着未来十年将至少以每年6700万千瓦装机速度增长。在碳达峰和碳中和背景下，在构建新能源为主体的新型电力系统目标的带动下，中国可再生能源将迎来新的大发展机遇，将带动电站质量的全面提升、发电效率的提高、成本的进一步下降，同时将加速储能的发展、智能电网的发展、氢能的发展、电动汽车的发展等。可再生能源分散式与集中式发展将在国内推广应用。目前在政策支持、技术进步、成本下降等因素综合加持下，中国风光产业正逐步走向成熟，分布式光伏尤其是户用光伏与分散式风电成为行业发展重点方向。受2018年531政策影响，原本发展势头较好的工商业光伏项目逐步让位于户用光伏项目。总的来说，分布式光伏到2019年累计装机6263万千瓦，同比增长24.2%27。此外，目前正在试用的分布式发电市场化交易试点和增量配电网的“隔墙售电”等政策工具对分布式光伏的进一步发展具有推动作用。对于分散式风电来说，尽管其发展起步相较于分布式光伏稍晚，但也受到政策的明确支持。2018年3月，国家能源局下发的《2018年能源工作指48·中国可再生能源经验总结报告——以风力发电和光伏发电为主导意见》指出要“有限发展分散式风电”。2019年，中国各省份相继出台了分散式风电相关规划与政策，并加快了分散式风电项目核准的力度。2017到2019年底，中国的分散式风电（分散式、分布式、智能微网）累计装机容量达到935兆瓦，同比增长47.8%28。可再生能源多能互补协调发展。构建可再生能源多能互补的综合能源系统对提高能源效率、保障能源安全、促进可再生能源消纳有积极作用。目前，全国各地可再28中国可再生能源学会风能专业委员会，《中国风电产业地图2019》。生资源条件较好城市开始进入多能互补工程研发、示范阶段。多能互补模式包括“太阳能”+生物质能/地热能实现清洁供热等。根据国家发改委和国家能源局于2021年3月4日印发的《电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，可再生能源多能互补强调与储能相结合，朝着“风光储一体化”、“风光水（储）一体化”的方向发展。2.可再生能源发展面临的挑战及解决途径2.1可再生能源发展面临的挑战2.1.1可再生能源消纳问题一是源网统筹协调不足。风电、光伏等可再生能源发电具有波动性和随机性，地域上可再生能源资源与用电负荷逆向分布，对电源和电网开发建设的统筹协调提出了较高要求。西北等风电、光伏消纳问题突出的地区，可再生能源装机容量迅速提高，但本地电力需求较低，大规模外送通道核准和建设相对滞后，外送能力不足，严重制约了当地可再生能源的消纳利用。二是源网荷互动能力和灵活性资源不足。风电、光伏等波动性可再生能源的大规模并网需要提高电力系统的调节能力。目前，中国电源结构以煤电为主，燃气发电、抽水蓄能等灵活性高的比重较低，煤电在保证发电量的同时还承担电力系统调节的功能。而“三北”等地区煤电供热机组比例高，灵活调节能力受限，可再生能源消纳问题较为突出；全国范围内“十三五”火电灵活性改造的目标也未完成。此外，用电侧需求响应等灵活性资源仍待充分释放，需求侧资源与电源、电网互动不足，对可再生能源消纳利用的贡献有限。三是可再生能源跨区跨省优化配置能力不足。多年来，中国实行以省为范围的电力系统平衡机制，风电、光伏等可再生能源以本地消纳利用为主，限制了在更大范围内的优化配置。跨区跨省的电力外送通道核准建设滞后，部分已投产的特高压输电通道输送新能源的比重也未达到设计要求。四是电力市场机制仍待完善。自2015年新一轮电力体制改革以来，全国建立了中长期电力交易市场，放开了发电、售电竞争环节，市场化交易电量及比重逐年提高。但现货市场仍处于区域试点阶段，调峰辅助服务和需求响应等市场化机制仍需完善，对灵活性资源的激励不足。此外，随着电力市场建设的不断深入和可再生能源的大规模并网，可再生能源的保障性收购政策和市场化交易的关系仍待理顺，在开发企业的利益得到保障的同时，促进可再生能源的高质量发展。五是煤电与可再生能源电力消纳的矛盾仍待解决。中国电源结构性矛盾突出，大部分省份都有燃煤电厂过度建设的现象。地方政府担心影响当地的就业机会、地方税收和省级电厂的财务状况，并不愿意从邻近省份输入可再生能源电力。此外，缺少抽水蓄能等灵活调节电源与可再生能源匹配，特别是在冬季供暖期，煤电机组热电联产与可再生能源电力消纳矛盾更加突出。2.1.2非技术成本制约可再生能源的进一步发展在土地和融资条件更好的国际市场，已经出现了一大批上网电价低于3美分/千瓦时的商业化光伏项目，为中国和世界光伏实现平价上网做出了积极贡献。