可再生能源装机规模 - 上半年可再生能源新增装机占全国总装机比例接近60% [1] - 风电和光伏新增发电量超过全社会用电量增量 [1] 可再生能源发电量占比 - 可再生能源发电量接近全国总发电量的40% [1] - 可再生能源发电量超过同期第三产业用电量与城乡居民生活用电量之和 [1]

可再生能源发电量 - 全国可再生能源发电量达17993亿千瓦时 同比增加15.6% [1] - 可再生能源发电量约占全部发电量的39.7% [1] - 风电和太阳能发电量合计达11478亿千瓦时 同比增长27.4% [1] 可再生能源占比 - 风电和太阳能发电量在全社会用电量中占比达23.7% 较去年同期提高4.4个百分点 [1] - 可再生能源发电量接近全国总发电量四成 超过同期第三产业用电量与城乡居民生活用电量之和 [1] - 风电和光伏新增发电量超过全社会用电量增量 [1]

可再生能源新增装机 - 上半年全国可再生能源新增装机2.68亿千瓦 同比增长99.3% [1] - 可再生能源新增装机占全国新增装机总量的91.5% [1] - 太阳能发电新增装机2.12亿千瓦 占可再生能源新增装机主力 [1] - 风电新增装机5139万千瓦 [1] - 水电新增装机393万千瓦 [1] - 生物质发电新增装机71万千瓦 [1] 可再生能源累计装机 - 截至6月底全国可再生能源总装机达21.59亿千瓦 同比增长30.6% [1] - 可再生能源装机占全国总装机容量59.2% [1] - 太阳能发电累计装机11亿千瓦 居可再生能源首位 [1] - 风电累计装机5.73亿千瓦 [1] - 水电累计装机4.4亿千瓦 [1] - 生物质发电累计装机0.47亿千瓦 [1] 行业结构特征 - 可再生能源继续保持新增装机主体地位 接近全国总装机六成 [1] - 太阳能发电装机规模显著领先其他可再生能源类型 [1] - 风电装机规模仅次于太阳能发电 [1] - 水电装机规模保持稳定增长 [1] - 生物质发电装机规模相对较小 [1]

可再生能源成本竞争力 - 可再生能源在全球电力市场中保持成本竞争力领先地位 技术创新 有竞争力的供应链和规模经济效应推动成本下降 [1] - 2024年太阳能光伏发电比成本最低的化石燃料电力平均便宜41% 陆上风电项目便宜53% [1] - 陆上风能是最经济实惠的新增可再生能源 价格为0.034美元/千瓦时 太阳能光伏发电价格为0.043美元/千瓦时 [1] - 2024年新增582吉瓦可再生能源发电装机容量节约成本 避免价值约570亿美元的化石燃料使用 [1] - 去年新投运的可再生能源发电项目中91%比任何新增化石燃料能源替代方案更具成本效益 [1] 区域成本差异与挑战 - 欧洲和北美地区成本上升趋势可能持续 受许可延迟 电网容量有限及系统平衡费用增加等结构性挑战影响 [2] - 亚洲 非洲和南美洲等地区由于可再生能源潜力巨大 可能出现显著成本下降 [2] - 欧洲和非洲陆上风力发电成本2024年均为约0.052美元/千瓦时 但欧洲项目主要由资本支出驱动 非洲项目融资成本比例高得多 [3] 供应链与政策框架 - 地缘政治变化 贸易关税 原材料短缺和制造业态势变化带来可能暂时提高成本的风险 [2] - 稳定且可预测的收入框架对降低投资风险和吸引资本至关重要 购电协议等工具在获得可负担融资方面发挥关键作用 [2] - 不一致的政策环境和不透明的采购流程削弱投资者信心 [2] - 必须加强国际合作确保开放和有弹性的供应链 建立稳定的政策和投资框架 [1][5] 电网与集成挑战 - 集成成本成为可再生能源部署新制约因素 电网连接瓶颈 审批流程缓慢和当地供应链成本高昂导致项目延迟 [3] - 二十国集团国家和新兴市场国家必须加快电网投资步伐以跟上电力需求增长和可再生能源扩张 [3] - 数字基础设施 灵活性及电网扩建和现代化面临严峻挑战 尤其在新兴市场缺乏投资将限制可再生能源潜力实现 [4] 技术进步与储能发展 - 电池储能 混合系统及数字技术日益成为整合间歇性可再生能源的关键 人工智能支持的数字工具提升资产性能和电网响应能力 [4] - 自2010年以来电池储能系统成本下降93% 2024年公用事业规模储能系统成本达到192美元/千瓦时 [3] - 成本下降主要归功于制造规模扩大 材料改进和生产技术优化 [3] 融资与投资环境 - 融资成本是决定项目可行性的决定性因素 全球南方许多发展中国家高昂的资本成本大幅提高可再生能源平准化度电成本 [3] - 降低融资风险是扩大可再生能源规模的核心 无论是在成熟市场还是新兴市场 [2] - 2024年所有在运可再生能源项目所节省的化石燃料成本达到4670亿美元 [5]

