编者按

40多年来，中国风电从零起步，从科研试验、示范项目到商业化、产业化应用，中国风电产业从无到有、从小到大、从弱到强，走过了一条迂回曲折又波澜壮阔的崛起之路。

特别是近年来，中国风电连续多年新增装机居全球首位，取代美国成为全球第一风电大国。风电超越核电，成为仅次于火电、水电的名副其实的中国第三大主力电源。

从数量的增长到质量的提升，从产业的布局优化到行业技术创新，中国风电正站在全新的起点上，向着新高度攀登。

发展速度像风一样快

数据能最直观反映出一个行业的变化。

2000年时，中国风电装机仅有30多万千瓦，2010年时中国风电装机达到4400万千瓦，2012年中国风电装机突破6000万千瓦，取代美国成为世界第一风电大国。2015年2月，中国风电迎来新的里程碑——并网风电装机容量首次突破1亿千瓦。目前，中国风电装机已超过1.8亿千瓦。

与绝对值快速增长相对应的，是令人赞叹的增速。中国风电连续多年平均复合增长率高达100%。截至目前，中国陆上风电新增装机已连续9年保持全球第一。“中国风速”令世界赞叹。

伴随中国风电的崛起，中国风电企业也开始走向舞台中央。2015年6月底，龙源电力风电装机容量达1456.9万千瓦，成为全球最大的风电运营商。

受益于庞大的中国风电市场，中国风电整机商也随之崛起。

中国风能协会多年来对年度风电装机数据进行统计发布。对比历年的装机数据可以清晰地看到，从早年外资品牌风机的垄断地位到中国自主品牌风机一统天下，仅仅用了十几年的时间。2017年，外资品牌风机在中国风电市场的占有率已不足4%。

根据知名风能研究机构MAKE最新发布的全球风电整机制造商市场份额报告，2017年，在全球前十大整机商中，中国企业已占据四席。

开创规模化开发先河

在国外，分布式是陆上风电的开发模式。在中国，全球范围内首次实现了陆上风电的规模化开发应用。

中国风电起步于“三北”地区，经历“建设大基地、融入大电网”的快速发展，风电产业从无到有，市场规模成长为全球第一。

2009年，《新能源产业规划》正式颁布，确定了6个省区的7大千万千瓦级风电基地。 此后发布的《风电“十二五”发展规划》进一步提出，研究大型风电基地风能资源特点，结合电力市场、区域电网和电力外送条件，积极有序推进河北、蒙东、蒙西、吉林、甘肃、山东、江苏、新疆和黑龙江等9个大型风电基地建设。

近年来，“三北”地区面临较严重的弃风限电问题，但在中国风电起步之初，“三北”大基地开发的历史贡献不可磨灭。正是受益于“三北”大基地开发，一方面，支持了国家可再生能源发展战略的落实，促进了风电规模化利用;另一方面，通过大规模市场的拉动，促进了产业链的完善，加速了行业技术创新，降低了开发成本。

“十三五”以来，中国风电开发重心由“三北”地区向中东部和南方地区转移。特别是最近两年，分散式风电项目纷纷落地，打破了经济发达城市人口集中区域无法开发风电的传统认知，中国风电产业迎来又一次变革。

技术创新引领产业升级

从平原到山地，从高海拔到低风速，中国风电不仅在发展速度上领跑世界，在技术创新方面，也开始引领全球风电行业的新航向。

回首中国风电走过的道路，也是一条技术创新引领突破的崛起之路。自风电起步之初，国家支持风电技术引进和创新及规模化发展，通过“乘风计划”、国家科技攻关计划、“863”计划以及国债项目和风电特许权项目等，支持风电实现了技术引进、吸收和再创新。

近年来，中国风电行业在国际上创新提出了“低风速”概念，主动向中东部和南方等接近负荷中心的地区进行产业布局。伴随低风速技术的成熟，之前不具备开发价值的低风速地区正成为风电产业的热土。以此计算，中东部和南部地区风速在5米/秒以上，达到经济开发价值的风资源储量接近9 亿千瓦。

