送电量
在中国西部地区，越来越多的光与风被转换为电能，与此同时带来消纳、外送、调峰等难题，时下，一项名为多能源电力系统互补协调调度与控制的项目在青海完成中期评估，旨在破题中国新能源消纳瓶颈。
中国国家电网
调度与控制系统，利用风、光、水、气、火以及储能等电源互补协调调度与控制，提升可再生能源发电量消纳能力5%以上，以减少弃光弃风。
据了解，多能源电力系统互补协调调度与控制项目于2017年立项，并选择以
11月7日，黄河上游水电公司发布储能系统采购公告，涉及工程为青海省海南州特高压外送基地电源配置项目。
不过，仅仅一天之后，这项招标工作被叫停。终止的原因，是投资方需增加储能电池技术类型。此前
套储能系统可用容量为630kW/630kWh，包括电池、PCS、BMS、EMS及其它所有附属设备，总装机规模超过200MW。
具体到项目，其中289套为海南州特高压外送基地电源配置项目塔拉滩标段
增益是指双面组件的额外发电量，与所有单面产品的平均发电量相比。双面组件的性能稳定地高于平均发电量，多晶硅组件的性能明显低于平均发电量水平。 在所有公司送样的检测中，隆基的单晶双面依然是发电量最高
带动了清洁能源快速发展。 如今，世界首条专门输送清洁能源的青海至河南特高压通道正在加快建设，明年建成后预计每年外送电量超过400亿千瓦时。海西第二条特高压外送通道也正在加快研究论证。两条通道建成后，将实现风光天上来、电送全中国、送去清洁电的盛况。
规模的项目至少需要配备一支70人的队伍。
精细化运营和工程创新贯穿项目建设始终。就像一场硬仗，500MW项目挑战了三峡新能源开发能力的极限。
如今，由于外送通道建设提速，以及日益逼近的平价脚步，三北
标准。同时，此类电池衰减明显低于普通P型电池。
逆变器是影响光伏发电量的关键因素。项目采用了1500V逆变系统。与1000V 系统相比，1500V 系统可以将光伏组件串联数量提升约 1.5 倍
事实是，煤电仍是中国电力供应的绝对主体能源。
来自中国电力企业联合会(简称中电联)的统计数据显示，2018年，中国煤电44829亿千瓦时，占全社会用电量64.97%;煤电装机100835万千瓦，占
京津冀、长三角、珠三角等区域新建煤电厂。
多种因素作用下，十三五期间，煤电增速高开低走。
统计数据显示，2018年，煤电发电量同比增长7.29%，装机增长仅为2.31%。在新增发电装机容量中，煤电
等清洁能源电量。二是加强新能源发电机组并网运行管理，强化新能源企业风光功率预测考核和发电计划管理，促进提高风光出力预测准确性。三是积极推进电力辅助服务市场建设，开展河南电力调峰辅助服务交易，鼓励
存在不衔接等问题。
针对监管中发现部分输送通道受限问题，我办督导电力企业立行立改，首先采取安装稳控装置等技术措施提高能力。预计三门峡、安阳西部有关稳控系统投运后，局部地区外送断面输电能力将得到大幅
特高压：3GW光伏!
青海至河南800千伏特高压外送通道是全球首条100%清洁能源外送示范通道、全球首个千万千瓦级水光风多能互补示范工程。项目力争2019年底青海段输电线路全线贯通，计划2020年6月份
》，项目主要新建800千伏送端换流站，站址位于四川省凉山州。而早在2019年5月，四川省能源局已经着手在川西的四个州开展光伏基地的规划，每个州安排1~3个基地，每个基地规模1GW以上，20GW以下(500
;从促进一带一路亚欧陆上通道和孟中印缅经济走廊发展的角度出发，还可以考虑将1000万千瓦清洁电力送到南亚的印度或者孟加拉。换言之，中国版的沙漠太阳能可以通过东送为主、外送为辅的方式消纳。
光伏等
，特高压直流线路与送受端电网的输电成本为0.26元/千瓦时，在不考虑送端配套火电建设与调峰成本的情况下，供电成本已达到0.49元/千瓦时，高于受端分布式光伏成本。
因此，杜祥琬建议，能源与电力十四五规划
促进一带一路亚欧陆上通道和孟中印缅经济走廊发展的角度出发，还可以考虑将1000万千瓦清洁电力送到南亚的印度或者孟加拉。换言之，中国版的沙漠太阳能可以通过东送为主、外送为辅的方式消纳。
光伏等
，特高压直流线路与送受端电网的输电成本为0.26元/千瓦时，在不考虑送端配套火电建设与调峰成本的情况下，供电成本已达到0.49元/千瓦时，高于受端分布式光伏成本。
因此，杜祥琬建议，能源与电力十四五规划应
