光伏咨询搜索-索比光伏网

国网甘肃省电力公司日前透露，2020年甘肃外送电量520.16亿千瓦时，较2019年同比增长23.23%;新能源发电量385.40亿千瓦时，同比增加9.35%，新能源利用率95.28%，较2019年
提升1.63个百分点，创历史最好水平。这意味着甘肃新能源利用水平达到国家发改委、国家能源局《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》要求的目标。据了解，《清洁能源消纳行动计划

一体化项目应优选风资源和光资源较好的地区。该类项目选址用地较为广泛，可考虑开展的区域集中在河北、山西、内蒙;西北的陕西、甘肃、宁夏、新疆等地域。风光水储一体化项目除风、光资源外，对水力资源的要求相对
存在一定的弃电比例(弃风、弃光、弃水)，对于光伏来说也有一定的灵活发电空间。总体而言，风光水火储一体化政策的出台为后续新能源行业的开发、建设、运营提出了更高的要求，指明了发展方向，同时也将电源侧的设计、建设、运营相关技术难度提升了一个层次。

截止2020年上半年，全国风电、光伏装机占比超过20%的省份共16个，青海、甘肃、宁夏超过40%;全国风电、光伏发电量占比超过10%的省份共14个，青海、甘肃、河北、宁夏超过20
，国网河南省电力公司的《关于2020年申报平价风电和光伏发电项目电网消纳能力的报告》提出：河南省的风电、光伏规模已经超过研究的十四五边界条件，河南省全省风电、光伏发电弃电率已超过消纳上线，无新增

十四五新能源消纳仍面临挑战。李琼慧指出，2019年，新能源利用率96.7%，提前一年实现新能源利用率95%以上。但是，我们也关注到，弃电问题在不同的国家都存在，因此，现在越来越多的国家开始关注新能源
。第二，总体与局部的差异性。不同地区面临问题的差异性对政策制定带来挑战。李琼慧表示，目前，青海新能源发电量占比已经达到了31.4%，宁夏、甘肃、内蒙、新疆都已经超过了20%，所以有些地区的消纳，尤其是

创新能力薄弱，土地、移民、接网、融资等建设成本，机制、市场、省间壁垒等政策因素，环境效益机制未建立等。第三，虽然我们的弃电率降到5%以内，但这是有代价的。一是在局部地区限制发展，另外是形成新能源自身的
经济性去参与市场竞争，这种思路，对未来大规模的发展而言，并不适用。目前，弃水弃风弃光现象更加集中，保障性收购未得到有效落实，灵活性不足较长时间存在，继续保持新能源弃电双降不符合发展趋势。可再生能源更大

4.1亿千瓦，占电源总装机20.3%，其中青海、甘肃两省新能源发电总装机占比50%和42%，成为全国新能源装机占比第一、第二省份;超过21个省份的新能源发电已成为省内第一、二大电源;同时，全国28个省份
相关文件中却并没有提及。郑华说。显然，如果仅仅是为了解决弃电的问题，配储能的方式难免有用长期方案解决短期问题之嫌，如果弃电现象并非长期存在，那么以消纳为目的配置的储能，其长期收益就无从谈起;如果是

放自如，理论上能够很好地对冲新能源电力的波动性、随机性，助力解决弃电顽疾。因此，二者的结合被业界普遍视为未来新能源行业发展的标配模式。但事与愿违，新能源大省(区)青海、山东、新疆等地的推广工作先后陷入
，加上储能在辅助服务市场能够获得100～200元/(千瓦时年)的额外收益，新能源+储能在部分弃风弃光地区具有一定的经济性。但由于新能源项目趋于平价，且弃风弃光情况逐步改善，仅靠解决弃电为主要收益模式

(含居配)接入工程设计、施工、监理市场份额占比100%，河南安阳、湖南株洲等地区供电企业的关联企业电力试验项目市场占有率超过80%。 16.甘肃酒泉、河南西峡等地区供电企业对承装(修、试)电力设施
门户网站未公布营业网点信息。 18.甘肃兰州供电公司停电计划制定不严谨，停电时间预测偏差较大，不利于群众合理安排生产生活用电;山西朔州山阴、右玉等地区供电企业只发布计划检修停电信息，其他故障停电

0.3和0.7个百分点，能够支撑2020年非化石能源消费占比目标的完成。尤其是浙江、四川、宁夏、甘肃和青海等5个国家清洁能源示范省区的最低非水电消纳责任权重适当提高，将可以更好地发挥引领示范作用
提出解决之道。毕竟可再生能源配额机制的设计主旨是消纳保障，可以既为可再生能源发电提供长期持续的增量市场空间，也能促进并网消纳、保障已建成项目利用率、控制弃电率。需要注意的是，我国目前的消纳保障机制设计

面临新的环境，需要重新认识新能源配置储能问题。 1新能源配置储能的驱动因素十四五新能源发展面临的消纳矛盾更加突出，为提高新能源发电利用率，降低弃电损失，提高新能源涉网性能，多个省份对储能寄予厚望
预计仍将保持十三五时期快速发展态势。电力平衡难度加大，电力系统调峰能力不足已不是个别省份、局部地区的现象，弃电已成为经济性问题。高比例新能源并网，给电力系统安全稳定运行带来全新挑战。高比例新能源并网