在我国部分地区4.8米/秒的平均风速下，年等效利用小时数甚至能达到2000小时，这一运行纪录打破了国际风电界的传统认知。中国低风速开发正引领世界风电向着更长叶片、更高塔筒、定制化设计、全生命周期的技术挖掘与优化整合方向发展。

在高海拔地区，中国风电也一次次勇攀高峰。

今年6月，中车株洲所3.6兆瓦风电机组在青海成功吊装。这是我国已安装的单机容量及风轮直径最大、海拔最高的3兆瓦级国产陆上风电机组。中国风机再一次“站”上有世界屋脊之称的青藏高原。

面对日益增大的风电存量市场，风电场存量资产的高效经营、增收节支成为决定风电投资收益的关键。从微观选址到机组选型，从精准设计到精细施工，从智能运维到精益管理，中国风电行业大胆探索，勇于创新，积累了宝贵经验。

“以前，风电场大多是沿用火电厂的现场管理和人员配置;现在，风电场逐步探索出了适应风电场需要的现场管理模式。通过采用集控运行管理，风电场值守趋于少人化甚至是无人化，同时，也提高了风场与风场、风场与电网的信息交互速度和效率。” 中广核四川马鸣风电场副场长缑新华曾对记者说。

培育出完整系统的产业链

早期，风电单位千瓦设备成本高达9000 元，如今已下降到3000多元。风电装备的国产化在成本下降过程中发挥的作用功不可没。

目前，中国成为全球最大的风电零部件制造供应链基地。中国风电产业链的完整性、系统性得到全世界的公认。

齿轮箱是双馈式风电机组的最核心零部件之一。南高齿集团起初从事建材、冶金等传统行业领域齿轮传动设备制造，伴随风电产业的崛起而进入风电齿轮传动领域。目前，作为工信部认定的首批制造业单项冠军示范企业、全球生产风力发电主传动及偏航变桨传动设备主要厂商之一，南高齿集团全球市场份额超过30%，成为全球风电齿轮传动设备冠军。

产业链的蓬勃发展离不开标准。全国风力机械标准化技术委员会秘书长王建平说：“近年来，我国在风机制造、质量保证体系、安装运营、维护管理以及检测诊断等诸多方面通过完善标准，助力突破了当前卡住中国风电发展的技术瓶颈，推动中国由风电大国向风电强国的转变。”

海上风电扬帆起航

海上风电曾是中国风电发展的短板，近年来，中国海上风电稳步向前，新增装机3年翻3倍。

今年6月底，国家电投江苏滨海北区H2#400兆瓦海上风电场最后一台风机正式并网发电。这意味着亚洲最大的海上风电场100台风机全部并网发电。这一过程历时3个月，创造了中国海上风电大规模连片化开发的并网新速度。

如果说，新疆达坂城风电场代表了中国风电产业光辉的起点;那么，福建兴化湾风场则预示着中国风电产业灿烂的明天。

近年来，三峡集团携手福建省以福建区域海上风电开发为蓝本，推进我国海上风电集中连片规模开发，打造海上风电全产业链。率先在福清兴化湾建设首个5兆瓦及以上海上风电样机试验风场，引入通用电气、金风、海装、太重、明阳、东气、上海电气、湘电等8家国内外厂商的风机同台竞技，创造了我国海上风电机型最多、机型最新、单机最大的纪录。

今年7月，随着“大桥福船”号海上一体化自升式风电安装船的1000吨吊机臂杆缓缓下落，最后一圈风轮螺杆顺利穿入，兴化湾海上风场一期项目最后一台风机的风轮安装完成，这标志着兴化湾海上风场一期项目14台风机安装施工圆满收官。

正是通过福清兴化湾样机试验风场的建设，带动了我国海上风电产业链的发展。太原重工自主研发的5兆瓦机组，为该集团首台海上风电机组，国产化率达90%;徐工集团生产的旋挖钻机首次使用于海上嵌岩钻孔施工;一帆新能源公司生产的钢管桩、过渡段和塔筒陆续用于样机试验风场，保障了项目的顺利进行; “福船三峡号”依托样机试验风场在首台风机吊装中成功首秀;中铁大桥局完成首台海上风机施工吊装作业，成功从桥梁施工的世界冠军跨入海上风电施工领域。

加速 “走出去”

