新能源发电装机仍主要集中在“三北”地区。截至2019年，“三北”地区 新能源发电累计装机容量2.3亿kW，占全国新能源发电装机容量的55.6%。 其中，风电累计装机容量1.3亿kW，占比为60.5%，太阳能发电累计装机容 量1.0亿kW，占比为50.5%。 新能源发电新增装机主要分布在消纳较好省区。2019年，在国家新能源监 则预警机制作用下，新能源布局持续优化，88%的新能源发电新增装机分布在 利用率高于95%省区。其中，91%的风电新增装机分布在风电利用率高于95% 的省区，90%的太阳能发电新增装机分布在太阳能利用率高于95%的省区

风电装机规模持续提升。2019年，全国风电新增装机容量2574万kW，

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暖通标准规范范本1.5新能源配套电网工程建设

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新能源发电量和占比持续提升，利用水平不断提高。2019年，我国新能源 发电量为6302亿kW·h，同比增长16%，占总发电量的8.6%，同比提高0.8 个百分点，新能源弃电量为215亿kWh，利用率为96.7%，提前一年实现新 能源利用率95%以上。其中，弃风电量为169亿kW·h，同比下降39%，利用 率为96.0%，同比提高3.0个百分点；弃光电量为46亿kW·h，同比下降 16%，利用率为98.0%，同比提高1.0个百分点。 重点省区新能源消纳持续改善。2019年，甘肃新能源弃电量为23.9亿 kW·h，同比下降63%，利用率为93.5%，同比提升9.3个百分点；新疆新能 源弃电量为76.4亿kW·h，同比下降40%，利用率为87.5%，同比提升8.8个 百分点。 新能源电力市场化交易电量稳步提升。据不完全统计，2019年新能源省间 交易电量达到880亿kW·h，同比增长21.8%。其中，“三北”地区新能源省间 交易电量633亿kW·h，同比增长31.5%，占新能源省间交易电量的75%。新 能源省内市场化交易电量571亿kW·h，同比增长34%。其中，新能源与大用 卢直接交易电量429亿kW·h，同比增长55.3%；新能源省内发电权交易142 亿kW·h，下降 5. 3%。

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部分省区光伏发电运行消纳水平有待提升。从重点区域看，光伏发电 消纳问题主要出现在西北地区，其弃光电量占全国的87%，利用率为 91.6%；华北、东北地区利用率均为99%以上；华东、华中利用率均为 100%。从重点省份看，西藏、新疆、甘肃利用率分别为75.9%、 93.6%、95.9%，同比提升19.5、8.2、5.6个百分点；青海受新能源 发电装机大幅增加等因素影响，利用率降低至92.8%，同比降低2.5个 百分点。

2.4新能源市场化交易

2015年3月，中央印发《关于进一步深化电力体制改革的若十意见》（中 发【2015】9号文），我国正式启动新一轮电力体制改革。提高可再生能源发电 和分布式能源系统发电在电力供应中的比例是本轮电力体制改革的基本原则之 一。随着我国电力改革的推进，为缓解局部地区新能源消纳矛盾，我国陆续开 展了一系列促进新能源消纳的市场化交易。近年来，新能源市场化交易规模和 交易范围逐步扩大。据不完全统计，2019年，新能源市场化交易电量1451亿 kW·h，同比增长26.2%

新能源发电技术和装备

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陆上风电单机容量持续增加。2019年，我国各家风电整机广商均发布了大 容量的陆上风机产品，多家厂商的风机功率已超过5MW。短短儿年间，我国 陆上风电单机容量从2～3MW为主跨越到3MW以上机型，再到2019年陆续 推出4～5MW级别的陆上风机，反映了我国风机技术的不断进步。目前。我国 风电全产业链基本实现国产化，产业集中度不断提高。风电设备自主研发水平 和制造水平持续上升，为全球风电技术的进步和设备成本的下降奠定了基础。 关键技术仍然存在不足。虽然我国风机技术取得了长足进步，但是在一些 关键技术上仍然与国际先进水平存在差距，如风资源评估技术与软件产品、控 制系统、主轴承、大功率变流器等瓶颈明显，严重依赖国外厂商

