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弃风率
产业链的相对成熟，火电仍将是我国未来一段时间的发电主力。但随着光伏补贴退坡，弃风弃光现象大幅缓解(弃风弃光率从2016年多数地区超过30%下降到平均弃风率为4%，平均弃光率2%)、光伏发电成本大幅下降
21X能否确定在210?
光储并济的未来前景
光伏、风电等可再生能源具有波动性特征，随着渗透率不断提升，在一次能源消费中的占比越来越高，很可能对电网造成一定冲击。这也是为何许多地区
展示了一个光明的未来。他指出，新能源+储能可以改善电能质量，提高光伏自发自用比例，为用户带来更高收益。同时，储能可以有效缓解弃风弃光现象，提高电站收益，缩短投资回收期。
户用光伏
储能为核心的多能互补系统成为解决这一问题的重要手段之一，通过风光水火多能有效结合，进行调峰调压，可提升新能源消纳能力，缓解弃风弃光。
袁晓表示：未来应关注新的储能技术和异质结电池的研发，进一步激发
，局部地区弃光率甚至高于20%，而作为用电消费重地的中、东部地区则可成为分布式光伏发电布局的主战场。
近年来，在绿色发展理念的引领下，我国能源转型加速推进，火电厂建设放缓，新能源异军突起。刘文平直
下，未来对光伏产业最大的利好无疑是新增向新能源电动车供电这块新业务，同时不断改善弃风率，促进经营业绩的良性发展。
光伏产业已做足准备?
《新能源汽车产业发展规划(2021-2035年)》的出台，让
%。前三季度，全国光伏发电量2005亿千瓦时，同比增长16.9%;全国光伏平均利用小时数916小时，同比增加6小时。
平均利用小时数增长，很大原因是光伏弃光率的改善。前三季度，全国弃光电量32.5亿千
瓦时，平均弃风率3.4%，较去年同期有所改善，同比下降0.8个百分点，尤其是新疆和甘肃，弃风率同比显著下降，新疆弃风率10.3%、甘肃弃风率6.4%，同比分别下降5.1、2.5个百分点。 3.光伏发电建设和
发电运行最为困难，弃光率分别为32.4%和32.1%，16年一季度，新疆弃光率甚至一度达到52%。 但是把时间放在2020年，弃光(弃风)问题已经发生了翻天覆地的变化，2020年二季度，光伏发电利用率为
，反而对那些光照资源不好的、未按照最佳倾角安装的、系统效率不高、已经受到弃光弃风影响的光伏电站，留有一定提高收益率的空间。
合理利用小时数这一概念首次出现于《关于促进非水可再生能源发电健康发展的
项目都必须按照下表中的发电小时数测算收益率模型，无补贴的平价项目并不在此次政策规定范围之内。需要特别说明的是，以下讨论仅限于合理超配项目。
从区域来看，按照文件明确的光伏三类资源区
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
严格控制弃风弃光严重地区的风电和光伏发电新增建设规模、优化可再生能源系统调度运行、落实可再生能源电力消纳监测评价制度等措施，使得可再生能源消纳问题得到较好解决。2019年全国平均弃风率、弃光率分别为4%、2%，在
了考虑运氢量的风光氢发电系统内部跟踪日前发电计划的优化调度算法。首先，建立了各子系统的等效数学模型，提出了结合系统收益和全寿命周期年均值成本的经济性指标，以系统弃风弃光率、功率缺额率和经济性为目标得出
系统的售氢量效益，建立了基于多能源系统的系统弃风弃光率、功率缺额率和经济性的多目标容量优化配置模型，利用NSGA-Ⅱ对模型进行了求解;以跟踪计划误差率和储氢系统压力波动率最小为目标，实现了风光氢多能
