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报告指出,2023年,全国新增发电装机容量3.7亿千瓦,同比多投产1.7亿千瓦;其中,新增并网太阳能发电装机容量2.2亿千瓦,同比多投产1.3亿千瓦,占新增发电装机总容量的比重达到58.5%。截至2023年底,全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦,其中,非化石能源发电装机容量15.7亿千瓦,占总装机容量比重在2023年首次突破50%,达到53.9%。分类型看,水电4.2亿千瓦,其中抽水蓄能5094万千瓦;核电5691万千瓦;并网风电4.4亿千瓦,其中,陆上风电4.0亿千瓦、海上风电3729万千瓦;并网太阳能发电6.1亿千瓦。全国并网风电和太阳能发电合计装机规模从2022年底的7.6亿千瓦,连续突破8亿千瓦、9亿千瓦、10亿千瓦大关,2023年底达到10.5亿千瓦,同比增长38.6%,占总装机容量比重为36.0%,同比提高6.4个百分点。火电13.9亿千瓦,其中,煤电11.6亿千瓦,同比增长3.4%,占总发电装机容量的比重为39.9%,首次降至40%以下,同比降低4.0个百分点。
报告全文如下:
2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告
中国电力企业联合会
2023年,电力行业以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,认真贯彻习近平总书记关于能源电力的重要讲话和重要指示批示精神,以及“四个革命、一个合作”能源安全新战略,落实党中央、国务院决策部署,弘扬电力精神,经受住了上半年来水持续偏枯、夏季多轮高温、冬季大范围极端严寒等考验,为经济社会发展和人民美好生活提供了坚强电力保障。电力供应安全稳定,电力消费稳中向好,电力供需总体平衡,电力绿色低碳转型持续推进。
一、2023年全国电力供需情况
(一)电力消费需求情况
2023年,全国全社会用电量9.22万亿千瓦时,人均用电量6539千瓦时;全社会用电量同比增长6.7%,增速比2022年提高3.1个百分点,国民经济回升向好拉动电力消费增速同比提高。各季度全社会用电量同比分别增长3.6%、6.4%、6.6%和10.0%,同比增速逐季上升;受2022年同期低基数以及经济回升等因素影响,四季度全社会用电量同比增速明显提高,四季度的两年平均增速为6.8%,与三季度的两年平均增速接近。
一是第一产业用电量延续快速增长势头。2023年,第一产业用电量1278亿千瓦时,同比增长11.5%;各季度同比分别增长9.7%、14.2%、10.2%和12.2%。近年来电力企业积极助力乡村振兴,大力实施农网巩固提升工程,完善乡村电力基础设施,推动农业生产、乡村产业电气化改造,拉动第一产业用电保持快速增长。分行业看,农业、渔业、畜牧业全年用电量同比分别增长7.8%、9.2%、18.3%。
二是第二产业用电量增速逐季上升。2023年,第二产业用电量6.07万亿千瓦时,同比增长6.5%;各季度同比分别增长4.2%、4.7%、7.3%和9.4%。2023年制造业用电量同比增长7.4%,分大类看,四大高载能行业全年用电量同比增长5.3%,各季度同比分别增长4.2%、0.9%、7.2%和8.7%,三、四季度的同比增速以及两年平均增速均有较为明显的回升。高技术及装备制造业全年用电量同比增长11.3%,超过制造业整体增长水平3.9个百分点,增速领先;各季度同比分别增长4.0%、11.7%、13.3%和14.8%。其中,电气机械和器材制造业用电量增速领先,各季度的同比增速及两年平均增速均超过20%。消费品制造业全年用电量同比增长7.0%,季度用电量同比增速从一季度的下降1.7%转为二季度增长7.1%,三、四季度增速分别进一步上升至8.4%、13.1%,各季度的两年平均增速也呈逐季上升态势,在一定程度上反映出2023年我国终端消费品市场呈逐步回暖态势。其他制造业行业全年用电量同比增长10.4%,各季度同比分别增长5.2%、10.7%、12.7%和12.2%;其中,石油/煤炭及其他燃料加工业用电量增速领先,该行业各季度的同比增速及两年平均增速均超过10%。
三是第三产业用电量恢复快速增长势头。2023年,第三产业用电量1.67万亿千瓦时,同比增长12.2%。各季度同比分别增长4.1%、15.9%、10.5%和19.1%;各季度的两年平均增速分别为5.3%、7.9%、9.3%和11.1%,逐季上升,反映出随着新冠疫情防控转段,服务业经济运行呈稳步恢复态势。批发和零售业、住宿和餐饮业、租赁和商务服务业、交通运输/仓储和邮政业全年用电量同比增速处于14%~18%,这四个行业在2022年部分时段受疫情冲击大,疫情后恢复态势明显。电动汽车高速发展拉动充换电服务业2023年用电量同比增长78.1%。
