年度重磅 | 中国能源大数据报告(2020)—非化石能源篇

中国能源大数据报告（2020）

第六章 非化石能源发展

本章作者 郑徐光

2019年，全国非化石能源发电量2.39万亿千瓦时，比上年增长10.7%，占全国发电量的比重为32.6%，比上年提高1.7个百分点。其中，水电13044.4亿千瓦时，同比增长5.9%；核电3483.5亿千瓦时，同比增长18.3%；风电4057亿千瓦时，同比增长10.9%；光伏发电2243亿千瓦时，同比增长26.3%；生物质发电1111亿千瓦时，同比增长20.4%。水电、核电、风电、光伏发电、生物质发电占全国发电量的比重分别为17.4%、4.6%、5.4%、3.0%、1.5%。水电、风电、光伏发电和生物质发电等可再生能源发电量达20455.4亿千瓦时，同比增加约1761亿千瓦时；可再生能源发电量占全部发电量比重为27.7%，同比上升1个百分点。

（数据来源：国家统计局、国家能源局、中电联，占比系计算所得）

图6-1 2019年非化石能源发电量结构

2019年，非化石能源发电累计装机继续攀升至8.4亿千瓦，占全国发电装机的比重近41%，占比较上年提升2.7%个百分点。截至2019年底，水电装机容量35640万千瓦，增长1.1%；核电装机容量4874万千瓦，增长9.1%；并网风电装机容量21005万千瓦，增长14.0%；并网太阳能发电装机容量20468万千瓦，增长17.4%；生物质发电2254万千瓦，同比增长26.6%。水电、核电、风电、光伏发电、生物质发电装机占全国发电装机的比重分别为17.73%、2.42%、10.45%、10.18%、1.1%。在非化石能源发电中，水电装机占比42.3%，核电占比5.8%，风电占比24.9%，太阳能光伏发电占比24.3%，生物质发电占比2.7%。

注：内环为2018年，外环为2019年

（数据来源：中电联历年电力工业统计数据）

图6-2 2018~2019年非化石能源发电装机结构

2019年，非化石能源继续保持新增发电装机的主体地位。新增非化石能源发电装机容量6389万千瓦，占新增发电装机总容量的62.8%，其中，包括太阳能发电新增装机2681万千瓦，占比26.4%；风电新增装机2574万千瓦，占比25.3%；水电新增装机417万千瓦，占比为4.1%；生物质新增装机473万千瓦，占比4.6%；核电新增装机409万千瓦，占比4%。以风电、太阳能发电为代表的新能源发电合计占比超过51%，连续三年成为新增发电装机的最大主力。

从各类电源新增装机规模同比增速看，新增并网风电装机容量比上一年多投产447万千瓦，生物质新增装机比上一年增加168万千瓦，新增光伏、水电和核电装机分别比上一年大幅减少。

（数据来源：中电联电力工业统计数据）

图6-3 2019年非化石能源新增装机情况及占比（单位：万千瓦）

2019年，非化石能源投资有所回升。中电联数据显示，2019年，非火电投资2509亿元，同比增长29.1%。其中，水电投资814亿元，同比增长20.8%；核电投资335亿元，同比下降30.4%；风电、太阳能发电等投资总体平稳。

从趋势上看，水电投资从2012年高峰时的1239亿元四连降，到2016年累计降幅约50%，之后逐步回升，2019年投资回升幅度较大。受新核准项目速度影响，核电投资在“十三五”以来持续下降。

（数据来源：中电联历年电力工业统计数据）

图6-4 2010~2019年非化石能源投资情况（单位：亿元）

根据水电水利规划设计总院、国网能源研究院有限公司等机构分析，2018年，我国陆上风电项目平均投资成本约为7100~7500元/千瓦，部分地区风电项目单位千瓦造价已低于6000元；海上风电平均投资成本约为14000~19000元/千瓦。陆上风电度电成本波动范围0.324~0.463元/千瓦时，海上风电平均度电成本约为0.6886元/千瓦时。光伏发电平均单位千瓦造价约4800~5500元，大型光伏电站度电成本约0.265~0.562元/千瓦时。2019年，风电、光伏发电成本继续下降，其中光伏发电系统初始全投资成本降至4550元/千瓦，度电成本降至0.28~0.5元/千瓦时左右。有的光伏发电领跑者项目中申报电价为0.24元/千瓦时，远低于当地火电标杆电价。