“当初我们把洋师傅请进来，今天我们走出去当师傅。”一位基层风电技术人员的话恰是中国风电今非昔比的真实写照。

近年来，不断壮大的中国风电开始频频亮相于世界舞台。

2011年7月，龙源电力成功收购加拿大安大略省99.1兆瓦风电项目，2014年11月，该项目正式投产发电，这是中国发电企业在海外自主开发、自主建设、自主运营的首个风电项目。

2017年4月，金风科技在美国Rattlesanke项目成功获得伯克希尔哈撒韦公司旗下基金、花旗集团旗下基金的共同税务投资，顺利实现融资关闭，彰显了国际专业机构对中国风电企业技术、产品和服务的认可。

今年6月，龙源南非德阿项目获得南非国家电网公司(ESKOM)签发的并网模型及测试一致性验证报告，一次性通过南非电网验收。德阿风电项目是中国在非洲第一个集投资、建设、运营为一体的风电项目，实现了中国资本带动中国装备、技术、标准、服务全方位“走出去”。

全球风能理事会的报告评价称，近年来，中国风电行业不仅自身发生了巨大蜕变，也深刻改变了世界风电格局，成为全球风电产业新的“风向标”。(来源：中国能源报)

杨校生忆风电往事：

解码中国风电高速发展“基因”

今年66岁的杨校生曾任原能源部新能源发电处副处长，继而在龙源电力集团公司任总工程师多年，现为中国农机工业协会风力机械分会理事长。他是我国风电产业从无到有、从小到大的亲历者和见证者。在他眼中，中国风电几十年的发展历史有哪些得失?站在新的起点上，又该如何走好未来之路?

成就突出 短板犹存

“中国风电的发展有几十年的历史，但真正成为一个产业和行业的起点是1992年， 其标志是当时的能源部为了改善极不合理的能源结构，在已有的科学试验示范的基础上，决定大力开发风电。为此拨专款资金成立了中国福霖风能开发公司，为风电的商业化、规模化应用拉开了序幕。” 杨校生告诉记者，“福霖公司成立之前，中国各地的零散风电厂家主要是探索风电技术的可行性，大多是政府行为。其规模很小、没有商业机制，还不能真正当做一个产业来看待。”

1992年，中国福霖风能开发公司成立。1994年，几个商业化项目相继投产，中国风电正式步入产业化阶段。1999年，隶属于原国家电力公司的龙源电力集团公司、中能电力科技开发公司和中国福霖风能开发公司进行重组，龙源集团的主营业务开始转向风力发电，由此抢占了先机，成就了日后龙源集团作为开发商和运营商在风电领域的霸主地位。

在杨校生看来，中国风电近几十年来的发展，成就是有目共睹的。特别是在风电规模化开发、风电装备和技术的国产化方面格外突出。从装机容量来看，截至今年上半年，中国风电累计装机已突破1.8亿千瓦，多年来居世界第一。风电发电量占比也在逐步提高，稳居我国第三大电源;从装备角度来看，中国已能自主研发制造可在陆上、海上安装运行的功率在6兆瓦及以下的适应各种风况各种用途的风电机组，型号有数百种之多，完全满足了国内外开发需要。中国陆上运行的90%以上都是拥有完全自主知识产权的国产品牌风电机组;我国已具备很强的风电技术研发能力和全产业链的研发体系，自主风电技术发展很快，特别是在低风速风机技术和智能风机技术领域走在世界前列。中国自主开发的风电技术、装备和项目已开始稳步走向海外。

杨校生提醒说：“看到成就的同时也必须意识到不足，我们必须清醒地看到，在6兆瓦以上更大容量风电机组研制和相应的基础研究等领域，中国与世界先进水平仍有较大差距。我们在发展，国际风电界也没有闲着。因此，绝不能盲目自大，沾沾自喜。我们还有很长的路要走。”

“有了这三点，风电想不大发展都难”

杨校生将中国风电取得成就的基础性因素归纳为以下几点：

在早期，为风电大发展所确立的风电项目商业化，规模化思路。以原能源部决定成立中国福霖风能开发公司为标志所开启的风电项目公司化、商业化运作，推动了风电从科研示范转向形成风电产业。

