中國儲能網(wǎng)訊：2025年5月28日，水電水利規(guī)劃設(shè)計總院舉辦了《中國可再生能源發(fā)展報告2024年度》《抽水蓄能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告2024年度》《中國可再生能源工程造價管理報告2024年度》《中國可再生能源發(fā)電工程建設(shè)質(zhì)量管理報告2024年度》發(fā)布會。
4個報告內(nèi)容極其豐富，本文摘錄了報告中光伏、風(fēng)電相關(guān)的部分內(nèi)容，分成五部分：
一、2024年國內(nèi)外新能源裝機情況
二、2024年國內(nèi)新能源發(fā)電量、交易情況
三、2024年國內(nèi)新能源技術(shù)發(fā)展情況
四、2024年新能源項目造價情況
五、光伏項目工程質(zhì)量問題
一、2024年國內(nèi)外新能源裝機情況
1、全球2024年可再生能源發(fā)展概況
2024年，全球新增可再生能源發(fā)電裝機約5.9億kW, 占全球電力行業(yè)新增裝機容量的94%；
截至2024年底，全球可再生能源裝機規(guī)模達(dá)到44.5億kW，同比增長15.0%。太陽能發(fā)電規(guī)模最大，達(dá)到18.7億千瓦！
2、國內(nèi)2024年可再生能源發(fā)展概況
2024年，中國可再生能源發(fā)電新增裝機規(guī)模達(dá)3.74億kW，同比增長22.0%，占全國新增電力裝機容量的86.3%。
截至2024年底，國內(nèi)可再生能源總裝機達(dá)到18.9億kW, 占全部發(fā)電裝機的56.4%,進(jìn)一步鞏固了在電力裝機中的主體地位。
2024年，國內(nèi)可再生能源發(fā)電量達(dá)3.47萬億kWh, 同比增長17.3%，約占全國全口徑發(fā)電量的35.0%。其中，風(fēng)電、太陽能合計約占全口徑發(fā)電量的18.5%，與同期第三產(chǎn)業(yè)用電量基本持平，超過城鄉(xiāng)居民生活用電量。
3、國內(nèi)2024年風(fēng)電裝機概況
2024年，全國新增風(fēng)電裝機7982萬kW, 同比增長5.5%。
截止2024年底，風(fēng)電累計裝機5.2億kW, 同比增長18.0%,占全國電力總裝機容量的15.1%。其中，海上風(fēng)電累計并網(wǎng)裝機4127萬kW, 廣西、海南實現(xiàn)零的突破，海上風(fēng)電實現(xiàn)沿海11省份全覆蓋。
2024年，全國太陽能新增裝機2.8億kW, 同比增長28.5%；
截止2024年底，國內(nèi)太陽能累計裝機8.9億kW, 同比增長45%，占全國電力總裝機的26%。其中，
集中式光伏：新增裝機1.6億kW, 創(chuàng)歷史新高，同比增長33%；累計裝機容量5.1億kW, 同比增長45%。
分布式光伏：新增裝機1.2萬kW, 同比增長23%；累計裝機3.7億kW, 同比增長47%,占全部光伏裝機比重的42.3%。
光熱一體化項目：建設(shè)穩(wěn)步推進(jìn)，新投運3個光熱項目合計41萬kW；光熱累計裝機98萬kW。
二、2024年國內(nèi)新能源發(fā)電量、交易情況
1、國內(nèi)2024年可再生能源發(fā)電量概況
2024年，全國可再生能源發(fā)電量3.47萬億kWh, 同比增長17.6%。
其中，全國可再生能源發(fā)電量新增5166億kWh, 占全國新增發(fā)電量的82.8%,保障能源安全、支撐綠色低碳轉(zhuǎn)型的作用 日益凸顯 。
2、國內(nèi)2024年新能源入市交易情況
全國市場化交易電量達(dá)6.2萬億kWh, 占全社會用電量的比例提升至63%。
國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)域內(nèi)新能源市場化交易電量8631億kWh, 約占新能源發(fā)電量的47%。
全國綠證、綠電交易合計電量4460億kWh, 同比增長364%，約1/4的新能源電力通過綠證綠電市場實現(xiàn)了環(huán)境價值。
3、國內(nèi)2024年風(fēng)電、光伏發(fā)電量情況
2024年，風(fēng)電全年發(fā)電量9968億kWh，同比增長12.5%，占全部電源年總發(fā)電量的10.1%，同比提高0.6個百分點。
風(fēng)電年平均利用小時數(shù)2133h, 較2023年降低92h。
全國平均利用率95.9%,同比下降1.4%。部分地區(qū)新能源面臨較大消納壓力。
2024年，全國太陽能發(fā)電全年發(fā)電量8383億kWh,同比增長43.7%，占全部電源年總發(fā)電量的8.5%,同比提高2.2個百分點。
年平均用小時數(shù)1211h, 同比減少75h。
全國平均利用率96.8%,同比下降1.4%。
三、2024年國內(nèi)新能源技術(shù)發(fā)展情況
1、2024年風(fēng)電技術(shù)發(fā)展情況
