甘肃新能源

)提升新能源富集区域电网汇集和跨区域外送能力。加快推进青海-河南、张北-雄安、陕北-武汉、雅中-江西等地高比例可再生能源外送通道建设，重点解决甘肃、两广、新疆、河北、四川、云南等地区内部输电断面能力不足
面对全球日益严峻的能源和环境问题，开发清洁低碳能源已成为世界很多国家保障能源安全、应对气候变化、实现可持续发展的共同选择。我国是世界上最大的能源生产国和消费国，开发风能和太阳能等新能源是贯彻能源生产

，比如东北三省、四川等地，补贴强度太低，可能仅有少量自发自用的分布式项目参与竞价;而像湖南、重庆、云南等地，受制于资源条件和电价等原因，收益并不高;再如甘肃、新疆等地，消纳受到严重限制，也会影响竞价规模
，王勃华也指出，部分存量项目的收益也难以保障。根据2018年的全年数据，在保障小时数方面，光伏大省甘肃的保障收购小时数仅为479小时，宁夏为774小时，大部分电量需要参与市场化交易，收益无法得到有效

1044亿元的计划中，核能、氢能、光伏、智慧能源等领域均有多个项目出现，投资额度较去年同比增长近一倍。 目前国家电投正在推进的清洁能源项目中，如青海海南州千万千瓦级新能源基地、乌兰察布风电基地一期
调整。 2019年开始，中央企业煤电资源区域整合试点工作启动。五大发电集团牵头对甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏等地区进行煤电资源整合，计划用三年左右的时间将试点区域煤电产能压降四分之一至三分之一，产能

，保量保价);中长期交易计划、现货交易计划电量(市场化交易电量，以交易价格结算，保量不保价)。随着基数电量的逐年减少，越来越多的电量参与交易，新能源在交易中如何决策才能使项目收益最大化?先来看一个甘肃
新能源项目的例子。 一、通过优化电力交易策略实现高收益案例 1、甘肃保障小时远低于国家核定数值 2019年，甘肃全省新能源场站平均基数电量(按煤电基准价结算的电量)563.67小时，其中

分布式项目参与竞价;而像湖南、重庆、云南等地，受制于资源条件和电价等原因，收益并不高;再如甘肃、新疆等地，消纳受到严重限制，也会影响竞价规模;另外，像北京、上海、天津等直辖市，土地资源宝贵，也可能仅有
的全年数据，在保障小时数方面，光伏大省甘肃的保障收购小时数仅为479小时，宁夏为774小时，大部分电量需要参与市场化交易，收益无法得到有效保障。虽然近年来弃光限电问题持续好转，但在冬季供暖期，煤电

风电平价前的最后窗口期、海上风电保电价的关键期，多家发电央企加快新能源建设，继续推进陆上风电、光伏发电以及海上风电基地式规模化开发。 中国华能2019年起推进两线两化战略布局，全力打造甘肃陇东
和省区公司重组整合，打造总部+区域/二级公司+专业化/基层公司三级管理模式，提高市场竞争力。 3.抢抓机遇期，推动新能源基地式规模化开发 壮大清洁能源产业是党的十九大提出的明确要求，也是发电企业

、8.2和5.6个百分点;青海受新能源装机大幅增加、负荷下降等因素影响，弃光率提高至7.2%，同比提高2.5个百分点。 部分西北地区清洁能源消纳问题较为突出，主要是因为资源和需求逆向分布。新疆、甘肃等地
装机和发电量比重快速提升的同时，清洁能源利用水平正接近并部分超过国际公认的平均合理水平。 在甘肃玉门市，我国首个平价风电示范项目并网发电，平价上网时代越来越近;在广东阳江市，南鹏岛珍珠湾风场的风机

无弃光。 从重点省份看，西藏、新疆、甘肃弃光率分别为24.1%、7.4%、4.0%，同比下降19.5、8.2和5.6个百分点;青海受新能源装机大幅增加、负荷下降等因素影响，弃光率提高至7.2%，同比提高2.5个百分点。

西北地区，其弃光电量占全国的87%，弃光率同比下降2.3个百分点至5.9%。华北、东北、华南地区弃光率分别为0.8%、0.4%、0.2%，华东、华中无弃光。从重点省份看，西藏、新疆、甘肃弃光率分别为
24.1%、7.4%、4.0%，同比下降19.5、8.2和5.6个百分点;青海受新能源装机大幅增加、负荷下降等因素影响，弃光率提高至7.2%，同比提高2.5个百分点。 注：1.以上统计不包括港澳台地区; 2.数据来源：国家可再生能源中心。

，西藏、新疆、甘肃弃光率分别为24.1%、7.4%、4.0%，同比下降19.5、8.2和5.6个百分点;青海受新能源装机大幅增加、负荷下降等因素影响，弃光率提高至7.2%，同比提高2.5个百分点
(弃风率14.0%、弃风电量66.1亿千瓦时)，甘肃(弃风率7.6%、弃风电量18.8亿千瓦时)，内蒙古(弃风率7.1%、弃风电量51.2亿千瓦时)。三省(区)弃风电量合计136亿千瓦时，占全国弃风电量的81%。 2019年风电并网运行统计数据