光热发电成本技术

有限，在外送通道中电量比例有一定提升但线路输送电量仍以火电为主。技术是一方面因素，机制体制上需要突破和解决的问题更多。 (三)地方消纳责任不清，可再生能源目标引导机制需要更强化的措施予以落实 地方
由于供热机组比重大，调峰能力十分有限。 第二，受设计、煤电电价机制等因素影响，我国燃煤机组最大调峰幅度普遍设定为50%。规程规范中常规机组的最小负荷和爬坡率指标已经落后于机组实际技术水平，也远远落后

下发《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》，提出到2020年底，要实现光热发电总装机容量达到10GW，光热发电建设成本要达到20元/W以下，发电成本接近1元/kWh。 图表3：国内光热

/m/yr以上DNI值的国际新兴光热市场都较为逊色。 在DNI并不占优的条件下，要实现同等发电量，往往意味着更高的投资额，更高的发电成本。 低温、大风与沙尘等恶劣气候 多风沙、扬尘、冬季气温极低
，昼夜温差较大，中国光热电站开发的特殊气候特点对电站建设和运维提出了更高要求。 比如，风载荷对聚光器的设计和运行有重要影响，大风将直接影响系统效率和发电成本。沙尘除了影响太阳光的传输外还将直接影响

增长31%，达1266亿美元。同时，去年全年太阳能投资大幅上涨的主要推动力也是中国。 资料图：塔式光热电站。 5日，联合国环境署、法兰克福财经管理大学-联合国环境署合作中心与彭博新能源财经在德国
法兰克福联合发布的《2018年全球可再生能源投资趋势报告》显示，太阳能发电成本以及部分风能成本的下降持续推进可再生能源发展。去年是全球可再生能源投资持续超过2000亿美元的第八个年头。自2004年以来

)，仍高于燃煤标杆电价(0.25~0.45元/(kW˙h))。 光伏发电成本 随着光伏发电的技术进步、产业升级和市场规模扩大，中国光伏发电成本持续下降，单位容量造价从2010年的约20 000元

电力总量配额(简称总量配额)和非水电可再生能源电力配额(简称非水电配额)。其中非水电配额主要指的是海上风电、陆上风电、生物质能发电、太阳能光伏发电、太阳能光热发电、城市固体垃圾发电、地热发电、海洋能发电
等不含水电的可再生能源电力消费量。非水电配额涵盖的发电类型可随着可再生能源技术的发展与成熟逐渐进行类型的扩充。 数据显示，在2017年1.7万亿千瓦可再生能源发电量中，水电占了70%以上。目前

新能源发电规模领先全球，陆上风电、光伏发电等技术达到世界先进水平，海上风电、光热发电、生物质发电等不断取得突破性进展，推动了新能源发电成本的大幅下降。 据工信部统计，2017年，我国光伏发电系统投资成本

作用，推动发电成本下降。调整光伏电站发展布局，严格控制弃光严重地区新增规模，对弃光率超过5%的省份暂停安排新建光伏发电规模。 积极推进光伏、光热发电项目建设，年内计划安排新开工建设规模2000万千
。继续实施核电科技重大专项，建设核电技术装备试验平台共享体系，加快推进小型堆重大专项立项工作，积极推动核能综合利用。 稳步发展风电和太阳能发电。强化风电、光伏发电投资监测预警机制，控制弃风、弃光严重地