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中国可再生能源展望2016 
定 价：280 元
9 7 5 8 1 7 4 0 1 3 3 0 4 读者对象:本书适用于再生能源研究者 
中国国家可再生能源中心，是中国可再生能源政策战略的研究智库，已经确定每年出版可再生能源的综合展望报告。报告将为中国的决策者提供科学的政策分析基础，促进可再生能源得到有效的利用和充足的发展，推动可再生能源成为中国未来能源体系的重要组成部分。报告基于对整体能源系统自下而上的详尽分析，研究高比例可再生能源有效接纳的解决办法，探讨能源转型对中国能源安全、经济发展和环境保护的综合影响。今年的展望报告通过两个情景的对比，将重点研究未来中国2030年能源体系的发展变化，分析不同政策手段对于促进能源转型和可再生能源利用的影响。
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目录
2016中国可再生能源展望 China Renewable Energy Outlook 2016 前言 作者说明 执行摘要 第一部分形势篇1 一、能源发展总体形势3 （一）基本情况3 1.中国能源发展有效支撑了经济快速增长和人民生活水平提高3 2.近年来中国能源消费增速趋于平稳3 3.非化石能源占比虽然仍旧不高，但比重明显增加4 4.能源供应仍以煤为主，但在能源消费中的比重达到几十年来的最低水平5 5.石油表观消费量整体呈上升趋势5 6.天然气表观消费量明显增加6 7.工业部门在终端能源消费中的比重大7 （二）面临的问题7 1.粗放低效的能源开发利用导致资源大量浪费和耗竭7 2.长时间高强度能源资源开发造成诸多严重的生态环境灾害8 3.大规模的化石能源粗放式利用带来了严重的大气污染8 4.以煤为主的高碳能源结构是温室气体排放的主要来源9 二、可再生能源发展现状与形势10 （一）中国可再生能源开始进入大范围增量替代、区域性存量替代的新阶段10 （二）中国已成为全球最大的风电市场11 （三）自2013年开始中国新增光伏应用规模成为全球第一11 （四）近年来中国生物质能一直均衡稳步发展12 （五）中国可再生能源装备技术水平显著提升13 （六）中国已建立了完整的可再生能源发展支持政策体系13 三、可再生能源发展面临问题及挑战14 （一）中国可再生能源当前面临的主要困境14 （二）可再生能源处于困境的原因分析15 1.用电增速大大低于预期16 2.电源增长处于历史新高16 四、可再生能源未来发展新动力19 （一）推动生态文明建设为加快发展非化石能源提供巨大动力19 （二）推动能源生产和消费革命为非化石能源指出发展方向和要求20 （三）应对气候变化要求更高非化石能源中长期发展目标20 （四）全面深化经济和能源电力改革为可再生能源政策和制度环境提供巨大改善空间21 第二部分情景篇23 五、能源系统转型发展的原则暨指南25 （一）情景设计的指导思想26 1.“三线”思维发展理念26 2.“非零和”发展宗旨27 （二）高比例可再生能源发展情景的社会经济约束28 1.社会经济——达到中等发达国家发展水平28 2.生态环境——再现碧水蓝天的“美丽中国”29 3.能源发展——低碳绿色电力拥有未来29 （三）高比例可再生能源发展情景的前提假设31 1.经济社会发展假设31 2.生态环境约束假设31 3.非化石能源目标假设31 4.终端用能高比例电气化假设32 5.中国不开放内陆核电假设32 6.可开发风能太阳能资源满足率假设32 7.火电机组调峰假设32 8.需求侧响应技术假设33 9.友好型电网发展假设33 10.电力市场化进程假设33 （四）总体分析思路及研究方法34 六、端能源需求和结构调整方向42 （一）终端能源需求分析方法42 （二）终端能源消费现状和结构调整要求43 （三）工业部门44 1.工业化进程与能源消费44 2.工业部门终端能源需求分析框架45 3.技术产业进步和能源强度变化48 4.用能技术和能源品种结构49 5.工业部门终端能源消耗49 （四）建筑部门50 1.城镇化与能源消费50 2.建筑部门终端能源需求分析框架51 3.建筑用能技术52 4.建筑部门终端能源需求53 （五）交通运输部门54 1.交通用能趋势和分析框架54 2.道路交通与汽车销量54 3.非道路运输56 4.