2019年光伏发电项目国家补贴竞价结果显示，I类、II类、III类资源区中，参与竞价的普通光伏电站平均电价在0.3281~0.4589元/千瓦时，最低电价为0.2795元/千瓦时；全额上网分布式项目平均电价在0.3419~0.4817元/千瓦时，最低电价为0.2899元/千瓦时。

2019年，弃水、弃风、弃光状况明显缓解。据国家能源局数据，2019年全国主要流域弃水电量约300亿千瓦时，同比减少278亿千瓦时，水能利用率96%，同比提高4个百分点；风电弃风电量169亿千瓦时，同比减少108亿千瓦时，全国平均弃风率为4%，同比下降3个百分点，继续实现弃风电量和弃风率的“双降”；弃光电量46亿千瓦时，全国平均弃光率2%，同比下降1个百分点。新能源消纳形势好转后，新增并网装机快速增加，全国新能源消纳压力仍巨大。

水电累计装机规模持续增加，但增速持续放缓。截至2019年底，水电装机容量35640万千瓦，增长1.1%。2019年，水电新增装机417万千瓦，较上年少投产442万千瓦，同比下降51.4%。新增装机较多的省份是云南（92万千瓦）、吉林（60万千瓦）和湖南（51万千瓦），占全部新增装机的48.7%。与2018年新增装机较多的省份（依次是云南、四川和广东）相比，排序发生变化。目前在建大中型水电工程总装机1亿千瓦，在建规模保持稳定。

自2013年以来，我国水电新增装机整体呈下降趋势，2019年更是达到十年最低点。《水电发展“十三五”规划》要求，2020年我国水电总装机容量达到3.8亿千瓦，目前还有约2400万千瓦的差距。按照项目投产发电预期目标，难以完成“十三五”发展任务。

（数据来源：中电联历年电力工业统计数据）

图6-5 2010~2019年水电装机容量增长情况（单位：万千瓦、%）

据中电联统计数据，2019年，全国水电发电量13019亿千瓦时，同比增长5.7%，较上年同期增加2.5个百分点。这与2019年来水较好，水电利用小时数回升有关。同时，6000千瓦以上水电厂平均利用小时数为3726小时，同比增加119小时，创出“十三五”时期水电利用小时数新高。

（数据来源：中电联历年电力工业统计数据）

图6-6 2010~2019年水电发电量情况

（数据来源：国家能源局）

图6-7 2010~2019年6000千瓦及以上水电设备利用小时数（单位：小时）

2019年，全国主要流域弃水电量约300亿千瓦时，同比减少278亿千瓦时，水能利用率96%，同比提高4个百分点。水电消纳形势好转主要得益于西南水电外送通道（如滇西北直流、川渝第三通道）建成投产，以及云南、四川等水电大省本地消纳能力增加。此外，严控小水电政策也对缓解水电消纳矛盾起到一定作用。

2019年，全国风电新增并网装机2574万千瓦，其中陆上风电新增装机2376万千瓦、海上风电新增装机198万千瓦。从地区分布看，中东部和南方地区占比约45%，“三北”地区占55%，风电开发布局进一步优化。到2019年底，全国风电累计装机2.1亿千瓦，其中陆上风电累计装机2.04亿千瓦、海上风电累计装机593万千瓦。从地区分布看，中东部和南方地区占30%，“三北”地区占70%。

近两年，我国风电快速发展，新增装机增速分别为23.6%、21%，连续两年增速超过21%，风电发展走出“十三五”初期的低迷态势，重返高速增长。而且，2019年我国再次成为海上风电新增装机最多的国家，比第二位的英国多出22万千瓦。推动风电新增装机持续增长的重要原因之一是风电平价预期。

