可再生能源的现状与发展前景
从我国可再生能源发展现状来看，基于我国的资源禀赋与负荷中心呈逆向分布特点，资源和负荷匹配相对较差，且部分地区就地消纳困难“三北”地区电源结构中调峰电源相对较少，特别是自备电厂供热机组比例较大，在冬季供热期调峰能力进一步受限我国经济进入了新常态，电力需求放缓，装机出现了相对过剩辅助服务政策不到位，或落实不力可再生能源发展建设速度较快，配套电网规划建设相对滞后，电能通道输送能力尚待提高。
总体来讲，“十三五”时期要积极稳妥地发展水电，全面协调推进风电的开发，推动太阳能的多元化利用，因地制宜地发展生物质能，加快地热能开发利用，同时推进海洋能发电示范应用。另外可再生能源产业发展在供热、燃料、供气等方面也提出了明确的发展目标：供热系统中太阳能热水器80000万平方米，地热能利用160000万平方米燃料产业中生物燃料乙醇年产400万吨，生物柴油年产200万吨供气达到年产80亿立方米。
山东是中国风能资源最丰富的地区之一。山东风能资源总量约6700万千瓦，主要集中在半岛沿岸地区、海岛和山区海拔较高的平坦区域。山东海上风能储量比陆地大，风速高，静风期少，风电效率更高。山东拥有3100公里海岸线，占了全国约六分之一，近海风能资源开发潜力巨大。
1985年第一台风电机组在荣成市马兰湾建成标志着山东探索风能源开发利用的开始。随着国家和各级政府对发展新能源的日益重视，从2006年开始，华能、鲁能、华电、大唐和国华等大型电力公司积极投入到山东的风电建设中，山东风电产业出现了迅速增长的态势。截至2007年底，山东全省总计有106台并网风机，总装机容量达到9.22万千瓦。
2008年下半年，受国际国内宏观经济形势影响，山东省供电负荷增长趋缓，传统电力行业面临亏损，但风力发电发展势头依然迅猛。随着又一批风电项目陆续开工建设，山东风力发电装机规模持续扩张。积极开发节能环保的新能源已成为大势所趋，山东风电产业迎来历史性发展机遇。
由于电煤供应不足，山东省电力供应较为紧张。大力发展风力发电，不仅可以有效利用风能资源，创造丰厚的社会效益和环境效益，而且可以在一定程度上补充山东电力缺口，缓解山东供电压力。山东省各级政府按照规模经济化、装机大型化、设备本地化的原则，加快推进风电发展，同时通过风电发展的规模化来带动风电设备的产业化。山东重点在烟台、青岛、威海、滨州、东营、潍坊等沿海地区建设大型风电场，并逐步向浅近海域发展，建设一批海上风电项目。
我国风力等新能源发电行业的发展前景十分广阔，预计未来很长一段时间都将保持高速发展。随着风电装机的国产化和规模化，风力发电成本可望再降。因此风电产业开始成为越来越多投资者的逐金之地。在国际国内经济走势尚不明朗、扩大内需政策不断出台、风电市场前景乐观等方面因素的共同作用下，风力发电成为投资热点。凭借丰富的风能能源和日益优化的投资环境，山东风电市场吸引着众多国内外风电企业纷纷抢滩。“十一五”期间山东积极推进风电建设，规划到2010年，全省风电新装机容量达到92万千瓦，风电装机总容量达到100万千瓦；从2011年到2020年，将新增风电装机容量300万千瓦，风电装机总容量达到400万千瓦。
中国投资咨询网2009-2012年山东省风力发电行业投资分析及前景预测报告
(一)对于能源主管部门
1、 加强风电发展规划管理，科学有序地进行风能资源的开发利用
(1)不管是什么能源，只要它的开发利用主要以转换成电能为基本形态的，其发展规划均应作为电源规划纳入电力发展总体规划，风能发电也是如此。
(2)风电发展要贯彻“输出与就地消纳利用并重、集中式与分布式发展并举”的原则。
积极推进海上风电示范项目建设，加强技术研究和储备。
2、 加强市场监管
按照全额保障性收购的法律规定，加大执法力度，加强对电力市场的监管，重点监测各省(区)风电并网运行和市场消纳，掌握风电全额保障性收购的实际情况，及时向社会公布相关信息，督促解决弃风限电问题。
3、 运用经济办法调动有调峰能力电厂调峰的积极性，建立调峰、调频等辅助服务的补偿机制，深入挖掘系统调峰能力，不断提高本地电网消纳风电的能力。
4、 建议国家主管部门组织专题研究“在电力市场化改革的大环境下，如何促进风电等非水可再生能源发电的健康、持续发展”，包括深入探讨“保障性收购政策与实行市场机制的关系、强制性标杆电价政策与实行市场机制的关系”。
不过，根据中电联最新发布的数据，2019年1月份-8月份，我国新增光伏装机为1495万千瓦，比上年同期同比大幅下降54.7%。在业界看来，导致这一局面主要因为2019年度光伏补贴政策的改变，以及由此导致的政策推出时间延迟，而其中根源问题之一，在于可再生能源发电补贴资金缺口较大；且随着可再生能源发电成本的大幅下降，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏国家补贴的 历史 使命似乎也已完成。
