“中国可再生能源经历了规模化发展阶段之后，正大踏步迈向高质量跃升发展新阶段。”
在6月28日举行的《中国可再生能源发展报告（2022）》发布会上，国家能源局新能源司副司长熊敏峰如是说。
能源可以分为再生能源和非再生能源两大类型。所谓可再生能源，是取之不尽，用之不竭的能源，不需要人力参与便会自动再生，是相对于会穷尽的非再生能源的能源。
可再生能源包括风能、太阳能、水能、生物质能、地热能等非化石能源，是绿色低碳能源，是我国多轮驱动能源供应体系的重要组成部分，对于改善能源结构、保护生态环境、应对气候变化、实现经济社会可持续发展具有重要意义。
要重新认识我国能源资源禀赋，看到丰富的可再生能源资源，是我国资源禀赋的重要组成部分。我国发展高比例可再生能源的资源基础是丰厚的。2022年是全面落实“十四五”规划的关键之年，中国可再生能源发展成绩斐然。
2022年，全年新增可再生能源装机规模1.52亿千瓦，占国内新增发电装机的76.2%，是新增电力装机的主力。可再生能源装机在全部发电总装机占比上升到47.3%；年发电量2.7万亿千瓦时，占全社会用电量的31.6%。其中，风电、光伏年发电量首次突破1万亿千瓦时，接近国内城乡居民生活用电量。可再生能源在保障能源供应方面发挥的作用越来越明显。
“十四五”期间，预计可再生能源将继续保持快速增长势头，可再生能源发电量在全社会用电量中的占比达到约33%，电力装机增量预计超过一半来自风电和光伏。
由水电水利规划设计总院发布的《中国可再生能源发展报告（2022）》，涵盖中国可再生能源发展现状、投资建设、运行管理、发展特点、趋势展望及发展建议等，并高度关注和研究国家重要政策和行业关切热点，通过数据分析更好地认识和把握可再生能源发展的脉络、规律以及趋势动态。
本文内容主要来源于此份报告，并参考网络可再生能源相关内容集合而成，作为可再生能源的科普资料，与各位同仁分享，共拓视野。
2022年，新冠肺炎疫情反复，全球地缘政治博弈，乌克兰危机升级引发能源危机，大力发展可再生能源，已经成为世界各国确保自身能源安全和推动能源转型发展的必然要求和重要举措。
2022年，全球可再生能源新增装机规模接近3亿kW。有60多个国家超过10%的发电量，是由可再生能源提供的，可再生能源发电装机容量占新增装机容量的比重，达到了83%。
全球可再生能源发电装机容量达到了33.72亿kW，新增装机容量达到了2.95亿kW，增长率为9.6%。
其中，中国是全球可再生能源发电新增装机容量的最大贡献者，占全球新增装机容量的51.7%，可再生能源发电已经成为中国电力新增装机的主体。
生物质能非电利用规模达到了1686万t标准煤，占生物质能利用规模总量的26.8%。
中国成为全球海洋能利用的主要推动者，首个兆瓦级别的潮流能发电机组“奋进号”并网发电；世界首台兆瓦级漂浮式波浪能发电装置开工建造。
第一批9705万kW大型风电光伏基地项目全面开工、部分已经建成投产，第二批基地部分项目陆续开工，初步形成第三批基地项目清单。
白鹤滩水电站建成投产，金沙江下游及长江干流上的6座巨型梯级水电站——乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝形成了世界上最大的“清洁能源走廊”。抽水蓄能建设明显加快。
产业技术与装备制造能力持续增强，各类市场主体多，市场创新活力强，光伏+、可再生能源制氢等新模式、新业态不断涌现，分布式成为光伏的主要发展方式，陆上6MW级、海上10MW级风电机组已经成为主流。
中国生产的光伏组件、风力发电机、齿轮箱等关键零部件，占全球市场份额的70%。
从发展现状的角度来看，我国水电已建装机容量36771万kW，年新增投产1507万kW，在建装机容量约为2700万kW，主要分布在金沙江、雅砻江、大渡河等流域，2022年新增核准300万kW。
从投资建设的角度来看，首先，我国的重大工程建设进展顺利，如金沙江白鹤滩水电站、苏洼龙水电站、雅砻江两河口水电站全部机组投产发电。雅砻江杨房沟、木里河卡基娃等水电站完成枢纽工程竣工。
其次，单位千瓦投资总体仍保持高位水平。新核准电站集中于流域上游，总体开发建设的难度较大，单位投资水平总体较高。2022年核准常规水电站工程平均单位千瓦总投资为13319元。
最后，大中型水电工程建设质量安全总体水平稳步提升，工程质量管理标准化积极推进。
