新疆弃风率
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
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
风光大规模接入电网，在改善电源结构的同时，波动性和间歇性的缺陷给电网带来的影响也日趋放大，电网的调峰、消纳压力巨大。加之政府部门对电网弃风弃光率的考核，建议或强配储能，成为电网企业实现解困的内在逻辑，表面
储能大热。
有资料称，截至目前，全国范围内，地方层面先后有新疆、内蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、辽宁、山西等十几个省(区)发布相关政策，提出在新增平价风电、光伏项目核准中要求或建议增加
消纳。这种模式适用于上网电价较高、弃风弃光率高的区域，随着新能源平价上网进程加速，依靠弃电获得投资收益的难度越来越大。
电网考核费用的减少是储能的新价值体现。目前，根据电网企业两个细则(《发电厂
路径包括：(1)参与调峰、调频等辅助服务，获得辅助服务补偿，(2)减少弃风、弃光电量，增加电费收入，(3)减少电网费用考核，(4)参与电力市场交易获得电价收益，(5)其他。
按照上述盈利模式的确
居世界首位。
明年，中国风电将正式迈入十四五。面对全球疫情和中国经济换挡变速的大环境，中国风电能否顺利开启新增长时代?掣肘风电行业发展的补贴拖欠、弃风限电等难题能否彻底化解?高速发展与高质量发展之间
，龙源电力(HK：00916)新疆达坂城风电三场六期49.5兆瓦风电项目顺利实现并网发电。这是全国首批风电平价上网示范项目，同时也是新疆维吾尔自治区、国家能源集团第一个投产的平价上网示范项目。
在
、降低弃风弃光率。但对多数省份而言，这一问题并非长期存在，程度也不算严重。根据国家能源局相关负责人在2020年三季度网上新闻发布会期间介绍的情况，上半年清洁能源消纳持续好转，风电、光伏发电利用率分别
%储能，落实消纳协议。
类似的政策还有很多。山东、新疆、青海、湖北、湖南、安徽、西藏不约而同地对光伏、风电等波动性电源提出配置储能的要求，甚至有人将2020年称为新能源加储能发展元年。但另一方面，除了
保证电力系统的整体平衡，往往造成部分地区弃风弃光现象。2019年，在新能源发电集中的西北地区，弃风率和弃光率仍然很高。例如，新疆的弃风率和弃光率分别是14%和7.4%。电化学储能作为新能源的稳定器
专家指出，迫于经济压力，成本最小化将成新能源开发商首要追求,不排除会出现以低价中标方式决定储能系统供应商的可能，如此一来，新能源+储能恐将由解变为劫。
今年以来，新疆、山东、安徽、内蒙古、江西
，投资收益率会进一步降低。事实上，近期不少开发商已经因此而陷入了经济困境。
记者了解到，新能源配置储能的费用约为200万元/兆瓦时。以直流容量100兆瓦的光伏电站为例，若增配510兆瓦时的储能，投资额就
可再生能源优先上网优先发电。2016年，国务院能源主管部门先后印发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》和《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，核定了部分存在弃风、弃光问题地区规划内的风电
、光伏发电最低保障收购年利用小时数，这是不得已而为之的救济措施。但很多地方为了平衡其他电源利益，曲解了法律精神，甘肃、宁夏、新疆等地自行设定的风电、光伏发电保障性收购小时数，远低于国家要求的小时
