一、政策与大事
1.我国可再生能源装机突破10亿千瓦
2021年，我国可再生能源发电装机规模历史性突破10亿千瓦，水电、风电装机均超3亿千瓦，海上风电装机规模跃居世界第一，新能源年发电量首次突破1万亿千瓦时大关，继续保持领先优势。其中，风电并网装机容量已连续12年稳居全球第一，约占全国电源总装机比例约13%，发电量占全社会用电量比例约7.5%，较2020年底分别提升约0.3和1.3个百分点，风电对全国电力供应的贡献不断提升。与此同时，我国风电产业技术创新能力也快速提升，已具备大兆瓦级风电整机、关键核心大部件自主研发制造能力，建立形成了具有国际竞争力的风电产业体系。我国风电机组产量已占据全球三分之二以上市场份额，全球最大风机制造国地位持续巩固加强。
2.在建规模和单机容量世界第一的白鹤滩水电站首批机组正式投产发电
6月28日，在建规模全球第一、单机容量世界第一、装机规模全球第二大水电站——金沙江白鹤滩水电站首批机组正式投产发电。白鹤滩水电站位于云南省巧家县和四川省宁南县交界的金沙江干流上，是当今世界技术难度最高的水电工程，总装机容量1600万千瓦，安装有16台世界单机容量最大的百万千瓦水轮发电机组，均由我国自主研制。12月19日，白鹤滩水电站9号水轮发电机组转轮顺利完成吊装，这是白鹤滩水电站吊装完成的最后一台机组转轮。至此，白鹤滩水电站16台百万千瓦水电机组转轮全部吊装完成，标志着白鹤滩水电站全部机组投产进入倒计时。
白鹤滩水电站是我国“十四五”开局之年投产发电的超级工程，是我国“西电东送”骨干电源、长江流域防洪体系重要组成部分，也是引领全球水电行业发展的标志性工程，对增加清洁能源供给、优化能源结构等具有十分重大的意义。
3.乌东德水电站全面建成投产，创8项“世界第一”
6月16日，金沙江乌东德水电站最后一台机组顺利完成72小时试运行，成功并入南方电网，正式投产发电。至此，乌东德水电站按期实现全部12台85万千瓦机组投产发电目标，全面进入运行管理新阶段。
乌东德水电站全面建成投产，创造了世界最薄300米级特高拱坝等8项“世界第一”，创下全坝采用低热水泥混凝土等15项“全球首次”，取得工程建设期就承担防洪责任等8项“水电工程突破”，攻克大体积混凝土温控防裂、超大规模地下洞室群开挖、800兆帕高强钢焊接等一系列世界级难题，连续多年实现质量安全“双零”目标，为引领世界水电工程建设树立了新标杆。
11月27日7时45分，乌东德水电站投产以来累计发电量突破500亿千瓦时，相当于节约标准煤1500余万吨，减排二氧化碳4100余万吨，为全国能源保供持续贡献力量。
4.抽水蓄能中长期发展规划出台
8月，国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》。《规划》明确了发展目标，到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。
抽水蓄能是当前技术经济性最优、具备大规模开发条件的灵活调节电源，是储能建设的重要形式。早前5月，国家发展改革委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确以竞争性方式形成电量电价，并将容量电价纳入输配电价回收，有助于抽蓄项目建立成熟的商业模式。12月底，中国华电首座抽蓄电站实现双机并网运行。这也是国内五大发电集团首座抽水蓄能电站。总装机容量120万千瓦，年发电量12亿千瓦时，投产后可大幅增强福建电网的调峰填谷、事故应急备用能力。碳达峰碳中和目标要求下，加快发展抽水蓄能，将有力推动新型电力系统建设和大规模高比例新能源发展，为电力系统安全稳定运行提供重要支撑。
5.推进电力源网荷储一体化和多能互补发展
3月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》。根据文件，源网荷储一体化实施路径将通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，主要包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网荷储一体化”等具体模式。多能互补实施路径利用存量常规电源，合理配置储能，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源，积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火（储）一体化”。