新能源发电技术和装备

近海、浅海走向远海、深海。据统计，2019年欧洲在建海上风电项目的平均离 岸距离为59km，处于最远海项目的离岸距离已达到100km；项自目平均水深为 33m，处于最深海的漂浮式示范项目的水深达到200m以上。2019年，我国首 个水深超过40m的海上风电项目正式开工建设。 叶片和主轴承是我国海上风机技术的主要瓶颈。对于叶片，超大风轮技术已经 进人无人区，必须采用碳纤维技术，整个工艺供应链全部由德国、日本掌握，而目 成本昂贵。国内尚未掌握大型碳纤维叶片的设计和供应，制造工艺水平和投资跟不 上叶片长度变化导致产能受限。轴承方面，调心滚子轴承技术（SRB）和双列圆锥 袭子轴承技术（DRTRB）是8MW及以上海上风机的最佳选择。采用这两种技术的 轴承承载能力比较天，对加工尺寸非常敏感，自前国内尚无轴承厂能够生产

.2太阳能发电技术和装

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2019年我国各主要晶硅电池片技术

数据来源：中国光伏行业协会。

数据来源：中国光伏行业协会，《中国光伏产业发展路线图（2019年版）》

0数据来源：《中国光伏产业发展路线图（2019年版）》。 ② 晶硅电池60片全片组件。

新能源发电技术和装备

我国在光伏前沿技术、关键设备制造和颠覆性技术研发方面还存在明显短 板。光伏电池的高端产品研发及关键辅材仍与国际先进水平存在差距。HIT、 IBC及TOPCon等高效电池效率尚未达到国际领先水平。HIT电池主要由日本 松下集团掌握，IBC电池主要由美国的SunPower公司掌握。中国厂家也在加 速突破，晶澳等国内企业做了大量的技术储备，预计2～3年HIT电池能够实 现产业化，3～5年IBC电池能够实现产业化。

光热发电系统一般由聚光集热器、吸热器、传热系统、储热系统、汽 轮机组或斯特林电机等装备组成，其中聚光集热器和吸热器是核心部件 目前，光热发电技术可分为塔式、槽式、菲涅尔式、碟式四种技术路线。 曹式和菲涅尔式光热发电技术占全球市场份额90%左右。塔式技术由 于介质温度更高，可以获得更高转换效率以及储热价值，近年也被市场 青睐并迅速发展。另外，当前塔式技术仍具有较大的技术改进与创新潜 力，但由于其系统更为复杂，技术进步与成本下降也需要更多的时间。 美国与西班牙在光热发电领域起步较早，各种技术路线及装备制造能力 较为成熟。中国后发优势明显，具备整体项目设计以及绝大部分装备制造 能力。目前国内相对成熟且实现商业化的光热发电系统主要为槽式、非涅 尔式、塔式。 （1）槽式、菲涅尔式光热发电系统。槽式光热发电是将照射在纵向延伸曲 面反射镜中的太阳能聚集于集热管，转化为热能后通过传热器产生高温蒸汽 进而通过汽轮机进行发电的技术。菲涅尔式光热发电系统是槽式系统的简化形 式，由条形平面反射镜组代替曲面反射镜以降低成本及工艺难度，但聚光比和 光电效率较槽式系统偏低。目前，槽式、菲涅尔式光热发电系统技术标准较成