可再生能源成本竞争力 - 可再生能源发电成本相比化石燃料具有显著价格优势 2024年太阳能光伏发电比最便宜化石燃料电力平均便宜41% 陆上风电便宜53% [1] - 陆上风能是最经济实惠的新增可再生能源 价格为0.034美元/千瓦时 太阳能光伏价格为0.043美元/千瓦时 [1] - 2024年新增582吉瓦可再生能源装机容量避免了价值570亿美元的化石燃料使用 91%新投运项目比任何新增化石燃料替代方案更具成本效益 [1] 成本结构差异与驱动因素 - 欧洲和非洲陆上风电成本均为0.052美元/千瓦时 但欧洲项目主要由资本支出驱动 非洲项目融资成本比例显著更高 [3] - 电池储能系统成本自2010年以来下降93% 2024年公用事业规模储能成本达192美元/千瓦时 主要得益于制造规模扩大和材料改进 [3] - 稳定可预测的收入框架对降低投资风险至关重要 购电协议(PPAs)在获得可负担融资方面发挥关键作用 [2] 区域发展差异 - 欧洲和北美面临结构性挑战导致成本上升 包括许可延迟 电网容量有限和系统平衡费用增加 [2] - 亚洲 非洲和南美洲由于可再生能源潜力巨大 可能出现显著成本下降 [2] - 全球南方发展中国家受高昂资本成本影响 可再生能源平准化度电成本(LCOE)大幅提高 [3] 系统集成与技术发展 - 电网连接瓶颈 审批流程缓慢和当地供应链成本高昂导致风能和太阳能项目延迟 在G20国家和新兴市场尤为严重 [3] - 电池储能 混合系统(太阳能 风能和电池结合)及数字技术成为整合间歇性可再生能源的关键 [4] - 人工智能支持的数字工具提升资产性能和电网响应能力 但数字基础设施和电网现代化仍面临严峻挑战 [4] 政策与投资框架 - 地缘政治变化 贸易关税和原材料短缺可能暂时提高成本 需要加强国际合作确保开放和有弹性的供应链 [2][5] - 不一致的政策环境和不透明的采购流程削弱投资者信心 建立稳定的政策和投资框架对保护能源转型成果至关重要 [2][5] - 2024年所有在运可再生能源项目节省的化石燃料成本达到4670亿美元 向可再生能源转型不可逆转但速度取决于当前选择 [5]