2002年国家电力体制改革，风电项目市场投资机制建立，形成了日后多方开发风电的局面。

2004-2006年《可再生能源法》的制定和颁布实施，为整个风电行业今天的蓬勃发展奠定了法律基础。“从当时中国的社会经济背景来说，《可再生能源法》是部具有前瞻性的法律，有一定的超前性。”杨校生对记者表示。

在杨校生看来，政府部门直接和持续的推动，国家能源局关于风电“建设大基地，融入大电网”的思路和实施的风电规模化开发及设备国产化政策，作用非凡。一方面，靠大电网发展大基地，调动了各大开发运营企业进入风电领域的积极性，形成了一个大的风电需求市场。另一方面，利用巨大的国内市场为制造企业提供了引进消化吸收再创新的舞台，提升了中国风电产业制造链的整体水平。

另外，制定和实施风电固定电价制度保障了风电企业有利可图。

杨校生说：“现在回头来看，风电产业发展到今天这个局面，正是得益于这些基础性因素。归纳我国现行的风电发展运行机制，核心是三点，即由《可再生能源法》提供法律保障;以保障性全额收购电量提供市场保障;以财政补贴为标志的固定电价制度提供效益保障。有了这三点，风电想不大发展都难!”

亟待建立新的可持续发展机制

杨校生认为，我国现行的风电产业运行机制出现了两个问题一直没能很好解决：一是风电项目弃风限电严重;二是补贴资金不能按时到位。

杨校生回忆说，早在2005年，制定《可再生能源法》的时候，就曾讨论过是采用配额制还是采用固定电价问题。最终选择的方案是固定电价。“当时全国并网风电装机不到100万千瓦，无论电力系统的消纳还是财政补贴资金都没有问题。现在情况变了，风电规模不断壮大。电力系统消纳风电问题越来越大，财政补贴资金也已难以为继。在这一背景下，配额制再次走入主管部门的视野。”

现行机制难以解决的问题，根源在哪里?杨校生认为， 现有机制完全是政府主导、政府负责的。其缺陷体现在两方面：一是，一直以来没有切实落实消费侧(政府、企业和个人)可再生能源消费的责任和义务，这与《可再生能源法》的宗旨相违背。二是，我国的电力系统是一个高度集中、高度集权的超级垄断系统。现有电网的结构、技术及管理不能适应作为社会服务平台的要求。现有的电力和能源管理体制还不能适应可再生能源的高比例应用。

回首我国风电产业发展历史，杨校生颇有感慨地表示：“我们仍没有做到市场是配置资源的决定因素，没有完全按照市场规律来发展风电。下一步，风电的发展面临平价上网和竞价上网的严峻考验，但体制机制并没有提供公平竞争的条件。比如，风电和可再生能源的环保价值和生态价值没有在价格体系中得以体现，与日渐枯竭的化石能源相比，可再生能源可永续发展的优势也无法计量。”

“因此，站在纪念改革开放40周年的时间节点上，我们更应该以破冰的勇气进一步推进能源革命。”杨校生说。(来源：中国能源报)

访谈：

重温新疆达坂城的中国风电记忆

——听金风科技董事长武钢讲述中国风电最初的故事

编者按：

从1987年加入新疆风能公司算起，今年已是金风科技董事长武钢投身中国风电事业的第31个年头。作为一位老风电人，下过乡、当过教师的武钢对中国风电发展历史有着哪些独家记忆?又对行业未来有着怎样的期许?

行业“种子”达坂城

中国能源报：您是怎么与风电行业结缘的?

武钢：我中学毕业后在新疆下过乡，大学毕业后在一所中专教授发电专业。做了4年多教师后，感觉学校生活太过安逸。我这个人天性里喜欢有挑战性的东西。当时，社会大背景是能源危机，各国都在围绕应对能源危机制定能源发展战略。化石能源要经过千百年才能形成，风能、太阳能等可再生能源无处不在。在这一背景下，可再生能源产业开始受到各国重视。1985年，新疆的风电产业开始起步。1987年，我离开教师岗位正式进入风电行业，至今已经31年。

中国能源报：在您的记忆中，中国风电是从何时发展起来的?