交通部门能源需求57 （六）农业和建筑领域57 （七）终端能源总需求59 七、电力和热力生产转型61 （一）电力部门情景分析61 1.政策驱动因素63 2.调度运行规则驱动因素64 3.最低成本驱动因素64 （二）各类发电技术容量部署约束65 1.基于政策的约束65 2.基于资源的约束66 3.基于市场的约束66 4.水力发电、核能和天然气的开发67 5.电力系统发展67 （三）电力消费量需求预测70 （四）风电72 1.资源潜力72 2.成本下降预测73 3.总体发展规模和布局73 4.分省发展规模和布局76 （五）太阳能发电79 1.资源潜力79 2.成本下降预测82 3.发展规模和布局82 4.分省太阳能发电布局84 （六）生物质能发电88 1.资源潜力88 2.发展现状89 3.技术经济情况90 4.总体发展规模和布局91 5.分省发展规模和布局93 （七）煤电98 1.2015年部署情况98 2.新增容量约束98 3.机组退役99 4.新增燃煤机组容量100 5.发电装机过剩会导致设备利用效率低下101 6.重点发展具备灵活性的新技术101 7.不同地区电厂的作用和类型存在差异106 8.2030年燃煤机组的分布107 9.中国煤电的未来109 （八）天然气发电109 （九）储能、电动汽车智能充电及工业需求响应111 1.抽水蓄能113 2.电动车辆和智能充电113 3.电动车辆电池的回收利用116 4.新电池技术和压缩空气蓄能117 5.热泵和电热锅炉118 6.需求响应118 7.市场环境中的储能和需求响应运行120 （十）电力传输121 1.2020年之前规划的电网输电通道情况123 2.2021～2030年基于模型的电网输电通道情况123 3.2015、2020和2030年电力省间输送情况125 （十一）区域供热和储能127 1.通过区域供热提供的灵活度127 2.区域供热生成的用电131 （十二）电力系统的排放和经济成本132 八、能源系统转型及影响136 （一）其他能源加工转换领域136 （二）一次能源消费136 1.总体情况136 2.煤炭消费136 3.可再生能源及非化石能源占比137 （三）能源转型的环境和宏观经济效益139 1.环境影响139 2.宏观经济影响142 第三部分政策篇151 九、构建适应新能源的灵活电力系统153 （三）中国可再生电力并网消纳面临电力系统灵活性不足的挑战153 1.大规模煤电仍然保持基荷电源的运行方式153 2.跨省区输电未能灵活运行和优先输送新能源电力154 3.需求侧响应仍然基本空白154 （二）电力灵活性的必要性、途径和趋势155 1.提高电力系统灵活性的必要性155 2.电力系统灵活性的含义和提升途径155 3.提升电力系统灵活的国际经验156 （三）重点释放提升发电侧灵活性资源163 1.发电侧灵活资源163 2.中国火电灵活性改造和运行164 3.整合电力热力系统167 （四）加强电网互联和输电灵活性167 1.电网与电力系统灵活性167 2.优化电网运行，加强电网互联和跨省区输电168 3.推广应用灵活输电技术169 （五）推广先进储能和电动汽车提供辅助服务170 1.储能的特点170 2.先进储能和调频、爬坡辅助服务170 3.电动汽车和V2G171 （六）推动工商业和居民全面参与需求响应172 1.需求侧灵活性资源172 2.大中型工业用户172 3.居民和商业用户172 十、可再生能源友好型电网174 （一）中国已初步建成适应可再生能源发展需要的电网体系174 1.自动化水平逐步提高174 2.网架结构不断加强175 3.互联互通快速建设175 4.智能互动稳步发展177 （二）我国未来可再生能源友好型电网发展思路180 1.友好型电网发展目标180 2.友好型电网建设思路181 3.友好型电网中长期规划183 十一、分布式光伏：机会和挑战并存187 （一）梳理分布式发电的概念，明确研究范围187 1.分布式发电没有全球统一的定义，但其特征明确187 2.分布式可再生能源发电技术种类多188 3.本研究重点关注分布式光伏189 （二）辐射资源和屋面资源都足以支撑大规模的应用189 （三）政策和措施密集出台，但市场发展仍非常缓慢190 1.市场发展远低于预期，应用创新带来新的商机190 2.商业模式和投融资问题多、难度大，投融资创新尚处于起步阶段193 3.国家和地方激励政策和管理措施密集出台195 4.