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熟、装备制造水平较高，在国内外具有产泛的商业应用实例。槽式、菲涅尔式 光热发电系统核心装备包括反射镜、聚光集热器、集热管。我国在反射镜方面 具有成熟的技术装备，但ENEA、Rioglass等国外厂商在弧形反射镜的研制上 仍处于领先地位。 （2）塔式光热发电系统。塔式光热发电是通过追踪太阳的球面定日镜群 反射太阳光至高塔吸热器，以将高热流密度的辐射能转化为导热介质的热能 后，通过传热器产生高温蒸汽，进而通过汽轮机进行发电的技术。塔式光热 发电系统拥有较高的蒸汽和热动效率，同时缩短了导热管回路，但由于定日 镜数量较多，距离集热吸热装置较远，因此需要极高的精度要求。目前，塔 式光热发电系统技术标准仍处于示范探索阶段、装备多为定制化设计，我国 近期项目国产化率达到95%以上。塔式光热发电系统核心装备包括定日镜、 吸热器。其中，定日镜中的跟踪控制器是各国科研攻关的重点也是难点，未 来跟踪精度与稳定性将稳步提高。我国吸热器设计与制造较为成熟，国内项 目采用国产吸热器为主，SolarReserve、B&W、GE等海外公司也具备相当的 吸热器设计制造能力。 （3）我国光热发电技术及装备发展仍存在一系列问题及挑战。一是长时 储热问题。当前储热系统储热时间普遍在10～15h，在无天然气辅助支持下 不具备跨天储热能力，在连续阴雨天将失去发电能力，限制了光热发电的调 峰优势。二是装备损耗问题。反射镜的反射率直接影响了光热发电的集热发 电效率。我国光资源较好的西北地区普遍存在风沙、冰苞等恶劣天气情况， 容易导致反射镜污染、磨损甚至开裂。当前国内在先进材料、涂层等方面仍 依赖进口，进一步提升了系统成本，驱须国内自主创新实现先进材料生产。 三是聚光器清洗问题。聚光器清洁度直接影响反射率，且聚光器面积大、分 布广、清洗程序复杂，需要消耗大量人力。在我国西北地区，由于极端天气 影响，聚光器清洗频率较高，自动化、高效、节水清洁系统的开发是减少此 部分运维成本的关键。

3.3其他新能源发电技术和装备

新能源发电技术和装备

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新能源发电技术和装备

陆上风电度电成本呈现区域性特点，“三北”地区仍为陆上风电开发成本 洼地。2019年我国陆上风电度电成本为0.315～0.565元/（kW·h），平均度电 成本为0.393元/（kW·h）。“三北”地区仍为我国陆上风电开发成本注地，南 方部分省份风电成本优势逐渐显现，中东部地区陆上风电度电成本逐步接近 “三北”地区。 光伏发电度电成本具有明显的地区差异，呈现“西低东高”。2019年，我 国光伏发电度电成本为0.290～0.800元/（kW·h），平均度电成本为0.389元/ （kW·h）。西部地区度电成本是全国最低水平，东北、南方大部分地区度电成 本较低，中东部地区度电成本相对较高。 预计2025年陆上风电和光伏发电将在天部分地区实现平价。2020年，我 国陆上风电平均度电成本为0.287～0.539元/（kW·h），到2025年将下降至 .241～0.447元（kW·h），除青海、宁夏、贵州、北京外，全国其他省份基 本实现平价。2020年，我国光伏电站度电成本为0.245～0.512元/（kW·h）， 到2025年将下降至0.220～0.462元/（kW·h），除重庆、广东、湖南、上海、 福建外，其他地区均可以实现平价

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网的可再生能源发电项目的接网及输配电工程，全部由所在地电网企业投 资建设，可再生能源发电项目单位建设的场外接网等输配电工程，电网企 业按协议或经第三方评估确认的投资额进行回购。对于已纳入可再生能源 电价附加资金补助目录并领取补贴的接网工程，电网企业在接网工程回购时应 扣除已获得的补贴资金 由于新能源接网工程建设周期慢于新能源项目建设周期，部分新能源项目 为了赶新能源电价政策的末班车抢装并网，采取自建接网工程的方式，增加了 建设投资。 （四）其他成本 其他成本主要包括土地成本、前期开发成本、融资成本、建设期利息等。 随着陆上风电逐步向中东部地区转移，征地费用逐年增加，计及城镇土地使用 税、耕地占用税等与土地相关税费，土地成本超过初始投资的3%。业内一般 将土地成本、前期费用等称为非技术成本，国家有关部门明确要求降低新能源 发电项目的非技术成本。未来降低非技术成本将有助于陆上风电实现平价 上网。

