事项：
2022年6月1日，国家发展改革委、国家能源局等9部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，规划在明确指导方针和发展目标的同时，指出要大规模开发可再生能源、高比例利用可再生能源、高质量发展可再生能源、市场化发展可再生能源。
国信环保公用观点：1）《规划》从可再生能源总量、发电、消纳及非电利用四个方面提出了发展目标，促进可再生能源大规模、高比例、市场化、高质量发展，有效支撑清洁低碳、安全高效的能源体系建设；
2）《规划》提出大规模发展可再生能源，风电和光伏发电集中式和分布式并举，推进水风光综合基地一体化开发，明确了风电光伏等可再生能源是实现碳达峰碳中和目标任务的重要力量，为新能源发展注入动力；
3）《规划》提出促进存储消纳，完善可再生能源市场化发展机制，破除市场和行政壁垒，形成充分反映可再生能源环境价值、与传统电源公平竞争的市场机制，抽水蓄能迎来发展良机。可再生能源消纳能力将进一步提升，市场化的完善和价格机制的形成将给新能源和储能带来新的利润点；
4）投资建议：1、大规模开发可再生能源，在“三北”地区大力推进风电和光伏发电基地化开发，在中东南部地区积极推进风电和光伏发电分布式开发，在西南地区统筹推进水风光综合基地一体化开发，在东部沿海地区积极推动海上风电集群化开发，深度利好新能源，推荐有资金成本、资源优势的新能源运营龙头三峡能源；“核电与新能源”双轮驱动中国核电；推荐积极转型新能源，现金流充沛火电龙头华能国际、中国电力等；2、加快推进抽水蓄能电站建设，完善可再生能源参与现货市场相关机制，完善电力辅助服务补偿和分摊机制，推荐有抽水蓄能、化学储能资产注入预期，未来辅助服务龙头文山电力;3、新能源为主新型电力系统建设，深度利好电能综合服务及智能配网建设，推荐电能综合服务商苏文电能。
评论：
《规划》可再生能源发展目标
锚定碳达峰、碳中和目标和2035远景目标，按照2025年非化石能源消费占比20%左右和2030年25%左右的任务要求，《规划》设置了4个方面的主要目标：①总量目标，2025年可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤左右，“十四五”期间可再生能源消费增量在一次能源消费增量中的占比超过50%。②发电目标，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，总装机容量达到12亿千瓦以上。③消纳目标，2025年全国可再生能源电力总量和非水电消纳责任权重分别达到33%和18%左右，利用率保持在合理水平。④非电利用目标，2025年太阳能热利用、地热能供暖、生物质供热、生物质燃料等非电利用规模达到6000万吨标准煤以上。
优化发展方式，大规模开发可再生能源
“十四五”期间，可再生能源发展坚持5个“并举”：集中式与分布式并举、陆上与海上并举、就地消纳与外送消纳并举、单品种开发与多品种互补并举、单一场景与综合场景并举。
《规划》明确，在“三北”地区大力推进风电和光伏发电基地化开发，在中东南部地区积极推进风电和光伏发电分布式开发，在西南地区统筹推进水风光综合基地一体化开发，在东部沿海地区积极推动海上风电集群化开发。稳步推进生物质能多元化开发，积极推进地热能规模化开发，稳妥推进海洋能示范化开发。
1.大力推进风电和光伏发电基地化开发。重点建设新疆、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。①统筹推进陆上风电和光伏发电基地建设。在风能和太阳能资源禀赋较好、建设条件优越、具备持续规模化开发条件的地区，着力提升新能源就地消纳和外送能力。推动多地千万千瓦级新能源基地建设。②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。③有序推进海上风电基地建设，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。