4月，国家能源局印发《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》，就碳达峰碳中和目标下推动电力源网荷储一体化和多能互补发展给出指导意见。根据文件，为落实可再生能源消纳能力，源网荷储一体化项目应充分发挥负荷侧调节响应能力，开展对大电网调节支撑需求的效果分析。重点支持每年不低于20亿千瓦时新能源电量消纳能力的多能互补项目以及每年不低于2亿千瓦时新能源电量消纳能力且新能源电量消纳占比不低于整体电量50%的源网荷储项目。此外，所有跨省跨区输电通道，特别是利用率偏低、在建及规划新建通道，应作为重点任务，在送受端加强衔接和充分协商的基础上，在确保安全的前提下，研究明确提升通道利用率和可再生能源电量比重的实施方案和发展目标。稳妥实施“风光火（储）一体化”，鼓励“风光水（储）”“风光储”一体化。优先依托存量煤电项目推动“风光火（储）一体化”发展，扩大新能源电力打捆规模。允许利用近区已纳入国家电力发展规划煤电项目推动增量风光火（储）一体化发展，从严控制新增煤电需求。
此外，3月31日，浙江海宁尖山“源网荷储一体化示范区”和“绿色低碳工业园建设示范区”挂牌成立，这是我国首个建立的“源网荷储一体化示范区”，也是浙江省内响应“双碳”号召设立的首个绿色低碳工业园。新疆发展改革委发布“十四五”规划也指出，建设国家新能源基地。建成准东千万千瓦级新能源基地，推进建设哈密北千万千瓦级新能源基地和南疆环塔里木千万千瓦级清洁能源供应保障区，建设新能源平价上网项目示范区。推进风光水储一体化清洁能源发电示范工程，开展智能光伏、风电制氢试点。
6.我国沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地项目有序开工
10月中下旬，内蒙古、甘肃、青海、宁夏4省区集中组织开工了一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为主的大型风电光伏基地项目，总规模近3000万千瓦，拉开第一批装机容量约1亿千瓦项目开工序幕。
我国沙漠、戈壁、荒漠地区主要分布在新疆、内蒙古、青海、甘肃、宁夏、陕西等省份，面积广阔，风能太阳能资源富集，技术可开发量占全国比重60%以上。充分发挥沙漠、戈壁、荒漠地区风能太阳能资源丰富、建设条件好、受土地利用影响小的特点，结合电网与消纳利用条件，全面推进风电、太阳能大规模开发和高质量发展，是促进能源结构清洁低碳安全高效转型的重要举措。
7.鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模
7月，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》明确，在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，鼓励在自愿的前提下自建储能或调峰资源增加并网规模。对按规定比例要求配建储能或调峰能力的可再生能源发电企业，经电网企业按程序认定后，可安排相应装机并网。同时，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，《通知》要求超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。配建比例2022年后根据情况适时调整，每年公布一次。
在可再生能源取得良好发展成绩并呈现良好发展势头的背景下，保障并网和消纳是推动行业高质量发展的重要措施之一，《通知》明确提出了鼓励可再生能源发电企业自建合建、购买调峰资源等方式，以及增加并网规模的政策措施和运行管理要求，有利于促进风电、太阳能发电等可再生能源大力发展和充分消纳。
8.新增可再生能源不纳入能源消费总量控制
9月11日，国家发展改革委印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，提出鼓励地方增加可再生能源消费降低能耗，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。10月8日，国务院常务会议指出，完善地方能耗双控机制，推动新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量。2021年中央经济工作会再次强调，要正确认识和把握碳达峰碳中和，要科学考核，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制。