可再生能源发展对比 - 2024年中国可再生能源发电量达3388Twh，占全国总发电量34%，美国仅为1039Twh占比24%，中国在太阳能(834Twh)、风电(992Twh)、水电(1354Twh)、生物质能(208Twh)四大领域全面领先美国，领先幅度分别达175.25%、118.98%、473.73%、342.55% [1][2] - 中国最新启动的雅砻江水电项目投资1.2万亿元，年发电量3000亿千瓦时，相当于上海加深圳2024年用电量总和，可替代9000万吨标准煤，占全国2035年清洁能源目标的10% [3] - 中国可再生能源占比从2010年18.69%提升至2024年33.64%，14年间增长约15个百分点，全球十大光伏电站均在中国，新疆单体光伏电站发电量超过某些国家全国需求 [8] 电动车与电池产业 - 2024年中国电动车出口额380亿美元是特斯拉120亿美元出口量的3倍，锂离子电池出口额650亿美元是美国30亿美元的22倍，欧盟为主要出口市场 [4][6] - 中国L2+智能驾驶渗透率65%、城市NOA预装率83%，远超美国40%渗透率，2025年被视为智能驾驶元年 [6] - 宁德时代推出5分钟快充电池系统，中国累计绿色低碳专利超70万项占全球总量过半，比亚迪匈牙利工厂产能将达大众德国工厂两倍 [6][8] 政策与基础设施差异 - 中国2025年将建成300万公共充电桩实现高速公路换电站全覆盖，新能源车免征购置税政策延续至2027年，而美国充电桩普及率低且7500美元联邦税收抵免将于2025年9月30日后取消 [4] - 特朗普政府通过"美丽能源法案"取消电动车补贴，美国燃油车文化根深蒂固，2024年原油出口1170亿美元、天然气420亿美元、煤炭150亿美元，分别是中国的138倍、14倍和15倍 [4][7] - 美国政策反复性显著，如卡特总统1979年安装的白宫太阳能系统被里根拆除，特朗普全面逆转拜登新能源政策，而中国政策具有连贯性如"双积分"制度 [8] 全球产业布局 - 中国在匈牙利建设80亿美元电池厂，沙特56亿美元电动车厂，印尼110亿美元光伏项目，刚果90亿美元水电站，密歇根州24亿美元电池厂，与全球南方国家形成资源-技术互补关系 [10] - 全球南方国家掌握70%风光资源和50%关键矿产，中国提供清洁技术，这种合作模式正在重塑全球能源格局 [10] - 中国光伏组件出口额400亿美元远超美国6.9亿美元，阿联酋等油气国家开始溢价购买中国电动车如小米SU7，该车型创造24小时锁单28万台纪录 [6]

张家口可再生能源示范区建设成果 核心观点 - 张家口可再生能源示范区获批十周年以来，在风光资源开发、智能输送、多元消纳、储能调节等领域取得显著成效，为京津冀新能源产业高质量发展提供重要支撑，并形成可复制的"张家口样本" [1] 绿电输送能力 - 建成张北可再生能源柔性直流示范工程，年输送北京绿电140亿千瓦时 [3] - 建成国内首条直送雄安的1000千伏特高压清洁能源通道，年输送绿电能力超210亿千瓦时 [3] - 累计建成电网送出通道6条，总接入能力3800万千瓦居河北省首位 [3] 装机规模与减排成效 - 新能源并网规模从2015年842万千瓦增至4243.5万千瓦，增长率403.9%，占全市电力总装机的88.1% [3] - 2015年至今可再生能源总发电量3478.64亿千瓦时，减排二氧化碳约2.8亿吨 [3] 品牌推广 - 举办"绿动中国 示范先行"媒体集中采访活动，加速示范区品牌对外传播 [3]

