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2016中國可再生能源展望
China Renewable Energy Outlook 2016
前言
作者說明
執(zhí)行摘要
第一部分形勢篇1
一、能源發(fā)展總體形勢3
（一）基本情況3
1.中國能源發(fā)展有效支撐了經(jīng)濟快速增長和人民生活水平提高3
2.近年來中國能源消費增速趨于平穩(wěn)3
3.非化石能源占比雖然仍舊不高，但比重明顯增加4
4.能源供應(yīng)仍以煤為主，但在能源消費中的比重達到幾十年來的最低水平5
5.石油表觀消費量整體呈上升趨勢5
6.天然氣表觀消費量明顯增加6
7.工業(yè)部門在終端能源消費中的比重大7
（二）面臨的問題7
1.粗放低效的能源開發(fā)利用導(dǎo)致資源大量浪費和耗竭7
2.長時間高強度能源資源開發(fā)造成諸多嚴重的生態(tài)環(huán)境災(zāi)害8
3.大規(guī)模的化石能源粗放式利用帶來了嚴重的大氣污染8
4.以煤為主的高碳能源結(jié)構(gòu)是溫室氣體排放的主要來源9
二、可再生能源發(fā)展現(xiàn)狀與形勢10
（一）中國可再生能源開始進入大范圍增量替代、區(qū)域性存量替代的新階段10
（二）中國已成為全球最大的風電市場11
（三）自2013年開始中國新增光伏應(yīng)用規(guī)模成為全球第一11
（四）近年來中國生物質(zhì)能一直均衡穩(wěn)步發(fā)展12
（五）中國可再生能源裝備技術(shù)水平顯著提升13
（六）中國已建立了完整的可再生能源發(fā)展支持政策體系13
三、可再生能源發(fā)展面臨問題及挑戰(zhàn)14
（一）中國可再生能源當前面臨的主要困境14
（二）可再生能源處于困境的原因分析15
1.用電增速大大低于預(yù)期16
2.電源增長處于歷史新高16
四、可再生能源未來發(fā)展新動力19
（一）推動生態(tài)文明建設(shè)為加快發(fā)展非化石能源提供巨大動力19
（二）推動能源生產(chǎn)和消費革命為非化石能源指出發(fā)展方向和要求20
（三）應(yīng)對氣候變化要求更高非化石能源中長期發(fā)展目標20
（四）全面深化經(jīng)濟和能源電力改革為可再生能源政策和制度環(huán)境提供巨大改善空間21
第二部分情景篇23
五、能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型發(fā)展的原則暨指南25
（一）情景設(shè)計的指導(dǎo)思想26
1.“三線”思維發(fā)展理念26
2.“非零和”發(fā)展宗旨27
（二）高比例可再生能源發(fā)展情景的社會經(jīng)濟約束28
1.社會經(jīng)濟——達到中等發(fā)達國家發(fā)展水平28
2.生態(tài)環(huán)境——再現(xiàn)碧水藍天的“美麗中國”29
3.能源發(fā)展——低碳綠色電力擁有未來29
（三）高比例可再生能源發(fā)展情景的前提假設(shè)31
1.經(jīng)濟社會發(fā)展假設(shè)31
2.生態(tài)環(huán)境約束假設(shè)31
3.非化石能源目標假設(shè)31
4.終端用能高比例電氣化假設(shè)32
5.中國不開放內(nèi)陸核電假設(shè)32
6.可開發(fā)風能太陽能資源滿足率假設(shè)32
7.火電機組調(diào)峰假設(shè)32
8.需求側(cè)響應(yīng)技術(shù)假設(shè)33
9.友好型電網(wǎng)發(fā)展假設(shè)33
10.電力市場化進程假設(shè)33
（四）總體分析思路及研究方法34
六、端能源需求和結(jié)構(gòu)調(diào)整方向42
（一）終端能源需求分析方法42
（二）終端能源消費現(xiàn)狀和結(jié)構(gòu)調(diào)整要求43
（三）工業(yè)部門44
1.工業(yè)化進程與能源消費44
2.工業(yè)部門終端能源需求分析框架45
3.技術(shù)產(chǎn)業(yè)進步和能源強度變化48
4.用能技術(shù)和能源品種結(jié)構(gòu)49
5.工業(yè)部門終端能源消耗49
（四）建筑部門50
1.城鎮(zhèn)化與能源消費50
2.建筑部門終端能源需求分析框架51
3.建筑用能技術(shù)52
4.建筑部門終端能源需求53
（五）交通運輸部門54
1.交通用能趨勢和分析框架54
2.道路交通與汽車銷量54
3.非道路運輸56
4.交通部門能源需求57
（六）農(nóng)業(yè)和建筑領(lǐng)域57