四是城乡居民生活用电量低速增长。2023年,城乡居民生活用电量1.35万亿千瓦时,同比增长0.9%,上年高基数是2023年居民生活用电量低速增长的重要原因。各季度的同比增速分别为0.2%、2.6%、-0.5%、2.3%,各季度的两年平均增速分别为5.9%、5.0%、9.4%和8.7%。
五是全国31个省份用电量均为正增长,西部地区用电量增速领先。2023年,东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长6.9%、4.3%、8.1%和5.1%。分省份看,2023年全国31个省份全社会用电量均为正增长,其中,海南、西藏、内蒙古、宁夏、广西、青海6个省份同比增速超过10%。
(二)电力生产供应情况
截至2023年底,全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦,同比增长13.9%;人均发电装机容量自2014年底历史性突破1千瓦/人后,在2023年首次历史性突破2千瓦/人,达到2.1千瓦/人。非化石能源发电装机在2023年首次超过火电装机规模,占总装机容量比重在2023年首次超过50%,煤电装机占比首次降至40%以下。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看,电力行业绿色低碳转型趋势持续推进。
一是电力投资快速增长,非化石能源发电投资占电源投资比重达到九成。2023年,重点调查企业电力完成投资同比增长20.2%。分类型看,电源完成投资同比增长30.1%,其中非化石能源发电投资同比增长31.5%,占电源投资的比重达到89.2%。太阳能发电、风电、核电、火电、水电投资同比分别增长38.7%、27.5%、20.8%、15.0%和13.7%。电网工程建设完成投资同比增长5.4%。电网企业进一步加强农网巩固提升及配网投资建设,110千伏及以下等级电网投资占电网工程完成投资总额的比重达到55.0%。
二是新增并网太阳能发电装机规模超过2亿千瓦,并网风电和太阳能发电总装机规模突破10亿千瓦。2023年,全国新增发电装机容量3.7亿千瓦,同比多投产1.7亿千瓦;其中,新增并网太阳能发电装机容量2.2亿千瓦,同比多投产1.3亿千瓦,占新增发电装机总容量的比重达到58.5%。截至2023年底,全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦,其中,非化石能源发电装机容量15.7亿千瓦,占总装机容量比重在2023年首次突破50%,达到53.9%。分类型看,水电4.2亿千瓦,其中抽水蓄能5094万千瓦;核电5691万千瓦;并网风电4.4亿千瓦,其中,陆上风电4.0亿千瓦、海上风电3729万千瓦;并网太阳能发电6.1亿千瓦。全国并网风电和太阳能发电合计装机规模从2022年底的7.6亿千瓦,连续突破8亿千瓦、9亿千瓦、10亿千瓦大关,2023年底达到10.5亿千瓦,同比增长38.6%,占总装机容量比重为36.0%,同比提高6.4个百分点。火电13.9亿千瓦,其中,煤电11.6亿千瓦,同比增长3.4%,占总发电装机容量的比重为39.9%,首次降至40%以下,同比降低4.0个百分点。
三是水电发电量同比下降,煤电发电量占比仍接近六成,充分发挥兜底保供作用。2023年,全国规模以上电厂发电量8.91万亿千瓦时,同比增长5.2%。全国规模以上电厂中的水电发电量全年同比下降5.6%。年初主要水库蓄水不足以及上半年降水持续偏少,导致上半年规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%;下半年降水形势好转以及上年同期基数低,8-12月水电发电量转为同比正增长。2023年,全国规模以上电厂中的火电、核电发电量同比分别增长6.1%和3.7%。2023年煤电发电量占总发电量比重接近六成,煤电仍是当前我国电力供应的主力电源,有效弥补了水电出力的下降。
四是火电、核电、风电发电设备利用小时均同比提高。2023年,全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3592小时,同比降低101小时。分类型看,水电3133小时,同比降低285小时,其中,常规水电3423小时,同比降低278小时;抽水蓄能1175小时,同比降低6小时。火电4466小时,同比提高76小时;其中,煤电4685小时,同比提高92小时。核电7670小时,同比提高54小时。并网风电2225小时,同比提高7小时。并网太阳能发电1286小时,同比降低54小时。