2.积极推进风电和光伏发电分布式开发。①积极推动风电分布式就近开发。重点推广应用低风速风电技术，合理利用荒山丘陵、沿海滩涂等土地资源，实施“千乡万村驭风行动”。以县域为单元大力推动乡村风电建设，推动100个左右的县、10000个左右的行政村乡村风电开发。②大力推动光伏发电多场景融合开发，积极推进“光伏+”综合利用行动，鼓励农（牧）光互补、渔光互补等复合开发模式。统筹农村具备条件的屋顶或统筹安排村集体集中场地开展分布式光伏建设，建成1000个左右光伏示范村。
3.统筹推进水风光综合基地一体化开发。①科学有序推进大型水电基地建设，重点开工建设金沙江旭龙、雅砻江孟底沟、黄河羊曲等水电站。②积极推进大型水电站优化升级，发挥水电调节潜力，支撑风电和光伏发电大规模开发。③做好生态环境保护与移民安置。④依托西南水电基地统筹推进水风光综合基地开发建设。
4.稳步推进生物质能多元化开发。①稳步发展生物质发电。优化生物质发电开发布局，稳步发展城镇生活垃圾焚烧发电，有序发展农林生物质发电和沼气发电。②积极发展生物质能清洁供暖。合理发展以农林生物质、生物质成型燃料等为主的生物质锅炉供暖，鼓励采用大中型锅炉。③加快发展生物天然气。④大力发展非粮生物质液体燃料。
5.积极推进地热能规模化开发。①积极推进中深层地热能供暖制冷。在北方地区大力推进中深层地热能供暖，因地制宜选择“取热不耗水、完全同层回灌”或“密封式、井下换热”技术。②全面推进浅层地热能开发。重点在具有供暖制冷双需求的华北平原、长江经济带等地区，优先发展土壤源热泵，积极发展再生水源热泵，适度发展地表水源热泵。③有序推动地热能发电发展。在西藏、青海、四川等地区推动高温地热能发电发展。
储能迎来发展点，可再生能源消纳水平将逐步提高
《规划》提出，要促进存储消纳，高比例利用可再生能源。加快建设可再生能源存储调节设施，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。加强可再生能源发电终端直接利用，多措并举提升可再生能源利用水平。具体要求如下：
1.提升可再生能源存储能力：①加快推进抽水蓄能电站建设。大力推动项目建设，实现丰宁、长龙山等在建抽水蓄能电站按期投产；加快已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设；加快纳入全国抽水蓄能电站中长期规划项目前期工作并力争开工。②推进黄河上游梯级电站大型储能试点项目建设。开展黄河上游梯级电站大型储能项目研究，解决工程技术问题，提升开发建设经济性。③有序推进长时储热型太阳能热发电发展。推进关键核心技术攻关，推动太阳能热发电成本明显下降。在资源优质区域，发挥太阳能热发电储能调节能力和系统支撑能力，建设长时储热型太阳能热发电项目，推动太阳能热发电与风电、光伏发电基地一体化建设运行，提升新能源发电的稳定性可靠性。④推动其他新型储能规模化应用。明确新型储能独立市场主体地位，完善储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准。创新储能发展商业模式，明确储能价格形成机制，鼓励储能为可再生能源发电和电力用户提供各类调节服务。
2.促进可再生能源就地就近消纳：①加强电网基础设施建设及智能化升级，提升电网对可再生能源的支撑保障能力。提升关键局部断面送出能力，支撑可再生能源在区域内统筹消纳。②提升可再生能源就地消纳能力。积极推进煤电灵活性改造，推动自备电厂主动参与调峰。优化电力调度运行，合理安排系统开机方式，动态调整各类电源发电计划，探索推进多种电源联合调度。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。③推动可再生能源外送消纳。加强送受端电网支撑，提升“三北”地区既有特高压输电通道新能源外送规模。统筹配套一批风电和光伏发电基地，充分提升输电通道中新能源电量占比，扩大跨省跨区可再生能源消纳规模，持续提升存量特高压通道可再生能源电量输送比例。④提升基础设施利用率，推动既有火电“点对网”专用输电通道外送新能源。就近布局风电和光伏发电项目，通过火电专用通道外送，推动传统单一煤电基地向风光火（储）一体化综合能源基地转型。⑤优化新建通道布局，推动可再生能源跨省跨区消纳。加快建设白鹤滩至华东、金沙江上游至湖北特高压输电通道，在确保水电外送的基础上，扩大风电和光伏发电外送规模。