（七）終端能源總需求59
七、電力和熱力生產(chǎn)轉(zhuǎn)型61
（一）電力部門情景分析61
1.政策驅(qū)動因素63
2.調(diào)度運行規(guī)則驅(qū)動因素64
3.最低成本驅(qū)動因素64
（二）各類發(fā)電技術(shù)容量部署約束65
1.基于政策的約束65
2.基于資源的約束66
3.基于市場的約束66
4.水力發(fā)電、核能和天然氣的開發(fā)67
5.電力系統(tǒng)發(fā)展67
（三）電力消費量需求預(yù)測70
（四）風電72
1.資源潛力72
2.成本下降預(yù)測73
3.總體發(fā)展規(guī)模和布局73
4.分省發(fā)展規(guī)模和布局76
（五）太陽能發(fā)電79
1.資源潛力79
2.成本下降預(yù)測82
3.發(fā)展規(guī)模和布局82
4.分省太陽能發(fā)電布局84
（六）生物質(zhì)能發(fā)電88
1.資源潛力88
2.發(fā)展現(xiàn)狀89
3.技術(shù)經(jīng)濟情況90
4.總體發(fā)展規(guī)模和布局91
5.分省發(fā)展規(guī)模和布局93
（七）煤電98
1.2015年部署情況98
2.新增容量約束98
3.機組退役99
4.新增燃煤機組容量100
5.發(fā)電裝機過剩會導(dǎo)致設(shè)備利用效率低下101
6.重點發(fā)展具備靈活性的新技術(shù)101
7.不同地區(qū)電廠的作用和類型存在差異106
8.2030年燃煤機組的分布107
9.中國煤電的未來109
（八）天然氣發(fā)電109
（九）儲能、電動汽車智能充電及工業(yè)需求響應(yīng)111
1.抽水蓄能113
2.電動車輛和智能充電113
3.電動車輛電池的回收利用116
4.新電池技術(shù)和壓縮空氣蓄能117
5.熱泵和電熱鍋爐118
6.需求響應(yīng)118
7.市場環(huán)境中的儲能和需求響應(yīng)運行120
（十）電力傳輸121
1.2020年之前規(guī)劃的電網(wǎng)輸電通道情況123
2.2021～2030年基于模型的電網(wǎng)輸電通道情況123
3.2015、2020和2030年電力省間輸送情況125
（十一）區(qū)域供熱和儲能127
1.通過區(qū)域供熱提供的靈活度127
2.區(qū)域供熱生成的用電131
（十二）電力系統(tǒng)的排放和經(jīng)濟成本132
八、能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型及影響136
（一）其他能源加工轉(zhuǎn)換領(lǐng)域136
（二）一次能源消費136
1.總體情況136
2.煤炭消費136
3.可再生能源及非化石能源占比137
（三）能源轉(zhuǎn)型的環(huán)境和宏觀經(jīng)濟效益139
1.環(huán)境影響139
2.宏觀經(jīng)濟影響142
第三部分政策篇151
九、構(gòu)建適應(yīng)新能源的靈活電力系統(tǒng)153
（三）中國可再生電力并網(wǎng)消納面臨電力系統(tǒng)靈活性不足的挑戰(zhàn)153
1.大規(guī)模煤電仍然保持基荷電源的運行方式153
2.跨省區(qū)輸電未能靈活運行和優(yōu)先輸送新能源電力154
3.需求側(cè)響應(yīng)仍然基本空白154
（二）電力靈活性的必要性、途徑和趨勢155
1.提高電力系統(tǒng)靈活性的必要性155
2.電力系統(tǒng)靈活性的含義和提升途徑155
3.提升電力系統(tǒng)靈活的國際經(jīng)驗156
（三）重點釋放提升發(fā)電側(cè)靈活性資源163
1.發(fā)電側(cè)靈活資源163
2.中國火電靈活性改造和運行164
3.整合電力熱力系統(tǒng)167
（四）加強電網(wǎng)互聯(lián)和輸電靈活性167
1.電網(wǎng)與電力系統(tǒng)靈活性167
2.優(yōu)化電網(wǎng)運行，加強電網(wǎng)互聯(lián)和跨省區(qū)輸電168
3.推廣應(yīng)用靈活輸電技術(shù)169
（五）推廣先進儲能和電動汽車提供輔助服務(wù)170
1.儲能的特點170
2.先進儲能和調(diào)頻、爬坡輔助服務(wù)170
3.電動汽車和V2G171
（六）推動工商業(yè)和居民全面參與需求響應(yīng)172
1.需求側(cè)靈活性資源172
2.大中型工業(yè)用戶172
3.居民和商業(yè)用戶172
十、可再生能源友好型電網(wǎng)174