武钢：谈到中国风电产业的起步，就不得不提到几个风电项目，如新疆达坂城风电场、内蒙古朱日和风电场、山东荣成马兰风电场等，这些项目在上世纪80年代共同奏响了中国风电的序曲。

特别是达坂城风电场，在风电行业起到了“种子”的作用。在中国，凡是搞风电的人，大都去过达坂城。

见证中国风电产业起步

中国能源报：您本人直接参与了达坂城风电场的开发、建设、运营，能否给我们讲讲达坂城风电场背后的故事?

武钢：1985年，是中国风电产业发展史上有特殊意义的年份，可以看作新疆乃至全国风电产业的起步之年。当时，新疆水利水电研究所在老前辈王文启的带领下，进行风力发电的探索。

1985年11月，王文启随同时任新疆维吾尔自治区副主席黄宝璋、新疆水利厅和水电部农电司等相关负责人一起参加了水电部组织的赴欧洲风电考察团，并从国外购买了丹麦Wincon公司的风电机组，回国进行初步试验。1986年12月，在达坂城谷地的柴窝堡湖畔建立了风力发电试验站。当时风电机组的发电表现很好，年设备利用小时数达到3000小时。这么好的运行业绩立刻引发了欧洲同行的关注。随后利用320万美元丹麦方面的赠款，进口Bonus公司13台150千瓦失速型风电机组与1台Wincon公司100千瓦机组，于1989年10月建成总装机为2050千瓦的新疆达坂城风电场，成为当时中国乃至亚洲规模最大的风电场。

1992年，新疆自治区电力局引进丹麦政府混合贷款，开始建设达坂城风电场二期，并于1994年12月建成投运。其装机达到10.1兆瓦，成为中国第一家装机突破1万千瓦的风电场，其中包括4台 Bonus500千瓦、叶轮直径35米的失速型机组，为当时全国单机容量最大。1995年，电力工业部专门在达坂城主持召开现场会，总结推广经验，加快推动全国风电开发利用。

中国能源报：正是诸如达坂城这些早期的风电项目，带动了中国风电装备制造的兴起。达坂城风电场是如何支撑国产化装备研制的?

武钢：我刚进入风电行业的时候，陆上风电单位造价成本超过17000元，单位千瓦设备成本达9000元，如此高昂的成本提醒着中国风电人，必须进行设备的国产化研制工作。

2000年前的达坂城风电场主要依靠进口设备，因此，可以看到欧洲早期十多家风电厂商的机型。1995-1996年，德国政府推出了“ 黄金计划”，提供设备价格2/3的赠款援助，支持发展中国家建设风力发电和其他新能源项目。经过努力，我们抓住了这次难得的机遇，通过“黄金计划”的3个项目扩建达坂城风电一期，引进了3个厂家的8台大型风电机组，包括当时比较著名的Tacke、Jacbos等公司的产品，为进行大型风电机组国产化研制奠定了技术和思想条件。

达坂城风电场同时也是最早应用国产风机设备的风电场。1998年，金风科技前身——新疆新风科工贸有限公司成立;同年与新疆风能公司、新疆风能研究所共同承担科技部“九五”攻关项目——600千瓦国产风力发电机组的研制，在引进消化吸收国外先进技术的基础上，坚持依据中国国情进行改进和创新，并在达坂城风电场投运，标志风机国产化迈出第一步。正是在达坂城风电场的应用，带动了国产600千瓦风电机组在规模化、市场化方面取得了良好业绩。

从源头上讲，金风科技是脱胎于风电投资商、开发商、运营商，转型成为设备制造商的。正是因为从一开始就具有“客户”的基因，企业才走到今天的高度。

以史为鉴 面向未来

中国能源报：回顾几十年的发展历史，您认为中国风电取得的最大成就是什么?

武钢：中国风电的成就不仅仅体现在装机容量的变化上，它在世界上创造了一个奇迹，就是实现了风力发电的规模化发展。早期国外陆上风电基本是分布式，而中国把千万千瓦级大基地的规模化发展变成了现实。这在提升产业水平、降低制造成本、带动产业链发展方面发挥了重要作用。

中国风电产业取得的另一重大成就是，通过项目牵引，带动了装备制造业、服务业、金融业的协同发展，带动中国成为最大的风电零部件制造供应链基地。目前来看，中国风电产业链的完整性、系统性处于世界领先水平。

中国能源报：那么，以史为鉴，有没有可以汲取的经验和教训?

