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2020中国新能源发电分析报告（国网能源研究院2020年7月）.pdf简介：

，作为一个的，我无法直接查看或提供PDF文件的详细内容。但是，我可以根据一般的报告格式和趋势，为你概括一下2020年中国新能源发电分析报告可能包含的信息：

这份报告由中国国网能源研究院于2020年7月发布，它通常会对中国新能源发电行业的现状、发展趋势、政策环境、技术进步和市场表现进行深入分析。可能会包括以下内容：

1. 总体概况：报告可能概述了2020年中国新能源（如风能、太阳能、水电、生物质能等）发电的总产量、增长情况和在电力结构中的占比。

2. 政策环境：报告可能会讨论中国政府在推动新能源发展方面的政策，如补贴政策、上网电价、绿色电力标准等。

3. 技术发展：可能会介绍当时中国新能源发电技术的最新进展，如新型风电机组、高效太阳能电池板等的技术突破。

4. 市场分析：报告可能会对各新能源发电市场（如东部沿海地区、西部地区等）进行分析，探讨市场需求、市场竞争状况以及投资情况。

5. 挑战与对策：报告可能会指出新能源发电面临的主要挑战，如并网问题、储能技术难题，并提出相应的解决方案。

6. 未来展望：基于当前数据和趋势，报告可能会对未来几年中国新能源发电的发展做出预测。

请注意，实际报告的内容会根据发布时的具体数据和研究结果有所不同。如果你想获取更详细的信息，建议直接阅读或联系报告的发布方。

2020中国新能源发电分析报告（国网能源研究院2020年7月）.pdf部分内容预览：

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GB∕T 28996-2012 涂装水泥刨花板，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

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。

在年度规模管理方面：实施项目分类管理，风电依据“十三五”规划确定 年度新增规模，光伏采用“以补贴定规模”的方式，平价项目在满足电力送出 和消纳条件下不受年度规模限制；延续监测预警机制，引导风光合理布局。 在项目建设管理方面：明确项目建设条件，新建风光发电项目以落实电力 送出和消纳为前提；优化项目配置方式，新增项自全部通过竞争性配置方式确 定；推进平价项目建设，同等条件平价项目下优先配置。 在运行消纳方面：建立可再生能源消纳保障机制，促进新能源消纳；平价 项目全额消纳，确保稳定收益；促进风电、光伏发电通过电力市场化交易无礼 贴发展。 在价格补贴方面：完善上网电价形成机制，变分资源区标杆上网电价为指 导价；加快风光补贴退坡，2021年起陆上风电不再享受国家补贴

能原与电力分析年度报告系列 2020中国新能源发电分析报告

2019年国家发布了多项新能源相关产业政策，内容涉及年度规模管理、项 目建设管理、运行消纳、价格补贴等环节。总体来看，2019年我国新能源政策 以完善项目规划建设、加速新能源补贴退坡、推进新能源平价上网，建立新能 原消纳保障机制为重点，推动新能源由规模化发展向高质量发展转变，逐步实 现平价上网

实施项目分类管理，风电依据“十三五”规划确定年度新增规模，光伏发 电采用“以补贴定规模”的方式，平价项目在满足电力送出和消纳条件下不受 年度规模限制。对于风电，按照《2019年风电项目建设工作方案》安排，《国 家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》中本省级区域 2020年规划并网目标，减去2018年底前已并网和已核准在有效期并承诺建设 的风电项目规模，为2019年度各省级区域竞争配置需国家补贴风电项目的总规 模。对于光伏发电，光伏发电依据国家确定的年度新增项目补贴总额，按照分 类管理原则，确定年度新建发电项目根据补贴。2019年度安排新建光伏发电项 自补贴预算总额度为30亿元，其中7.5亿元用于户用光伏发电（折合350方 kW）、补贴竞价项目按22.5亿元补贴（不含光伏扶贫）总额组织项目建设。对 于平价上网项目，在符合本省可再生能源建设规划、国家风光发电年度监测预 警有关管理要求、电网企业落实接网和消纳条件的前提下，平价上网项目由省 级政府能源主管部门组织，不受年度建设规模限制。 延续监测预警机制，引导风光合理布局。继续实施风电投资监测预警、光 伏发电市场环境监测评价机制，引导风电、太阳能发电有序开发建设。根据 2019年公布的风光监测预警结果，新疆、甘肃为风电、光伏发电红色预警地 区，西藏为光伏发电红色预警地区。监测评价结果为红色的地区，风电暂停项 目开发建设，光伏发电暂不下达年度新增建设规模