（数据来源：中电联历年电力工业统计数据）

图6-8 2010~2019年风电装机容量增长情况（单位：万千瓦、%）

（数据来源：中国风能协会、国家能源局）

图6-9 2010~2019年海上风电装机和新增装机情况（单位：万千瓦）

2019年，全国风电发电量4057亿千瓦时，首次突破4000亿千瓦时，同比增长10.9%，占全部发电量的5.4%，比2018年提高0.2个百分点。

（数据来源：中电联历年电力工业统计数据、国家统计局）

图6-10 2010~2019年风电发电量情况

2019年，全国风电平均利用小时数2082小时，较上年下降13小时。风电平均利用小时数较高的地区是云南（2808小时）、福建（2639小时）、四川（2553小时）、广西（2385小时）和黑龙江（2323小时）。

（数据来源：中电联历年电力工业统计数据）

图6-11 2010~2019年6000千瓦及以上风电设备利用小时数（单位：小时）

为落实风电2020年实现与煤电平价上网的目标要求，2019年5月，国家发展改革委发布了《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，将风电标杆上网电价改为指导价，新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目全部通过竞争方式配置和确定上网电价，不得高于指导价。

其中，2019年Ⅰ～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）；2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价，下同）的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。此前，按照2014年6月《关于海上风电上网电价政策的通知》，对于非招标的海上风电项目，2017年以前投运的潮间带风电项目含税上网电价为每千瓦时0.75元，近海风电项目含税上网电价为每千瓦时0.85元。近海风电电价（指导价）连续下降。

（数据来源：国家发展改革委）

2019年，全国风电弃风电量169亿千瓦时，同比减少108亿千瓦时，全国平均弃风率为4%，同比下降3个百分点，继续实现弃风电量和弃风率的“双降”。大部分弃风限电地区的形势进一步好转，其中，甘肃、新疆、内蒙古弃风率分别下降至7.6%、14%和7.1%，分别同比下降了11.4、8.9和3个百分点。目前，全国弃风率超过5%的省（区、市）仅剩上述这三个地区，风电并网消纳工作取得明显成效。三省（区）弃风电量合计136亿千瓦时，占全国弃风电量的81%。

（数据来源：国家能源局）

图6-12 2012~2019年弃风率走势

2019年，全国新增光伏发电装机3011万千瓦，同比下降31.6%，其中集中式光伏新增装机1791万千瓦，同比减少22.9%；分布式光伏新增装机1220万千瓦，同比增长41.3%。截至2019年底，光伏发电累计装机达到20430万千瓦，同比增长17.3%，其中集中式光伏14167万千瓦，同比增长14.5%；分布式光伏6263万千瓦，同比增长24.2%。新增和累计光伏装机容量仍继续保持全球第一。

2019年，我国首批竞价配置光伏补贴项目结果于7月公布，为项目建设留下的时间略短，很多项目年底前无法并网，到年底首批竞价项目（约2280万千瓦）实际并网量不足目标规模的一半。如果从建设工期看，2019年不足半年的项目建设时间约建成2018年全年新增规模的三分之二，产业发展则基本保持稳定。另外，分区域来看，华北、西北地区新增装机较多，分别达858和649万千瓦；从重点省区看，山东、浙江、河北、山西新增装机较多，分别达258、201、240、224万千瓦。

（数据来源：中电联历年电力工业统计数据、国家能源局）

图6-13 2010~2019年光伏发电装机容量增长情况（单位：万千瓦、%）

2019年，全国光伏发电量达2243亿千瓦时，首次突破2000亿千瓦时，同比增长26.3%，约占全国发电量的3%。光伏利用小时数1169小时，同比增长54小时。分品种看，集中式光伏发电量为1697亿千瓦时，同比增长22.7%，利用小时数1260小时，同比增长55小时；分布式光伏发电量达545亿千瓦时，同比增长39.4%，利用小时数961小时，同比增长67小时。分区域看，东北地区光伏利用小时数最高，达1464小时，同比增加142小时。华中地区光伏利用小时数最低，达1005小时，同比增长18小时。

