2026年太阳能发电成本降低方案

2026年太阳能发电成本降低方案模板范文一、背景分析

1.1全球能源转型趋势

1.2中国太阳能产业发展现状

1.3国际竞争格局分析

二、问题定义

2.1成本构成关键因素

2.2技术瓶颈制约

2.3政策与市场协同问题

2.4供应链安全风险

三、目标设定与理论框架

3.1短期成本控制目标体系

3.2技术路线理论模型

3.3政策协同机制设计

3.4风险预留与动态调整

四、实施路径与资源需求

4.1硬件成本下降实施策略

4.2BOS系统降本路径设计

4.3产业化推进机制建设

4.4跨区域协同策略

五、风险评估与应对策略

5.1技术路线风险管控

5.2市场竞争与政策变动风险

5.3供应链安全风险管控

5.4融资渠道风险应对

六、资源需求与时间规划

6.1资源需求配置策略

6.2时间规划与里程碑设计

6.3投资预算与效益分析

6.4实施保障措施设计

七、预期效果与效益评估

7.1经济效益综合分析

7.2社会效益与产业升级

7.3政策协同效应分析

7.4国际竞争力提升

八、实施保障与监督机制

8.1组织保障与协同机制

8.2技术支撑与创新激励

8.3资金保障与风险分散

8.4监督评估与动态调整#2026年太阳能发电成本降低方案一、背景分析1.1全球能源转型趋势 全球能源结构正在经历深刻变革，可再生能源占比持续提升。根据国际能源署（IEA）数据，2023年可再生能源发电量已占全球总发电量的29%，预计到2026年将突破35%。其中，太阳能发电增长最快，年复合增长率超过15%。多国政府已制定明确目标，如欧盟提出到2030年可再生能源占比至少40%，美国计划到2030年太阳能装机容量翻倍。这种趋势主要源于三方面驱动：气候变化的紧迫性、传统化石能源价格波动性、以及可再生能源技术成本持续下降带来的经济可行性。1.2中国太阳能产业发展现状 中国已成为全球最大的太阳能市场，2023年新增装机容量达90GW，连续十年位居世界第一。但成本结构仍存在优化空间：目前中国光伏组件制造成本占系统总成本约40%，高于欧洲（约25%）和美国（约30%）。主要问题包括：多晶硅价格波动大、辅材依赖进口、运维效率有待提升。国家发改委数据显示，2023年中国光伏度电成本约为0.3元/kWh，较2013年下降80%，但与国际领先水平（0.2元/kWh）仍有15%差距。政策层面，"十四五"规划明确提出要"推动光伏发电成本进一步下降"，为2026年目标提供了政策保障。1.3国际竞争格局分析 全球太阳能产业链呈现"两头在外、中间在内"特征：多晶硅原料主要依赖美日韩企业，组件制造集中在中东、东南亚，而系统集成和运维则集中在中国。这种格局导致中国在成本竞争中面临双重压力：上游原料议价能力弱，下游市场竞争激烈。以德国为例，其光伏补贴政策退出后，本土企业被迫转向中国采购组件，导致中国组件出口价格下降12%。这种竞争态势要求中国必须通过技术创新和规模效应实现成本突破，才能在2026年保持竞争优势。二、问题定义2.1成本构成关键因素 太阳能发电成本主要包含五部分：硬件成本（约60%）、土地成本（约15%）、安装成本（约10%）、运维成本（约10%）和融资成本（约5%）。当前降低成本的突破口在于： （1）硬件成本：多晶硅提效降本（目前PERC技术转换效率约22.5%，HJT技术可达24.5%以上） （2）土地成本：分布式光伏替代集中式电站（节省约40%土地费用） （3）运维成本：智能化运维系统（可降低运维人力成本35%）2.2技术瓶颈制约 当前技术瓶颈主要体现在三个方面： （1）光效提升瓶颈：硅基材料理论转换效率已达29.5%（NREL测试），但主流技术距离极限仍差3-4个百分点 （2）BOS系统效率损失：逆变器、支架等部件存在约8-12%的系统级能量损失 （3）柔性光伏技术成熟度：虽然钙钛矿/硅叠层电池效率已达29.3%（实验室），但大规模量产工艺仍需突破2.3政策与市场协同问题 政策支持与市场需求存在脱节现象： （1）补贴退坡速度过快：2021年国家补贴退坡幅度达15%，导致部分企业产能过剩 （2）电网消纳能力不足：2023年西北地区弃光率仍达12%，制约项目投资积极性 （3）融资渠道单一：约60%项目依赖银行贷款，而保险、REITs等创新融资工具覆盖率不足5% 这种政策市场错配导致2023年中国光伏投资回报率下降至8.2%，低于行业目标（10.5%）。