7月31日，国家能源局在新闻发布会上介绍了今年上半年能源形势，根据会上发布的统计数据，今年上半年，全国可再生能源发电新增装机1.34亿千瓦，同比增幅达到24%。截至6月底，全国可再生能源发电累计装机达16.53亿千瓦，占全国发电总装机的53.8%；其中，光伏发电累计装机达7.13亿千瓦，风电累计装机4.67亿千瓦，“风光”装机合计11.8亿千瓦，已超过煤电11.7亿千瓦的装机规模。
提前完成目标
自2020年我国明确提出2030年“碳达峰”、2060年“碳中和”目标后，风电、光伏何时赶超第一大电源煤电，让新能源“登堂入室”成为新型电力系统的主体就成为了关注焦点。彼时风电、光伏累计装机规模在4.7亿千瓦左右，而燃煤发电的装机量要高出近3倍。业内当时有声音预估称，在2030年前大概率能够实现“风光”超煤电，更乐观的预测也多将时间节点定位在2025年之后。
不过，在“双碳”战略、电力体制改革、建设新型电力系统等推动下，近年来风电光伏的发展速度远超预期，尤其是光伏，2023年一年的新增装机就高达2.17亿千瓦，同比增长148.1%，不仅单年装机量已接近2020年前的全部累计水平，其中12月单月超53GW的新增装机也比2020年前各年度的单年装机规模还高。
其实，今年年初，中国电力企业联合会就预计二、三季度期间，“风光”装机超煤电将成为现实，而在半年数据公布之际，这一历史性时刻就已到来。此外，中电联此前还预测今年过后风电、光伏装机占比会达到全国发电装机总规模的40%，若以此计算，下半年新能源发展或许还会提速。
此外，同样在2020年，我国曾向全球做出在2030年之前实现风电、太阳能发电总装机达到12亿千瓦的国家自主贡献承诺，根据行业垂媒“全球光伏”的判断，按照国家能源局公布的半年度数据和7月新能源装机的实际情况，目前已大概率提前6年半实现了这一目标。
而且，在新能源持续“冲刺跑”之际，此前引起担忧的能源保供也显得颇为平稳，近一年半来，即使遭遇极端天气侵扰，仍总体保持着安全稳定供应，未在出现此前的“电荒焦虑”或成规模“拉闸限电”等问题。国家能源局也在发布会上表示，今年迎峰度夏能源保供基础进一步夯实，支撑性调节性电源建设加快；煤炭、煤电兜底保障能力进一步增强，跨省跨区通道输电能力持续提升，电力互济能力持续增强；新型储能装机继续保持较快增长，进一步规范新型储能并网接入，电力调节能力不断提升；度夏期间全国电力供应保障有力有效，各地均未采取有序用电措施。
前路仍需探索
从速度和规模来看，新能源发展形势确实喜人，但在这种史无前例的速度和增量下，一些问题也逐渐显现，今年光伏行业协会（CPIA）在做半年回顾时，用了“冰火两重天”的说法，一位电力行业从业者也曾对钛媒体APP表示，想要顺利完成能源转型、绿色转型，需要处理的问题还有很多。
钛媒体APP经过梳理，认为在接下来的发展过程中，以下几个方面的问题尤需注意：
一是如何安全又高效地提升新能源的发电量。今年上半年，风电、光伏发电量合计9007亿千瓦时，占到全社会总发电量的20%，虽然从增速来看已有较大进步，但其发电出力水平还是远逊于煤电，风电、光伏分开来看也都较之水电略低。而且，在装机规模持续高增长的同时，发电占比与装机占比的落差有进一步扩大之势，这对能源结构、发电经济性等无疑都会形成一定影响，也导致了绿电消纳难、额外成本高等问题。中国工程院院士、中国矿业大学教授武强就曾在一场论坛活动中表示，经济社会发展真正需要的并不是装机量，而是发电量，且风机、光伏等新能源设备的寿命周期通常也就在20年左右，如果电量调节保障能力无法及时跟进，目前大举上马的装机就将造成极大浪费。目前，我国也在通过技术发展、政策调整等多项措施促新能源消纳、提升发电量，包括大力发展新型储能、氢能等技术，根据实际情况调整“消纳红线”政策，为新能源利用率“松绑”等；
二是上游新能源制造业遭遇的困境。这一问题在风电、光伏、新型储能领域已愈发严峻，具体体现包括库存堆积、产能利用率偏低、价格战、企业业绩承压等。以光伏为例，在近期召开的光伏行业2024年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会上，CPIA在半年总结中列出了产业目前的几大问题，首当其冲的就是价格跌破成本，企业亏损加剧，从去年下半年到今年上半年，包括行业龙头企业在内，不少上市公司都处于净亏损状态，且亏损幅度越来越大，中小厂商情况更是尤为艰难。此外，还存在需求增速放缓、跨界玩家深陷泥潭、欧美等主流市场贸易保护加剧导致我国产品出口受阻、国内资源吃紧、分布式消纳面临市场瓶颈等诸多问题。钛媒体APP也了解到，这是CPIA历次进行半年度年度总结时，列出问题尤其多的一次，足见行业的困难与焦虑。而类似的问题在起步更早的风电产业中早已出现，近两年该行业也一直在弱周期中挣扎。被普遍视为“新风口”的新型储能也快速“碰壁”，一位锂电储能企业高管曾对钛媒体APP表示，储能大概率会复刻光伏的发展路径， 好的坏的都有，而行业目前也进入了“淘汰赛”，预计年内就会有大批企业被淘汰出局。同时，上游的波动、低价战并未必能利好下游电站运营、发电环节，比如，上游情况不好时，下游拿到的产品质量往往就得不到有效保障，供应情况出现大起大落后也会影响全产业链的高质量发展。今年以来，不仅行业企业数次呼吁停止“内卷”，走出“价格战泥潭”，主管单位也进行了指导和调节，工业和信息化部二季度、三季度针对锂电、光伏均出台过行业规范或指导意见，引导企业减少单纯扩大产能的制造项目，加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本；
图片来自@CPIA
三是新能源发电进一步市场化的问题。这涉及到整体的电力体制改革、电力市场化改革。实际上，自2015年我国开启新一轮电改以来，电力市场化交易就是关注焦点，不过，包括“电价调整”“新型主体入市”等很多问题都面临不小阻碍。钛媒体APP此前曾有过梳理，近一年来电力市场化改革相关政策发布明显提速，中央层面出台的《电力现货市场基本规则》《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》《关于建立煤电容量电价机制的通知》《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》等均属重磅政策，风电、光伏等新能源进行市场化交易的通道有所畅通，储能企业、虚拟电厂等也作为电力市场的新型经营主体被承认。不过，也应该看到，市场化改革涉及很多权力博弈，往往牵一发而动全身，不少地区政策落地时仍较为谨慎，改革效应的发挥、扩散还需时间。在今年5月23日于山东省济南市召开的企业和专家座谈会上，再次释放出进一步深入推动电力体制改革的积极信号，业内也对新能源下一步的发展充满了期待。
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