特高压直流

，消纳能力又非常受到限制，国家虽然建设了一些特高压线路缓解了远距离输电问题，在送电方向上面出现潮流方向的拥堵。在远离负荷中心，靠近发电的中心区域电力价格是下降的趋势，而在负荷中心区域是电能资源属于一个
，供需不平衡，电网消纳能力不足，尤其新能源提供地区，虽然建立特高压电路，外送通道容量不够的，导致西部地区弃风弃光量很大的。 解决新能源储能配套的方式，有三种方式，第一，采用集中接入的方式，通过PCS和

，使用高功率组件能够减少组件的使用数量，相应减少地桩、支架、直流电缆、汇流箱以及光伏场区内的施工、安装成本。我们认为对于规模型的地面光伏电站，应优先考虑高功率优质组件以更好的降低BOS成本
价，发电侧平价已现曙光。 近期国内第一批平价上网项目中，光伏发电项目约占15GW。目前看，在三北特高压配套光伏项目已经能够实现平价。 我们认为未来的降本之路仍将围绕高效电池开展。PERC技术结构简单

进步，需紧跟物理储能、化学储能、电磁储能等多种储能形式前沿技术，与各项能源技术协调发展。特高压远距离输电要保持直流技术国际领先基础，宜在全面评估经济性、安全性后稳妥推进。碳捕捉和碳封存技术需密切关注，加强国际合作，在仍有其他政策和技术空间背景下，宜继续提高其技术成熟度和探索更多的商业模式。

变电设备容量70亿千伏安，比上年增长5.4%。其中，220千伏及以上变电设备容量43亿千伏安，比上年增长6.0%。2018年，全国共投产2条直流跨区特高压线路，新增跨区输电能力1500万千瓦。截至2018
取得重要进展。电网领域，攻克了复杂电网自动电压控制的世界性难题，发明了电网大范围山火灾害带电防治关键技术，创新了电网可控融冰关键技术，全面攻克1000千伏特高压直流输电等关键核心技术，成功研制世界首套

，提出了打造青海电力特区的重大举措。在国家部委的大力支持下，青海创建国家清洁能源示范省获批，青海至河南800千伏特高压直流工程等一批重大项目开工建设。能源项目完成投资327亿元，较上年增长4%。 据车
发展提供政策保障和方向指引。特高压基地电源配置、分散式风电发展、天然气储气调峰设施等一批规划的引领作用开始显现。促进新能源健康有序发展、提倡清洁能源消费模式等适应新形势的产业政策，有力推动了能源产业高质量

江苏、湖北等省份开展外送电交易，去年实现年度电力净输出67亿千瓦时。开工建设输送全清洁电力的青电入豫特高压直流外送通道，将有力促进华中地区能源结构调整和国家能源格局优化转型。 我们瞄准发展前沿阵地
项目前期工作。着力推进青电入豫工程，开展青海海西至东部地区特高压直流工程前期工作。适时启动核能供热及核电建设项目，加强对页岩气、干热岩等清洁能源勘查及开发利用试验，努力构建水、光、风、核、热等多能互补

。 2018年光伏领跑者最低中标电价每千瓦时0.31元出现在青海的海西州。2017年和2018年，青海分别创下了连续7天 和连续9天100%清洁能源供电的纪录，今年有望取得更大突破.按照青海至河南特高压直流
质量和效率。一方面，依靠新材料、先进制造和工艺、智能化运维等新技术从制造、施工、运行等各环节降低 清洁能源开发成本。另一方面，应用以柔性直流、低压直流网络为代表的输电等新技术和以智能微电网、新型电储能

分布式可再生能源资源尚未得到充分的利用，同时与西部集中式可再生能源远距离输送相比，分布式能源就地消纳由于不存在输电成本与损耗而具有一定的经济优势，以宁东-浙江特高压直流输电线路为例，浙江地区分布式光伏的
发电成本即为供电成本，供电成本为0.42元/千瓦时，宁夏地区集中式光伏电站的发电成本为0.23元/千瓦时，特高压直流线路与送受端电网的输电成本为0.26元，在不考虑送端配套火电建设与调峰成本的情况下