（一）中國已初步建成適應(yīng)可再生能源發(fā)展需要的電網(wǎng)體系174
1.自動化水平逐步提高174
2.網(wǎng)架結(jié)構(gòu)不斷加強175
3.互聯(lián)互通快速建設(shè)175
4.智能互動穩(wěn)步發(fā)展177
（二）我國未來可再生能源友好型電網(wǎng)發(fā)展思路180
1.友好型電網(wǎng)發(fā)展目標180
2.友好型電網(wǎng)建設(shè)思路181
3.友好型電網(wǎng)中長期規(guī)劃183
十一、分布式光伏：機會和挑戰(zhàn)并存187
（一）梳理分布式發(fā)電的概念，明確研究范圍187
1.分布式發(fā)電沒有全球統(tǒng)一的定義，但其特征明確187
2.分布式可再生能源發(fā)電技術(shù)種類多188
3.本研究重點關(guān)注分布式光伏189
（二）輻射資源和屋面資源都足以支撐大規(guī)模的應(yīng)用189
（三）政策和措施密集出臺，但市場發(fā)展仍非常緩慢190
1.市場發(fā)展遠低于預(yù)期，應(yīng)用創(chuàng)新帶來新的商機190
2.商業(yè)模式和投融資問題多、難度大，投融資創(chuàng)新尚處于起步階段193
3.國家和地方激勵政策和管理措施密集出臺195
4.存在的問題多和挑戰(zhàn)大197
（四）國際經(jīng)驗對我國有較好的啟示199
1.德國經(jīng)驗：國家政策保障項目的良好收益和穩(wěn)定的融資渠道199
2.美國經(jīng)驗：優(yōu)惠的激勵政策激發(fā)商業(yè)模式和投融資模式的創(chuàng)新201
3.國際經(jīng)驗是很好的借鑒206
（五）理清發(fā)展思路，推動市場發(fā)展207
1.切實落實已有政策207
2.完善政策和管理機制208
3.完善投融資機制，創(chuàng)新商業(yè)模式208
4.結(jié)合電力體系改革，推動分布式光伏發(fā)展209
十二、可再生能源供熱：被忽視的巨大市場211
（一）國際上越來越重視可再生能源供熱211
1.技術(shù)市場穩(wěn)定發(fā)展，發(fā)揮著越來越重要的作用211
2.國際經(jīng)驗顯示出良好的發(fā)展前景和市場需求212
（二）中國可再生能源供熱市場穩(wěn)定增長，技術(shù)經(jīng)濟性有待提高214
1.供熱管理體系改革推動緩慢214
2.可再生能源供熱市場規(guī)模穩(wěn)定增長，但常被忽視215
3.可再生能源技術(shù)成熟，與國際先進水平相比有差距216
4.各種可再生能源供熱技術(shù)經(jīng)濟性有差異217
（三）激勵政策尚處于研究探索階段218
1.國家激勵政缺失，出現(xiàn)了一些地方激勵案例218
2.幾個典型的地方政策案例218
（四）面臨著不少的問題221
1.可再生能源供熱理念亟需轉(zhuǎn)變221
2.可再生能源供熱經(jīng)濟性缺乏競爭力，有待政策支持221
3.可再生能源供熱集成技術(shù)有待提高221
4.市場機制不完善，沒有建立起供熱計量收費制度221
（五）面臨著重要的發(fā)展機遇222
1.國家重大發(fā)展戰(zhàn)略定位要求加快能源轉(zhuǎn)型222
2.城鎮(zhèn)供熱是北方地區(qū)能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的難點和焦點222
3.供熱系統(tǒng)必須作更加清潔化的轉(zhuǎn)變223
4.可再生能源供熱是城市轉(zhuǎn)型發(fā)展的重要經(jīng)濟增長點223
（六）未來市場發(fā)展?jié)摿Υ?23
（七）生產(chǎn)端和消費端聯(lián)動，全面推動技術(shù)和市場發(fā)展224
1.推動城鎮(zhèn)可再生能源供熱發(fā)展224
2.全面推廣建筑可再生能源供熱225
3.積極推動工農(nóng)業(yè)生產(chǎn)可再生能源供熱225
4.推動可再生能源技術(shù)的規(guī)�；瘧�(yīng)用226
5.開展新型供熱系統(tǒng)的試點示范227
（八）政策和保障措施是市場發(fā)展的重要支撐228
1.完善宏觀政策環(huán)境，建立良好的外部環(huán)境228
2.樹立優(yōu)先發(fā)展理念，做好供熱規(guī)劃229
3.研究設(shè)計供熱激勵政策機制，提高項目的經(jīng)濟性229
4.健全完善監(jiān)管體系，加強支撐體系建設(shè)230
十三、可再生能源發(fā)電技術(shù)進步和成本下降仍有較大空間231