（数据来源：中电联历年电力工业统计数据）

图6-14 2010~2019光伏发电量增长情况

（数据来源：中电联历年电力工业统计数据）

图6-15 2012~2019年6000千瓦及以上光伏发电设备利用小时数（单位：小时）

2019年4月，国家发展改革委发布《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》，将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价，并下调分布式光伏项目的补贴强度。其中，2019年I～III类资源区纳入财政补贴年度规模管理的新增集中式光伏发电项目指导价，分别确定为每千瓦时0.40元（含税，下同）、0.45元、0.55元。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，但不得超过所在资源区指导价。持续多年的地面光伏电站标杆上网电价成为历史，取而代之的是市场化竞价制度下的指导价。纳入2019年财政补贴规模的工商业分布式光伏发电项目，采用“自发自用、余量上网”模式的，按全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.10元；采用“全额上网”模式的，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。纳入2019年财政补贴规模的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.18元。

7月，国家能源局正式公布2019年光伏发电项目国家补贴竞价结果，拟纳入国家竞价补贴范围的项目共3921个，覆盖22个省份，总装机容量2278.8642万千瓦，测算年度补贴需求约17亿元，项目所需平均补贴强度低于0.07元/千瓦时，较2019年确定的指导电价所需的平均补贴强度下降50%。

表6-2 2013~2019年光伏发电上网电价情况

（单位：元/千瓦时，含税）

（数据来源：国家发展改革委）

2019年，全国弃光电量46亿千瓦时，弃光率2%，同比下降1个百分点。从重点区域看，光伏消纳问题主要出现在西北地区，其弃光电量占全国的87%，弃光率同比下降2.3个百分点至5.9%。从重点省区看，西藏、新疆、甘肃弃光率分别下降至24.1%、7.4%、4.0%，同比下降了19.5、8.2和5.6个百分点；青海受新能源装机大幅增加、负荷下降等因素影响，弃光率上升至7.2%，同比上升2.5个百分点。

2019年核电新增装机409万千瓦，较上年同期少投产475万千瓦，同比减少53.8%。截至2019年底，我国47台商运核电机组的装机容量4874万千瓦，增长9.1%。2019年，我国核电打破三年“零核准”记录，年内核准山东荣成、福建漳州1-2号机组、广东太平岭1-2号机组等6台机组，均采用中国自主知识产权的三代核电技术，其中，山东荣成采用“国和一号”技术，福建漳州和广东太平岭工程采用“华龙一号”技术，而且福建漳州一号机组已于2019年10月开工建设。

（数据来源：中电联历年电力工业统计数据）

图6-16 2010~2019年核电装机容量增长情况（单位：万千瓦、%）

2019年，全国商运核电机组累计发电量为3483.5亿千瓦时，同比增长18.3%，较上年增长近3个百分点，核电发电量约占全国累计发电量的4.6%，较2018年比重提高0.38个百分点，但仍远低于同期全球10.2%的平均水平。

（数据来源：中电联历年电力工业统计数据）

图6-17 2010~2019年核电发电量情况

2019年核电平均利用小时7394小时，同比降低149小时。究其原因，2019年6月新并网的广东台山核电厂2号机组（3278小时）、阳江核电厂6号机组（3509小时）和2019年前三季度一直处于修理状态的三门核电厂2号机组（787小时）拉低了核电设备的平均利用小时数。2019年4月，国家发展改革委公布《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》，提出了对首批三代核电机组发电量保障和电价保障的要求，体现了国家政策层面对三代核电消纳的支持。

（数据来源：中电联历年电力工业统计数据）

图6-18 2010~2019年6000千瓦及以上核电设备利用小时数

2019年，生物质发电新增装机473万千瓦，累计装机达到2254万千瓦，同比增长26.6%；全年生物质发电量1111亿千瓦时，同比增长20.4%，继续保持稳步增长势头。累计装机排名前五位的省份是山东、广东、浙江、江苏和安徽，分别为324万千瓦、239万千瓦、203万千瓦、199万千瓦和195万千瓦；新增装机较多的省份是广东、山东、江苏、安徽和浙江，分别为95.4万千瓦、66.5万千瓦、35万千瓦、28.9万千瓦和22.9万千瓦；年发电量排名前五位的省份是山东、广东、江苏、浙江和安徽，分别为140.8亿千瓦时、120.2亿千瓦时、110.4亿千瓦时、106.7亿千瓦时和97.7亿千瓦时。