存在的问题多和挑战大197 （四）国际经验对我国有较好的启示199 1.德国经验：国家政策保障项目的良好收益和稳定的融资渠道199 2.美国经验：优惠的激励政策激发商业模式和投融资模式的创新201 3.国际经验是很好的借鉴206 （五）理清发展思路，推动市场发展207 1.切实落实已有政策207 2.完善政策和管理机制208 3.完善投融资机制，创新商业模式208 4.结合电力体系改革，推动分布式光伏发展209 十二、可再生能源供热：被忽视的巨大市场211 （一）国际上越来越重视可再生能源供热211 1.技术市场稳定发展，发挥着越来越重要的作用211 2.国际经验显示出良好的发展前景和市场需求212 （二）中国可再生能源供热市场稳定增长，技术经济性有待提高214 1.供热管理体系改革推动缓慢214 2.可再生能源供热市场规模稳定增长，但常被忽视215 3.可再生能源技术成熟，与国际先进水平相比有差距216 4.各种可再生能源供热技术经济性有差异217 （三）激励政策尚处于研究探索阶段218 1.国家激励政缺失，出现了一些地方激励案例218 2.几个典型的地方政策案例218 （四）面临着不少的问题221 1.可再生能源供热理念亟需转变221 2.可再生能源供热经济性缺乏竞争力，有待政策支持221 3.可再生能源供热集成技术有待提高221 4.市场机制不完善，没有建立起供热计量收费制度221 （五）面临着重要的发展机遇222 1.国家重大发展战略定位要求加快能源转型222 2.城镇供热是北方地区能源系统转型的难点和焦点222 3.供热系统必须作更加清洁化的转变223 4.可再生能源供热是城市转型发展的重要经济增长点223 （六）未来市场发展潜力大223 （七）生产端和消费端联动，全面推动技术和市场发展224 1.推动城镇可再生能源供热发展224 2.全面推广建筑可再生能源供热225 3.积极推动工农业生产可再生能源供热225 4.推动可再生能源技术的规模化应用226 5.开展新型供热系统的试点示范227 （八）政策和保障措施是市场发展的重要支撑228 1.完善宏观政策环境，建立良好的外部环境228 2.树立优先发展理念，做好供热规划229 3.研究设计供热激励政策机制，提高项目的经济性229 4.健全完善监管体系，加强支撑体系建设230 十三、可再生能源发电技术进步和成本下降仍有较大空间231 （一）可再生能源发电技术进步潜力巨大231 1.风机单机容量持续增大，海上风电技术趋于成熟231 2.光伏发电技术路线多样化，热发电技术有待突破234 （二）可再生能源发电成本构成及变化趋势239 1.陆上风电成本下降空间有限，提升发电效率是关键239 2.海上风电配套产业逐步完善，成本具有较大下降空间245 3.太阳能光伏发电成本下降潜力巨大，提升电池转换效率是关键248 十四、化石能源真实成本254 （一）煤电定价机制254 1.煤炭价格254 2.煤电定价机制256 （二）燃煤发电的环境外部性范围257 （三）国际煤炭环境外部性研究综述259 （四）煤炭生产和运输阶段的环境外部性261 （五）燃煤发电阶段的环境外部性264 1.中国当前燃煤发电污染物排放总量264 2.未来中国燃煤发电污染物排放趋势266 3.国内燃煤发电SO2、NOx及烟尘的环境外部性相关研究267 4.燃煤发电的颗粒物外部性相关研究269 （六）燃煤发电的二氧化碳环境外部性273 1.单位火力发电引起的CO2排放量273 2.单位CO2排放造成的环境成本273 （七）国际相关研究的主要结论275 （八）总结275 十五、建立保障可再生能源消纳的现代电力市场体系278 （一）可再生电力并网消纳面临挑战与问题278 1.中国电力运行仍然延续计划经济方式278 2.跨省跨区电力交易和输电面临障碍279 3.需求侧响应和储能等灵活资源参与市场机制仍然缺失279 （二）促进灵活性的电力市场的国际经验与趋势279 1.通过电力市场激励电力系统灵活性280 2.利用现货市场促进实时经济调度280 3.利用市场机制激励辅助服务281 4.推动更大范围的电力交易和辅助服务282 5.引入更快速的短期结算282 6.探索促进灵活性绩效的电网监管激励机制283 （三）释放和激励电力系统灵活性的中国电力市场体系284 1.中国新一轮电力改革的趋势和机遇284 2.