（一）可再生能源發(fā)電技術(shù)進步潛力巨大231
1.風機單機容量持續(xù)增大，海上風電技術(shù)趨于成熟231
2.光伏發(fā)電技術(shù)路線多樣化，熱發(fā)電技術(shù)有待突破234
（二）可再生能源發(fā)電成本構(gòu)成及變化趨勢239
1.陸上風電成本下降空間有限，提升發(fā)電效率是關(guān)鍵239
2.海上風電配套產(chǎn)業(yè)逐步完善，成本具有較大下降空間245
3.太陽能光伏發(fā)電成本下降潛力巨大，提升電池轉(zhuǎn)換效率是關(guān)鍵248
十四、化石能源真實成本254
（一）煤電定價機制254
1.煤炭價格254
2.煤電定價機制256
（二）燃煤發(fā)電的環(huán)境外部性范圍257
（三）國際煤炭環(huán)境外部性研究綜述259
（四）煤炭生產(chǎn)和運輸階段的環(huán)境外部性261
（五）燃煤發(fā)電階段的環(huán)境外部性264
1.中國當前燃煤發(fā)電污染物排放總量264
2.未來中國燃煤發(fā)電污染物排放趨勢266
3.國內(nèi)燃煤發(fā)電SO2、NOx及煙塵的環(huán)境外部性相關(guān)研究267
4.燃煤發(fā)電的顆粒物外部性相關(guān)研究269
（六）燃煤發(fā)電的二氧化碳環(huán)境外部性273
1.單位火力發(fā)電引起的CO2排放量273
2.單位CO2排放造成的環(huán)境成本273
（七）國際相關(guān)研究的主要結(jié)論275
（八）總結(jié)275
十五、建立保障可再生能源消納的現(xiàn)代電力市場體系278
（一）可再生電力并網(wǎng)消納面臨挑戰(zhàn)與問題278
1.中國電力運行仍然延續(xù)計劃經(jīng)濟方式278
2.跨省跨區(qū)電力交易和輸電面臨障礙279
3.需求側(cè)響應(yīng)和儲能等靈活資源參與市場機制仍然缺失279
（二）促進靈活性的電力市場的國際經(jīng)驗與趨勢279
1.通過電力市場激勵電力系統(tǒng)靈活性280
2.利用現(xiàn)貨市場促進實時經(jīng)濟調(diào)度280
3.利用市場機制激勵輔助服務(wù)281
4.推動更大范圍的電力交易和輔助服務(wù)282
5.引入更快速的短期結(jié)算282
6.探索促進靈活性績效的電網(wǎng)監(jiān)管激勵機制283
（三）釋放和激勵電力系統(tǒng)靈活性的中國電力市場體系284
1.中國新一輪電力改革的趨勢和機遇284
2.促進靈活性的電力市場體系建設(shè)路徑287
（四）促進靈活性的若干關(guān)鍵市場機制290
1.在現(xiàn)貨市場建立前的激勵機制290
2.現(xiàn)貨市場建立后的市場運行機制294
3.長期容量備用保障機制297
4.跨省區(qū)交易和平衡298
（五）現(xiàn)代電力市場使可再生能源發(fā)電成為主要電能提供者299
1.進一步提高可再生能源發(fā)電機組的可靠性和靈活性299
2.可再生能源發(fā)電機組的調(diào)度管理更為精細化299
3.可再生能源發(fā)電機組將成為主要的電能量提供者之一299
（六）通過市場引導(dǎo)靈活火電投資建設(shè)、運行和市場營收機制轉(zhuǎn)型300
1.從政府調(diào)控轉(zhuǎn)向市場引領(lǐng)火電投資轉(zhuǎn)型300
2.火電機組不再以出售電能量作為重要收入來源300
3.火電機組將以出售輔助服務(wù)作為重要要收入來源302
4.遠期火電機組可能需要容量市場機制/稀缺價格機制來保證回收長期投資302
（七）建立全社會共同參與需求響應(yīng)的機制303
1.培育大中型工業(yè)用戶多種參與需求響應(yīng)機制303
2.鼓勵中小型電力用戶參與需求響應(yīng)303
3.建立電動汽車V2G的激勵價格政策和充電服務(wù)商業(yè)模式304
十六、創(chuàng)新適應(yīng)可再生能源規(guī)�；�發(fā)展需求的政策機制305
（一）建立可再生能源開發(fā)利用目標引導(dǎo)制度306
1.政策背景306
2.政策內(nèi)容306
3.政策實施可能存在的問題及建議308
（二）探索非水可再生能源發(fā)電配額考核制度綠色證書交易機制309
1.政策背景309
2.政策內(nèi)容及分析310
3.政策實施可能的影響312
（三）落實可再生能源發(fā)電全額保障性收購制度314
1.政策背景314
2.政策內(nèi)容316
3.政策實施可能存在的問題及建議318