武钢：我认为在中国风电发展历程中，有关政策在引导和规范风电市场秩序，保障行业健康发展方面发挥了积极的推动作用。例如：特许权招标、《可再生能源法》的颁布实施、风电机组国产化率70%的政策、风电电价政策等。

整体上看，宏观调控政策的节奏把握得很好，有序推进。在产业探索阶段，没有把电价提得太高，既避免了行业过热又带动了民族制造业的崛起;在《可再生能源法》实施之后的10年，标杆电价等相关政策促使行业快速发展起来;现阶段，产业具备了一定规模，政策导向是进入补贴逐步退坡时期。

回头看，正是当初70%国产化率的要求，为中国风电装备制造业赢得了宝贵的3—5年时间，奠定了风电“中国制造”的基础，增强了行业抵抗风险的能力。

因此，立足长远，仍希望政策在调整过程中注重连续性、稳定性，为行业的可持续提供保障。

中国能源报：面向未来，该如何处理风电等可再生能源和化石能源的关系?

武钢：在全球的能源转型进程中，我对可再生能源的未来发展充满信心。风电是最具商业竞争力的可再生能源，全球陆上风电成本已经低于火电成本，中国陆上风电成本已经接近火电成本。

必须强调的是，可再生能源的发展离不开化石能源。正是因为有了化石能源承担着电网安全、稳定、可持续供电的职责，可再生能源才能持续健康发展。

举个简单的例子，相比其他各种储能，火电调峰实际上是最经济的。因此，在逐步减少化石能源使用的同时，也要给予火电承担辅助服务的合理电价补偿，科学合理提高火电电价。只有这样，才能形成自然的市场生态，促进我国“风火同价”目标实现。

未来，风电必将成为既安全可靠，又经济清洁，广受消费者欢迎的发电电源。(来源：中国能源报)

观察

风光弃电量、弃电率“双降”市场化决定行业发展

——可再生能源发展半年观察

对于我国可再生能源行业来说，刚刚过去的这6个月，注定是一段值得铭记的时间。

这是行业发展启程加速的6个月，太阳能热发电示范项目建设期限延至2020年底，秸秆气化清洁能源利用工程将在北方冬季取暖地区和粮棉主产省(区)获得大力推广，“百个城镇”生物质热电联产县域清洁供热示范项目的建设工作正式启动，海水抽水蓄能电站试验将在福建宁德浮鹰岛正式开展。

这是低头审视、蓄力奔跑的6个月，风电行业商业化市场确定全面开放时限，光伏行业尝试“断奶”开始独立成长，各地区竭尽全力打好能源消纳“攻坚战”，市场化交易优化配置能源发展能力稳步提升，高质量发展成为行业发展主旋律。

顺境不惰，逆境不馁。我国可再生能源行业不惧挑战、不畏艰难，用不懈努力描绘出了日益精彩的发展蓝图。

多方合力共答能源发展消纳题

7月30日，国家能源局召开新闻发布会指出，今年上半年，我国弃风电量182亿千瓦时、同比减少53亿千瓦时，弃风率8.7%、同比下降5个百分点;弃光电量30亿千瓦时、同比减少7亿千瓦时，弃光率3.6%、同比下降3.2个百分点，“风电和光伏发电消纳形势持续好转，弃电量和弃电率‘双降’”。

无可置疑，近年来，落实消纳市场已成为行业发展中的一道紧箍咒，对行业发展乃至能源转型都会产生重要影响。在此次半年大考的“双百分”背后，是我国政府相关部门和能源企业的砥砺前进。

新年伊始，国家能源局便印发通知，要求各相关能源主管部门建立定期评价专项监测机制及清洁能源示范省(区)监测评价体系，监测评价结果将用于指导各省(区)清洁能源项目建设规模及产业政策调整。至此，清洁能源示范省(区)的评选不再是“一锤子买卖”，可进可出的评选方式成为敲在所有已经和希望跻身清洁能源示范省(区)之列地区心头的一记警钟，清洁能源利用效率成为一道拥有确切评判指标的必答题。