2.4供应链安全风险 产业链关键环节存在地缘政治风险： （1）多晶硅产能集中：全球前五大企业占全球产能82%，中国前三大企业占全球产能54% （2）高纯度硅烷供应不足：全球产量仅能满足需求65%，价格波动幅度达30% （3）高端设备依赖进口：单晶炉、真空腔体等关键设备仍依赖德国、日本企业，价格溢价达40% 这种供应链脆弱性为成本控制埋下隐患，2023年因硅烷短缺导致中国组件厂产能利用率下降5个百分点。三、目标设定与理论框架3.1短期成本控制目标体系 2026年成本降低目标需构建三级指标体系：核心指标为系统度电成本（LCOE），力争降至0.25元/kWh以下；分解指标包括组件成本不超过0.15元/W、BOS系统成本控制在0.08元/W、运维成本年化率低于0.03元/kWh；支撑指标则涵盖硅片转换效率突破23.5%、电池片效率达24.8%、组件功率密度提升至200Wp/kg。这种分层设计参考了隆基绿能的"成本领先战略"，该企业通过垂直整合将硅片成本控制在0.12元/W，为行业树立了标杆。值得注意的是，目标设定需考虑地域差异，如西北地区因光照资源丰富，LCOE目标可放宽至0.22元/kWh，而华东地区则需更严格的0.2元/kWh标准。这种差异化目标源于电网公司对分布式项目的收购电价差异，2023年国家发改委数据显示，东部电网标杆电价较西部高0.03元/kWh，直接影响项目盈利空间。3.2技术路线理论模型 成本降低的理论基础建立在"效率提升-规模经济-系统优化"三维模型上。效率提升方面，NREL最新研究显示，通过HJT+IBC叠层技术可将单晶硅利用效率从22%提升至26.5%，但产业化进程需突破钙钛矿/硅界面衰减等技术难题；规模经济方面，中芯国际的案例表明，硅片厂产能从10GW提升至50GW时，单位成本可下降37%，但边际效益已在25GW后递减；系统优化方面，阳光电源的"光伏+储能"一体化方案通过峰谷电价套利，使系统LCOE降低18%，但需配合电网侧需求侧响应政策才能发挥最大效益。这种理论模型与华为"智能光伏"战略高度契合，该方案通过AI算法优化方阵布局，使土地利用率提升40%，印证了系统优化理论的可行性。3.3政策协同机制设计 成本控制目标的实现需要构建"政府引导-市场驱动-技术支撑"三维政策协同机制。政府引导层面，建议建立"光伏成本攻坚基金"，参照德国EEG法案中的"成本平准化机制"，按发电量对电网收取0.001元/kWh费用专项补贴高效组件研发；市场驱动层面，可推广"绿电交易"模式，如深圳2023年试点显示，通过绿证交易可使项目IRR提升12%，有效降低融资成本；技术支撑层面，需完善"首台套"政策，对采用创新技术的项目给予额外0.02元/kWh的容量电价补贴，参考江苏盐城的HJT示范项目，该政策可使新技术项目回收期缩短3年。这种机制设计的关键在于政策间的正向叠加效应，如隆基绿能通过"技改补贴+绿证交易"双轮驱动，2023年新项目IRR达10.8%，超出行业平均水平2.5个百分点。3.4风险预留与动态调整 目标设定必须考虑15-20%的风险预留系数，并建立"月度监测-季度评估-年度调整"的动态修正机制。风险预留需覆盖原材料价格波动（如多晶硅价格历史最大波动达80%）、汇率变动（人民币汇率对进口设备成本影响达15%）、政策调整（如美国ITC政策延期不确定性）等不可控因素；监测体系应包含"价格指数-设备良率-发电量"三维指标，以协鑫硅业为例，其建立的"光伏成本数据库"实时追踪全球98种原材料价格；评估机制则需结合第三方机构数据，如天合光能每年委托IEA出具成本评估报告，为调整提供依据。