（四）變革可再生能源電價定價制度321
1.電價機制比較和作用321
2.國際可再生能源電價政策改革趨勢323
3.可再生能源電價機制改革需求325
4.可再生能源電價機制創(chuàng)新和路徑327
圖1-1 中國1990-2015年人均GDP及中國貧困相關(guān)指標3
圖1-2 中國歷年來的能源消費量及結(jié)構(gòu)4
圖1-3 我國2006年以來的非化石能源比重4
圖1-4 中國歷年的煤炭消費量5
圖1-5 1990年以來中國石油凈進口及消費量6
圖1-6 2006-2015年中國天然氣消費量與增速6
圖1-7 中國1978-2015年一次能源消費及結(jié)構(gòu)7
圖1-8 我國霧霾狀況與煤炭消費密度高度相關(guān)9
圖1-9 1990-2016中國及全球其他國家CO2排放量9
圖2-1 中國各年的非化石能源供應(yīng)量10
圖2-2 全國風電歷年并網(wǎng)裝機容量11
圖2-3 “十二五”期間全國光伏發(fā)電裝機情況12
圖2-4 2011-2015年全國生物燃料乙醇產(chǎn)量12
圖2-5 中國的可再生能源電價附加額度13
圖3-1 中國可再生能源發(fā)電上網(wǎng)電價與火電上網(wǎng)電價對比14
圖3-2 “十二五”以來中國的棄風情況15
圖3-3 2007年以來我國的電力消費增速16
圖3-4 我國近年來的新增發(fā)電裝機16
圖3-5 2007年以來火電利用小時情況17
圖4-1 2020、2030年非化石能源比重目標21
圖5-1 情景分析邏輯框架26
圖5-2 2010-2050年中國GDP增速和規(guī)模28
圖5-3 中國1978-2014年一次能源消費總量暨結(jié)構(gòu)變化35
圖5-4 中國可再生能源決策支持系統(tǒng)模型分析框架36
圖5-5 CREPDASAM研究框架36
圖5-6 國家可再生能源中心“可再生能源輔助決策可視化系統(tǒng)”37
圖5-7 可再生能源輔助決策可視化系統(tǒng)功能模塊38
圖5-8 可再生能源輔助決策可視化系統(tǒng)分析模型模塊38
圖5-9 CREPDASAM-EDO分析框架39
圖5-10 可再生能源輔助決策可視化系統(tǒng)EDO模型分析模塊39
圖5-11 可再生能源輔助決策可視化系統(tǒng)EDO模型分析情景對比分析模塊40
圖5-12 CREPDASAM-DEMAND和CREPDASAMCGE模型分析框架41
圖5-13 DEMAND、EDO和CGE模型間的軟連接41
圖6-12 014年中國主要領(lǐng)域最終能源需求43
圖6-2 工業(yè)部門終端能源需求模型框架46
圖6-3 高比例可再生能源情景下工業(yè)終端能源需求50
圖6-4 建筑部門終端能源需求模型框架51
圖6-5 建筑部門各類活動耗能53
圖6-6 建筑部門終端能源消費結(jié)構(gòu)54
圖6-7 交通部門終端能源需求分析模型55
圖6-8 既定政策情景中交通部門終端能源需求57
圖6-9 高比例可再生能源情景中交通部門終端能源需求58
圖6-10 農(nóng)業(yè)部門終端能源消費情景分析58
圖6-11 建筑業(yè)終端能源消費情景（百噸標準煤）59
圖6-12 高比例可再生能源情景下分部門終端能源需求60
圖6-13 高比例可再生能源情景下分品種終端能源需求60
圖7-1 兩種情景下發(fā)電裝機（2015~2030）68
圖7-2 兩種情景下的發(fā)電組成以及可再生能源比例和非化石能源比例（太千瓦時）69
圖7-3 兩種情景下2030年一個樣本周（12）內(nèi)國家電力供應(yīng)和蓄能的每小時調(diào)度70
圖7-4 兩種情景下的全國電力消耗71
圖7-5 每個地區(qū)的電力需求和年電力增長率71
圖7-6 中國風電資源潛力72
圖7-7 兩種情境下風電發(fā)展情景比較74
圖7-8 2030年兩種情景全國裝機情況比較75
圖7-9 2020年兩種情景下全國陸上風電裝機情況76
圖7-10 2030年兩周情景下陸上風電裝機情況78
圖7-11 海上風電兩種情景下發(fā)電裝機情況79
圖7-12 太陽能發(fā)電裝機潛力80
圖7-13 分布式太陽能發(fā)電資源潛力（GW）81
圖7-14 兩種情景下太陽能發(fā)電裝機情況82
圖7-15 2030年兩種情景下太陽能發(fā)電裝機分布83
圖7-16 2030年兩種情景下分布式發(fā)電布局情況85
圖7-17 2030年中東部兩種情景下裝機比較85
圖7-18 2030年兩種情景下大型光伏電站布局情況86
圖7-19 2030年西北六省兩種情景下裝機情況87