事实上，此前财政部、国家发改委、国家能源局在《关于促进非水可再生能源发电 健康 发展的若干意见》以及《可再生能源电价附加补助资金管理办法》征求意见座谈会上就曾明确，到2021年，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴(户用光伏是否包含其中尚未明确)。
以光伏为例，据相关媒体报道，目前，“2020年的光伏发电补贴政策”即将进入意见征求阶段，而鉴于此，业界推测，2020年大概率将成为我国光伏电站(户用待定)享受国家补贴的最后一年。
根据财政部公布的数据，按照相关办法，2012年以来，财政部累计安排可再生能源补贴资金超过4500亿元，其中2019年安排866亿元。
财政部介绍，一方面，对于新增项目，一是积极推进平价上网项目，目前已经公布了第一批共计2076万千瓦平价上网项目名单；二是调控优化发展速度，加大竞争配置力度，明确新建风电、光伏发电项目必须通过竞争配置，优先建设补贴强度低的项目，有效降低新建项目补贴强度。三是价格主管部门积极完善价格形成机制推动补贴强度降低的政策措施，新建陆上风电2019年和2020年的最低指导价已经分别下降到每千瓦时0.34元和每千瓦时0.29元，在局部地区已经低于煤电标杆电价；新建光伏发电项目2019年的指导价已经下降到每千瓦时0.4元，通过加大竞争配置力度可进一步降低补贴强度。通过上述措施，可以有效降低新增规模项目所需补贴资金，缓解补贴缺口扩大趋势。
另一方面，对于存量项目，一是拟放开目录管理，由电网企业确认符合补贴条件的项目，简化拨付流程；二是通过“绿证”交易和市场化交易等方式减少补贴需求；三是与税务部门保持沟通，进一步加强可再生能源电价附加征收力度，增加补贴资金收入。通过上述措施，可逐步缓解存量项目补贴压力。
在此基础上，我们水电的专业人士却可以发现，能源研究机构对于我国水电的减排作用，挖掘的还不够充分。我们认为：水电在未来的我国发电总量中的比重，决不应该仅占12%，而是要远高于目前的18%，甚至可以达到20%以上。
如果我们能够证明：我国的水电在未来发电能源中的比重，可以达到20%，那么能源研究所已有的预测结论，是不是就可以修正为：到2050年我国的“风电占比50%，太阳能占到23%，水电占到20%，核电6%和火电0%。”了呢？
进而我们可以发现2050年我国实现100%非化石能源发电的问题，基本上不必担心。因为，能源研究所的减排路线图是“风电占比50%，太阳能占到23%”，再加上我国巨大的水电潜力，完全可以“用更多的水电，取代火电”。
由于世界第三级青藏高原的存在，我国水电资源非常丰富，绝对是世界第一。目前，我国水电的装机（3.56亿千瓦）和年发电量（1.3万亿千瓦时）基本都占到了全球的四分之一以上，我国水电与世界第二之间的差距，至少都在3倍以上。
然而，目前 社会 上很多人（甚至包括一些研究能源问题的专家）都认为我国水电可开发潜力已经所剩无几了。这是因为，直到世纪之交，我国正式公布的水电可开发资源量也不过只有1.7万亿度/年。2006年的水电资源普查之后，更正后公布的数字为2.47万亿。几年之后，2016年的十三五规划就上升到了3万亿。
水电资源勘测的这种复杂性、困难性，往往使得可开发的资源量上升的空间很大。即便我们以十三五规划正式颁布的比较保守的3万亿/年来计算，我国目前（截至到2019年底）所开发利用的水电资源还不到44%。
如果我们能达到目前发达国家水电开发的（大约70%到90%的）平均水平，那么未来我国的水电，至少还有一半以上的开发潜力。初步估算，届时我国水电至少每年可以提供2.6万亿度的电能。
这个电量对我国能源的作用有多大？假设我国的用电达到峰值的时候，按照14亿人口，每人每年8000度电的需求，大约也就是每年11.2万亿度电。（目前我国各种用电峰值的研究预测，最高的也不过就是12万亿度左右）。
也就是说我国的水电（2.6万亿度的年发电量）将可以在未来我国用电最高峰的电力构成中，至少应该能提供20%以上的电能，远高于目前的18%。总之，我国的资源禀赋显示：未来我国水电所能发挥的作用，不仅不会比目前少，而且还要有所上升。
除了丰富的资源量，中国领先世界的水电技术也成为资源开发的坚实基础。
2004年，我国水电总装机容量突破1亿kW，超越美国成为世界第一。虽然我国的水能资源极为丰富，但我国水电开发建设的任务极其艰巨、繁重，因此我国水电开发的过程中所遭遇到的困难，所需要解决的难题，也几乎是前所未有的。
可以说，从我国改革开放加速水电开发建设时候起，我国的水电就已经开始了向世界水电 科技 制高点的攀登。目前，世界上最大的水电站是我国的三峡；最高的碾压混凝土坝（203m）是我国的黄登水电站；世界上最高的混凝土面板堆石坝（233m）是我国的水布垭水电站；最高的双曲拱坝（305m）是我国的锦屏一级水电站。我国正在建设的双江口水电站的堆石坝，高度将达到312m，建成后将成为全世界第一的高坝，刷新所有的世界纪录。