五是跨区、跨省输送电量较快增长。2023年,全国新增220千伏及以上输电线路长度3.81万千米,同比少投产557千米;新增220千伏及以上变电设备容量(交流)2.57亿千伏安,同比少投产354万千伏安;新增直流换流容量1600万千瓦。2023年,全国完成跨区输送电量8497亿千瓦时,同比增长9.7%;其中,西北区域外送电量3097亿千瓦时,占跨区输送电量的36.5%。2023年,全国跨省输送电量1.85万亿千瓦时,同比增长7.2%。
六是市场交易电量较快增长。2023年,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量5.67万亿千瓦时,同比增长7.9%,占全社会用电量比重为61.4%,同比提高0.6个百分点。其中全国电力市场中长期电力直接交易电量4.43万亿千瓦时,同比增长7%。
(三)全国电力供需情况
2023年电力系统安全稳定运行,全国电力供需总体平衡,电力保供取得好成效。年初,受来水偏枯、电煤供应紧张、用电负荷增长等因素叠加影响,云南、贵州、蒙西等少数省级电网在部分时段电力供需形势较为紧张,通过源网荷储协同发力,守牢了民生用电安全底线。夏季,各相关政府部门及电力企业提前做好了充分准备,迎峰度夏期间全国电力供需形势总体平衡,各省级电网均未采取有序用电措施,创造了近年来迎峰度夏电力保供最好成效。冬季,12月多地出现大范围强寒潮、强雨雪天气,电力行业企业全力应对雨雪冰冻,全国近十个省级电网电力供需形势偏紧,部分省级电网通过需求侧响应等措施,保障了电力系统安全稳定运行。
二、2024年全国电力供需形势预测
(一)电力消费预测
预计2024年全国电力消费平稳增长。综合考虑宏观经济、终端用能电气化等因素,根据不同预测方法对全社会用电量的预测结果,预计2024年全年全社会用电量9.8万亿千瓦时,比2023年增长6%左右。预计2024年全国统调最高用电负荷14.5亿千瓦,比2023年增加1亿千瓦左右。
(二)电力供应预测
预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦,新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。在新能源发电持续快速发展的带动下,预计2024年全国新增发电装机将再次突破3亿千瓦,新增规模与2023年基本相当。2024年底,全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦,同比增长12%左右。火电14.6亿千瓦,其中煤电12亿千瓦左右,占总装机比重降至37%。非化石能源发电装机合计18.6亿千瓦,占总装机的比重上升至57%左右;其中,并网风电5.3亿千瓦、并网太阳能发电7.8亿千瓦,并网风电和太阳能发电合计装机规模将超过煤电装机,占总装机比重上升至40%左右,部分地区新能源消纳压力凸显。
(三)电力供需形势预测
预计2024年迎峰度夏和迎峰度冬期间全国电力供需形势总体紧平衡。电力供应和需求,以及气候的不确定性等多方面因素交织叠加,给电力供需形势带来不确定性。综合考虑电力消费需求增长、电源投产等情况,预计2024年全国电力供需形势总体紧平衡。迎峰度夏和迎峰度冬期间,在充分考虑跨省跨区电力互济的前提下,华北、华东、华中、西南、南方等区域中有部分省级电网电力供应偏紧,部分时段需要实施需求侧响应等措施。
三、有关建议
2024年,我国宏观经济及电力消费保持平稳增长,电力保供压力上升。为切实做好今春及后续电力保供工作,全力保障大电网安全稳定,守好民生用电底线,推动经济社会高质量发展,结合电力供需形势和行业发展趋势,提出以下几点建议:
(一)扎实做好电力安全供应工作
一是做好一次能源跟踪监测、负荷预警和灾害应急机制建设。加强来水、风、光跟踪监测,提升预报准确性;加强煤炭、油气等能源供耗存监测;滚动开展用电负荷预测及预警。建立健全电力气象灾害监测系统,完善微气象、覆冰等在线监测装置部署,加强极端天气对电网影响灾害研判预警。进一步强化民生保供应急机制,提升灾害应急处置能力。加大重点地区应急装备配置力度,确保系统安全运行,提升极端条件下民生保障供电能力。