圖7-20 2030年太陽能熱發(fā)電兩種情景下裝機情況88
圖7-21 兩種情景下生物質(zhì)發(fā)電裝機情況91
圖7-22 兩種情景下2030年生物質(zhì)發(fā)電裝機情況92
圖7-23 兩種情景下農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電裝機情況94
圖7-24 兩種情景下垃圾發(fā)電裝機情況95
圖7-25 兩種情景下沼氣發(fā)電裝機情況97
圖7-26 2015年底各省裝機煤電裝機容量98
圖7-27 兩種情景下現(xiàn)有燃煤發(fā)電裝機變化情況100
圖7-28 兩種情景下燃煤發(fā)電裝機變化情況101
圖7-29 兩種情景下燃煤發(fā)電裝機變化情況102
圖7-30 丹麥電力生產(chǎn)發(fā)展情況103
圖7-31 在熱電聯(lián)產(chǎn)萃取設(shè)備靈活性方面進行投資而造成的生產(chǎn)區(qū)域變化103
圖7-32 高比例可再生能源情景下，燃煤電廠在2020年第12周（上部）和第38周（底部）的靈活運營105
圖7-33 2015-2020年增加的靈活燃煤發(fā)電裝機情況106
圖7-34 情景下各省的平均煤炭價格（人民幣/吉焦）107
圖7-35 2030年兩種情景下的燃煤發(fā)電裝機108
圖7-36 兩種情景下的天然氣發(fā)電110
圖7-37 兩種情景下天然氣發(fā)電裝機情況111
圖7-38 包括電動車輛在內(nèi)的蓄能充電能力和需求響應(yīng)的負荷縮減能力112
圖7-39 兩種情景下2030年的裝機抽水蓄能裝機114
圖7-40 END-USE模型的車輛保有量預(yù)計115
圖7-41 高比例可再生能源情景下2030年智能充電型車輛車載電池容量的分布115
圖7-42 典型的每日充電和插電容量116
圖7-43 高比例可再生能源情景下2030年梯次利用電池裝機容量的部署（兆瓦）117
圖7-44 高比例可再生能源情景下2030年工業(yè)消耗負荷轉(zhuǎn)移容量的分布（兆瓦）120
圖7-45 浙江省2030年第38周的每小時調(diào)度和波動電價121
圖7-46 中國全國電網(wǎng)互聯(lián)圖122
圖7-47 兩種情景下2020年各省份的凈輸出電量（太千瓦時）125
圖7-48 兩種情景下2030年各省份的凈輸出電量（太千瓦時）126
圖7-49 兩種情景下的區(qū)域供熱生產(chǎn)128
圖7-50 熱電聯(lián)產(chǎn)抽氣機組運行區(qū)間示意圖129
圖7-51 產(chǎn)熱能源成本與電價的函數(shù)（基于人民幣15元/吉焦耳的碳價）129
圖7-52 黑吉遼東北三省2030年一周內(nèi)的區(qū)域供熱生成132
圖7-53 電力和區(qū)域供熱的二氧化碳排放133
圖7-54 中國電力部門歷史二氧化硫、氮氧化物和煙塵排放量以及中國電力企業(yè)聯(lián)合會的預(yù)測133
圖7-55 兩種情景下電力和區(qū)域供熱部門的氮氧化物和二氧化硫排放134
圖8-1 既定政策情景及高比例可再生能源情景下的一次能源消費（電熱當量法）137
圖8-2 既定政策情景及高比例可再生能源情景下煤炭消費占比137
圖8-3 既定情景和高比例情景下的可再生能源發(fā)展規(guī)模138
圖8-4 可再生能源在一次能源消費總量中的比重138
圖8-5 2030年高比例可再生能源情景能流圖138
圖8-6 既定政策情景和高比例可再生能源情景下的能源部門CO2排放和人均CO2排放140
圖8-7 既定政策情景和高比例可再生能源情景下的空氣污染物排放141
圖8-8 高比例情景下各類各部門污染物排放量141
圖8-9 既定政策情景和高比例可再生能源情景下的PM2.5和臭氧導(dǎo)致的發(fā)病率142
圖8-10 既定政策情景和高比例可再生能源情景下的PM2.5和臭氧導(dǎo)致的死亡率142
圖8-11 風電整機成本結(jié)構(gòu)144
圖8-12 風電產(chǎn)業(yè)鏈示意圖144
圖8-13 光伏產(chǎn)業(yè)鏈示意圖145
圖8-14 分情景可再生能源產(chǎn)業(yè)產(chǎn)值146
圖8-15 分情景可再生能源產(chǎn)業(yè)增加值147
圖8-16 可再生能源產(chǎn)業(yè)間接影響（產(chǎn)值、增加值、就業(yè)）148
圖8-17 可再生能源對產(chǎn)業(yè)鏈其他部門產(chǎn)值、增加值影響149
圖9-1 靈活性資源選項156
圖9-2 提高系統(tǒng)靈活性的不同措施或資源的成本比較157