促进灵活性的电力市场体系建设路径287 （四）促进灵活性的若干关键市场机制290 1.在现货市场建立前的激励机制290 2.现货市场建立后的市场运行机制294 3.长期容量备用保障机制297 4.跨省区交易和平衡298 （五）现代电力市场使可再生能源发电成为主要电能提供者299 1.进一步提高可再生能源发电机组的可靠性和灵活性299 2.可再生能源发电机组的调度管理更为精细化299 3.可再生能源发电机组将成为主要的电能量提供者之一299 （六）通过市场引导灵活火电投资建设、运行和市场营收机制转型300 1.从政府调控转向市场引领火电投资转型300 2.火电机组不再以出售电能量作为重要收入来源300 3.火电机组将以出售辅助服务作为重要要收入来源302 4.远期火电机组可能需要容量市场机制/稀缺价格机制来保证回收长期投资302 （七）建立全社会共同参与需求响应的机制303 1.培育大中型工业用户多种参与需求响应机制303 2.鼓励中小型电力用户参与需求响应303 3.建立电动汽车V2G的激励价格政策和充电服务商业模式304 十六、创新适应可再生能源规模化发展需求的政策机制305 （一）建立可再生能源开发利用目标引导制度306 1.政策背景306 2.政策内容306 3.政策实施可能存在的问题及建议308 （二）探索非水可再生能源发电配额考核制度绿色证书交易机制309 1.政策背景309 2.政策内容及分析310 3.政策实施可能的影响312 （三）落实可再生能源发电全额保障性收购制度314 1.政策背景314 2.政策内容316 3.政策实施可能存在的问题及建议318 （四）变革可再生能源电价定价制度321 1.电价机制比较和作用321 2.国际可再生能源电价政策改革趋势323 3.可再生能源电价机制改革需求325 4.可再生能源电价机制创新和路径327 图1-1 中国1990-2015年人均GDP及中国贫困相关指标3 图1-2 中国历年来的能源消费量及结构4 图1-3 我国2006年以来的非化石能源比重4 图1-4 中国历年的煤炭消费量5 图1-5 1990年以来中国石油净进口及消费量6 图1-6 2006-2015年中国天然气消费量与增速6 图1-7 中国1978-2015年一次能源消费及结构7 图1-8 我国雾霾状况与煤炭消费密度高度相关9 图1-9 1990-2016中国及全球其他国家CO2排放量9 图2-1 中国各年的非化石能源供应量10 图2-2 全国风电历年并网装机容量11 图2-3 “十二五”期间全国光伏发电装机情况12 图2-4 2011-2015年全国生物燃料乙醇产量12 图2-5 中国的可再生能源电价附加额度13 图3-1 中国可再生能源发电上网电价与火电上网电价对比14 图3-2 “十二五”以来中国的弃风情况15 图3-3 2007年以来我国的电力消费增速16 图3-4 我国近年来的新增发电装机16 图3-5 2007年以来火电利用小时情况17 图4-1 2020、2030年非化石能源比重目标21 图5-1 情景分析逻辑框架26 图5-2 2010-2050年中国GDP增速和规模28 图5-3 中国1978-2014年一次能源消费总量暨结构变化35 图5-4 中国可再生能源决策支持系统模型分析框架36 图5-5 CREPDASAM研究框架36 图5-6 国家可再生能源中心“可再生能源辅助决策可视化系统”37 图5-7 可再生能源辅助决策可视化系统功能模块38 图5-8 可再生能源辅助决策可视化系统分析模型模块38 图5-9 CREPDASAM-EDO分析框架39 图5-10 可再生能源辅助决策可视化系统EDO模型分析模块39 图5-11 可再生能源辅助决策可视化系统EDO模型分析情景对比分析模块40 图5-12 CREPDASAM-DEMAND和CREPDASAMCGE模型分析框架41 图5-13 DEMAND、EDO和CGE模型间的软连接41 图6-12 014年中国主要领域最终能源需求43 图6-2 工业部门终端能源需求模型框架46 图6-3 高比例可再生能源情景下工业终端能源需求50 图6-4 建筑部门终端能源需求模型框架51 图6-5 建筑部门各类活动耗能53 图6-6 建筑部门终端能源消费结构54 图6-7 交通部门终端能源需求分析模型55 图6-8 既定政策情景中交通部门终端能源需求57 图6-9 高比例可再生能源情景中交通部门终端能源需求58 