氢能源首次写入2019年政府工作报告、风光竞价政策相继落地、核安全法规标准加快修订、输配电定价成本监审办法出台……

2019年，我国新能源行业进入产业政策调整期，转型升级加快推进，能源结构持续优化：核电重新启动迎来复苏，风电、光伏等领域逐步走向成熟，光热、储能发展更加理性，“氢能热”骤然兴起。整体而言，新能源行业依然保持平稳发展、稳中有进的态势。

核电“解冻”迎复苏

2019年，沉寂数年的核电产业开始“解冻”。

台山核电厂1、2号机组获得运行许可证；福建漳州核电厂1、2号机组，昌江核电二期项目等项目获得重新启动……核电产业在结束3年多“零核准”的困局后，2019年成为复苏之年。

核电重启背后是广阔的市场。2018年我国发电总装机容量约19亿千瓦，核电占2.5%，发电量占比达3.7%。根据国际主要能源机构预测，到2035年国际发电量平均增速为2.2%-2.3%。我国发电量增速较高，如按3%来预测，到2035年可能达到28亿-30亿千瓦总装机容量。

虽然市场巨大，但安全始终是高悬于核电发展之上的关键前提和绝对底线。业内人士认为，不论技术如何发展，核安全都是不能掉以轻心的挑战。

“多年的核安全监管历程和国际实践经验告诉我们，核安全与核能发展一荣俱荣、一损俱损。”生态环境部核设施安全监管司副司长巢哲雄说。

为此，今年9月3日，我国政府首次发布《中国核安全白皮书》，全面分享了中国核安全监管理念和实践，有效回应了社会公众对核安全的关切，展示出我国倡导构建核安全命运共同体的决心和行动。

与此同时，《核安全法》的颁布为实现核能利用的持久安全和健康发展提供了法制保障。目前，核安全法规标准顶层设计日趋完善，修订工作大幅加快。

光伏表现有点“冷”

相比2018年的44吉瓦、2017年的54吉瓦，2019年光伏行业表现似乎有点“冷”。

由于今年光伏政策讨论时间较长，项目建设时间不足、前期和准备工作不够、资金落实等造成进程较申报预期时间延迟等原因，今年光伏最大的变化是，一改往年新增装机同比增长态势，呈现同比下降趋势。今年1-10月，光伏累计装机规模1.92亿千瓦，新增装机规模1761万千瓦，同比减少51%。

“2019年可以说是光伏行业的平价元年。在光伏发电走向平价时代时，光伏行业发展的驱动力也在发生转变，正在加速从政策驱动型转变为市场驱动型。”在中国光伏行业协会理事长高纪凡看来，即使平价上网时代全面到来，光伏的市场规模也不太可能出现爆发式增长，还会处于一个稳步增长的态势。“2019年，由于各种原因的，国内全年装机量不及预期。这种现象是合理的。”

对于2020年，光伏产业既有期盼，也有焦虑。尽管光伏市场较往年确实有所下降，但仍然有较大的市场空间，业内预测，2020年我国光伏新增装机将出现恢复式增长，新增装机规模将达到约40吉瓦。

与此同时，2020年光伏市场政策如何、总体规划规模是多少、补贴怎么下发、弃光限电怎么解决……这些问题都是老生常谈，但也是行业不得不面对的。

风电“稳”字当头

2019年，风电产业的发展离不开一个“稳”字。

在即将到来的陆上风电平价节点和海上风电竞价节点上，今年风电产业发展势头良好，装机规模稳步扩大，分散式风电与海上风电开发有效拓宽风电的利用空间，弃风状况继续好转。

风电装机容量继续平稳增长，今年1-9月全国新增风电并网容量1308万千瓦，同比增长3.7%，累计并网装机容量达到1.98亿千瓦。全国风电发电量2914亿千瓦时，全国风电平均利用小时1519小时，整体增长态势平稳有序。

其中，海上风电的突破发展表现不俗，风电企业海上争风骤起：三峡集团在广东的首个海上风电项目首批机组正式并网发电、中国华电集团在福建的首个海上风电项目主体工程开工、大唐集团首个自主开发建设的海上风电项目主体施工全部完成……数据显示，今年1-9月，海上风电新增并网容量为106万千瓦。

与此同时，全国弃风电量和弃风率持续“双降”。今年1-9月，全国弃风电量128亿千瓦时，同比减少74亿千瓦时，全国平均风电利用率95.8%，平均弃风率4.2%，弃风率同比下降3.5%。