从运行管理的角度来看，首先需要加强流域水电综合监测，提升运营管理水平。要完成444座大中型水电站实时数据接入，实现对全国主要流域水能利用情况的实时监测；2022年，全国监测电站弃水电量104亿kW·h，有效水能利用率为98.72%。
从技术进步的角度来看，主要表现为：白鹤滩水电站百万千瓦巨型混流式水轮发电机组全面投产；超大埋深复杂地质长隧洞TBM施工关键技术取得了突破性的成果；以两河口、白鹤滩等为代表，水电工程建设迈向了智能化。
从常规水电的发展特点来看，首先，主要流域水风光一体化进入了新的发展阶段，在金沙江、雅砻江等流域规划布局了多个大型流域水风光一体化基地，全面推进示范基地开发建设，探索一体化资源配置、开发建设和调度运行。
其次，极端天气条件下，水电大省电力保供面临挑战。2022年，我国金沙江、澜沧江、乌江等多条流域遭遇了不同程度的旱情，特别是四川省遭遇“最高气温”、“最少降水”、“最大负荷”三叠加，对电力保供造成了影响。
最后，流域水电扩机和电站增容改造取得了新进展。积极推进主要流域水电基地优化升级，完成黄河上游和雅砻江中下游水电规划调整工作，红水河和乌江干流水电规划调整主要研究工作基本完成；李家峡水电站扩机、五强溪水电站扩机等工程建设取得了新进展。
投产规模、年度核准规模创历史新高。年新增投产880万kW；核准48座，总规模为6890万kW；抽水蓄能电站已建投产总规模为4579万kW，核准在建1.21亿kW。
单位千瓦投资较2021年略有增加。2022年核准抽水蓄能电站工程平均单位千瓦总投资约为6665元，与2021年的6507元相比，略有增加，较十三五期间平均水平6300元相比，上涨约5.8%。
促进电力系统安全稳定运行效益显著。随着新能源并网增加，抽水蓄能机组运行强度持续加大。以国家电网区域为例，104台储蓄机组综合利用小时数同比上升了0.86%。
从风电的发展现状来看，首先是陆上新增装机平稳增长，海上新增规模短期下降。新增并网装机容量为3763万kW；其中，陆上风电新增3258万kW，海上风电新增505万kW；风电累计装机36544万kW，同比增长11.5%。
其次，发电量持续提升，2022年全国风电发电量达到7624亿kW·h，同比增长16.3%，占全部电源总年发电量的8.8%，较2021年提高了1个百分点。
最后，三北地区陆上装机、沿海地区海上装机规模占比逐步提升。“三北”地区发挥区域资源优势，积极推进大型风电基地建设，新增并网装机容量占比74%，同比增长35个百分点。沿海地区积极推动海上风电基地开发建设，海上风电新增并网装机容量占沿海地区风电新增并网装机容量的42.3%。
从投资建设的角度来看，第一个趋势是海上风电造价略有下降。2022年陆上集中式平原地区、一般山地、复杂山地风电项目单位千瓦造价分别约为4800元/kW、5500元/kW和6500元/kW；2022年以后，随着陆上大兆瓦机组推广应用，主机价格呈现进一步下降的趋势，预计项目整体单位造价指标仍有一定的下降空间。
第二点是海上风电造价降幅较大。2021年底海上风电集中并网之后，项目单位千瓦造价显著下降。综合考虑不同省份的海域建设条件差异，2022年海上风电项目单位千瓦造价约为11500元/kW。
从运行消纳的角度来看，年平均利用小时数略有增长，2022年全国风电年平均利用小时数为2259h，同比增加了14h；另外，2022年全国风电平均利用率为96.8%，持续保持了较高水平。
第一，装备制造产业持续壮大，布局不断优化。全国风电机组整机生产企业约为20家，风电机组整机产量居世界首位，其中6家新增并网装机容量位居全球前十名。
第二，勘察设计与施工支撑能力逐步增强。形成了一批集电力和能源规划咨询、勘察设计、工程承包、装备制造、投资运营完整业务链的大型企业，开发建设能力不断增强。
第三，投资运营企业跨界布局多元化的趋势明显。大型国有电力企业市场份额约占70%，另跨行业参与风电开发建设企业不断增加，设备制造、水利工程、石油化工、交通运输等企业积极推进多元化跨界布局。
从质量安全方面来看，我国风电建设质量安全水平整体向好，但是风电建设质量安全风险持续存在。具体来说，一是建设条件相对较好的场址会逐步减少，后续项目的建设难度逐步提高；二是行业技术发展迅速，新兴技术的可靠性、稳定性还有待验证。
第一，风电机组大型化趋势加速，陆上单机容量6MW级风电机组已经成为主流，8MW级风电机组陆续下线MW级风电机组批量化应用，16-18MW级风电机组也相继下线。
第二，工程勘测设计水平不断进步。风能资源评估与选址布局设计、超高塔筒和新兴塔筒技术、深远海海上风电勘测设计、漂浮式海上风电机型设计等勘测设计技术持续突破。