圖9-3 大平衡區(qū)導(dǎo)致總調(diào)峰需求降低161
圖9-4 某日德國與鄰國的對外聯(lián)絡(luò)電力交易情況
圖9-5 2012年9月19日中國某直流單極輸電曲線162
圖9-6 中外火電機組調(diào)峰能力對比165
圖9-7 提升火電調(diào)峰能力的主要措施166
圖9-8 可再生能源機組聯(lián)合儲能設(shè)備出力曲線171
圖10-1 全國電網(wǎng)互聯(lián)示意圖177
圖10-2 京津冀與內(nèi)蒙古13回聯(lián)絡(luò)線181
圖10-3 夏季典型日負荷182
圖10-4 京津冀和內(nèi)蒙古友好型電網(wǎng)184
圖10-5 未來中國電網(wǎng)發(fā)展格局185
圖11-1 “十二五”期間全國光伏發(fā)電裝機情況191
圖12-1 丹麥各種供熱技術(shù)的可變生產(chǎn)成本比較212
圖12-2 2011-2015年可再生能源供熱總量及增長率情況216
圖13-1 1985-2016年風電機組功率及風輪直徑變化趨勢231
圖13-2 1975-2016年各類電池實驗室最高效率變化情況235
圖13-3 中國晶硅電池轉(zhuǎn)換效率走勢236
圖13-4 2025年全球風電裝機成本下降情況240
圖13-5 2008-2015年國內(nèi)風電機組市場平均價格(元/千瓦)240
圖13-6 “十三五”期間2兆瓦風電機組單位千瓦成本變化預(yù)期（元/千瓦）241
圖13-7 風電場單位投資變化情況242
圖13-8 2025年歐洲海上風電裝機成本下降情況245
圖13-9 海上風電建設(shè)成本構(gòu)成247
圖13-10 2015-2025年全球加權(quán)平均光伏發(fā)電成本變化情況248
圖13-11 光伏組件2007-2015價格變動情況249
圖13-12 電池組件價格預(yù)測251
圖13-13 近期光伏發(fā)電電價需求下降路線圖253
圖14-1 2015年全國發(fā)電裝機容量和發(fā)電量254
圖14-2 歷年秦皇島港動力煤離岸價255
圖14-3 全國歷年煤電平均標桿上網(wǎng)電價257
圖14-4 歐盟25國不同污染物的外部性成本260
圖14-5 國內(nèi)外環(huán)境外部性研究主要結(jié)論比較（億美元）263
圖14-6 1980-2014年火電發(fā)電量、電煤用量與污染物排放情況265
圖14-7 寧波市大氣可吸入顆粒物PM2.5源解析270
圖14-8 長沙市大氣顆粒物PM2.5來源解析270
圖14-9 燃煤發(fā)電排放一次PM2.5導(dǎo)致的過早死亡人數(shù)272
圖14-10 燃煤發(fā)電的環(huán)境外部性成本276
圖15-1 MISO市場運行的時間點281
圖15-2 不同電網(wǎng)互聯(lián)程度的總系統(tǒng)成本與儲備余量282
圖15-3 五分鐘結(jié)算與平均每小時結(jié)算不同運營情景的益處283
圖15-4 中國提高電力系統(tǒng)靈活性市場機制設(shè)計路徑圖287
圖15-5 調(diào)峰補償機制292
圖15-6 市場出清均衡點比較300
圖15-7 美國MISO區(qū)域市場某時段的節(jié)點邊際電價301
圖16-1 德國可再生能源電價機制變革路徑324
表5-1 高比例可再生能源發(fā)展情景34
表6-1 2015至2030年間第一類工業(yè)活動水平預(yù)測47
表6-2 2015至2030年間第二類工業(yè)活動水平預(yù)測47
表6-3 2015至2030年間各行各業(yè)的能源強度變化預(yù)測48
表6-4 中國人口、城鎮(zhèn)化與建筑面積50
表6-5 建筑相關(guān)可再生能源技術(shù)和應(yīng)用類型52
表6-6 乘用車情景年銷售額中的技術(shù)占比表56
表6-7 貨物運輸車輛年銷售額中的技術(shù)占比表56
表7-1 分省陸上風電資源潛力72
表7-2 分省海上風電資源潛力73
表7-3 風電成本設(shè)定73
表7-4 各省集中式光伏電站開發(fā)潛力80
表7-5 各省分布式光伏開發(fā)潛力81
表7-6 太陽能發(fā)電情景分析成本設(shè)定82
表7-7 2030年生物質(zhì)發(fā)電成本預(yù)測91
表7-8 蓄能參數(shù)及當前成本預(yù)計（2015年）118
表7-9 假定的蓄能技術(shù)投資成本發(fā)展狀況（元/千瓦時）118
表7-10 2021-2030年模型形成的外源性傳輸容量投資概要124