二是统筹做好源网规划建设。分析电力送受端不同地区的网源投资合理比例,统筹推进电网电源建设,避免由于网源建设不协同引起大规模弃能。补强电网抵御自然灾害的薄弱环节,提升电网设备防灾能力。结合新能源汽车充电桩建设,开展城市配电网扩容和改造升级,大力推广智能有序充电设施建设和改造。加快农村电网巩固提升工程,支撑农村可再生能源开发。
三是提升电源供应能力。做好一次燃料供应保障,继续执行煤炭保供政策,加大煤炭先进产能释放力度,巩固电力保供基础;保持进口煤政策稳定,给予用煤企业平稳长久的政策预期;引导电煤价格稳定在合理区间。推动纳入规划的电源按时投产,同时做好并网服务,确保常规电源应并尽并,强化机组运行维护,严格非计划停运和出力受阻管理,挖掘机组顶峰潜力。
四是挖掘输电通道能力。加强跨省跨区电力余缺互济,优化跨省区电力调配机制,做好中长期、现货、应急调度的衔接。用足用好跨省跨区输电通道,做到资源互补、时空互济、市场互惠。充分发挥配套电源的调节能力,允许配套电源富余能力在更大范围内进行市场化配置。
五是拓宽需求侧响应覆盖范围。按照“谁承担谁受益”的原则,拓宽资金渠道,优化调整市场分担费用和运行费用等相关政策措施,形成合理的需求响应市场化补偿机制。进一步完善电价体系,细化峰期、谷期电价时段,增加较小时间尺度的分时电价,引导和激发用户错峰用电的积极性。适当降低负荷聚合商的准入门槛。
(二)加快建立健全市场化电价体系
一是落实好煤电“两部制”电价政策。建议各省份尽快出台煤电容量电价实施细则,稳定煤电企业固定成本回收预期,推动煤电机组进行必要的投资和改造。加强对各地落实煤电电价政策监管,及时纠正以降价为目的专场交易,避免不合理干预。建立健全跨省跨区容量电价分摊机制,推动跨省跨区中长期交易的签约履约,保障电力供应基本盘。加强国家层面对热价调整的指导,考虑优化供热机组容量成本回收机制,研究热工况下供热机组灵活性调节能力与煤电容量电价机制的合理衔接。研究并推动新型储能容量电价政策尽快出台。
二是加快完善新能源参与市场交易电价机制。增加新能源发电调整合同的机会,缩短交易周期,提高交易频率。允许不同电源品种之间自由转让市场合同,增加市场合同的流通性。新能源优先发电计划应转为政府授权合约机制,保障新能源企业合理收益。各地结合实际情况,开展用户峰谷电价的时段调整,挖掘午间用电需求。
三是加快推进绿色电力市场建设。加快推进绿证交易方法及实施细则出台,丰富绿证应用场景。逐步将分布式发电、生物质发电等形式的可再生能源纳入绿电供应体系,进一步扩大绿电供应规模。加快培育绿电消费市场,体现新能源绿色环境价值,提升新能源参与市场的经济性。完善绿证交易机制,畅通购买绿电和绿证的渠道,落实全社会共同推动能源转型的责任。
(三)加快推动新型电力系统建设
一是加强新型电力系统顶层设计。坚持系统观念,加强对新型电力系统的源网荷储统筹规划和建设。统筹优化电力系统发展规划,加强电力规划与其他专项规划的指导与衔接作用。完善构建新型电力系统的相关配套政策,从市场机制建设、技术创新、示范推广等多方面统筹推进。
二是统筹推进新能源大基地建设。强化新能源基地、支撑性电源和输送通道同步规划设计和同步运行,保障大基地按期投产,积极推动绿色清洁电力消纳。加强指导地方政府解决非技术成本不断攀升问题,加大对土地价格、配套产业等限制性政策的监督,保障大基地开发企业合理权益和收益。在大基地建设用地、用林、用草、用水等手续办理上开设绿色通道,以满足大基地的建设进度要求。综合考虑各地资源禀赋、调节能力、电网建设等因素制定合理的差异化的新能源利用率目标。
三是统筹提升电力系统调节能力。加大政策支持力度,持续推进煤电“三改联动”及支撑性调节性煤电的建设,提升电力系统应急保障和调峰能力。完善峰谷电价,积极推动完善新型储能参与市场机制,发挥储能调节作用。加快抽水蓄能电站建设及改造,推动已开工的项目尽快投产运行,尽早发挥作用;因地制宜建设中小型抽水蓄能电站。加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位,推动电站平等参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场交易。发挥流域水电集群效益,实现水电与新能源多能互补运行。推进多元化储能技术研发与应用,优化储能布局场景,推动独立储能发挥调节作用。
四是推动电力领域科技创新。加强新型电力系统基础理论研究,推动能源电力技术研发与应用向数字化、智能化和绿色化转型。深入研究适应大规模高比例新能源友好并网的先进电网和储能等新型电力系统支撑技术,开展高比例新能源和高比例电力电子装备接入电网稳定运行控制技术研究。鼓励电力企业围绕技术创新链开展强强联合和产学研深度协作,集中突破关键核心技术。加大新技术应用示范的支持力度,加快新型电力系统、储能、氢能、CCUS等标准体系研究,发挥标准引领作用。