建设这些世界之最的水电站大坝，需要一系列尖端的工程技术支撑。可以说在所有这些工程技术方面，我国都已经走在了世界前列。在水电机组制造方面，目前不仅世界上单机容量70万kW的水轮发电机组绝大部分都安装在中国，而且单机容量达到80万kW和100万kW的水轮发电机组，也只有中国才有。
这种结合了现代 科技 的水电开发技术，使得我国的水电开发能力不断增强，可开发的资源量也不断的在扩展。加上我国现有的远距离、超高压、特高压输电技术，理论上我们的水电开发已经没有制约性的技术障碍。
总之，今天我国的水电已经是当之无愧的世界第一。无论从规模、效益、成就，还是从规划、设计、施工建设、装备制造水平上，都已经是绝对的世界领先。一般人可能想象不到，中国水电领先世界的程度，其实远超经常宣传的高铁、核电等行业。我国的高铁、核电等技术虽然已经非常先进，但是在国际市场上还是有竞争对手的。但是在水利水电领域的国际招标中，目前几乎所有具备实力的竞争者都是中国的公司。我国这种全行业的绝对领先，在我国 历史 上是否能绝后我们不知道，但肯定是空前的。
发达国家的水电开发程度，为何普遍都在70%到90%多，平均也有80%以上呢？其实，发达国家他们当年在开发水电的时候，国际上还没有什么碳减排的要求。然而，他们的水电，之所以都要开发到较高的程度的根本原因，主要在于 社会 现代化文明的发展，特别需要通过水电的开发来解决调控水资源的问题。
例如，美国著名的胡佛大坝、田纳西流域梯级水电开发的主要原动力，其实都是 社会 发展需要有效的调控水资源。所以，这些国家在满足了水资源的调控需求之后，往往就不再去进一步开发其它水电资源了。
而一些想靠开发水电解决能源问题的国家的水电开发程度，则普遍会更高些。例如：法国、瑞士等国的水电开发利用程度都超过了95%。总之，无论是哪种情况，国际 社会 的普遍经验说明，如果一个国家水电开发程度低于70%的话，那么这个国家的水资源调控问题，很难解决好。
因为，一个国家的水电开发程度往往都与水资源的开发程度成正比。所以，水电开发如果不能达到一定的程度，这个国家的水资源问题肯定也解决不好。目前，由于我国水电开发程度还不足44%，因此，我国的水资源调控的矛盾也就十分突出。
我国的国土面积和水资源总量都与美国差不多，但是，我国目前的水库蓄水总量只有9千多亿立方米，而美国是13.5万亿。我们大约还需要增加50%的水库总库容，才能达到美国那样的水资源调控水平。
然而，美国的人口还只是我国的1/5左右。也就是说，如果我们不能超过美国的水电开发程度的话，我国的水资源调控矛盾，绝对是无法解决好的。
总之，我们也可以这样说，即使我国不再需要用水电提供能源，但为了调控水资源我们也必须要把我国的水电开发程度提高到80%以上才行。否则，水资源的调控矛盾解决不好，我们建成小康 社会 的目标将难以实现。更何况目前我们还面临着巨大的减排压力，实现能源革命电力转型，最终兑现巴黎协定的减排承诺，已经迫在眉睫。
根据我国发改委能源研究所和国家可再生能源中心所发布的《我国2050高比例可再生能源发展情景暨路经研究》报告的预测结论：到2050年我国风电和太阳能发电的装机分别可达到24亿和27亿千瓦。
按照可能的年运行小时（风电2200多，太阳能1400多）估算。届时我国的风电大约每年可提供5万多亿度电能，太阳能也能提供接近4万亿度。有了这9万多亿的电能，再加上水电的2.6万亿，就已经超过了我国用电最高峰时的峰值11.2万亿度。
更何况届时我们还要有2亿多千瓦的生物质能可以发挥作用。也就是说，即使我们完全不考虑核电的作用，我国未来也可以用100%可再生能源的发电，来满足我国全部的用电需求。
不仅如此，水电还能够肩负起非水可再生能源发电调峰的重任。
众所周知，水电的可调节性肯定要比火电、核电都要好得多。所以，如果能源研究所的减排路线图切实可行，不存在解决不了的调峰矛盾，那么我们用水电替代其中火电的方案当然就更不会有问题了。
此外，我们还应该注意到：目前，尽管化学储能的技术无论从技术上还是成本上，确实都还难以满足商业化的要求，但是国内外的研究机构，为什么都还敢断言说2050年全球就实现100%的由可再生能源供电，无论在技术上还是经济上都是可行的呢？
笔者认为，其最重要的原因之一就在于可再生能源家族中含有功能特殊的水电。水电是最优质的可再生能源，可以为风、光等可再生能源的大量入网，提供重要的保障作用。目前，世界上所有能够实现百分之百由可再生能源供电的国家，基本上都离不开水电的有效调节。
大家知道，挪威因为水能资源丰富，一直都依靠水电保障全国99%以上的用电需求。今年年初，葡萄牙也完成了一个多月完全由可再生能源供电的成功尝试。葡萄牙高达52%的水电比重就是重要的支撑。