“新增可再生能源不纳入能源消费总量控制”这一新政将鼓励高耗能企业通过消费新能源满足用电需求，进一步为新能源行业发展创造良好的政策环境。
9.积极推动新能源发电项目能并尽并、多发满发
为进一步做好2021年度新能源发电项目并网接入工作，10月15日，国家能源局发布《关于积极推动新能源发电项目能并尽并、多发满发有关工作的通知》。在并网方面，《通知》要求各电网企业按照“能并尽并”原则，对具备并网条件的风电、光伏发电项目，切实采取有效措施，保障及时并网。在电力供应方面，《通知》提出，请各电网企业按照“多发满发”原则，严格落实优先发电制度，加强科学调度，优化安排系统运行方式，实现新能源发电项目多发满发，进一步提高电力供应能力。在电力投运方面，《通知》指出，请各单位加大统筹协调力度，加快风电、光伏发电项目配套接网工程建设，与新能源发电项目建设做好充分衔接，保障同步投运。
2021年以来，我国电力、煤炭消费较快增长，电力供需持续偏紧。加快风电、光伏发电项目建设并网，增加清洁电力供应，既有利于缓解电力供需紧张形势，也有利于助力完成能耗双控目标，促进能源低碳转型。
10.全国整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点启动
9月，国家能源局印发《整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》。根据《通知》，全国共有676个整县（市、区）列为屋顶分布式光伏开发试点，约占全国的24%，主要分布在东南部分布式发展好的省份。2023年之前公共机构、工商业厂房、农村屋顶建成光伏发电的比例分别达到50%、40%、30%和20%的，列为整县（市、区）屋顶分布式开发示范县，在全国范围内推广。
开展整县（市、区）推进屋顶分布式光伏开发试点工作，可充分调动和发挥地方积极性，引导地方政府协调更多屋顶资源，进一步开拓市场，扩大屋顶分布式光伏建设规模。同时，也有利于削减电力尖峰负荷、节约优化配电网投资，引导居民绿色能源消费。
11.我国首个平价海上风电项目开工
12月16日，华润电力苍南1号海上风电项目开工。该项目位于浙江省苍南县东部海域，为国内海况及海域地质情况最为复杂的海上风电项目之一，也是国内首个平价海上风电项目。项目规划装机容量400兆瓦，拟安装24台6.25兆瓦和25台10兆瓦机组。项目陆上集控中心采用“风轮”三叶片新颖设计，建筑结构具有艺术选型特点，施工难度较高。根据计划，项目将于2022年12月底投产，与相同发电量的常规燃煤火电机组相比，每年预计可节约标准煤约42.2万吨，淡水400万立方米，并减少相应的水力排灰废水和温排水排放，经济和环保效益明显。
12.三大海上风电项目并网发电
12月25日，总装机容量170万千瓦的广东阳江沙扒海上风电项目全容量并网发电。该项目是国内首个百万千瓦级海上风电项目，也是世界上集中连片规模化一次性开发的单体容量最大的海上风电项目。在项目建设过程中，以不同的基础形式应对复杂地质条件，创新使用多达8种基础型式，成功打造“海上风电基础博物馆”，创国内海上风电基础型式之最。该项目总投资约350亿元，共布置269台海上风电机组及3座海上升压站，每年可为粤港澳大湾区提供约47亿千瓦时的清洁电能，可满足约200万户家庭年用电量。
同日，我国首个柔性直流海上风电项目——江苏如东海上风电项目全容量并网发电。据了解，该项目年均上网发电量将达24亿千瓦时，可满足约100万户家庭一年的正常用电需求。与同等规模的火电相比，该项目每年可减少二氧化碳排放约200万吨，具有重要经济效益、社会效益和生态效益。
同日，国内离岸最远海上风电项目——江苏大丰H8-2海上风电项目实现全容量并网发电。据了解，江苏大丰项目位于黄海南部海域，年均上网发电量将达9亿千瓦时，可满足约37万户家庭一年的正常用电需求。与同等规模的火电相比，该项目每年可减少二氧化碳排放约76万吨。
13.“华龙一号”全球首台核电机组投入商业运营，海外首堆成功并网发电
1月30日，“华龙一号”全球首堆示范工程——福清核电5号机组正式投入商业运行，标志着我国在三代核电技术领域跻身世界前列。当地时间3月18日，“华龙一号”海外首堆——巴基斯坦卡拉奇2号机组首次并网成功。该机组预计每年发电近100亿千瓦时，能够满足当地100万人口的年度生产和生活用电需求。
