西北弃风
经受考验。特别当光伏、风电等不稳定电源比例过高、电网无法消纳时，电网安全平稳供电受到冲击，会出现类似西北光伏、风电集中区前些年频发的弃风弃光现象。 针对这一难题，国网浙江电力近年来，积极开展光伏发电
平稳、持续供电的电网经受考验。特别当光伏、风电等不稳定电源比例过高、电网无法消纳时，电网安全平稳供电受到冲击，会出现类似西北光伏、风电集中区前些年频发的弃风弃光现象。 针对这一难题，国网浙江电力近年来
两位数增长。新能源产业加快复苏，弃风弃光率降至红色预警线以下，成为全国重要的新能源基地和开发利用示范区。玉门油田炼化量稳质增，高端油品炼化技术居于全国领跑地位。全产业链打造煤化工和精细化工产业，玉门东镇
旅游示范市、国家文化和旅游消费示范城市。积极拓展服务业发展空间，培育壮大会展演艺、戈壁探险、文化创意等新业态，培育形成新的增长点，三产增加值年均增长6.5%以上，把酒泉打造成世界级旅游目的地、西北内陆
储能调峰：0.5元/kWh
1)2020年12月，西北能监局发布《青海省电力辅助服务市场运营规则》(征求意见稿)，调整了储能参与电网调峰的价格，每度电的补偿价格由0.7元下调至0.5元，电网调用
设施与新能源场站视为整体，储能充电能力在弃风弃光时优先使用，此部分充电电量视为新能源场站增量电量。
在新能源场站或虚拟电厂中的储能设施参与调峰辅助服务交易，申报价格上限0.5元/千瓦时。
AGC调频
一体化项目应优选风资源和光资源较好的地区。该类项目选址用地较为广泛，可考虑开展的区域集中在河北、山西、内蒙;西北的陕西、甘肃、宁夏、新疆等地域。
风光水储一体化 项目除风、光资源外，对水力资源的要求相对
较高，可考虑开展项目的省份主要是西南地区四川、云南、贵州、广西、西藏，西北的青海以及东北部分地区。
风光火储一体化 项目由于牵涉到火电的灵活性改造以及辅助服务市场的建设等，短期内较难具备大规模实施
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
光伏发展潜力。
分布式光伏发电大有可为
据与会专家介绍，我国幅员辽阔，自然资源丰富，但面临能源禀赋与用电负荷逆向分布的难题。我国绝大多数可集中开发的太阳能分布在西北和东北地区，而七成用电需求却在东部
风电发电量3317亿千瓦时，同比增长13.8%;平均利用小时数1546小时，风电平均利用小时数较高的省区中，云南2193小时、广西1896小时、四川1887小时。
前三季度，全国弃风电量约116亿千
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
、光伏垃圾电
前些年，在绿色能源大家庭中，风电和光电一直被打上垃圾电的标签，被很多人所误解。究其原因，正是因为大型地面光伏电站弃风、弃光问题的存在。
弃光，意思就是通过光伏发出的电力无法接入电网
气候、季节，变化比较明显，随机性强。以西北地区大型地面光伏电站为例，这些电站所发电量在输入电网过程中，会存在随机间歇性输入冲击电网、逆调峰增加电网调峰难度等问题。在电网原本结构中，用电端的负荷变化不可
，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
合理利用小时数分别为1600、1300、1100小时全生命周期合理利用小时数为补贴总量上限，受影响最大的主要是实际发电小时数高于核定资源区小时数的区域，包括西北、东北部分省份以及Ⅲ类资源区中的山东
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
定性排序，辅助服务收益弃风弃光电量收益减少电网费用考核其他。
其中，新能源配储能参与电力系统辅助服务是收益最为确定的模式。当前，已有16个省区发布了调峰辅助服务补偿机制，储能电站可以为电力系统运行提供调频