就连宣布了退出巴黎协定的美国的总统特朗普，在考察挪威，发现了水电的重要作用之后，也曾经表示过，他有可能会通过开发美国水电的潜力，重新考虑加入巴黎协定。这其实就是水电在未来的高比例可再生能源体系中，具有特殊的重要作用的一种体现。
当然，我们也必须承认，世界上的水能资源本身（总量有限）确实不能满足人类的能源电力需求，但是，由于科学开发的水电有很好的调节型，可以为大量的风、光等可再生能源的入网提供保障。这样一来，水、风、光互补发电，情况就大不一样了。
在现实中，风、光发电的间歇性与水电的季节性之间，通常有很强的互补关系。例如，我国四川省的凉山州，通过水、风、光互补，2016年凉山州除了满足自己的用电需求之外，给我国东部地区的送电超过1300亿度（这大约相当于当年上海市用电量的70%）。如果，未来的送电通道建设能有保障，预计2020年凉山外送电量可达2000亿度。也就是说通过水、风、光的互补发电，凉山州一个州所产生的可再生能源，除了满足自己的需要之外，还可以满足一个像上海这样大城市的全部用电需求。
目前欧洲很多的国家之所以能达到较高比例的可再生能源，也是因为欧洲的水电开发程度经高。而我国目前之所以还不得不以煤炭发电为主的根本原因之一，也正是由于我国的水电开发程度还不够高，水电的调节性能难以得到充分的发挥。
此外，在化学储能技术没有出现重大突破之前，水电家族中抽水蓄能电站的重要作用也不能忽视。为了给电网调峰，日本的抽水蓄能装机规模早就超过常规水电。假设到2050年化学储能的技术，仍然不能出现重大的突破，我们大不了再多建一些抽水蓄能。事实上，我国大量梯级开发的水电站（以及一些散落在全国各地的小水电）很多只要稍加改造，加装上能抽水的泵，都可以改造成混合式的抽水蓄能电站。
总之，仅从发电量来分析，我国到2050年实现完全由可再生能源供电，应该是完全可行的。再加上水电这种资源和它所具有的某些优质特性，在2050年实现百分之百的由可再生能源供电，无论在技术上还是经济上都是可行的。
1. 水库移民
很长时期以来，移民问题一直都是水电开发的主要制约因素，但其实移民的难点并非是由水电开发造成的。现实中凡是需要大量移民的大型水库水电站，其实都是有着重要的水资源调控功能的多功能水电站。而这些电站的最主要作用，可能并不是发电，而是水资源的调控。
例如三峡工程的首要目标是防洪和供水，而不是发电。如果仅仅是为了发电，三峡可以分别建成一系列的径流式水电站，这样几乎可以不用移民而产生等量发电。
没有了任何防洪、供水等水资源调控功能的三峡工程无法解决我国长江灾害的心腹大患，当然不能考虑。然而上百万的移民成本，全都要靠一个水电站的发电效益来解决，几乎也是无解的开发难题。
我国通过建立三峡基金，先后投入了一千多亿元解决了我国三峡建设的投资难题。理论上相当于国家出资建设了三峡水库，企业投资建设了三峡大坝和发电站。
现在回过头来看，这是国家参与大型水电开发的最成功范例。三峡水电的上网电价只有0.26元/度，比火电的平均上网电价要低近0.1元。三峡的年发电量大约为1000亿，这样一算三峡除了每年给国家的上交的利税和效益之外，仅这种隐性的电价补偿，就接近100亿（相当于对三峡基金的一种回报）。也就是说，大约发电十几年之后，国家对于三峡水库的投资，就相当于完全收回了。
然而，三峡水库所创造的效益又有多大呢？
三峡防洪供水的巨大效益仅仅通过一次防止特大洪灾就足以让我们刮目相看。2012年三峡水库所拦蓄的洪水峰值，已经超过了1998年。1998年我国长江特大洪水所造成的经济损失大约是2000多亿，死亡1600余人。
由于我们有了三峡水库的拦蓄，面对更大的洪峰，我们不仅不再需要百万军民的严防死守，而且也不再有任何人员的伤亡。可以说三峡当年防洪错峰所避免的洪灾损失，就已经超过了国家对三峡水库投资的数倍。只不过水利工程的经济效益，往往都是公益性的，你可以计算出来，但却无法实际收取到。
大型水电站的水库移民困难，其实是一种公益性开发的矛盾。让某一个企业自己依靠发电效益去解决，往往是非常困难的事情。如果采用三峡这种的国家参与开发的模式，问题就变得非常简单，容易。
世界上各国的大型水电开发项目，基本上都是国家行为。例如美国的大型水电全部都要由联邦政府的所属机构投资开发，从不容许商业开发者参与。
电力市场化改革之后，我国很多优质的项目即使依靠开发企业的电费收益，也能解决好移民的投资。但大多数具有水资源调控功能的大型水库电站的建设，都应该是公益性的。尽管这些项目的移民投资收益，几乎可以说是一本万利的。如果交给企业进行商业化的开发，可能就难以运作。
例如我国目前还争议巨大的龙盘水电站建设需要移民10万余人。这个重要的大型调蓄水库电站所创造的水资源调蓄能力几乎可以达到200亿/年。虽然其防洪功能还比不上三峡，但其供水的能力甚至可以超过三峡。
如果因为某个企业没有能力依靠电费解决移民搬迁的费用，就耽误了龙盘水电站的开发建设。那么就相当于今后上千年，我国的长江中下游每年汛期要增加200亿立方米洪水的压力，同时枯期还要减少了200亿水资源的供应。