“华龙一号”是中国具有完全自主知识产权的三代百万千瓦级核电技术，其全球首堆建设设备国产化率不低于88%，被誉为中国高端制造业走向世界的“国家名片”。“华龙一号”设计寿命为60年，反应堆采用177堆芯设计，堆芯设计换料周期18个月，创新采用“能动和非能动”相结合安全系统及双层安全壳等技术，在安全性上满足国际最高安全标准要求。
14.田湾核电6号、红沿河核电5号机组建成投产，海南昌江小堆示范项目开工
2021年6月，田湾核电6号机组正式具备商业运行条件，标志着田湾核电站三期工程（5、6号机组）全面建成投产。田湾核电站三期工程5、6号机组采用中核集团自主M310+改进型压水堆核电技术，是国内M310压水堆核电机组的收官之作，国家重点工程、江苏省“十三五”期间重大投资建设项目。机组按照国际国内最高安全标准，结合国内外同类型机组运行经验反馈，实施了41项重大技术改进，350项重要技术改进，机组安全性得到显著提升，主要安全指标达到三代核电技术标准，国产化率已达95%以上。
2021年8月，红沿河核电5号机组建成投产。红沿河5号机组商运将进一步优化东北地区电力结构，提高清洁能源比重。根据测算，红沿河5台机组投产后，年上网电量可达375亿千瓦时，相当于辽宁省年用电量的15%左右，环保效益相当于等效减少标准煤消耗约1130万吨，减排二氧化碳约3120万吨，综合温室气体减排等效于8.4万公顷森林吸收量。
2021年7月，中国核电发布公告称，海南昌江多用途模块式小型堆科技示范工程项目开工建设，单台机组容量为12.5万千瓦。该项目采用“玲龙一号”小型堆核电机组技术。小堆示范项目推动了核电安全发展和自主创新，为海南自贸港和生态文明示范区建设提供绿色能源保障具有重要意义。
15.第四代高温气冷堆项目石岛湾高温气冷堆并网发电
12月20日，全球首座球床模块式高温气冷堆核电站——石岛湾高温气冷堆核电站示范工程首次并网发电，这是全球首个并网发电的第四代高温气冷堆核电项目，标志着我国成为世界少数几个掌握第四代核能技术的国家之一。高温气冷堆具有固有安全性好、发电效率高、环境适应性强、多模块灵活组合等特点，在核能发电、热电冷联产及高温工艺热等领域商业化应用前景广阔。高温气冷堆示范工程是我国《国家科学和技术中长期发展规划纲要（2006-2020年）》16个国家科技重大专项之一，由华能集团、中核集团、清华大学共同出资组建业主公司、合作实施，设计容量20万千瓦，于2012年底在山东荣成开工建设。据悉，该示范工程设备国产化率高达93.4%，首次使用的设备有2200多台（套），创新型设备600余个，初步搭建起我国自主创新的第四代高温气冷堆核电标准体系和知识产权保护体系。
16.推进煤电机组改造升级，增加系统调节能力
10月29日，国家发展改革委、国家能源局印发《全国煤电机组改造升级实施方案》。《方案》提出的主要目标如下：全面梳理煤电机组供电煤耗水平，结合不同煤耗水平煤电机组实际情况，探索多种技术改造方式，分类提出改造实施方案。统筹考虑大型风电光伏基地项目外送和就近消纳调峰需要，以区域电网为基本单元，在相关地区妥善安排配套煤电调峰电源改造升级，提升煤电机组运行水平和调峰能力；按特定要求新建的煤电机组，除特定需求外，原则上采用超超临界、且供电煤耗低于270克标准煤/千瓦时的机组。设计工况下供电煤耗高于285克标准煤/千瓦时的湿冷煤电机组和高于300克标准煤/千瓦时的空冷煤电机组不允许新建。到2025年，全国火电平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下；存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000万～4000万千瓦，促进清洁能源消纳。“十四五”期间，实现煤电机组灵活改造规模1.5亿千瓦。
我国力争实现2030年前碳达峰和努力争取2060年前碳中和的目标，对优化能源结构和煤炭清洁高效利用提出了更高要求。煤电机组改造升级是提高电煤利用效率、减少电煤消耗、促进清洁能源消纳的重要手段，对推动碳达峰碳中和目标如期实现具有重要意义。
17.多地明确2022年电价与煤价挂钩联动