这种动态调整机制使天合光能能在2023年及时调整东南亚产能布局，使组件成本下降9%，避免了行业性亏损。四、实施路径与资源需求4.1硬件成本下降实施策略 硬件成本降低需采取"材料创新-工艺优化-供应链重构"三管齐下的策略。材料创新方面，应重点突破硅烷制多晶硅技术，目前中国已建成的硅烷法产能达3万吨/年，但良率仍需从55%提升至65%；工艺优化则可借鉴晶科能源的"黑硅技术"，该技术使组件衰减率从0.5%/年降至0.25%/年，等效延长寿命2年；供应链重构需建立"中游协同"模式，如通威、隆基组成的"硅料价格稳定联盟"，使硅料价格波动幅度控制在8%以内。这三方面措施相互关联，如隆基绿能通过材料创新带动工艺改进，使组件成本下降22%，印证了协同效应。值得注意的是，硬件成本下降的边际效益正在递减，2023年行业数据显示，组件成本下降率已从2018年的18%降至6%，因此需将部分资源转向BOS系统优化。4.2BOS系统降本路径设计 BOS系统成本控制需构建"标准化设计-智能化运维-模块化制造"的递进式解决方案。标准化设计方面，应推广"光伏+储能"标准化集装箱方案，如宁德时代开发的200kW集装箱式电站，使BOS成本降低35%；智能化运维可引入"AI气象预测系统"，天合光能的试点显示该系统可使发电量提升6%，运维成本下降28%；模块化制造则需借鉴特斯拉电池工厂的"压铸技术"，如阳光电源正在推广的预制舱技术，使现场施工时间缩短60%。这些措施形成完整的价值链闭环，如晶澳太阳能通过BOS系统优化，2023年新项目LCOE降至0.26元/kWh，低于行业平均水平3分钱。实施的关键在于突破"最后一公里"瓶颈，即如何将标准化设计快速推广至碎片化的小型电站。4.3产业化推进机制建设 成本降低的产业化进程需要建立"示范引领-标准制定-金融支持"三位一体的推进机制。示范引领方面，建议复制"光伏创新应用示范区"模式，如江苏徐州已建成10GW创新应用区，使当地组件成本下降12%；标准制定需加快"智能光伏"团体标准落地，目前国家电网已发布7项相关标准，但地方执行率不足40%；金融支持则可推广"绿色信贷"模式，如农业银行2023年发放的50亿元光伏贷使项目融资成本下降0.2个百分点。这种机制建设的难点在于部门协同，如财政部、发改委、电网公司需建立"联席会议制度"，目前相关会议平均每季度召开一次，而行业需求是每月一次。产业化推进的成效可参考隆基绿能的"一带一路"战略，其通过当地化生产使组件成本再下降10%，印证了机制建设的必要性。4.4跨区域协同策略 不同区域的成本控制需采取差异化协同策略，形成"西北规模化-华东智能化-华中标准化"的梯度布局。西北地区应发挥资源优势，重点推进"光伏制氢"一体化项目，如黄河水电集团与中石化合作的GW级制氢项目，通过绿氢外销实现成本溢价；华东地区需强化智能化建设，可借鉴上海临港区的"云控平台"，该平台使运维效率提升50%；华中地区则应推广标准化电站，如三峡能源的"光伏+农光互补"标准方案，使土地综合利用效率达1.2GW/万亩。这种跨区域协同的关键在于利益共享机制，目前行业普遍采用"收入分成"模式，如西北企业将绿氢收益的20%返还华东企业，但需进一步优化为"成本共担、收益共享"的股权合作模式。这种策略已在阳光电源的"区域总部"布局中得到验证，其通过跨区域协同使2023年新项目成本下降8%，高于行业平均水平。五、风险评估与应对策略5.1技术路线风险管控 技术路线选择存在多重风险，其中材料科学突破的不确定性最为显著。目前钙钛矿/硅叠层电池虽在实验室效率达29.3%，但关键挑战在于界面稳定性、大面积制备良率及封装工艺兼容性，这些技术瓶颈可能导致实际转化效率低于预期。根据NREL的失效分析报告，钙钛矿层在光照下会产生0.3-0.5eV的势垒衰减，这种衰减机制在实验室条件下难以完全模拟，一旦大规模应用出现预期外衰减，将导致系统LCOE上升15-20%。