同样的问题还体现在龙滩水电站二期扩建上。如果因为移民的费用无法由电费担负，就停止了龙滩二期的开发。那么我国南方的珠江流域，每年将要增加上百亿洪水的压力，同时枯水期又将减少上百亿水资源的供应。
每年几百亿的水资源保障，才是我们水库移民问题的本质。我们需要跳出水电商业化开发中移民难的惯性思维，避免丧失了我国水资源开发的大好时机。
2. 生态环保
除了移民问题，生态环保也一直被认为是水电开发的巨大障碍。
对于水电破坏生态的偏见，曾有很多文章专门介绍过，这是当年美苏争霸政治斗争留下的后遗症。1996年在联合国的可持续发展峰会上，也曾经一度因为当时的水电生态问题的过度炒作，否定了大型水电的可再生能源地位。但随后在2002年的峰会上，大会又一致同意做出了更正，恢复了大型水电的可再生能源地位。为什么会这样？因为，水电尤其是大型水电是当前人类 社会 替代化石能源第一主力。
仔细分析不难发现：所有水电破坏生态的问题，几乎无一不是局部的、针对某一特定物种的某种炒作。而水电实实在在所解决的，却是人类 社会 最大的生态难题——过量的使用化石能源所造成的气候变化。
因此，只要站在人类 社会 可持续发展的高度，几乎没有人敢否认，开发水电才是当前最重要的生态建设。当年的联合国峰会就是因为考虑到了气候变化，而立即纠正了对水电的偏见和误导宣传。
受到国际 社会 对水电误解的影响，我国以往的环保部门和环保人士也一度对水电开发的生态环境问题耿耿于怀。但是，改组后的生态环保部，已经开始担负了防止气候变化的职责。
前不久美国马里兰大学和我国国家发改委能源研究共同颁布的中国煤电退役报告非常明确地指出：我国若要实现《巴黎气候协定》中2摄氏度的减排承诺（2100年达到净零排放），就必须在2050至2055年退役全部的传统煤电；如果要实现1.5摄氏度的减排承诺（本世纪下半叶实现净零排放），就必须在2040至2045年间退役所有的传统煤电。
解决火电的碳排放问题，几乎是世界各国公认的兑现《巴黎气候协定》的最大难点。目前，世界各国都普遍认为，要实现《巴黎气候协定》的零碳目标，火电尤其是煤电只有退役一条路。
在今后20年的时间内，退役我国全部的煤电，大量的风、光发电入网，没有一定量的水电调节保障，怎么可能支撑起电力系统的正常运行。
可以确信在不远的将来，只要我国真的要兑现巴黎协定，我们负责这项工作的生态环保部，肯定会和当年的联合国可持续发展峰会一样，从根本上转变对水电的态度。因为水电在能源革命中的地位和作用是无可替代的重要。
3. 开发成本
随着我国水电开发的深入和向西部转移，资源的开发难度以及输电的距离都在增加。因此导致大部分即将开发的水电项目，普遍存在着还贷期上网电价过高的难题。
西部水电开发成本高的问题，其实也不应该是真正的发展障碍。由于目前企业投资核算的周期，最长也不能超过30年，所以我国西部深山中待开发的水电项目，几乎都存在着初期上网电价难以接受的难题。然而，只要还贷期一过，水电站的发电成本马上又变得非常低。
当前所谓西部水电开发的高成本障碍，其实只是一个算账方法的规则问题。这对于具体开发企业，虽然是无法逾越的难题，但对于一个国家来说，从政策上解决这种矛盾，应该说是轻而易举的简单。
从全生命周期来看，水电几乎是最经济的能源。目前，不仅我国的水电上网电价平均比火电低很多，而且全世界各国的电价，几乎都是水电多的国家的电价都比较低。
除此之外，随着 社会 的进步，很多发达国家都已经进入低利率甚至负利率的时代。而我们目前水电投资，还都是要以高达6%左右的贷款利率计算成本。可见，西部水电开发的高成本，其实只是形式上的、暂时的。而实质上，水电才是我们人类 社会 最经济的电力来源之一。
在新一轮的西部大开发中，如果我们仅仅因为资本收益的计算，不利于投资者的短期回报，而丧失了为 社会 提供最优质、最经济的电力的大好机遇，那无疑将是我们的巨大失误。总之，我们的 社会 主义市场经济应该更有利于保障 社会 的整体和长远利益，因此，通过建立专项基金或者利用财税手段，解决这类矛盾并非难事。
如上文所述，我国水电在新时期高质量的发展，不仅切实可行，而且还可以说是我国经济和 社会 可持续发展的必由之路。然而，当前由于我国 社会 舆论对能源电力转型的认识不到位，煤电退出 历史 舞台的问题，至今还没有被摆上议事日程。因此，目前我国严重的电力产能过剩，所导致的水电弃水的难题，依然制约着当前水电的发展。
这种状况只能是暂时的。一旦我们整个 社会 意识到以煤电的退出和可再生能源的大发展为标志的能源革命电力转型，是我国实现小康 社会 并兑现巴黎协定承诺的基本前提，电力转型的情况随时都可能会发生大变。水电作为我国可再生能源大发展的基础和保障，时刻要为这一天做好准备。总之，水电的特性就决定了，我国水电的高质量发展一定要和我国 社会 的进步和可持续发展同呼吸、共命运。