（数据来源：国家能源局）

图6-19 2017~2019年生物质发电装机、新增装机及增长情况（单位：万千瓦）

目前，我国每年产氢约2500万吨，占世界氢产量的三分之一，是世界第一产氢大国。其中，煤制氢、工业副产氢是我国主要的产氢方式，当前中国工业副产氢主要集中在华东和中部化工大省。我国煤制氢成本约6～10元/千克。

分析氢气运输的多种方法发现，管道运输和液氢运输的规模效益明显，而高压运输灵活性较强。未来大规模的氢气应用场景下，氢气管道、液氢储运、高压储运等相互支撑与互补，形成多元化的配送使用方式。液态储氢具有储氢密度高等优势，是未来极具竞争力的储运方式。但接下来很长时间，高压气态和液态储氢形式并存。

近两年来，我国加氢站建设明显提速。全国新建成加氢站38座，超出此前历年总和，居全球第一。新建加氢站50%来自广东、山东、上海三省（市），分别占比26.3%、13.2%和10.5%。根据中国氢能联盟的统计，截至2019年底，我国已建成加氢站66座，其中在营46座，内部实验站7座，待运营10座，暂停运营3座。我国在营的46座加氢站中，固定式占比54.3%，比2018年提升了10个百分点；撬装式占比45.7%。

（数据来源：中国氢能联盟）

图6-20 2015～2019年我国加氢站建设规模及增速

据自然资源部国家海洋技术中心发布的《中国海洋能2019年度进展报告》，截至2018年底，我国海洋能电站总装机达7.4兆瓦，累计发电量超2.34亿千瓦时；潮汐能电站装机4.35兆瓦，累计发电量超2.32亿千瓦时；潮流能电站总装机2.86兆瓦，累计发电量超350万千瓦时；波浪能电站总装机0.2兆瓦，累计发电量超15万千瓦时。

2019年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，提出积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网。之后，国家陆续发布《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》《关于完善风电上网电价政策的通知》，进一步完善了光伏发电、风电上网电价机制。其中，将集中式光伏电站标杆上网电价、陆上风电标杆上网电价和海上风电标杆上网电价改为指导价，这三类发电项目上网电价原则上通过市场竞争方式确定，但不得超过所在资源区指导价。

5月，国家能源局发布了《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，启动了2019年光伏发电国家补贴竞价项目申报工作。7月，国家能源局正式公布2019年光伏发电项目国家补贴竞价结果，拟纳入国家竞价补贴范围的项目共3921个，覆盖22个省份，总装机容量2278.8642万千瓦，测算年度补贴需求约17亿元。这是我国首批光伏竞价补贴项目，开启了我国利用市场化竞价机制配置光伏补贴的时代。

2019年，国家发展改革委发布《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》，具体明确了三代核电首批项目的电价，其中，广东台山一期、浙江三门一期、山东海阳一期核电项目试行价格分别按照每千瓦时0.4350元、0.4203元、0.4151元执行。试行价格从项目投产之日起至2021年底止。此前，2013年6月，国家发展改革委发文，核定全国核电标杆上网电价为0.43元/千瓦时。其中，核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价低于0.43元/千瓦时的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价。

2019年5月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，标志着此前酝酿多年的可再生能源配额制正式落地。《通知》的核心是确定各省级行政区域的可再生能源电量在电力消费中的占比目标，即“可再生能源电力消纳责任权重”。《通知》中明确规定了政府部门、电网企业、各类市场主体的责任。各省级能源主管部门牵头承担消纳责任权重落实责任，售电企业和电力用户协同承担消纳责任。电网企业负责组织实施经营区内的消纳责任权重落实工作。各市场主体通过实际消纳可再生能源电量、购买其他市场主体超额消纳量、自愿认购绿色电力证书等方式，完成消纳量。