3.加强可再生能源多元直接利用：①推动可再生能源发电在终端直接应用。因地制宜开展新能源电力专线供电，建设新能源自备电站，推动绿色电力直接供应和对燃煤自备电厂替代，建设一批绿色直供电示范工厂和示范园区，开展发供用高比例新能源示范。②扩大可再生能源非电直接利用规模。做好区域可再生能源供暖与国土空间规划、城市规划等的衔接，在北方清洁供暖中因地制宜优先利用可再生能源供暖，在具备条件的地区开展规模化可再生能源供暖行动。③开展高比例可再生能源应用示范。
4.推动可再生能源规模化制氢利用：①开展规模化可再生能源制氢示范。在可再生能源发电成本低、氢能储输用产业发展条件较好的地区，推进可再生能源发电制氢产业化发展，打造规模化的绿氢生产基地。②推进化工、煤矿、交通等重点领域绿氢替代。统筹推进绿氢终端供应设施和能力建设，提高交通领域绿氢使用比例，重点开展能源化工基地绿氢替代，降低冶金化工领域化石能源消耗。
5.扩大乡村可再生能源综合利用：①加快构建以可再生能源为基础的乡村清洁能源利用体系。利用建筑屋顶、院落空地、田间地头、设施农业、集体闲置土地等推进风电和光伏发电分布式发展，提升乡村就地绿色供电能力。②持续推进农村电网巩固提升。加大农村电网基础设施投入，加快实施农村电网巩固提升工程，提升农村电网供电可靠性。③提升乡村可再生能源普遍服务水平。
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
《规划》指出，要深化能源体制和“放管服”改革，推进能源低碳转型，激发市场主体活力，完善可再生能源电力消纳保障机制，健全可再生能源市场化发展体制机制，健全绿色能源消费机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，为可再生能源发展营造良好环境。具体要求如下：
1.深化可再生能源行业“放管服”改革：①加大简政放权力度。②完善监督管理机制。构建有利于可再生能源发展的协同监管机制，加强可再生能源规划、产业政策、开发建设、电网接入、调度交易、消纳利用等监管，确保国家规划政策有效实施。③提升政务服务水平。
2.健全可再生能源电力消纳保障机制：①强化可再生能源电力消纳责任权重引导。②加强可再生能源电力消纳责任权重评价考核。③建立健全可再生能源电力消纳长效机制。统筹电源侧、电网侧、负荷侧资源，完善调度运行机制，多维度提升电力系统调节能力。推动源网荷共担消纳责任，构建由电网保障消纳、市场化自主消纳、分布式发电交易消纳共同组成的多元并网消纳机制。
3.完善可再生能源市场化发展机制：①健全可再生能源开发建设管理机制。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。②完善可再生能源全额保障性收购制度。落实可再生能源法，进一步完善全额保障性收购制度，做好可再生能源电力保障性收购与市场化交易的衔接。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。③完善可再生能源价格形成和补偿机制。完善风电和光伏发电市场化价格形成机制，促进技术进步和成本下降，稳定投资预期。建立完善有利于分布式发电发展、可再生能源消纳利用的输配电价机制。完善抽水蓄能电站价格形成机制，提升抽水蓄能电站开发建设积极性，促进抽水蓄能大规模、高质量发展。建立完善地热能发电、生物质发电价格机制。④构建可再生能源参与市场交易机制。完善可再生能源参与电力市场交易规则，破除市场和行政壁垒，形成充分反映可再生能源环境价值、与传统电源公平竞争的市场机制。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