明确项目建设条件，新建风光发电项目以落实电力送出和消纳为前提。省 级电网区域内消纳的新增风光发电项目由省级电网企业出具电力送出和消纳意 见，跨省跨区输电通道配套发电项目的消纳条件应由送受端电网企业联合 论证。 优化项目配置方式，新增项目全部通过竞争性配置方式确定。全面实行市 场竞争性配置，除光伏扶贫、户用光伏发电外需要国家补贴的光伏发电消纳 新增集中式风电项目全部通过竞争性方式配置，价格不超过所在资源区的指 导价。 推进平价项目建设，同等条件平价项目下优先配置。在组织电网企业论证 并落实平价上网项目的电力送出和消纳条件基础上，优先推进平价上网项目建 设。对自愿转为平价上网的存量项目，电网企业在建设配套电力送出工程的进 度安排和消纳方面予以优先保障。 对分布式电源实行分级分类管理，户用光伏发电项目单独管理。按照 《2019年光伏发电项目建设工作方案》要求，户用光伏发电根据切块的补贴额 度确定的年度装机总容量和固定补贴标准，进行单独管理

建立可再生能源消纳保障机制，促进新能源消纳。2019年5月10日，国 家发展和改革委员会、国家能源局下发《关于建立健全可再生能源电力消纳保 障机制的通知》，对电力消费设定可再生能源电力消纳责任权重，由售电企业 和电力用户共同承担。通过设定总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重，充 分挖掘本地可再生能源消纳潜力，促进可再生能源本地消纳；打破省间壁垒，

能源与电力分析年度报告系列 2020中国新能源发电分析报告

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促进可再生能源跨省区消纳。 平价项目全额消纳JB∕T 10473-2018 轮胎压路机，确保稳定收益。电网企业承担平价上网项目电量收购 责任，确保平价项目所发电量全额上网，如存在弃风弃光情况，将限发电量核 定为可转让的优先发电计划，在全国范围内参加发电权交易（转让）。省级电 网企业需按项目核准时国家规定的当地燃煤标杆上网电价与风电、光伏发电项 目单位签订长期固定电价购售电合同（不少于20年）。 促进风电、光伏发电通过电力市场化交易无补贴发展。鼓励在国家组织实 施的各类示范项目中建设无须国家补贴的风电、光伏发电项目，并以试点方式 开展就近直接交易。对纳入国家有关试点示范中的分布式市场化交易试点项 自，交易电量仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网 输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费。对纳人试点的就近直接交易 可再生能源电量，政策性交叉补贴予以减免

完善上网电价形成机制，变分资源区标杆上网电价为指导价。《关于完善 风电上网电价政策的通知》《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》 提到，完善新能源发电上网电价形成机制，将陆上风电、海上风电、集中式光 伏电站的标杆上网电价改为指导价，通过竞争性方式配置项自的上网电价不得 超过所在资源区指导价。 加快风光补贴退坡，2021年陆上风电不再享受国家补贴。自2019年7月1 日起，纳入国家财政补贴范围的1～血类资源区新增集中式光伏电站指导价分 别为0.4、0.45、0.55元/（kW·h）。新增集中式光伏电站上网电价原则上通过 市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。 2019年I～V类资源区新核准陆上风电指导价分别调整为0.34、0.39 0.43、0.52元/（kW·h），2020年I～IV类资源区新核准陆上风电指导价分别

调整为0.29、0.34、0.38、0.47元/（kW·h），2019、2020年海上风电指导价 为0.8、0.75元/（kW·h）。2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前 仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上 风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日 开始，新核准的陆上风电项且全面实现平价上网，国家不再补贴

三国志平话新能源发展及消纳形势展望

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