电力工业发展的基本方针是：以科技创新为动力，以转变电力发展方式为主线，坚持节约优先，优先开发水电，优化发展煤电，大力发展核电，积极推进新能源发电，适度发展天然气集中发电，因地制宜发展分布式发电，促进绿色和谐发展。
优先发展水电。我国水电资源丰富，具备集中规模开发条件，而且水电技术成熟，优先开发利用绿色、可再生的水电资源，是实现我国资源可持续发展的重要支撑。要在坚持统一规划、加强生态保护和做好移民安置工作的前提下，加快核准开工一批大中型水电项目，推进重点流域水电梯级综合开发，因地制宜开发中小型水电站，完善水电相关政策措施，保障水电资源充分利用。加大抽水蓄能发展力度，提高电力系统运行经济性和灵活性。
加快水电流域规划和勘测设计，保证水电基地连续滚动开发。继续加快开发13个水电基地，重点开发四川、云南和青海境内的大型水电基地电站，积极开展西藏境内河流水电流域规划、前期工作，适时开工建设。积极开发中小型水电站，促进能源供应结构优化，促进水电资源在更大范围内优化配置。在河流规划、勘探设计、施工建设和投产运行全过程落实和强化生态环境保护，做到同步规划、同步建设和同步运行。结合区域、河流的生态环境和移民实际，进一步优化调整河流开发规划方案，适度控制高坝大库容水电站布局。成立国家级移民管理机构，统筹全国水电移民管理协调工作，负责装机容量在1000万千瓦以上的水电基地、100万千瓦以上水电站以及跨省水电站移民的协调管理工作。逐步推广移民先行政策，体现以人为本的发展理念，使地方经济和人民群众真正从水电开发中受益。
重视水电基地消纳市场研究。在满足本地区电力需求的基础上，合理地将水电输送到市场需要空间大、电价承受能力高的东中部地区消纳。重视西南地区水电季节性电能消纳研究，依靠价格和市场机制，扩大消纳范围，最大限度减少弃水。加强水电输电规划研究，加快输电通道建设，促进电源电网协调发展。加强水电开发管理，合理开放水电投资市场，鼓励市场竞争，促进水电基地加快开发。实施走出去战略，积极推动周边国家水电资源开发和向我国输电。
把抽水蓄能电站纳入电力系统进行统筹优化和规划布局，研究制定促进抽水蓄能电站健康有序发展的投资模式和定价机制，加大抽水蓄能开发力度，提高电力系统运行的经济性和灵活性，促进可再生能源发电的合理消纳。
在“十二五”期间，6个大型水电基地可投产大型干流电站主要有溪洛渡、向家坝、锦屏梯级、糯扎渡等，预计可投产容量5200万千瓦左右；其他省区市以及四川、云南两省的非干流水电可投产容量3550万千瓦左右，全国水电投产规模8750万千瓦左右。到2015年，全国常规水电装机预计达到2.84亿千瓦左右，水电开发程度达到71%左右（按经济可开发容量计算，下同），其中东部和中部水电基本开发完毕，西部水电开发程度在54%左右。
优化发展煤电。煤炭是我国的主要一次能源，煤电作为我国发电能源的基础地位仍将持续较长时间。考虑中东部负荷中心地区土地资源、大气污染、运输瓶颈、经济性等因素，优化煤电布局，加快西部、北部煤炭基地煤电一体化开发，建设坑口电站群，推进输煤输电并举；在供热负荷落实地区，优先发展热电联产；积极应用大容量高参数煤电机组和整体煤气化（IGCC）、循环流化床（CFB）等先进清洁燃煤发电技术，实现煤电可持续发展。
推行煤电一体化开发，加快建设大型煤电基地。贯彻落实国家西部大开发战略，加快山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆等煤炭资源丰富地区的大型煤电基地建设，合理控制东部地区煤电装机规模，坚持输煤输电并举。在煤电基地推广煤电一体化开发，在矿区因地制宜发展煤矸石综合利用项目。
鼓励发展热电联产。统筹燃煤、燃气多种方式，结合城市热网、工业园区建设、小锅炉替代等，统一规划高参数、环保型机组、符合国家政策的热电联产项目。企业自备电源建设应与周边区域电源、热源和电网发展统筹规划。
推进煤电绿色开发，大力推行清洁煤发电技术。西部和北部地区主要布局建设大容量、空冷、超临界燃煤机组，东中部受端地区适量布局建设负荷支撑的大容量超超临界燃煤机组。加快现有机组节能减排改造，因地制宜改造、关停淘汰煤耗高、污染重的小火电。
“十二五”期间，全国规划煤电开工规模3亿千瓦，其中煤电基地开工1.97亿千瓦，占66%；投产规模2.9亿千瓦，其中煤电基地投产1.5亿千瓦，占52%，东中部受端地区投产8500万千瓦，占28%。2015年我国煤电装机预计达到9.33亿千瓦。
大力发展核电。随着能源需求加速增长，化石能源的成本和价格不断攀升，目前我国核电的发电成本已经低于负荷中心煤电成本。大力发展核电，即在确保安全的基础上高效发展核电，是保障我国能源电力供应、实现可持续发展的关键。
高度重视核电安全，强化核安全文化理念。坚持在确保安全的基础上高效发展核电。加快制定颁布核电安全技术标准，明确核电准入门槛，健全核电安全机制。优先采用先进安全核电技术，在核电站设计、制造、建设、运行、退役的全过程中，建立高标准质保体系和核安全文化体系。