風(fēng)電領(lǐng)域，“超大型”機組技術(shù)繼續(xù)領(lǐng)跑全球，陸上機組最大下線單機容量15MW, 海上機組最大下線單機容量 26MW。桁架式高塔架、超高性能混凝土塔架取得批量商業(yè)化應(yīng)用；兆瓦級高空風(fēng)能發(fā)電技術(shù)成功完成工程化實踐；全球首創(chuàng)雙風(fēng)輪、雙主機漂浮式風(fēng)電平臺正式投運；核心部件制造及測試能力不斷升級。
1）單機容量大幅提升。 陸上風(fēng)電項目10MW 機組批量應(yīng)用，15MW 機組成功吊裝；海上風(fēng)電首臺18MW 機組并網(wǎng)發(fā)電。
2）鋼混塔筒深化應(yīng)用。 經(jīng)技術(shù)積累與驗證，混凝土塔筒多采用C80 以上的高性能混凝， C150 超高性能混凝土成 功應(yīng)用，提升了塔筒的承載力和抗疲勞性能，同時減輕結(jié)構(gòu)重量。
3）“以大代小”有序推進(jìn)。 陸上風(fēng)電通過“以大代小”改造后，單機容量從1.5MW 提升至5MW 以上，土地利 用效率明顯提高。
4）330kV 海上升壓站投運。廣東陽江海上風(fēng)電配套330kV 海上升壓站成功受電，為深遠(yuǎn)海風(fēng)力發(fā)電建設(shè)提供新 的解決方案。
5）機組型號分布情況
陸上風(fēng)電項目中，5MW、6MW級風(fēng)電機組共占比67%,仍占主流；個別項目設(shè)計擬建最大單機容量超過20MW(尚在研發(fā)周期，為測試樣機)。
海上風(fēng)電項目中，8MW-10MW級風(fēng)電機組占比70%,且以8MW級為主，超過16MW占比僅2024年各省份新增注冊規(guī)模以上陸上風(fēng)電項目平均單機容量8%,最大單機規(guī)模(擬建)為18MW。
2、2024年光伏技術(shù)發(fā)展情況
光伏領(lǐng)域，電池市場技術(shù)主體轉(zhuǎn)換完成，市場主流電池技術(shù)由P型轉(zhuǎn)換為N 型；晶硅電池轉(zhuǎn)化效率持續(xù)提升；薄膜電池技術(shù)持續(xù)升級；組件功率穩(wěn)步提升。
1）光伏組件進(jìn)入大尺寸高功率時代，N型組件加速替代，182組件占比高
組件主要規(guī)格集中在585~650Wp 之間。N 型組件已占主導(dǎo)地位。
2024年完成質(zhì)量監(jiān)督注冊的規(guī)模以上光伏發(fā)電項目中，182尺寸組件占比70%
以上，210尺寸占比約15%。
單塊組件最大功率為715Wp，采用N型異質(zhì)結(jié)高效雙面雙玻單晶硅組件。
2）光伏逆變器額定功率穩(wěn)步提升，組串式逆變器裝機容量占比超80%,單臺功率主要為300kW、320kW 規(guī)格。
2024年完成質(zhì)量監(jiān)督注冊的規(guī)模以上光伏發(fā)電項目中，光伏逆變器以組串式為主流類型，總?cè)萘空急?0%以上。
組串式逆變器單臺功率主要為300kW和320kW。
3）光伏支架形式多元化，固定式支架占絕對主導(dǎo)，以柔性支架為主的其他型式支架應(yīng)用場景逐步提高。
固定式光伏支架材質(zhì)以熱鍍鋅鎂鋁為主。2024年完成質(zhì)量監(jiān)督注冊的規(guī)模以上光伏發(fā)電項目中，固定式光伏支架總?cè)萘空急?5%以上；支架材質(zhì)以熱鍍鋅鎂鋁為主，占比90%以上。
四、2024年新能源項目造價情況
1、風(fēng)電項目造價情況
1）陸上風(fēng)電：機組大型化推動陸上風(fēng)電項目單位造價進(jìn)一步下降
7～10MW大容量機型迎來規(guī)模化發(fā)展，雙饋、半直驅(qū)機型逐步占據(jù)主流，高塔架、大葉輪機型廣泛應(yīng)用，推動陸風(fēng)造價下降。
根據(jù)項目概算、招投標(biāo)信息、結(jié)算資料，2024年陸風(fēng)平均單位造價約4200元/kW，較2023年下降6.7%,平準(zhǔn)化度電成本約為0.18元/kWh。不同區(qū)域造價有所差異
西南、南方、華東地區(qū)單位造價明顯高于其他地區(qū)，西北地區(qū)單位造價最低各地區(qū)陸風(fēng)電項目的建設(shè)成本受基礎(chǔ)建設(shè)條件、氣候、海拔、送出條件、征地以及其他非技術(shù)成本影響，普遍存在一定差異。
2）海上風(fēng)電：受益于技術(shù)進(jìn)步、單機容量提升及市場競爭等因素，單位造價進(jìn)一步下降
海風(fēng)項目施工難度大，船機成本高，不同海域建設(shè)條件差異影響較大，造價差異較大。
平均單位造價：9000～12500元/kW
平準(zhǔn)化度電成本：0.25～0.33元/kWh
海上風(fēng)電項目單位千瓦造價水平區(qū)域化特性明顯
江蘇、山東、河北、廣西、上海、天津等省(區(qū)、市)海域項目離岸較近，水深適中，施工窗口期較好，海床地質(zhì)多為粉砂，造價最低。
福建海域普遍存在嵌巖，施工窗口期少，成本最高，但風(fēng)資源較好。
3）工程造價水平分析及預(yù)測
預(yù)計“十五五”期間，
陸上風(fēng)電：平原項目：3000~3500元/kW；山地項目3800~4300元/kW.