中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示，当前，我国风电产业发展进入到迈向平价上网的关键过渡期。“业界应当继续稳扎稳打，围绕提质增效，做好技术与管理创新，推动风电产业高质量发展。”

光热表现可圈可点

2019年，尚处于培育期的光热产业表现不俗，其中以2018年年底并网发电的青海中控德令哈50兆瓦光热示范项目尤为亮眼，该电站自2019年10月1日正式进入发电量考核期，11月月度发电量达成率已接近100%，充分验证了自主研发的光热发电技术的先进性和国产设备的可靠性（该电站95%以上采用了国产设备）。

与此同时，中电建青海共和50兆瓦熔盐塔式光热发电项目、鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程50兆瓦光热发电项目接连成功并网发电，希腊MINOS50兆瓦光热发电项目多边合作协议成功签署……我国光热产业的发展蹄疾步稳。

但也应该看到，与光热发电技术成熟、商业化运营多年的美国、欧洲相比，我国在此领域起步较晚，正处于技术引进—消化—吸收—创新阶段。同时，由于我国光热发电产业刚刚起步，远没有达到经济规模，致使光热发电的边际成本较高；光热发电项目都集中在西部地区，当地燃煤发电标杆上网电价较低，光热发电对电价补贴的依赖程度较高。

光热发电是提高我国可再生能源电力外送的比重，促进能源转型目标的实现的有效途径之一。随着产业规模的扩大，国际市场的拓展，光热发电工程投资将会得到显著的下降，发电成本也会随之有大幅下降。业内期待，国家对后续政策做出调整，并提出支持光热长远、稳定、健康发展的总体思路。

氢能持续发“热”

氢能源首次写入2019年政府工作报告、新能源汽车购置补贴转为用于支持充电（加氢）基础设施建设、各地积极谋划并出台规划和政策、大型国企及民企纷纷抢滩布局……今年以来，我国氢能产业发展形势火爆，大量资本和人才快速汇聚，创新和应用成果此起彼，氢能“热”度持续高涨，已经一跃成为能源领域的“香饽饽”和“宠儿”。

“我觉得，氢能热起来是必然的。”在国际氢能协会副主席、清华大学核能与新能源技术研究院教授毛宗强看来，“不管是从能源安全还是环境治理压力方面来看，氢能应该是未来能源发展的一大方向。”

然而，在日渐升温的“氢能热”中，更需客观理性的“冷思考”。不容忽视的是氢能行业起步较晚，面临缺乏国家层面顶层设计、技术性能指标有待提升、基础设施配套滞后、行业标准法律法规不完善，行业秩序未建立等诸多问题。

“现在，一些协会、联盟发布氢能产业规划，各地出台各自的地方规划，但都不属于国家层面出台的整体产业规划。这是目前我国氢能发展遇到的最大掣肘。”毛宗强说，“原因在于目前国家没有专门的机构或部门来管理推动氢能产业的发展。”

业内人士认为，2019年是我国氢能产业发展的关键一年，从总体上看，我国氢能技术正逐步获得验证，尤其是燃料电池汽车已经进入市场化示范阶段，预计2020年前后将进入产业化和商业化发展阶段。”

储能发展回归理性

自2017年10月我国大规模储能技术及应用发展的首个指导性政策——《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》正式发布以来,储能产业焕发出勃勃生机，呈现爆发式增长，2011-2018年电化学储能平均增长率约为50%。

但在短暂的产业爆发之后，转折出现在2019年，储能产业发展进入减速调整期，重新回归理性。中关村储能产业技术联盟统计，今年1-9月，我国新增投运电化学储能装机规模207.6万千瓦，同比下降37.4%。

虽然市场增速相比去年同期有所下降，但对于新兴产业的发展来说尚属正常。特别是在国内市场机制、相关标准规范并不完善或缺失的大背景下，产业发展自然会面临不同程度的困难与挑战，需要放缓脚步“冷静思考”。

未来，储能产业如何发展？中关村储能产业技术联盟研究经理郭凡表示，除了自身技术进步外，储能发展必须依靠于电力能源体系改革推动的力度。在市场尚不完善的时期，储能需要“看得见的手”进行富有前瞻性的计划以及合理的激励手段来培育市场，随着市场的不断完善，电的商品属性通过更加准确合理的价格形成机制确定，再由“看不见的手”实现资源的合理配置。