近期，湖南、宁夏、甘肃、广东、陕西等多地部署2022年电力交易工作，明确2022年实行煤电联动机制。实行电价与煤价联动，可以合理体现发电、用电的成本，降低市场风险。如，陕西省发展改革委12月6日发布的《陕西省2022年电力直接交易实施方案》指出，鼓励购售双方在中长期合同签订中明确交易电价随燃料成本变化合理浮动条款，实行交易电价与煤炭价格挂钩联动，促进购售双方长期稳定利益共享。广东省能源局12月3日发布的《关于做好2022年电力市场年度交易工作的通知》称，2022年度双边协商交易实行联动条款。为发挥中长期“压舱石”作用，鼓励发电企业和售电公司及批发大用户多签、签实年度中长期合同，同时鼓励在合同中增加一次能源价格联动条款，相关内容应连同合同量价等信息一并提交至交易系统。
18.我国天然气发电装机容量突破1亿千瓦
1月18日10时58分，随着东莞深能樟洋电力公司扩建项目首套机组168小时满负荷试运行的顺利结束，我国天然气发电装机容量突破1亿千瓦。至此，天然气发电装机在我国发电总装机容量中占比约4.5%。
“3060”双碳目标下的能源体系建设中，天然气发电将是一个很好的过渡性电源和调剂性电源。随着我国天然气供应渠道的多元化，天然气发电的经济性、竞争性有望提升。同时，在建设天然气发电项目时要同步落实气源，鼓励探索构建各省或区域间气电联调、风光水火储联保的协同机制，确保各能源品种间供需衔接和调度匹配。
19.我国装机规模、储能规模最大的光热电站开建
3月25日，青海省柴达木循环经济试验区2021年第一批项目集中开复工，其中位于德令哈市的青海众控德令哈135兆瓦光热发电项目正式开建，储能时间11.2小时，这是目前我国装机规模最大、储能规模最大的光热电站。电站占地面积9.52平方千米，位于青海省德令哈市的柴达木循环经济试验区，项目镜场面积145万平方米，使用熔盐约37240吨，总投资31.26亿元，计划于2022年9月30日前正式并网发电。该项目建成后，预计每年可产生清洁电量约4.35亿千瓦时，年节约标准煤约13.3万吨，减排二氧化碳约36.5万吨。
20.《关于促进地热能开发利用的若干意见》出台
9月10日，国家发展改革委等八部门印发《关于促进地热能开发利用的若干意见》。《意见》明确，到2025年，各地基本建立起完善规范的地热能开发利用管理流程，全国地热能开发利用信息统计和监测体系基本完善，地热能供暖（制冷）面积比2020年增加50%，在资源条件好的地区建设一批地热能发电示范项目，全国地热能发电装机容量比2020年翻一番；到2035年，地热能供暖（制冷）面积及地热能发电装机容量力争比2025年翻一番。
《意见》提出，鼓励地方建设地热能高质量发展示范区。鼓励各地开展地热能与旅游业、种养殖业及工业等产业的综合利用、地热能梯次开发利用以及地热能开发运营与数字化、智能化发展相结合，总结各地区可复制、效果好的地热能开发实践经验，及时推广典型案例。鼓励各地创新管理方式，先行先试开展地热能高质量发展示范区建设，以点带面快速带动地热能开发利用的规模化发展，推动地热能成为清洁取暖的重要力量。
地热能是一种储量丰富、分布较广、稳定可靠的可再生能源。大力开发利用地热能，对实现碳达峰、碳中和目标具有重要意义。《意见》的发布进一步推动地热能开发利用持续高质量发展，使其在能源生产和消费革命中发挥更加重要的作用。
二、问题与展望
1.确保电力热力安全稳定供应
2021年以来，我国经济稳定恢复增长，全社会用电需求较快增长，电力电煤供应出现偏紧情况。为保障我国民生用能和经济社会用能发展需求，发电行业应全力做好电力热力稳定供应工作。
我国火电发电量占全国总发电量的6成以上，其中煤电又是绝对主力，在电力保供上有“压舱石”的作用。对于火电，应保障发电供热用煤。在推进电煤增产增供的同时，与煤炭企业签订一批中长期合同，实现发电用煤中长期合同全覆盖。在煤源落实、铁路运力等方面做好协调，确保中长期合同能够严格执行。提前制定电力用煤保供方案，做好煤炭储备和相关应急预案。加强机组运行维护，保障发电机组有效出力。
要促进水电、核电、风电、光伏发电等清洁低碳能源发电多发满发。增加清洁电力供应，既有利于缓解电力紧张形势，又有助于完成能耗双控目标，也是我国能源革命的重要方向。应发挥好火电、储能、多能互补等调节作用，促进新能源可再生能源发电量增长及消纳。
2.发电绿色低碳转型将持续推进
推进能源结构调整，推动能源绿色低碳发展，在发电领域就要不断提高非化石能源发电比重。未来，我国要构建以新能源为主体的新型电力系统，非化石能源发电比重将不断提高。到2030年非化石能源的一次能源消费比重要达到25%左右，风电、太阳能总装机容量要达到12亿千瓦以上。我国将更加积极地发展新能源，加快发展风电和太阳能发电。同时要因地制宜开发水电，积极安全有序地发展核电，同时要加快推进抽水蓄能、新型储能等调节电源建设，增强电力系统灵活调节能力，大力提升新能源消纳水平。