海上風(fēng)電：近海項目：7500~9000元/kW；深遠(yuǎn)海項目11500~13000元/kW.
2、光伏項目造價情況
1）光伏組件價格持續(xù)下降帶動光伏電站項目單位造價進(jìn)一步下降
根據(jù)項目概算、招投標(biāo)信息、結(jié)算資料，陸上集中式光伏電站項目平均單位千瓦總投資約為3450 元/kW, 較2023年降低約11.5%,平準(zhǔn)化度電成本約為0.20 元/kWh
受技術(shù)進(jìn)步、規(guī)?；a(chǎn)、原材料價格下跌、產(chǎn)業(yè)鏈供需關(guān)系 等因素影響，2024年前三季度光伏組件中標(biāo)價格呈現(xiàn)快速下滑 的趨勢，10月后有所企穩(wěn)，四季度均價0.69元/W。
2）近海海上光伏發(fā)電項目單位千瓦總投資約為4800元/kW
山東、江蘇、浙江、福建等多個沿海省份的海上光伏項目相繼獲批、 開工、投產(chǎn)。結(jié)合沿海區(qū)域光照資源及送出條件優(yōu)勢，對照偏遠(yuǎn)高海 拔區(qū)域，項目開發(fā)價值逐步提高。
海上光伏在遠(yuǎn)距離外送并網(wǎng)情況下，項目經(jīng)濟性相對較差。若在近海 附近配套陸上電源打捆送出，與陸上風(fēng)、光、核、熱等進(jìn)行綜合調(diào)度，通過共用輸電線路通道送出大部分電能，可以大幅度節(jié)省輸電線路投資，提高經(jīng)濟性。
3）陸上光伏電站技術(shù)成本基本觸底
隨著技術(shù)水平進(jìn)步及規(guī)?；l(fā)展，“十二五”以來光伏發(fā)電 工程項目單位造價水平整體呈大幅度下降趨勢。
光伏電站技術(shù)成本已接近觸底，電站總體造價水平能否進(jìn)一 步降低，取決于非技術(shù)成本、隱性成本能否得到有效控制。
預(yù)計“十五五”期間陸上集中式光伏電站項目平均造價水平可達(dá)到2300~2800元/kW。
4）海上光伏電站技術(shù)成本進(jìn)一步下降
隨著海上樁基固定式和漂浮式光伏技術(shù)不斷進(jìn)步及裝機量增加帶來的規(guī)模效應(yīng)，項目造價逐漸降低。
需持續(xù)加大對海上光伏產(chǎn)業(yè)供應(yīng)鏈的支持力度，并不斷完善產(chǎn)業(yè)政策， 助力海上光伏發(fā)展。
通過技術(shù)進(jìn)步、優(yōu)化設(shè)計方案、提高施工效率及通過與海上風(fēng)電聯(lián)合 開發(fā)、設(shè)備共享等方式降低建設(shè)成本。
五、光伏項目工程質(zhì)量問題
陸上光伏柔性支架質(zhì)量安全風(fēng)險需持續(xù)關(guān)注個別項目由于基礎(chǔ)抗拔承載力不足導(dǎo)致柔性支架倒塌；風(fēng)振作用下?lián)螚U滑移，柔性支架發(fā) 生局部失穩(wěn)；拉索連接體系強度低、預(yù)應(yīng)力施加不足等導(dǎo)致組件翻轉(zhuǎn)、邊框撕裂等。
潮間帶或近海光伏受環(huán)境影響質(zhì)量安全控制存在風(fēng)險灘涂或近海光伏地質(zhì)條件復(fù)雜，勘察難度大，樁基規(guī)格選擇難；作業(yè)窗口時間有限，施工工藝質(zhì)量安全控制風(fēng)險較大；對材料防腐和結(jié)構(gòu)抗風(fēng)性能要求高。