坚持以我为主，明晰技术发展路线。坚持压水堆-快中子增殖堆/高温气冷堆-核聚变堆技术路线。全面掌握第三代核电工程设计和设备制造技术，加快发展三代核电后续项目，尽快实现我国先进压水堆的自主设计、自主制造、自主建设和自主运行目标。加快开工建设高温气冷堆示范工程，开工建设快中子增殖堆示范电站。组织核聚变技术攻关，争取走在世界前列。
统一技术标准体系，加快实现核电设备制造国产化。在消化吸收国外标准的基础上，结合国情，逐步建立、完善与国际接轨的我国核电技术标准体系。抓住引进第三代核电技术建设自主化依托工程和第二代改进型机组批量发展的机遇，对技术难题进行定点联合攻关，实现设计、制造一体化的生产模式，提高核电成套设备制造技术和能力。
理顺核电发展体制，加快推进市场化、专业化进程。发挥市场机制，推行多业主、专业化，逐步增加核电建设控股业主数量。理顺核电投资、建造和运营机制，大力推行核电计划、工程管理和运行维护的专业化发展。培育广泛参与、公平竞争、健康有序的建设市场。做好核电人力资源规划，加快核电人才队伍建设。加强科技研发平台建设，建立产研用相结合的技术创新体系。
建立立足国内、面向国际的核燃料循环体系。成立国家级核燃料公司，加快构筑适应国内外两种资源、两个市场的核燃料循环体系，加大国内铀资源勘探力度，增加资源储备，加强与国外铀资源勘探与开发的合作，完善铀贸易三渠道并举的天然铀资源保障体系。加快乏燃料处理设施建设，尽快形成相适应的能力，完善核燃料循环工业体系。
规划至2015年，我国核电装机4294万千瓦，主要布局在沿海地区。2011年开工建设我国首个内陆核电，力争2015年投产首台机组。
积极推进新能源发电。非水可再生能源开发要在充分考虑经济社会电价承受能力和合理保持国内经济的国际竞争力的条件下积极进取。积极推进技术较成熟、开发潜力大的风电、太阳能发电和生物质发电等可再生能源发展。加快小型可再生能源发电建设，解决偏远农村地区用电问题。促进可再生能源技术和产业发展，提高可再生能源技术研发能力和产业化水平。
积极发展风电。风电开发要实现大中小、分散与集中、陆地与海上开发相结合，通过风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力。重点在“三北”（西北、华北北部和东北）地区规划和建设大型和特大型风电场，结合地区特点，实现与煤电等电源打捆外送。同步开展风电开发、消纳市场和送电方案等研究，促进风电科学发展。
规划至2015年，风电装机容量为1亿千瓦。
促进发展太阳能发电。发挥太阳能光伏发电适宜分散供电的优势，在偏远地区推广使用户用光伏发电系统或建设小型光伏电站，解决无电人口的供电问题，重点地区是西藏、青海、内蒙古、新疆、宁夏、甘肃、云南等省（区、市）。在城市的建筑物和公共设施配套安装太阳能光伏发电装置，扩大城市可再生能源的利用量，并为太阳能光伏发电提供必要的市场规模，重点在北京、上海、江苏、广东、山东等地区开展城市建设屋顶光伏发电。为促进我国太阳能发电技术的发展，做好太阳能技术的战略储备，在甘肃敦煌、青海柴达木盆地和西藏拉萨（或阿里）建设大型并网型太阳能光伏电站示范项目，在内蒙古、甘肃、青海、新疆等地选择荒漠、戈壁、荒滩等空闲土地，建设太阳能热发电示范项目。
“十二五”期间，重点在经济发达和西北太阳能资源丰富地区发展太阳能电站，2015年太阳能发电规划容量达到200万千瓦左右。
适度发展天然气集中发电。天然气是清洁的化石能源，经济附加值较高。随着民生、交通、工业用气的快速增长，可供发电用气量较为有限。天然气应优先用于城乡居民生活和非电行业，天然气集中发电在电网中主要起调峰作用。在东部沿海地区配合LNG接收站的建设，适度建设燃气电站。在天然气丰富地区建设天然气电站解决当地用电问题。
因地制宜发展分布式发电。结合城乡天然气管道布局推动分布式冷热电多联供发展，提高天然气利用效率；在有水资源地区鼓励发展小水电；在有风资源或太阳能资源地区发展小型风力发电、太阳能利用等；推动分布式发电和储能设施结合的分布式能源供应系统发展，加快研究应用微网技术。
光伏发电行业主要上市公司：目前国内光伏发电行业主要上市公司有中环股份(002129)、隆基股份(601012)、通威股份(600438)等。
本文核心数据：光伏发电、产业链、热力图、投资情况
光伏发电行业产业链全景梳理：产业链完整，硅片已经呈现双寡头格局
光伏发电的产业链主要有上游主要为光伏电池相关原材料组成，包括形成电池的单晶硅和多晶硅中游主要为电池片、电池组件生产企业和系统集成企业下游为光伏发电应用领域，包括分布式光伏发电和集中式电站。
目前，上游多晶硅和单晶硅生产业企业主要有保利协鑫、隆基股份、通威股份、中环股份等。而硅片生产企业已经呈现双寡头格局，中国的太阳能硅片占据全球市场份额的大部分，而中国的市场中，主流的厂商主要有包括隆基、中环、中晶等，产能格局仍高度集中，2020年中环股份、隆基股份硅片对外销售规模约分别为168.29亿元和155.13亿元，两家公司占据绝对领先地位。