注释:
1.各项统计数据均未包括香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省。部分数据因四舍五入的原因,存在总计与分项合计不等的情况。
2.两年平均增速是以2021年同期值为基数,采用几何平均方法计算。
3.规模以上电厂发电量统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的电厂发电量,数据来源于国家统计局。
4.四大高载能行业包括:化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。
5.高技术及装备制造业包括:医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。
6.消费品制造业包括:农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装/服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。
7.其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中,除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业,包括:石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。
8.东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省(市);中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省;西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省(市、自治区);东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。
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北极星风力发电网获悉,5月22日,国家能源局发布1-4月份全国电力工业统计数据。截至4月底,全国累计发电装机容量34.9亿千瓦,同比增长15.9%。其中风电装机容量5.4亿千瓦,同比增长18.2%。相关阅读:国家能源局发布2025年1-4月份全国电力工业统计数据
4月20日,国家能源局发布1-3月份全国电力工业统计数据。截至3月底,全国累计发电装机容量34.3亿千瓦,同比增长14.6%。其中,太阳能发电装机容量9.5亿千瓦,同比增长43.4%;风电装机容量5.4亿千瓦,同比增长17.2%。1-3月份,全国发电设备累计平均利用769小时,比上年同期减少81小时;全国主要发电企业电
3月17日,彭博新能源财经发布2024年全球风电整机制造商TOP10,东方电气跃升至全球第七位,较上年排名提升三位。数据显示,全球风电开发商2024年新增风电装机容量121.6吉瓦。其中,陆上风电新增装机容量为109.9吉瓦,占比90%;海上风电新增装机容量为11.7吉瓦,同比增长6%。东方电气以8.4吉瓦新增装机排
中国可再生能源学会风能专业委员会发布的《2024年中国风电吊装容量统计简报》显示,2024年,全国(除港、澳、台地区外)新增装机14388台,容量8699万千瓦,同比增长9.6%;其中,陆上风电新增装机容量8137万千瓦,占全部新增装机容量的93.5%,海上风电新增装机容量562万千瓦,占全部新增装机容量的6.5%
近日,随着华能临高海上风电项目全容量并网,中国华能新能源装机规模突破1亿千瓦。至此华能发电装机容量超过2.7亿千瓦低碳清洁能源装机超过1.4亿千瓦低碳清洁能源装机占比再创新高超过52.5%今年以来,中国华能深入学习贯彻习近平总书记重要指示批示精神和党中央决策部署,从起步就保持顶格标准、满格状
1月23日上午,国家能源局举行新闻发布会,介绍新型储能发展、油气勘探开发和绿证核发有关情况,解读《分布式光伏发电开发建设管理办法》并回答记者提问。其中,中能传媒记者提问:大家比较关注大型风电光伏基地的推进情况,请介绍下我国第一批“沙戈荒”大型风电光伏基地目前的建设进展。新能源和可再