（一）利用小时数 风电利用小时数主要受资源、风机技术、弃电等影响。不同年份的风资源 情况也有较大差异，通常可分为大风年、小风年和多年平均来风年。随着我国 低速风机技术的快速进步，2019年中东部地区风电发电设备利用小时数接近或 超过2000h。弃电对风电场站发电设备利用小时数影响很大，随着电力系统灵 活性的提升以及网源协调推进，弃风问题将得到有效控制，发电设备利用小时 数将更接近理论发电利用小时数。 （二）运行维护成本 发电机组在使用初期设备运行维护成本费用占总支出的10%～15%，经过

长时间的磨损和老化后，在接近机组使用寿命时，运行维护成本费用占总支出 的20%～35%。随着技术的成熟，装机容量更大的新机组运行维护成本呈下降 趋势。我国陆上风电运维逐步由最初的粗放式向精细化转变，运维队伍形成了 开发商、整机商和第三方的多元化格局，智能化运行、大数据诊断、云平台管 理等创新性技术已经在多个风电场得到应用。目前，我国陆上风电运维成本仍 然处于全球较低水平，维持在4～5分/（W·年）。 （三）财税政策 增值税方面，根据《关于风力发电增值税政策的通知》（财税【2015］74 号）要求，陆上风电继续实行增值税即征即退50%的政策。企业所得税方面， 依照《国家税务总局关于实施国家重点扶持的公共基础设施项目企业所得税优 惠问题的通知》（国税发【2009】80号），风电企业享受企业所得税“三免三减 半”优惠政策。 （四）市场运营成本 伴随着大规模新能源并网，电力系统对新能源发电机组涉网性能的要 求不断提高，对调峰资源的需求也在不断扩大。根据目前新能源发电相 关运营规则，新能源场站将支付功率预测、计划曲线跟踪、自动电压控 制、信息报送等方面的考核费用和调峰辅助服务分摊费用，该部分成本 被称为“市场运营成本”。相关数据显示，市场运营成本已经成为新能源 运营期间不可忽略的成本之一。以东北调峰辅助服务市场为例，2019 年，东北三省以及蒙东新能源发电量合计830.41亿kW·h，东北电力辅 助服务市场有偿调峰新能源合计支付费用36.42亿元，新能源发电量平 均承担0.044元/（kW·h）

4.1.3风电平价分析

一）我国陆上风电度电成本 目前，新能源发电技术经济性评估与测算常用方法主要包括平准化度

（二）度电成本分布特点 2019年，我国陆上风电度电成本为0.315～0.565元/（kW·h），平均度电 成本为0.393元/（kW·h），度电成本分布呈现以下特点： （1）“三北”地区仍为我国陆上风电开发成本洼地。2019年，“三北”地区 弃电矛盾持续得到缓解，平均度电成本低于中东部、南部地区，新疆、内蒙 古、冀北仍位于我国陆上风电开发成本较低地区之列。在调峰辅助服务市场的 作用下，2019年，东北地区风电利用小时数提升显著，处于全国前列，但因气 候寒冷，造价和运维成本偏高，同时分摊了一部分调峰成本，提高了风电整体 度电成本。得益于较好的风资源，较低的土地成本和建设施工费用，未来“三 北”地区仍是我国陆上风电开发热点地区。 （2）南方部分省份风电成本优势逐渐显现。西南地区多为高原、山地，初 始投资高于“三北”地区，因为较高的风电利用小时数和较好的消纳环境，弥 补了造价偏高的劣势，降低了风电项目的度电成本。其中，云南省风电利用小 时数为2808h，居全国首位，度电成本达到0.315元/（kW·h），为全国最低。 （3）得益于中低速风机技术的进步，中东部地区陆上风电度电成本逐步接 近“三北”地区。因华中、华东地区多为山地、丘陵，且环保要求严格，导致 征地费用较高，投资成本总体要高于“三北”地区。得益于中低速风机技术的 进步，中东部省份风电利用小时数持续提升，天多数省份已经超过了除新疆以 外的西北其他省份。 （三）陆上风电平价能力 分别将陆上风电度电成本与当地燃煤基准电价、当地平均购电价、受端省 电价等对比，分析各省（区、市）陆上风电平价能力。 （1）与当地燃煤基准电价对比。从陆上风电本体成本来看，在风电消纳