图6-10 农业部门终端能源消费情景分析58 图6-11 建筑业终端能源消费情景（百吨标准煤）59 图6-12 高比例可再生能源情景下分部门终端能源需求60 图6-13 高比例可再生能源情景下分品种终端能源需求60 图7-1 两种情景下发电装机（2015~2030）68 图7-2 两种情景下的发电组成以及可再生能源比例和非化石能源比例（太千瓦时）69 图7-3 两种情景下2030年一个样本周（12）内国家电力供应和蓄能的每小时调度70 图7-4 两种情景下的全国电力消耗71 图7-5 每个地区的电力需求和年电力增长率71 图7-6 中国风电资源潜力72 图7-7 两种情境下风电发展情景比较74 图7-8 2030年两种情景全国装机情况比较75 图7-9 2020年两种情景下全国陆上风电装机情况76 图7-10 2030年两周情景下陆上风电装机情况78 图7-11 海上风电两种情景下发电装机情况79 图7-12 太阳能发电装机潜力80 图7-13 分布式太阳能发电资源潜力（GW）81 图7-14 两种情景下太阳能发电装机情况82 图7-15 2030年两种情景下太阳能发电装机分布83 图7-16 2030年两种情景下分布式发电布局情况85 图7-17 2030年中东部两种情景下装机比较85 图7-18 2030年两种情景下大型光伏电站布局情况86 图7-19 2030年西北六省两种情景下装机情况87 图7-20 2030年太阳能热发电两种情景下装机情况88 图7-21 两种情景下生物质发电装机情况91 图7-22 两种情景下2030年生物质发电装机情况92 图7-23 两种情景下农林生物质发电装机情况94 图7-24 两种情景下垃圾发电装机情况95 图7-25 两种情景下沼气发电装机情况97 图7-26 2015年底各省装机煤电装机容量98 图7-27 两种情景下现有燃煤发电装机变化情况100 图7-28 两种情景下燃煤发电装机变化情况101 图7-29 两种情景下燃煤发电装机变化情况102 图7-30 丹麦电力生产发展情况103 图7-31 在热电联产萃取设备灵活性方面进行投资而造成的生产区域变化103 图7-32 高比例可再生能源情景下，燃煤电厂在2020年第12周（上部）和第38周（底部）的灵活运营105 图7-33 2015-2020年增加的灵活燃煤发电装机情况106 图7-34 情景下各省的平均煤炭价格（人民币/吉焦）107 图7-35 2030年两种情景下的燃煤发电装机108 图7-36 两种情景下的天然气发电110 图7-37 两种情景下天然气发电装机情况111 图7-38 包括电动车辆在内的蓄能充电能力和需求响应的负荷缩减能力112 图7-39 两种情景下2030年的装机抽水蓄能装机114 图7-40 END-USE模型的车辆保有量预计115 图7-41 高比例可再生能源情景下2030年智能充电型车辆车载电池容量的分布115 图7-42 典型的每日充电和插电容量116 图7-43 高比例可再生能源情景下2030年梯次利用电池装机容量的部署（兆瓦）117 图7-44 高比例可再生能源情景下2030年工业消耗负荷转移容量的分布（兆瓦）120 图7-45 浙江省2030年第38周的每小时调度和波动电价121 图7-46 中国全国电网互联图122 图7-47 两种情景下2020年各省份的净输出电量（太千瓦时）125 图7-48 两种情景下2030年各省份的净输出电量（太千瓦时）126 图7-49 两种情景下的区域供热生产128 图7-50 热电联产抽气机组运行区间示意图129 图7-51 产热能源成本与电价的函数（基于人民币15元/吉焦耳的碳价）129 图7-52 黑吉辽东北三省2030年一周内的区域供热生成132 图7-53 电力和区域供热的二氧化碳排放133 图7-54 中国电力部门历史二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放量以及中国电力企业联合会的预测133 图7-55 两种情景下电力和区域供热部门的氮氧化物和二氧化硫排放134 图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费（电热当量法）137 图8-2 既定政策情景及高比例可再生能源情景下煤炭消费占比137 图8-3 既定情景和高比例情景下的可再生能源发展规模138 