此外，HJT技术虽已实现产业化，但铜互连工艺仍存在30%的潜在效率损失，且铜价波动直接影响组件成本。应对策略包括建立"技术储备-中试验证-量产优化"三级风险管控体系，如隆基绿能投入15亿元建设钙钛矿中试线，通过工艺迭代将电池片效率从22.1%提升至23.5%，验证了主动风险管理的有效性。同时需构建技术专利壁垒，目前天合光能已申请钙钛矿相关专利82项，其中发明专利占比达63%，这种知识产权布局可降低技术替代风险。5.2市场竞争与政策变动风险 市场竞争加剧和政策环境变化构成双重风险。一方面，东南亚光伏产业凭借劳动力成本优势正在重构全球供应链，如越南已建成12GW组件厂，其组件价格较中国同类产品低10-15%，这种竞争压力迫使中国企业必须加速技术创新。另一方面，政策不确定性显著增加，如欧盟REACH法规即将对光伏胶膜提出新要求，可能导致材料成本上升5-8%；美国ITC政策延期的不确定性也影响投资决策。2023年行业数据显示，政策变动导致项目投资回报率波动达18%，远超正常范围。应对策略需建立"市场监测-政策预判-弹性定价"三位一体的风险缓冲机制。如晶科能源开发的"模块化报价系统"，可根据不同市场环境动态调整组件报价，使价格弹性达25%。同时需拓展多元化市场，目前正泰新能源已将出口市场扩展至中东、非洲等新兴区域，使海外市场占比达38%，有效分散了单一市场风险。5.3供应链安全风险管控 供应链安全风险呈现多点并发态势，其中上游资源价格波动最为突出。多晶硅价格周期性波动已导致行业经历三次价格危机，2023年价格从每公斤300元跌至215元，跌幅达29%，直接侵蚀企业利润。更严峻的是，全球高纯度硅烷产能仅能满足需求65%，2023年价格波动幅度达30%，这种资源禀赋风险使中国企业处于被动地位。光伏产业链的"两头在外、中间在内"结构进一步加剧风险暴露，目前中国多晶硅产量占全球72%，但原料自给率仅达40%，这种结构性矛盾在2023年俄乌冲突后尤为凸显。应对策略包括建立"战略储备-多元化采购-技术创新"三位一体的风险防范体系。如通威股份已建成万吨级硅烷制备装置，使原料自给率提升至55%；同时通过"多晶硅-硅片一体化"战略，使产业链协同效应提升12%。此外，需加强国际合作，隆基绿能与德国Wacker签署长期供货协议，这种战略合作可降低单边市场风险。5.4融资渠道风险应对 融资渠道风险与市场信心密切相关，当前行业存在"融资难、融资贵"双重问题。2023年光伏项目贷款利率达4.85%，较2020年上升0.3个百分点，主要源于银行对新技术项目风险溢价过高。这种融资困境使中小企业尤为突出，天合光能的调研显示，85%的中小企业存在融资障碍，而大型企业融资成本仅为其1/3。更严峻的是，保险覆盖不足导致项目风险隔离能力弱，如2023年自然灾害导致的光伏电站损失中，只有35%获得保险赔付。应对策略需构建"多元化融资-风险补偿-市场培育"三位一体的金融生态。如阳光电源推广的"融资租赁+保险"组合方案，使项目融资成本下降18%。同时需完善风险补偿机制，建议政府设立"光伏损失补偿基金"，参照德国"可再生能源基金"模式，按发电量提取0.0005元/kWh资金专项补偿自然灾害损失，这种机制可有效提升市场风险承受能力。六、资源需求与时间规划6.1资源需求配置策略 实现成本降低目标需要系统性的资源配置，其中人才、资金、土地是关键要素。人才需求呈现结构性特征，据中国光伏产业协会统计，2023年行业急需三类人才：高纯度硅烷制备工程师（缺口1.2万人）、钙钛矿电池工程师（缺口0.8万人）、智能运维数据分析师（缺口0.6万人）。资金需求方面，2026年目标需投入研发资金300亿元，其中材料创新占45%、工艺优化占30%、系统优化占25%，这种配置比例参考了隆基绿能2023年的实际投入结构。土地资源需求需优化配置，建议推广"分布式光伏+建筑一体化"模式，如深圳已在建筑屋顶部署GW级光伏，使土地利用率提升5倍。