中游电池片和组件生产企业主要有通威、隆基、晶澳等。光伏发电系统中逆变器生产厂商主要有阳光电源等企业涉及系统集成的包括亿晶光电、正泰电器等。部分企业，如隆基股份基本已经形成从单晶硅到组件到电站光伏运营一套完整的光伏发电产业链。
光伏发电行业产业链企业区域热力地图：山东分布最集中
从我国光伏发电行业产业链企业区域分布来看，山东和福建是光伏发电企业分布最多的省份，其次如江苏、山西、安徽等省份光伏发电企业也较多。
注：本图片数据通过企查查搜索“光伏发电”，选择归类于“电力、热力、燃气及水生产供应业”的企业获得
从代表性上市公司分布情况来看，浙江、江苏、广东等地代表性上市公司较多，同时陕西、四川、天津等省市也拥有如隆基股份、通威股份以及中环股份等光伏行业的龙头企业。
光伏发电行业园区分布：江苏最多
目前，江苏拥有的光伏产业园区数量最多，为12个，其次是浙江，山东排名第三。
光伏发电行业代表性企业产量情况
目前，光伏产业链较长，涉及到的企业较多，其中部分企业在产业链多个环节布局，相比之下，隆基股份在组件和硅片产量方面优势较位突出，其余企业在各自的布局领域产量情况如下：
注：统计的企业为公布相关产量数据的上市企业，未公布具体产能/产量数据的上市企业未纳入统计中。
光伏发电行业代表性企业最新投资动向
2020年以来，光伏发电行业代表性企业的投资动向主要包括对子公司增资、投资新建项目等。光伏发电行业代表性企业最新投资动向如下：
我非常认可国家进行可再生能源的替代行动，但要想大规模普及，不仅要考虑到清洁能源大规模项目所铺设的人力技术和资源成本。相关的法律规定和政策扶持也必须要尽快跟上。
对于清洁能源的替代和可再生能源的使用，不仅可以促进民生生活的秩序和空气的良好，也能够保障我国的现有生活和未来发展。但在现阶段还有更多的技术难关仍需解决和突破，这也是值得注意和考虑的。
可清洁能源的使用将会造福人民群众，并减少环境污染。
我们本身和自身的环境存在着相互影响的情况，通过可清洁能源不仅可以替代燃料燃烧可能产生的有害废物，也可以更好的保护家园，从而避免未来产生极端的频繁灾害天气对生活和出行造成影响。因此清洁环保能源的存在是非常重要的，对于未来国家之间的能源使用甚至外太空的能源使用技术而言都有着非常重要的前景方向。
许多可再生发电项目会受到地理环境以及天气周期的影响，影响了发电技术的运行和改进。
但不可忽视的是，相关的阻力和问题比如说水能，风能太阳能等，这些清洁项目虽然不会产生污染，但其发电规模和其发电设备会受到地理环境以及天气周期的影响，对于维持地区的长久和稳定发电而言，其实只能起到辅助作用。目前类似诸如核能以及其他的清洁煤发电项目，也受到了国家的关注和行业的研究。
针对可清洁能源的市场推进和研发，相关政策和扶持规定也有待完善。
要想真正的促进替代行动的落实和到位，相关法律法规的政策和扶持规定也是有待完善的。针对于某些企业的研发和分析给予一定的支持，并派遣相应的科研人员进行辅助帮助，可以更好的推进这类可再生能源替代项目的落地。
生物质能利用的方式主要是直接燃烧、发电、气化和转变为成型燃料。所谓生物质气化是指利用工业手段将秸秆变成天然气，用秸秆转变而成的天然气虽然与煤相比缺乏竞争力，但是和煤气、天然气相比是具有竞争力的。秸秆气化也可解决小区域集中供气问题。此外生物质成型燃料是替代煤的好产品。成型燃料在我国已实践了几年，技术已比较成熟，如秸秆固化成型是成熟的技术。
近年来，随着对可再生能源的加大开发、利用，生物质能发电得到了快速发展。2016年我国生物质能发电项目装机容量达到1224.8万千瓦，较2015年再增加104.9万千瓦，发电量达到634.1亿千瓦时，相当于2/3个三峡水电。数据显示，目前我国生物质发电项目达到了665个，仅2016年一年内就再添66个项目，成为投资领域的新宠。
图表：2012-2017年生物质能发电项目累计装机容量（单位：GW）
生物质发电成为分布式能源发展新动力
生物质发电在国际上越来越受到重视，在国内也越来越受到政府的关注。根据“十三五”生物质能源发展规划，到2020年，生物质能利用量将达5700万吨标准煤，其中生物质能锅炉供热每小时将达2万蒸吨，生物质能固体燃料年利用量达1000万吨标准煤；生物天然气达100亿立方米；生物质液体燃料总量将达600万吨，其中燃料乙醇400万吨，生物柴油200万吨。
此外，按照可再生能源中长期发展规划要求，到2020年，我国生物质发电总装机容量要达到3000万千瓦。可以认为生物质发电，将是分布式能源发展的又一重大市场。
图表：生物质发电总装机容量预测（单位：GW）
——以上数据及分析均来自于前瞻产业研究院发布的《中国分布式能源行业商业模式创新与投资前景预测分析报告》。