图8-4 可再生能源在一次能源消费总量中的比重138 图8-5 2030年高比例可再生能源情景能流图138 图8-6 既定政策情景和高比例可再生能源情景下的能源部门CO2排放和人均CO2排放140 图8-7 既定政策情景和高比例可再生能源情景下的空气污染物排放141 图8-8 高比例情景下各类各部门污染物排放量141 图8-9 既定政策情景和高比例可再生能源情景下的PM2.5和臭氧导致的发病率142 图8-10 既定政策情景和高比例可再生能源情景下的PM2.5和臭氧导致的死亡率142 图8-11 风电整机成本结构144 图8-12 风电产业链示意图144 图8-13 光伏产业链示意图145 图8-14 分情景可再生能源产业产值146 图8-15 分情景可再生能源产业增加值147 图8-16 可再生能源产业间接影响（产值、增加值、就业）148 图8-17 可再生能源对产业链其他部门产值、增加值影响149 图9-1 灵活性资源选项156 图9-2 提高系统灵活性的不同措施或资源的成本比较157 图9-3 大平衡区导致总调峰需求降低161 图9-4 某日德国与邻国的对外联络电力交易情况 图9-5 2012年9月19日中国某直流单极输电曲线162 图9-6 中外火电机组调峰能力对比165 图9-7 提升火电调峰能力的主要措施166 图9-8 可再生能源机组联合储能设备出力曲线171 图10-1 全国电网互联示意图177 图10-2 京津冀与内蒙古13回联络线181 图10-3 夏季典型日负荷182 图10-4 京津冀和内蒙古友好型电网184 图10-5 未来中国电网发展格局185 图11-1 “十二五”期间全国光伏发电装机情况191 图12-1 丹麦各种供热技术的可变生产成本比较212 图12-2 2011-2015年可再生能源供热总量及增长率情况216 图13-1 1985-2016年风电机组功率及风轮直径变化趋势231 图13-2 1975-2016年各类电池实验室最高效率变化情况235 图13-3 中国晶硅电池转换效率走势236 图13-4 2025年全球风电装机成本下降情况240 图13-5 2008-2015年国内风电机组市场平均价格(元/千瓦)240 图13-6 “十三五”期间2兆瓦风电机组单位千瓦成本变化预期（元/千瓦）241 图13-7 风电场单位投资变化情况242 图13-8 2025年欧洲海上风电装机成本下降情况245 图13-9 海上风电建设成本构成247 图13-10 2015-2025年全球加权平均光伏发电成本变化情况248 图13-11 光伏组件2007-2015价格变动情况249 图13-12 电池组件价格预测251 图13-13 近期光伏发电电价需求下降路线图253 图14-1 2015年全国发电装机容量和发电量254 图14-2 历年秦皇岛港动力煤离岸价255 图14-3 全国历年煤电平均标杆上网电价257 图14-4 欧盟25国不同污染物的外部性成本260 图14-5 国内外环境外部性研究主要结论比较（亿美元）263 图14-6 1980-2014年火电发电量、电煤用量与污染物排放情况265 图14-7 宁波市大气可吸入颗粒物PM2.5源解析270 图14-8 长沙市大气颗粒物PM2.5来源解析270 图14-9 燃煤发电排放一次PM2.5导致的过早死亡人数272 图14-10 燃煤发电的环境外部性成本276 图15-1 MISO市场运行的时间点281 图15-2 不同电网互联程度的总系统成本与储备余量282 图15-3 五分钟结算与平均每小时结算不同运营情景的益处283 图15-4 中国提高电力系统灵活性市场机制设计路径图287 图15-5 调峰补偿机制292 图15-6 市场出清均衡点比较300 图15-7 美国MISO区域市场某时段的节点边际电价301 图16-1 德国可再生能源电价机制变革路径324 表5-1 高比例可再生能源发展情景34 表6-1 2015至2030年间第一类工业活动水平预测47 表6-2 2015至2030年间第二类工业活动水平预测47 表6-3 2015至2030年间各行各业的能源强度变化预测48 表6-4 中国人口、城镇化与建筑面积50 表6-5 建筑相关可再生能源技术和应用类型52 表6-6 乘用车情景年销售额中的技术占比表56 表6-7 货物运输车辆年销售额中的技术占比表56 