2019年《政府工作报告》中提出“推进充电、加氢等设施建设”。这是氢能首次被写入《政府工作报告》。4月，国家发展改革委发布《产业结构调整指导目录（2019年本征求意见稿）》，其中高效制氢、运氢及高密度储氢技术开发应用及设备制造、加氢站、氢燃料电池汽车关键零部件等内容被列入鼓励类。6月，国家能源局印发2019年第3号公告，鼓励储能、氢能等方面研究。在2019年11月份印制的《能源统计报表制度》里，国家统计局要求，氢气和煤炭、天然气、原油、电力、生物燃料等一起，纳入2020年能源统计。这是国家首次将氢气纳入能源统计。

我国正加快能源清洁低碳转型，2020年，非化石能源发电新增装机仍将是全国新增发电装机的主体，非化石能源发电装机占比持续提升。预计风电、光伏发电新增规模将分别在2019年基础上进一步增加，发展布局进一步优化；生物质发电有望延续近三年高速增长态势。预计2020年非化石能源发电装机投产8900万千瓦左右，非化石能源发电装机合计达到9.3亿千瓦左右、占总装机容量比重上升至43.6%，比2019年底提高1.7个百分点左右。

今年是风电、光伏发电由补贴依赖进入平价的关键一年。按照产业政策，将持续推动陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏价格退坡。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。根据产业实践，2019年，平价和竞价配置的风电、光伏发电项目陆续投运，目前，地方申报的平价项目所执行的上网电价已远低于当地燃煤标杆电价。预计2020年投运的平价上网和竞价配置项目的数量和规模将进一步增加，形成较好平价示范，新能源平价进程取得重要成果。在这一过程中，国家将注重新能源电力消纳监测预警，解决好消纳问题；同时做好新增平价、竞价项目并网时间的组织实施。

随着光伏发电成本下降和商业模式的创新，光伏在生产清洁电力、扶贫，与渔业、农业、水电互补等方面的应用更加广泛。未来，光伏+储能、光伏+微网、光伏+建筑、光伏+制氢等领域应用将逐步深入。目前，部分地方政府文件已要求光伏项目配套储能系统，而且，储能价格在降低，“光伏+”储能参与市场的规则也在逐步完善，这一应用场景将日益普遍。光伏+微网应用将伴随分布式光伏去补贴、综合能源服务业务、分布式能源交易而逐步发展起来。光伏+建筑作为庞大的建筑市场和潜力巨大的光伏市场的结合点，或存在广阔发展前景。作为氢能发展的重要技术路线，随着电解水制氢技术的不断发展，光伏+制氢将成为我国能源体系中的重要组成部分。

2020年，在《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》中，氢能首次纳入能源定义，在国家发展改革委、司法部印发的《关于加快建立绿色生产和消费法规政策体系的意见》中，要求研究制定氢能、海洋能等新能源发展的标准规范和支持政策。作为促进能源清洁发展的重要内容，氢能、海洋能越来越受到重视，在政策、市场、技术等因素的相互作用下，持续推进商业化。

根据中国氢能联盟的预计，到2050年氢能将在中国终端能源体系中占比达到10%，氢气需求量接近6000万吨，产业链年产值约12万亿元。其中，交通运输领域用氢2458万吨，约占该领域用能比例19%。根据《海洋可再生能源发展“十三五”规划》，到2020年，实现海洋能装备从“能发电”向“稳定发电”转变，全国总装机规模超过5万千瓦，建设5个以上海岛独立电力系统，我国海洋能开发利用水平步入国际先进行列。但从现阶段来看，两大新业态发展还面临诸多挑战，要实现上述目标乃至更大发展，还需要不断提升技术经济性。

（总注：本文所引用数据均来自权威部门，因统计口径等原因，部分数据存在相互出入情况。）

节选自《电力决策与舆情参考》2020年5月15日第18、19期

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