3.推动火电转型升级，发挥好灵活调节和兜底保供作用
传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，当前，要推动火电转型升级，充分发挥好火电的作用。其一，要提高能效，清洁高效利用煤炭，不断降低煤耗，逐渐淘汰落后产能。其二，进一步提升煤电机组灵活性水平，提高新能源消纳能力。火电由主体基荷电源向调节型电源转变。煤电以稳定基荷为前提，从电量型电源转变为电力型电源，逐步实现新能源对煤电发电增量的替代。火电将发展重点向灵活性服务、热电联产供热、耦合新能源发电方向转变。其三，在新能源供应量和安全可靠性不足的前提下，发挥好煤电的兜底保供的作用。
4.风电将迎来海陆联动发展
随着风电装机增速放缓，具有先发优势的风电产业发展已进入平台期，大力开发海上风电是破局的必然选择，且风电大基地也获政策助力，将共筑我国风电行业中长期发展路线。
海上风电是风电发展的重要方向，发展空间大。未来我国将进一步规范海上风电开发，推动海上风电基地建设，稳妥有序推进海上风电发展。近年来，多地出台政策支持海上风电发展。如《广东省海洋经济发展“十四五”规划》提出，力争到2025年底累计建成投产装机容量达到1800万千瓦；《广西“十四五”能源发展方向及重点任务》规划海上风电场址25个，总装机容量2250万千瓦。
风电大基地也获政策助力，主要在沙漠、戈壁、荒漠地区，这将成为“十四五”期间风电新增装机的重要来源。目前，大基地建设涉及省份的计划已敲定，据不完全统计，规划中的百万千瓦大基地项目46个、千万千瓦大基地项目41个，到2030年累计装机有望超过800吉瓦。
5.光伏新增装机量将大幅提升
尽管2021年光伏装机量预期由年初的55～65吉瓦降至45～55吉瓦，但随着组件产能不断释放，成本价格下降，政策助推，再加上光伏发电市场储备规模雄厚，2022年光伏装机量将有望超过75吉瓦。未来十年，光伏都将处于大发展的态势。
2021年出台的系列政策将进入集中落地期，包括整县推进分布式光伏和新能源大基地建设，将分别带动分布式和集中式光伏电站的快速放量。目前，国家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目已报送完成，要求单体项目规模不小于100万千瓦，原则上能在2023年内并网。根据10月公布的第一批大基地项目测算，未来两年光伏大基地规模可达110吉瓦左右。分布式光伏也迎来重磅利好，在国家能源局公布的首批整县屋顶光伏开发试点名单中，已有676个县（市、区）入围，这也将带来可观的装机量。
此外，智能光伏的全面推进将进一步提高光伏装机速度。为了推动光伏产业智能制造、智能应用、智能运维、智能调度，支持相关技术进步，推广智能产品及方案，工业和信息化部等六部门2018年发布了《智能光伏产业发展行动计划（2018年-2020年）》，并组织各方力量推进实施。《行动计划》的发布实施切实有效促进了光伏产业健康发展，有力推动了行业智能升级。未来，工业和信息化部将编制发布《智能光伏产业创新发展行动计划（2021-2025）》，促进智能光伏的创新应用。
6.发展“新能源+”，平滑新能源出力
由于新能源发电具有间歇性、波动性、随机性等特点，在并入电网的过程中，存在稳定性与安全性问题，发展新能源+储能、新能源+煤电、风光水储等多能互补可平滑新能源出力，促进新能源消纳。
2021年7月出台的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确，健全“新能源+储能”项目激励机制。对于配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水平，可在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。在一系列利好政策推动下，“新能源+储能”项目快速在全国范围内铺开。
2021年中央经济工作会首次提出推动煤炭和新能源优化组合。新能源+煤电可以充分利用现有资源，提高新能源消纳。事实上，建设煤电+风光多能互补基地，发电企业已经迈出步伐。如，大唐集团旗下托克托大型风电光伏基地新能源项目开工，项目以托克托燃煤电厂为核心，其中风电170万千瓦，光伏30万千瓦。
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