火电储能

自然减少。另外，如果使用远距离输送的电力，通常损耗在10%左右，此外还要考虑电网的安全问题。 通常在特高压线路中，还配有火电、水电等有稳定性保证的电力发挥调峰功能，但如果对于火电、水电发展不足的
西北地区，就无法提供这种调峰电力，因此，从用电方来说，从风险角度考虑，就会放弃一些电力的输送，就近消纳也就成为一个的基本原则。 储能电站破消纳瓶颈或成行业刚需 事实上，对于西北地区的光伏发电站来说，除了

新能源基地，相继建成全国首座规模化储能光热发电示范项目、世界上最大的光伏电站群和全球最大的龙羊峡850兆瓦水光互补电站，光伏电站以平均每年100万千瓦的速度有序增长，年均增速达58%，太阳能开发利用走在了
，预计新能源日均发电量5300万千瓦时，较绿电7日增加40%。同时优化火电开机方式，进一步减少对火电依赖，仅保留确保北部电网电压支撑的火电最小出力，较绿电7日降低61%，电量全部通过市场交易

发展，从而更有效地实现光伏平价上网。 隔墙售电政策改变了光伏行业的内在逻辑。目前光伏发电主体以发电企业与光伏公司为主，发电成本对标火电标杆电价，并不考虑用电侧需求。而新政策强调的直接售电模式下，发电
创新。另外，微观上面向用电侧的政策为以后多种技术的消纳手段留下了一个可操作的接口，通过协议价格，今后新能源发电可以更好地与各种主动消纳手段，比如以电动汽车为主的新兴用电需求以及储能手段相结合，解决新能源发电平价上网与有效消纳这一根本难题。

、地热能等新能源，重点鼓励分散式、分布式可再生能源开发，打造国家级光热发电示范基地。推进智能电网技术应用，加快规模化储能项目研究论证。完善和加强电网主网架，建立适应高比例清洁能源发电特点的电力调度
例，2020年前完成火电最小技术出力率和最小开机方式核定工作。充分挖掘系统调峰潜力，在保证电网安全运行的前提下，安排新能源优先上网。2018年完成新能源保障性收购电量137亿千瓦时。预计2020年完成

传统发达地区能源替代的进程加快，导致新能源的投资逐步增加，比如澳大利亚地区的火电逐步退出，光伏的投资尤其是大规模地面电站项目的投资逐步增加。三是国企走出去的步伐逐步加大，从未接触到借助一带一路的政策
2-3年左右时间，一波走出去的企业利润还是有一定保障的。 3、储能的发展快到来不及眨眼睛，规模效应降低系统造价，优先布局卡位分布式能源系统。 之前有篇储能的相关总结文章，2017年的储能电池行业年度

效解决新能源消纳问题的基础上，因地制宜发展风电、光电、太阳能热发电、生物质、地热能等新能源，重点鼓励分散式、分布式可再生能源开发，打造国家级光热发电示范基地。推进智能电网技术应用，加快规模化储能项目研究
减少燃煤电厂计划电量，计划减少比例不低于中长期市场增加比例，2020年前完成火电最小技术出力率和最小开机方式核定工作。充分挖掘系统调峰潜力，在保证电网安全运行的前提下，安排新能源优先上网。2018年完成

制定电力交易工作方案时，具体安排可再生能源电力参与煤改电用电市场交易。结合可再生能源发展情况，逐步推进可再生能源电力与工业领域煤改电、电能替代新增用户开展市场交易。 (四)鼓励可再生能源电力与火电
打捆或替代交易。允许可再生能源电力与火电打捆参与省内电力直接交易市场，双方可进行交易互保，自主协商确定互保电量和电价结算方式。鼓励可再生能源发电机组与具备条件的火电机组协商打捆争取外送市场(双方自行约定