通过第六篇中国可再生能源发展未来趋势及挑战·49计算国内土地成本、融资成本、并网成本等得出，非技术成本占光伏总投资成本的20%以上。非技术成本的高企降低了企业的利润空间，进而减少了企业向平价上网过渡的动力。在风电领域，非技术成本反映到每千瓦电价为0.05-0.1元左右。在光伏主要装备国产化、风电设备制造成本低于国际市场价格的背景下，降低可再生能源行业非技术成本是推动该行业平价上网的一大助力。2.1.3其他挑战最后，可再生能源发展规划、生态环境保护规划、土地利用规划、海洋利用规划存在不协调的问题，影响可再生能源项目开发。随着生态环境保护力度的加大，可再生能源开发与生态红线、耕地保护红线、城市规划边界的矛盾逐渐凸显，都一定程度上制约了可再生能源的发展。2.2解决途径2.2.1加强统筹，建立跨部门协调机制解决中国可再生能源发展面临的问题首先需要通过强化跨部门协调工作及其机制的建立与完善，强调全民参与的重要性与紧迫性。因此，需要国家层面统一协调，将可再生能源布局与能源系统构建、经济发展大局相结合，将可再生能源发展与土地利用、生态环境保护、城镇规划、海洋规划相衔接，落实各级政府、各类电源企业、各类各级电网企业、各类负荷用户、全社会14亿广大民众的共同责任与义务，在构建清洁低碳、安全高效的能源体系的目标下全面推进可再生能源发展。针对可再生能源电力消纳问题的解决途径，从长远来看，应进一步推动以就近利用为原则的分布式光伏和分散式风电发展，这对可再生能源电力就地消纳具有积极作用。还应健全电力市场交易体制。未来由全国统一规划，建立统一的交易基本规则，设置统一的建设开发交易系统，建设统一的平台运营、推广统一的主体注册服务设施、使用统一的数据核算检测系统，核发统一的可再生能源消纳凭证编码等，通过统一的市场化交易实现资源的跨省区优化配置。2.2.2出台和修订相关能源法律，促进可再生能源发展根据新形势，尽快出台能源法。当前以风电、光伏为代表的可再生能源产业正步入平价时代。随着规模的扩大和技术的进步，可再生能源的进一步发展将不仅仅局限于可再生能源产业本身，也将与整个能源结构体系相互产生影响。面对形势的不断变化，能源领域的法律法规需与时俱进，破解新形势下可再生能源发展面临的体制机制问题，从而推动可再生能源健康持续的发展。尽快出台能源法，将碳达峰与碳中和相关内容纳入到能源法中，从能源的生产、加工、运输、储存和消费的各个环节减少温室气体排放，通过能源法统筹电力法、节能法、可再生能源法等相关法律法规，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，实现能源安全、环境安全和气候安全。促进消纳，降低非技术成本。尽快修订可再生能源法，注重以下几方面内容：可再生能源发展与土地利用、生态环境保护相协调的内容；可再生能源在非电领域的应用；可再生能源在农村地区的开发利用。加快电力体制改革步伐，加快改革进度，开展更多隔墙售电业务，鼓励发展分布式可再生能源，更大规模的促进可再生能源的应用。打破现有区域电网的限制，在更大范围内进行电力调度，实现西电东送和北电南送，实现可再生能源的高比例消纳。实施绿色金融政策和碳交易政策，推动降低可再生能源企业的融资成本。2.2.3加强国际合作，促进可再生能源在全球的推广与应用国际合作在中国可再生能源发展中起到了重要作用。应当继续加强国际合作，推动全球能源转型，促进全球可再生能源的发展。中国在“一带一路”倡议、“南南合作”框架等国际倡议与平台上，积极与其他发展中国家开展合作，扩大在科技、产业等方面的交流，在全球能源科技、减缓和应对气候变化、环境保护、消除贫困等领域做出贡献，推动联合国人人享有可持续能源目标的实现。panda.org©2021Paper100%recycledWWF,28rueMauverney,1196Gland,Switzerland.Tel.+41223649111CH-550.0.128.920-7WWF®andWorldWideFundforNature®trademarksand©1986PandaSymbolareownedbyWWF-WorldWideFundForNature(formerlyWorldWildlifeFund).Allrightsreserved.Forcontactdetailsandfurtherinformation,pleasevisitourinternationalwebsiteatwww.panda.orgWWF的使命是遏止地球自然环境的恶化，创造人类与自然和谐相处的美好未来。