政策变动 - 美国总统特朗普宣布计划收紧联邦审批程序 限制太阳能和风能项目发展 [1] - 政策与《One Big Beautiful Bill Act》相呼应 该法案大幅支持化石燃料和核能产业 同时削弱可再生能源政策激励 [1] - 联邦政府将能源项目最终审核权交由内政部长道格*伯格姆负责 其对风能和太阳能项目租赁、通行权、施工计划等拥有"最终审查"权 [1] 行业影响 - 政策可能导致能源企业放缓在太阳能和风能领域投资 原因是行业前景不确定 开发商需面对更多行政障碍及减少的财政补贴 [1] - 需联邦审批的太阳能及风能项目将面临更长周期和更复杂流程 或进一步阻碍项目推进 [1] - 美国内政部声称举措旨在为煤炭和天然气行业"创造公平竞争环境" 但部分行业协会质疑此举阻碍了美国本土增长最快的电力来源发展 [1] 电力供应与需求 - 新规削弱可再生能源项目发展速度 可能对美国未来电力供应造成压力 [2] - 在人工智能等新兴科技推动下 美国对电力需求持续增长 政策限制被业界担忧将使美国难以满足不断上升的用电需求 [2] 财务与市场影响 - 《One Big Beautiful Bill Act》及行政命令取消了部分可再生能源税收优惠与市场扶持 使太阳能和风能项目财务吸引力进一步下降 [2] - 政策组合可能导致美国能源结构重新向化石燃料和核能倾斜 可再生能源发展速度将显著放缓 [2]

希腊政府近期在向欧盟提交的经济年度进展报告中预测，2025年希腊经济增长率将达到2.3%，债务比 重有望从2024年的153.6%继续下降至145.7%，投资和出口也将稳步增长。国际货币基金组织总裁格奥 尔基耶娃表示，希腊正在推进经济结构性改革，已成为欧盟表现最好的经济体之一。 《 人民日报 》（ 2025年07月30日 16 版） (责编：杨光宇、胡永秋) 困扰希腊经济多年的债务问题得到一定程度缓解。希腊统计局最新数据显示，2024年希腊政府的财政盈 余达到创纪录的114亿欧元，占该国国内生产总值的4.8%。在财政状况良好的背景下，希腊政府宣布， 计划提前10年偿还国际机构的救助贷款，这笔贷款原定于2041年到期，希腊政府计划通过财政盈余和发 行新债等措施于2031年或之前偿清债务。此前希腊已于2022年偿还了国际货币基金组织的贷款，并于 2024年底偿还了希腊首笔530亿欧元救助款中的220亿欧元。自2015年陷入债务危机并借入超2000亿欧元 贷款以来，截至目前希腊已实现6次提前偿债。 鉴于希腊公共财政状况改善情况，穆迪、标准普尔、惠誉等国际信用评级机构已陆续将希腊主权信用评 级上调至投资级。希腊总理米 ...

清洁能源消纳面临的挑战 - 风光资源波动性、间歇性和反调峰特性加剧电力系统源荷功率平衡难度 [1] - 电网运行水平与硬件设施架构难以快速适应规模化可再生能源并入需求 [1] - 火电厂灵活性改造、规模化储能调度等技术尚未达到高比例清洁能源电网灵活运行要求 [1] - 配网分布式可再生能源消纳受限，弃风弃光现象因输变电设施容量限制及母线电压越限而凸显 [1] - 市场化手段不足，电力市场机制设计灵活性不足、交易品种单一、电—碳—绿证市场未充分融合 [1] - 各省份电力市场交易规则差异阻碍可再生能源跨省跨区消纳 [1] 提升清洁能源消纳的解决方案 - 虚拟电厂可聚合需求侧资源（如电动汽车、工业可转移负荷）参与调节，降低调节成本并扩大调节范围 [2] - 需求侧资源通过虚拟电厂聚合可实现规模化响应，优化资源配置 [2] - 促进分布式能源就地消纳，科学评估配网承载力并制定临时价格机制引导需求侧就地消纳 [2] - 设计本地剩余风光消纳市场机制，提升配网消纳能力 [2] - 推动电量市场—碳市场—绿证市场协同发展，量化碳排放成本并体现可再生能源绿色环境价值 [2] - 电—碳—绿证交易机制顶层设计可引导发电企业和用户自主减排，促进可再生能源市场化消纳 [2]