资源调配的核心在于建立"资源池-智能调度-动态优化"三位一体的配置机制，如天合光能开发的"光伏资源云平台"，通过大数据分析使资源配置效率提升22%，这种智能化配置模式是未来发展方向。6.2时间规划与里程碑设计 时间规划需遵循"阶段突破-滚动调整-协同推进"原则，构建三级里程碑体系。第一阶段（2024年Q1-2025年Q2）聚焦材料创新突破，重点推进硅烷法制备工艺优化，目标是将硅片成本降至0.13元/W，可参考协鑫硅业的"硅烷法示范线"经验；第二阶段（2025年Q3-2026年Q1）实施BOS系统降本，核心任务是开发标准化预制舱方案，目标是将系统成本降至0.28元/W，借鉴阳光电源在长三角地区的试点经验；第三阶段（2026年Q2-2026年底）完善全生命周期优化，重点提升运维智能化水平，目标是将运维成本年化率降至0.025元/kWh。每个阶段需设置动态调整机制，如每季度召开"成本攻坚会"，根据市场变化调整具体目标。时间规划的关键在于突破关键节点，如硅烷法制备良率突破65%是第一阶段的核心指标，这种节点突破可带动整个产业链成本下降，天合光能的实践显示，关键节点突破可使整体成本下降幅度达10-15%。6.3投资预算与效益分析 投资预算需构建"分项核算-效益折现-风险溢价"三维评估体系，分项核算方面，如隆基绿能的硅烷法制备项目总投资12亿元，包含设备投入6亿元、研发投入3亿元、土地费用2亿元、运营成本1亿元；效益分析方面，采用8%折现率计算，项目IRR达12.3%，投资回收期5.2年，这种评估方法与行业惯例一致。风险溢价方面，需考虑15%的风险系数，使实际投资需求达13.8亿元。投资效益呈现阶段性特征：第一阶段以成本控制为主，预计可使组件成本下降18%，带动系统LCOE降低9分钱/kWh；第二阶段实现规模效益，预计可使BOS成本下降25%，进一步降低系统LCOE；第三阶段通过运维优化实现长期效益，预计可使运维成本下降40%，这种效益递进关系与晶科能源的实践相符。投资决策的关键在于动态平衡，需建立"投资回报-政策补贴-市场预期"三维决策模型，这种模型使正泰新能源在2023年实现了投资回报率与政策风险的完美平衡。6.4实施保障措施设计 实施保障措施需构建"组织协同-技术支撑-激励约束"三位一体的保障体系。组织协同方面，建议成立"光伏成本降低专项工作组"，参照国家发改委设立的"可再生能源发展专班"，由能源局、工信部、科技部等部门联合推进，这种跨部门协同可避免政策冲突。技术支撑方面，需建立"技术转移平台"，如中科院上海硅酸盐所与产业链企业共建的"光伏技术创新中心"，这种产学研合作可使技术转化周期缩短30%。激励约束方面，可推广"成本达标奖惩制度"，对实现目标的企业给予税收优惠，对未达标的企业实施阶梯式电价调节，这种机制已在江苏等省份试点，效果显著。实施保障的核心在于建立闭环管理机制，如阳光电源开发的"成本月度报告制度"，通过数据驱动持续优化，使2023年新项目成本比2022年下降8.5%，这种闭环管理是保障措施有效性的关键。七、预期效果与效益评估7.1经济效益综合分析 成本降低带来的经济效益将呈现多元化特征，核心效益体现在度电成本大幅下降，预计2026年系统度电成本（LCOE）可实现0.25元/kWh以下的目标，较2023年下降18%，相当于每兆瓦时发电成本降低约0.52元。这种成本下降将直接转化为市场竞争力提升，根据行业协会测算，LCOE每降低1分钱/kWh，将带动市场份额增长3-5个百分点，预计到2026年中国光伏组件出口占比可达35%，较2023年提升12个百分点。更值得关注的是产业链整体盈利能力改善，以组件环节为例，成本下降带动毛利率提升约8个百分点，2023年行业整体毛利率仅为12%，通过成本控制有望提升至20%以上，这种盈利改善将吸引更多社会资本进入，加速产业规模化进程。经济效益评估需建立"分区域-分类型-分周期"的动态模型，如针对西北集中式电站和华东分布式电站采用不同评估标准，这种精细化评估使阳光电源的2023年成本控制效果比行业平均水平高出7个百分点。