1月21日,国家能源局发布2024年全国电力工业统计数据。截至12月底,全国累计发电装机容量约33.5亿千瓦,同比增长14.6%。其中,太阳能发电装机容量约8.9亿千瓦,同比增长45.2%;风电装机容量约5.2亿千瓦,同比增长18.0%。点击查看详情:2024年全国电力工业统计数据
2025年1月11日,一年一度的中国风能新春茶话会在北京成功召开,会议回顾了2024年风电产业的创新成果与高光时刻,致敬所有为风电事业做出贡献的群体,并聚焦新形势下风电质量提升、有序竞争、国际化挑战机遇等热点话题。茶话会上,中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示,2024年中国风电新
北极星风力发电网讯:6月26日,全球风能理事会(GWEC)20周年庆典在葡萄牙里斯本举行。远景能源凭借在再生能源领域持续的创新、卓越的全球市场领导力及对全球零碳转型的坚定承诺,荣获GWEC“行业领军者”大奖(SegmentChampionsAward)。这一殊荣不仅是对远景能源技术实力的有力认可,更是对其推动全球
2025年2月,国家发改委与能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(简称"136号文"),标志着中国新能源产业正式告别政府定价时代。在136号文撕开补贴温床的裂痕中,中国海上风电正上演着史诗级的双重突围:向东,是水深超45米的深远海战场,造价每千瓦1.3-1.8万
一边是海上风电超长的产业链系统,一边是有雄厚基础的国家老牌工业基地。当辽宁省绿色发展与海上风电产业相互碰撞,会擦出什么样的火花?在日前召开的2025海上风电大会上,辽宁省发改委主任周轶赢指出:辽宁将发挥工业基础优势,争做世界风电产业中心先进装备制造领跑者,为全球绿色可持续发展提供辽宁
近日,第二十三届中国·海峡创新项目成果交易会在福州开幕。本次会上,晋江市人民政府与金风科技股份有限公司就引进金风(晋江)新能源科技产业园(一期)项目进行签约。该产业园项目计划总用地面积1200亩,拟选址泉州南翼国家高新区晋江区域(金井镇围头物流园、晋江经济开发区金井园联合组团)。该项
6月20日,由中国可再生能源学会风能专业委员会和全球风能理事会联合主办的2025海上风电大会在辽宁省大连市开幕。作为全球海上风电领军企业,明阳集团受邀出席大会,与行业同仁共同探讨海上风电高质量发展关键议题。数据显示,全球近80%的海上风能资源分布于水深超过60米的深远海域,中国近海水深5-50米
“136号文”出台后,传统的新能源运营模式面临重大挑战:收益波动风险加剧、零电价甚至负电价成为可能;从“多发电”到“巧发电”、“发好电”,商业逻辑的巨变对风机设计和风场运维带来颠覆性挑战;系统消纳能力有限,跨省绿电交易履约难……叠加深远海风电本就面临的造价过高、失效风险大、运维成本
6月21日,揭阳惠来石碑山风电项目正式开工建设。作为国家首批特许权风电项目,石碑山风电场自2004年9月28日破土动工以来,便以“先行者”姿态书写着绿色能源发展的答卷:2005年9月28日实现首台机组并网发电,2007年4月全容量投运,实现超20年的安全稳定运营,不仅积累了丰富的风电建设与运维经验,更是
6月20日,2025全球海上风电大会于辽宁大连盛大启幕,大会聚焦深远海开发、装备升级与技术创新等前沿议题。阳光风能携多款海上风电变流产品方案亮相大会,以实际行动赋能海上风电产业进阶,助力绿色能源发展。砥砺深耕风电领域,阳光风能始终将海上风电作为战略重点。本次大会上,阳光风能产品中心总经
北极星风力发电网获悉,6月19-21日,在辽宁大连开幕的2025海上风电大会上,海上风电产业链各方达成《辽宁共识》。当下,全球海上风电发展迎来历史性机遇期。据预测,全球海上风电每年新增装机容量将从2025年的1600万千瓦增加到2030年的3400万千瓦。海上风电正在成为全球风电产业的重要增长极。海上风电
6月18日,浙江省副省长、温州市委书记张振丰等市领导与金风科技董事长武钢一行,以及省能源集团、省海风公司有关负责人座谈交流,共商共推海上风电创新发展。近年来,温州大力发展新能源产业“核风光水蓄氢储”全链条,吸引诸多龙头企业和重大项目布局,联手打造全国新能源产能中心和应用示范城市。其
运达能源科技集团股份有限公司(下称“运达股份”),是国内最早从事风电技术研究与产品开发的大型国有控股上市公司,是全球领先的智慧能源技术解决方案供应商,拥有国家企业技术中心、浙江省海上风电技术重点实验室、博士后科研工作站、院士专家工作站、省级重点企业研究院等多个高能级创新平台,承担
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