严重。据国家能源局公布的2019年风电并网运行数据显示，2019年全国风电、光伏消纳难的问题主要集中在西北省份。新疆、甘肃、内蒙古三省区弃风率仍超5%，分别为14%、7.6%和7.1%，弃风电量合计
136亿千瓦时，占全国弃风电量的81%。西北地区弃光电量占全国的87%。西藏、新疆、甘肃三省弃光率分别为24.1%、7.4%、4.0%，青海弃光率则提高至7.2%，均大幅超过全国平均弃光率。为解决

、太阳能发电为代表的新能源逐渐显现出从替代电源向主流电源发展的喜人态势。新能源消纳形势取得显著好转，弃电量持续下降，新能源利用水平不断提高。我国新能源消纳取得的成效及需要关注的问题执笔人：叶小宁
甘肃省河西电网加强工程、陕北风电基地750千伏集中送出工程等15项提升新能源消纳能力的省内重点输电工程，提升新能源外送能力820万千瓦以上;建成准东-皖南1100千伏和上海庙-山东800千伏2条特高压

即将和煤电价格进行竞争，当下的中国风电和光伏行业准备好了吗? 作为中国首批平价风电示范项目中第一个并网发电的项目，位于甘肃省玉门市的中核黑崖子50兆瓦风电平价上网示范项目在去年八月正式投入运营。据
成本、前期开发等费用。据统计，风电和光伏的非技术成本都占到整体投资的20%甚至更多。其中，限电成本是因为电力系统消纳能力有限，无法全额消纳项目所发电量而产生的，弃光、弃电问题一直是行业内部的困扰

业用电企业急需电力能源，却因用电成本高居不下，导致产品缺乏核心竞争力。以甘肃省为例，甘肃省新能源电力主要靠祁韶直流及河西750kV向主网输送，其中河西通道与新疆共用，2018年通道受限电量63.44
亿千瓦时，占总弃电量的97%，严重制约新能源消纳能力。正致力于依托清洁能源资源富集优势，建设清洁能源示范省的青海亦如此。青海省清洁能源多在地处偏远、环境恶劣、经济欠发达地区，建设和维护成本

往年相比，今年的竞争将更为激烈。 4月3日，国家能源局发布《2019年度光伏发电市场环境监测评价结果》，与上一年度光伏发电市场环境监测评价结果相比，甘肃、新疆由红变橙，内蒙、山东等多个地方由橙变绿
，2020竞价省份将新增新疆、甘肃两个省。项目申报中，尤为重要的一个问题是，消纳指标有限，能开发的项目却更多，拿到指标的契机却不可名状。据爆料，五一期间，一家光伏企业独获山西600MW新增消纳

弃风率13.6%、弃光率4.1%，同比分别上升7.5和3.0个百分点，山西、蒙西、山东、河北弃电矛盾较为突出;西北地区新能源消纳情况维持较好态势，一季度弃风率7.1%、弃光率4.9%，同比分别下降1.3
上升，一季度弃风、弃光率分别为13.7%和6.0%，同比分别上升5.4和5.2个百分点。河北受北部地区电网送出工程尚未投产或短期内达不到设计外送能力限制，新能源弃电有所增加，一季度弃风、弃光率分别为

平价项目。特高压助力光伏重返西部 2016年，国家能源局就三北地区消纳问题发文要求着力解决可再生能源弃光弃电问题，随后，以消纳能力为主要评价指标的光伏市场环境监测评价机制的出台，引导光伏电站建设从
，2019年光伏发电市场环境监测结果中，仅有西藏被划为红色区域，而新疆、甘肃则由红转橙，2018年被划为橙色区域的山东、内蒙古、河北、福建、海南、重庆等均转为绿色，绿色区域的覆盖面积大幅增加。可以预见

。特高压助力光伏重返西部 2016年，国家能源局就三北地区消纳问题发文要求着力解决可再生能源弃光弃电问题，随后，以消纳能力为主要评价指标的光伏市场环境监测评价机制的出台，引导光伏电站建设从西北到中东
伏发电市场环境监测结果中，仅有西藏被划为红色区域，而新疆、甘肃则由红转橙，2018年被划为橙色区域的山东、内蒙古、河北、福建、海南、重庆等均转为绿色，绿色区域的覆盖面积大幅增加。可以预见的是，随着

～850小时，远低于国家核定的1850小时最低保障收购小时数。甘肃2018年自行设置的风电、光伏发电保障性收购小时数分别为774小时和479小时，距国家保障性收购政策规定的风电1800小时和光伏发电1500
容量同比增长14%、发电量同比增长15%。但此类保量不保价的行为，表面上增加了新能源发电利用小时数，减少了弃电，完成了国家要求的保障小时数，但却损害了可再生能源开发企业的应得收益。发生上述情况背后的主要原因