3月23日，国家能源局印发《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》，征求业内对于我国第一份全面性可再生能源配额管理办法的建议。其中，明确设定了各省级行政区域2018、2020年需要实现的总量配额指标和非水电配额指标，并对未完成指标后各市场主体需要承担的惩戒措施予以明确说明。在国家政策的强力保障下，可再生能源电力消纳保障制度终于即将从一般性政策引导走向省级约束性指标，并将对地区能源、经济乃至整体发展产生关键性影响。

4月2日，国家能源局印发《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》强调，严格执行可再生能源发电保障性收购制度，电网企业签订并网协议时需承诺按国家核定的区域最低保障性收购小时数落实保障性收购政策，以切实保障可再生能源产业健康发展。

5月11日，国家能源局对2017年我国可再生能源电力发展监测评价结果予以公布，并再次强调，这一结果将“作为各地区2018年可再生能源开发建设和并网运行的基础数据”，希望各地区能够“高度重视可再生能源电力发展和全额保障性收购工作”“采取有效措施推动提高可再生能源利用水平”。

一系列的“严格落实”“首要条件”背后，是国家对可再生能源行业健康发展的切切关爱，更是对行业有序发展的殷殷重托。为实现全国“2020年弃光率低于5%、弃风率控制在5%左右、水能利用率95%以上、核电实现安全保障性消纳”的目标，政府有关部门及相关能源、电网企业砥砺前行，携手共答能源发展消纳题，奋力推动我国可再生能源行业高质量发展迈出更大步伐。

完善交易市场助推能源转型升级

6月1日下午，国家发展改革委的网站发布《关于2018年光伏发电有关事项的通知》。在明确暂停2018年普通光伏电站建设步伐、降低新投运光伏电站标杆上网电价的同时，再次强调，发挥市场配置资源决定性作用，进一步加大市场化配置项目力度。

伴随可再生能源行业规模的不断扩大，能够更有效实现资源优化配置的市场化机制，已成为进一步推动能源转型、构建现代能源体系的一个重要抓手。

3月20日，国家能源局在《分布式发电管理办法》的征求意见稿中明确，“开展分布式发电与配电网内就近电力用户的电力交易”，“鼓励分布式发电参与辅助服务市场”，并要求省级电力交易中心、电力调度机构等单位为分布式发电交易提供服务。

仅仅一个月后，国家发改委、工信部、财政部、人民银行联合印发《关于做好2018年降成本重点工作的通知》，对新能源发电与用能企业就近就地进行交易的行为予以明确支持。可以预见，在国家政策的大力支持下，下一阶段，分布式发电交易将成为我国电力交易市场的重要一员。

与此同时，国家能源局印发《关于进一步促进发电权交易有关工作的通知》要求，清洁能源等发电企业积极参与发电权交易，大幅度提高电力市场化交易比重，以市场化方式增加清洁电力供应，稳妥有序推进电力市场建设。

更值得欣喜的是，5月中旬，国家能源局印发 《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》明确，从2019年起，各省(自治区、直辖市)新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价，风电行业市场交易大门即将全面开启。

采访中记者得知，本将于6月底正式推出的 《可再生能源电力配额及考核办法》第二版征求意见稿中，已将可再生能源电力配额与绿色证书相挂钩。根据资源禀赋确定各省份不同的风电、光伏最低保障利用小时数，保障利用小时数之外的发电量可能将不再获得补贴支持，发电企业只能通过绿证交易获得增量收益。如果这一版本获得通过，在国家政策的有力保障下，不仅绿证交易规模将迅速扩大，我国能源结构转型步伐也将进一步加快。

据了解，通过大力推进电力市场交易，今年年初，辽宁红沿河核电实现了3台机组满发，有效促进了环境效益、经济效益双丰收。同时，市场化交易也在化解区域性、时段性用电紧张局面，提高电力系统的综合运行效率等方面，发挥了非常重要的作用。

面对未来发展的广阔市场，我国可再生能源行业在改革中不踟蹰，临挑战更坚强，在“高质量发展”目标的指引下，大步向前!(来源：中国电力新闻网)