表7-11 兩種情景下中國供電的原始134
表7-12 選定年份的排放量概述135
表7-13 內(nèi)部和外部成本的綜合評估（每供電一兆瓦時）135
表8-1 可再生能源產(chǎn)值（單位：萬億元）147
表8-2 可再生能源增加值（單位：萬億元）147
表8-3 可再生能源拉動相關(guān)部門產(chǎn)值及增加值（單位：萬億元）148
表8-4 可再生能源發(fā)展對就業(yè)影響150
表9-1 電力市場中不同類型的輔助服務(wù)159
表9-2 丹麥規(guī)定的各類電站最小穩(wěn)定出力160
表9-3 美國ISO和RTO需求響應(yīng)項目調(diào)節(jié)能力163
表9-4 各類機組靈活性參數(shù)對比（國際數(shù)據(jù)）164
表9-5 各類提升電源調(diào)峰能力措施的比較165
表9-6 傳統(tǒng)高壓直流定功率與變功率運行方式的比較169
表9-7 儲能技術(shù)性能對比170
表10-1 2013年底全國35千伏及以上輸電線路回路長度及變電設(shè)備容量情況175
表10-2 邊遠地區(qū)微電網(wǎng)示范工程178
表10-3 海島微電網(wǎng)示范工程178
表10-4 城市微電網(wǎng)示范工程179
表11-1 分布式光伏可利用建筑屋面分區(qū)統(tǒng)計（2012-2020年）190
表11-2 德國裝機規(guī)模及對應(yīng)接入電壓等級200
表12-1 2015年我國部分城市供暖收費標準－按照建筑面積計費（單位：元/建筑平方米·采暖季）214
表12-2 2015年北京和天津供暖收費標準－按照兩部制計費215
表12-3 2011-2015年可再生能源供熱開發(fā)利用情況215
表12-4 各類可再生能源供熱技術(shù)概況217
表13-1 2015-2030年主要光伏電池效率發(fā)展路徑237
表13-2 中國典型風電場預(yù)期投資成本（2015年不變價格）245
表13-3 中國典型海上風電場預(yù)期投資成本248
表13-4 2015-2030年光伏組件、系統(tǒng)及電價需求變化趨勢253
表14-1 燃煤發(fā)電環(huán)境外部成本的核算范圍259
表14-2 國內(nèi)煤炭生產(chǎn)和運輸環(huán)節(jié)的環(huán)境外部成本評價綜述262
表14-3 燃煤發(fā)電在生產(chǎn)和運輸環(huán)節(jié)的環(huán)境外部成本264
表14-4 火力發(fā)電鍋爐大氣污染物排放濃度限值（單位：mg/m3）266
表14-5 溫室氣體和大氣污染物的損害成本268
表14-6 不同單位污染物成本下SO2的環(huán)境外部性成本—情景1（總實物量）268
表14-7 中國2012年一次PM2.5排放量的部門271
表14-8 不同研究的生命價值272
表14-9 PM2.5的環(huán)境外部性成本272
表14-10 600MW燃煤火電機組的煤耗及排放指標（運營階段）（單位：kg/kWh）273
表14-11 各試點地區(qū)2014年碳交易成交量和履約情況274
表14-12 溫室氣體的環(huán)境外部性成本275
表14-13 單位污染物排放導(dǎo)致的經(jīng)濟損失（美元/噸）275
表14-14 燃煤發(fā)電的環(huán)境外部性成本（元/千瓦時）276
表14-15 燃煤發(fā)電環(huán)境外部性成本評價相關(guān)研究對比277
表16-1 2013年大型發(fā)電生產(chǎn)企業(yè)發(fā)電裝機容量及發(fā)電量313
表16-2 2003-2007年五期風電特許權(quán)中標結(jié)果326
專欄1 電力部門發(fā)展情景設(shè)定的主要差異64
專欄2 丹麥增強對靈活熱容量關(guān)注后的電力生產(chǎn)發(fā)展狀況103
專欄3 降出力下的熱電聯(lián)產(chǎn)機組和純供熱鍋爐機組127
專欄4 2014年10月20日丹麥區(qū)域供熱供應(yīng)商的運行狀況130
專欄5 光伏應(yīng)用創(chuàng)新模式192
專欄6 2015-2030年風電技術(shù)發(fā)展趨勢233
專欄7 風電機組關(guān)鍵零部件發(fā)展趨勢233
專欄8 光伏電池技術(shù)發(fā)展趨勢236
專欄9 太陽能熱發(fā)電技術(shù)發(fā)展趨勢238
專欄10 風電機組零部件成本變化趨勢241
專欄11 全球光伏招標電價249
專欄12 大氣污染造成過早死亡人數(shù)271