表7-1 分省陆上风电资源潜力72 表7-2 分省海上风电资源潜力73 表7-3 风电成本设定73 表7-4 各省集中式光伏电站开发潜力80 表7-5 各省分布式光伏开发潜力81 表7-6 太阳能发电情景分析成本设定82 表7-7 2030年生物质发电成本预测91 表7-8 蓄能参数及当前成本预计（2015年）118 表7-9 假定的蓄能技术投资成本发展状况（元/千瓦时）118 表7-10 2021-2030年模型形成的外源性传输容量投资概要124 表7-11 两种情景下中国供电的原始134 表7-12 选定年份的排放量概述135 表7-13 内部和外部成本的综合评估（每供电一兆瓦时）135 表8-1 可再生能源产值（单位：万亿元）147 表8-2 可再生能源增加值（单位：万亿元）147 表8-3 可再生能源拉动相关部门产值及增加值（单位：万亿元）148 表8-4 可再生能源发展对就业影响150 表9-1 电力市场中不同类型的辅助服务159 表9-2 丹麦规定的各类电站最小稳定出力160 表9-3 美国ISO和RTO需求响应项目调节能力163 表9-4 各类机组灵活性参数对比（国际数据）164 表9-5 各类提升电源调峰能力措施的比较165 表9-6 传统高压直流定功率与变功率运行方式的比较169 表9-7 储能技术性能对比170 表10-1 2013年底全国35千伏及以上输电线路回路长度及变电设备容量情况175 表10-2 边远地区微电网示范工程178 表10-3 海岛微电网示范工程178 表10-4 城市微电网示范工程179 表11-1 分布式光伏可利用建筑屋面分区统计（2012-2020年）190 表11-2 德国装机规模及对应接入电压等级200 表12-1 2015年我国部分城市供暖收费标准－按照建筑面积计费（单位：元/建筑平方米·采暖季）214 表12-2 2015年北京和天津供暖收费标准－按照两部制计费215 表12-3 2011-2015年可再生能源供热开发利用情况215 表12-4 各类可再生能源供热技术概况217 表13-1 2015-2030年主要光伏电池效率发展路径237 表13-2 中国典型风电场预期投资成本（2015年不变价格）245 表13-3 中国典型海上风电场预期投资成本248 表13-4 2015-2030年光伏组件、系统及电价需求变化趋势253 表14-1 燃煤发电环境外部成本的核算范围259 表14-2 国内煤炭生产和运输环节的环境外部成本评价综述262 表14-3 燃煤发电在生产和运输环节的环境外部成本264 表14-4 火力发电锅炉大气污染物排放浓度限值（单位：mg/m3）266 表14-5 温室气体和大气污染物的损害成本268 表14-6 不同单位污染物成本下SO2的环境外部性成本—情景1（总实物量）268 表14-7 中国2012年一次PM2.5排放量的部门271 表14-8 不同研究的生命价值272 表14-9 PM2.5的环境外部性成本272 表14-10 600MW燃煤火电机组的煤耗及排放指标（运营阶段）（单位：kg/kWh）273 表14-11 各试点地区2014年碳交易成交量和履约情况274 表14-12 温室气体的环境外部性成本275 表14-13 单位污染物排放导致的经济损失（美元/吨）275 表14-14 燃煤发电的环境外部性成本（元/千瓦时）276 表14-15 燃煤发电环境外部性成本评价相关研究对比277 表16-1 2013年大型发电生产企业发电装机容量及发电量313 表16-2 2003-2007年五期风电特许权中标结果326 专栏1 电力部门发展情景设定的主要差异64 专栏2 丹麦增强对灵活热容量关注后的电力生产发展状况103 专栏3 降出力下的热电联产机组和纯供热锅炉机组127 专栏4 2014年10月20日丹麦区域供热供应商的运行状况130 专栏5 光伏应用创新模式192 专栏6 2015-2030年风电技术发展趋势233 专栏7 风电机组关键零部件发展趋势233 专栏8 光伏电池技术发展趋势236 专栏9 太阳能热发电技术发展趋势238 专栏10 风电机组零部件成本变化趋势241 专栏11 全球光伏招标电价249 专栏12 大气污染造成过早死亡人数271
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