7.2社会效益与产业升级 社会效益主要体现在绿色能源占比提升和就业结构优化，预计2026年光伏发电量将占全国总发电量12%，较2023年提升4个百分点，这种增长将直接减少碳排放约2.5亿吨，相当于植树造林约12亿棵，对实现"双碳"目标具有重要支撑作用。同时，产业链升级将创造大量高技术就业岗位，据人社部数据，2023年光伏产业链直接就业人口仅300万人，通过技术创新预计到2026年将增长至500万人，其中研发、制造、运维等高技术岗位占比将提升至60%，这种就业结构优化对经济高质量发展具有重要意义。产业升级还体现在产业链本土化率提升，如华为已将光伏逆变器核心芯片国产化率从2023年的40%提升至70%，这种技术突破将带动相关配套产业快速发展，形成新的经济增长点。社会效益的评估需建立"减排贡献-就业带动-产业链影响"三维指标体系，如隆基绿能的实践显示，每GW光伏装机可带动减排约25万吨CO2，创造就业岗位约200个，产业链带动效应达1:3。7.3政策协同效应分析 成本降低带来的政策协同效应显著，主要体现在政策工具优化和政策目标实现，如通过成本控制可降低补贴依赖，2023年国家补贴支出占财政支出比例达0.8%，通过成本下降有望将这一比例降低至0.6%，相当于每年节省财政支出约300亿元。政策工具优化则体现在更精准的调控效果，如通过BOS系统优化可提高电网消纳能力，预计到2026年弃光率将降至5%以下，较2023年下降7个百分点，这种改善将使电网投资效益提升12%。政策目标实现方面，如通过分布式光伏发展可助力乡村振兴，目前全国已有超过15万个村部署光伏项目，通过成本降低可进一步扩大覆盖范围，预计到2026年将使农村户用光伏覆盖率提升至30%，这种政策协同使正泰新能源的分布式业务2023年增长率达28%，高于行业平均水平。政策协同效应的评估需建立"政策工具-政策目标-政策效果"三维模型，这种模型使天合光能的2023年政策协同效果比行业平均水平高出9个百分点。7.4国际竞争力提升 成本降低将显著提升中国光伏产业的国际竞争力，预计到2026年中国光伏组件价格将降至0.15元/W以下，较2023年下降20%，这种成本优势将使中国在全球市场份额从2023年的48%提升至55%，特别是在发展中国家市场将占据主导地位。国际竞争力提升还体现在技术标准输出，如中国主导制定的"光伏组件可靠性测试标准"已纳入国际IEC标准体系，这种标准输出将带动中国技术优势转化为市场优势。同时，产业链安全水平将显著提高，通过供应链重构，关键材料自给率将提升至60%，如多晶硅自给率从2023年的40%提升至55%，这种安全水平提升将使中国产业抵御地缘政治风险能力增强。国际竞争力评估需建立"价格指数-市场份额-标准话语权"三维指标体系，如隆基绿能的实践显示，每降低1分钱/kWh成本，市场份额将提升约2个百分点，这种量化关系为国际竞争力评估提供了科学依据。八、实施保障与监督机制8.1组织保障与协同机制 实施保障需构建"政府引导-企业主体-市场协同"三位一体的组织体系，政府层面应成立"光伏成本降低推进委员会"，参照国家发改委可再生能源专班模式，由能源、工信、科技等部门组成，每季度召开联席会议协调政策；企业主体层面需建立"成本联盟"，如已成立的"中国光伏产业联盟"可升级为成本控制专项联盟，定期发布成本白皮书；市场协同层面应完善信息共享平台，目前行业信息不对称导致资源浪费约8%，通过平台可提升资源利用效率。协同机制的关键在于建立"利益共享-风险共担"机制，如隆基绿能与通威股份通过股权合作实现成本共降，2023年联合研发投入节约管理成本约5亿元，这种协同模式值得推广。组织保障还需完善人才保障体系，建议设立"光伏产业人才专项基金"，参照德国"工业4.0人才基金"模式，每年投入5亿元支持高技能人才培养，这种人才保障机制是实施保障的基础。8.2技术支撑与创新激励 技术支撑体系应包含"基础研究-应用开发-成果转化"三级架构，基础研究方面，建议在清华大学、中科院等高校院所建立