我国风电的发展特点，可以归结为以下几个方面：第一，基地化成为陆上风电开发的主要模式；第二，海上风电新增规模短期回落，深远海开发逐步推进；第三，分散式、高海拔风电逐步推动；第四，老旧风电场实现小批量技改。
我国太阳能的发展现状是：装机规模保持快速增长；发电量大幅度提升；产业规模保持快速增长。
2022年新增装机8741万kW，全部为光伏发电，累计装机容量达到39261万kW，同比增长了38.6%；全国太阳能发电量达到了4276亿kW·h，同比增长30.8%，占全部电源总年发电量的4.9%；光伏产业保持快速增长势头，多晶硅产量为82.7万t，硅片产量为357GW，电池片产量为315GW，组件产量为288.7GW。
从投资建设的角度来看，我国太阳能产业投资规模持续较大增长，2022年新增总投资约为3410亿元，较2021年增长约58%；单位千瓦造价虽受产业链部分缓解供需矛盾的影响，但整体略有下降，地面光伏电站为4130元，同比下降0.5%；分布式光伏约为3740元，与去年同期持平。
从运行消纳的角度来看，年平均利用小时数达到了1202h，同比增加9h，与2021年基本持平；消纳保持平稳，全国弃光电量75.1亿kW·h，弃光率1.7%，较2021年略有下降，利用率总体向好。
2022年，我国太阳能技术进步主要表现为：多晶硅能耗持续降低；硅片切片厚度稳步下降，多晶硅平均厚度为175μm左右；P型单晶硅片平均厚度为155μm左右，较2021年下降15μm。
第二，新增分布式光伏并网规模为5111.4万千瓦，其中户用分布式2524.6万千瓦，占新增规模的49.4%，成为分布式光伏开发的主要模式之一；
第三，光伏制造业规模创历史新高，制造端总产值突破了1.4万亿人民币，光伏产品出口超过了512亿美元，多晶硅与光伏组件产量分别连续12年和16年位居全球首位；
第四，光伏产品价格波动明显。2022年初受光伏产业链供需失衡的影响，硅料价格持续攀升，三季度末出现回落。
2022年，我国生物质能发电新增装机334万kW，同比下降了58.7%，累计并网装机容量达4132万kW，同比增长8.8%。
发电量显著提升，达到1824亿kW·h，较2021年增加11.4%，占全部电源总年发电量的2.1%。
垃圾焚烧发电，仍是我国生物质能发电的主要增长引擎，占累计新增装机的76.9%，较2021年提高5个百分点。
非电利用也稳步增长。全国生物天然气累计年产气规模为2.3亿m³，固体成型燃料年产量2400万t，燃料乙醇年产量320万，生物柴油年产量130万t。
从投资角度来看，2021年我国生物质发电投资580亿元，同比下降58.5%。
从运行消纳角度来看。我国生物质发电平均利用小时数为4515h，较2021年减少了167h。
总体来看，我国生物质能技术在不断进步，其中，生物质直燃发电效率已经达到了世界先进水平，生物质气化耦合燃煤发电技术持续探索示范；农林生物质热电联产转型升级趋势明显；固废处置一体化已经成为垃圾焚烧发电发展的新模式；相比于生物质发电，生物质能非电力用领域发展规模相对较小。
2021年，我国各省区积极布局地热资源勘查，并已纳入各类发展规划，加大了地热资源的勘探投入，以摸清资源储量。
同时，大力推进地热能的规模化利用，研究制定当地“十四五”规划，明确具体发展目标和重点任务。各地政府都相继出台了指导意见、管理办法和标准规范，逐步理顺地热的开发利用管理。
我国的地热投资建设方向，正在向多元化发展，深井换热供暖、江水源热泵供暖制冷、气田伴生地热水发电以及农村地热供暖等示范利用项目多点开花，示范效应已经初步形成。
另外，国家可再生能源信息管理中心，搭建了首个国家级地热信息化管理平台，积极对接各省级能源管理部门，开展地热项目的信息统计工作。
我国的新型储能已经进入规模化发展的新阶段，锂离子电池主导地位进一步提升。
2022年我国新增投运新型储能项目规模约7GW，累计装机规模约13.1GW/27.1GW，新增投运项目中锂离子电池储能占比高达97%。锂离子电池储能项目累计装机占比达到94%，较2021年增长3.1个百分点。
2022年全国锂离子电池行业的总产值，突破了1.2万亿元，锂离子电池产量达到了750GWh，同比增长超过130%，其中储能型锂电产量突破100GWh。
但是，我国不同技术路线产业链的成熟度不一。锂离子电池储能已经形成了较为完备的产业链，压缩空气储能、液流电池储能通过试点示范项目，正逐步实现规模化应用，产业链也在快速发展。其他的新型储能技术产业链体系还尚待成形。