陆上风电本体成本指仅考虑风电项目本身的投资和运营成本等iso标准，未考虑系统运营成本的风 度电成本。

地区不同可能有较大差异。未来非技术成本的降低将有助于光伏发电险 成本。

4.2.2其他影响因素分析

（一）利用小时数 光伏发电利用小时数主要受资源、组件效率、弃电等因素影响。不同省份 因资源票赋和消纳情况不同，利用小时数差别较大。光伏发电的利用小时数会 直接影响项目收益，对度电成本的影响也较大。2019年，我国集中式光伏发电 平均利用小时数为1260h。未来随着技术进步，光伏发电利用小时数将继续 增长。 （二）运行维护成本 光伏发电的运维成本主要包括组件清洗、组件支架及基础维护、设备计划 性检修、设备预防性试验等内容，不同地区的运维成本存在明显差异。据统 计，目前我国光伏发电的运维成本在4～7分/（W·年），未来运行维护成本基 本保持稳定。 （三）财税金融政策 国家对光伏发电项目在企业所得税和增值税方面提供了一些优惠政策。企 业所得税方面，依照《国家税务总局关于实施国家重点扶持的公共基础设施项 目企业所得税优惠问题的通知》（国税发【2009］80号），光伏发电企业享受企 业所得税“三免三减半”优惠政策。增值税方面，太阳能发电项自自2013年起 实施了阶段性的“50%即征即退”政策。但是根据光伏发电实际的财务状况 仅有部分2014年以前并网的企业享受到了该政策带来的优惠。与风电不同的 是，光伏发电享受的“50%即征即退”政策有明确的结束期限，且该政策已于 2018年底到期，目前仍没有后续文件出台。 （四）市场运营成本 自前我国光伏发电承担的市场运营成本主要有“两个细则”考核费用

光伏发电本体成本指仅考虑光伏发电项目本身的投资和运营成本等，未考虑市场运营成 度电成本。

0.028元/（kW·h），光伏发电具明显的竞争力。甘肃光伏发电通过祁韶直流后 的落地电价也比湖南当地燃煤基准价格低0.013元/（kW·h），也具有一定竞争 力。但天中直流光伏发电落地价格相较河南本地的燃煤基准价格仍然偏高，尚 不具备价格竞争力。未来随看新能源发电成本的进一步降低，光伏发电外送落 地电价竞争力将更加明显

玩具标准4.3新能源发电成本变化趋势

4.3.1风电成本变化趋势

（一）陆上风电成本变化影响因素分析 陆上风电造价受钢、铝、玻璃纤维等大宗商品价格约束，且长期保持稳 定，依靠原材料成本下降难以达到降成本预期。未来降低陆上风电成本重点主 要包括： 一是提升利用小时数。充分利用先进的决策工具开展科学规划和风机选 型；依靠技术进步提高风机补风能力，精细化运维管理，降低风机故障率；加 快输电通道建设，增大风电消纳范围；完善电力市场建设，促进新能源市场化 交易，调动灵活性资源调峰积极性。 二是降低非技术成本。杜绝不合理收费，减少土地成本，优先利用未利用 土地，避免在适用城镇土地使用税和耕地占用税增加土地成本偏多的范围内建 设风电；通过绿色金融降低企业融资成本，规范各类检查和收费。 三是降低运维成本。随看机组的老化，设计运营期的后期运维成本快速上 升，目前，陆上风电运维成本占总成本费用（包括折旧、摊销、利息、运营成 本）比例达到18%。未来几年，我国将迎来新旧机组天规模替换，经过一轮的 实践，行业积累了风电全寿命周期的运维经验，在降低运维成本方面仍有 空间。