从锂离子电池原材料的价格来看，2021年，锂电池上游原材料价格振荡走高至高位后，从11月下旬开始持续回落，储能型磷酸铁锂材料的均价从1月的10万元/t左右，上涨到11月的17万元/t 左右，涨幅超过了70%，11月下旬开始持续下跌，截至12月底材料均价为15万元/t左右。
从新型储能技术的进步成果来看，锂离子电池的性能进一步提升；液流电池储能项目的单体规模取得了突破；压缩空气储能技术取得重要进展；飞轮储能单机输出功率达到了兆瓦级；储能系统集成技术快速发展。
第一是行业管理体系逐渐完善。《“十四五”新型储能发展实施方案》等政策出台，新型储能行业管理体系初步建立，试点示范加快推动，电站安全要求进一步提高，新型储能参与电力市场机制不断得到完善。
第二，独立储能、共享储能备受行业关注。陕西、山东、浙江、河北、四川成都等多个省市先后公布了新型储能示范项目，多以独立储能或集享储能项目为主。
第四，多省（直辖市）增大了高峰和低谷电价上下浮动比例，尖峰电价在高峰基础上上浮20%-25%，用户侧储能打开了更多盈利空间。
2021年，我国可再生能源制氢初具规模，已有超过100个规划、在建和已建电解水制氢项目，总规模12.1GW。绿氢工业领域替代应用已显成效。合成氨、氢冶金、煤化工、石油炼化等行业开启了绿氢替代灰氢的时代。氢能“储、运、加”国产化进程稳步推进，储运项目达到了79个。氢燃料电池以及氢能汽车规模有了较大幅度的增长，双双创造历史最好成绩，同比分别增长104%和112%。
在氢气制备方面，在华北、西北等地区积极推进可再生能源制氢项目，电解水制氢成本稳中有降；在氢能储运环节，以20MPa气态储氢和高压管束拖车输运为主，液氢和输氢管网试点开始推动；在氢气加注环节，我国已累计建成超过300座加氢站，居世界第一，加氢关键技术逐步突破；我国已经成为全球最大的氢燃料电池商用车生产和应用市场，在化工、钢铁、能源、建筑等领域稳步推进多元化应用试点示范。
从投资建设的角度来看，我国的碱性电解水制氢技术具有一定的国际竞争优势，首先是成本优势，我国碱性电解水系统成本降至1400元/kW，为国外的25%-60%；其次，我国拥有全球优势地位的风电、光伏发电产业有望带动碱性制氢电解槽一体化发展。
另外，受益于单机系统功率从200kW升至300kW级别，以及国产化后质子交换膜、扩散层、膜电极、催化剂、双极板、空压机、轻循环系统等核心零部件价格下降，我国的氢燃料电池系统成本降持续提质降本。
第一，电解水制氢装备技术水平不断提升，2022年共发布了19款制氢电解槽新产品，向着低成本、低能耗、高电流密度、高产氢量方向持续进步；
第二，在海水直接制氢、碱性电解水制氢和光催化剂制氢等绿氢制取领域获得积极进展。
第三，在全球最大规模绿氢燃料电池汽车示范、氢燃料电池耐久性实测、260kW氢燃料电池各项参数强检认证、首次太空燃料电池在轨试验等方面创造纪录。
一、氢能“1+N”政策体系逐步形成。涵盖氢能“制、储、运、加、用”全产业链，覆盖多产业、多场景的政策体系，市场环境持续完善。
二、氢燃料电池在储能发电、工程机械、船舶、叉车、智能机器人和无人机等领域开展多场景应用，形成多点突破的发展态势。
大力发展可再生能源，是保障世界能源安全和推动能源转型发展的必然要求。我国可再生能源未来有以下十二个方面的发展趋势：
“十四五”期间，预计可再生能源发电量在全社会用电量中，占比达到33%，到2030年进一步提升至36%以上。
“十四五”期间，电力装机增量超过一半来自风电和光伏，“十五五”前期，新能源装机将超过煤电，成为第一大电源。
2025年，西北地区风电和光伏装机占全国总装机比例将分别达到28%和29%左右。
消费侧分布式就地开发利用可再生能源，提升工业等大用户可再生能源电力使用比例。
推动可再生能源可持续发展的驱动力将由财政补贴支持，转向基于绿证的绿色环境价值支持。
电力系统需求是导向和边界，开展抽水蓄能发展需求更新论证工作，引导其合理有序发展。
进入集中式与分布式并重的高速发展阶段，2023年预计新增并网1亿kW左右。
查明水热型地热资源的分布、热储特征、资源量等，开展重点区浅层地热能勘察评价。
各省将地热项目信息纳入统一管理平台，开展项目监测及预警，供暖期内，按月更新。
全国大部分省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，发展目标合计超过6000万kW。