限电弃光

、户用光伏项目外)。已纳入财政补贴年度规模管理核准(备案)的风电、光伏发电已开工项目在未落实消纳市场前暂缓建设，尚未核准的风电项目暂停核准;暂不安排新建本地消纳平价上网项目和低价上网项目，待当地弃风弃光限电
风电、光伏发电项目配套送出工程建设，确保项目与配套送出工程同步建成投产，及时并网运行，避免出现新的弃风弃光现象。要充分发挥电网并网关口作用，严格按照规划和消纳能力合理安排项目并网时序，对于因送出

已经出现少量的弃光现象，弃光率约为1%左右。随着2020风电、光伏抢装潮的来临，山西省新能源装机将快速提升，而电网调峰能力发展缓慢，限电形势日趋严峻，新增新能源建设指标非常有限。 按照国家相关规定

。2019年前三季度，全国光伏发电量达到1715亿千瓦时。 但另一方面，由于近年来经济下行导致电力需求大幅下降，加之省级电力市场壁垒尚未打破，电网外送通道建设滞后等原因，导致弃光限电现象层出不穷，再加上
地附近特高压直流外送通道开工建设情况等。只有限电问题逐步解决，才能降低未来电站的送出成本，确保未来收益长期稳定。

预计3月31日之前的并网量仅是原计划的10%，进展较快的也只能达到50%。其次，弃光限电的比例在上升。各地工矿企业复工时间不确定，全国范围内的整体用电负荷、用电量在下降，山东、陕西、安徽、云南、青海等多
地都出现了弃光限电的情况。 对此，王勃华提出五个方面的建议：一是适当延长电站并网和申报的期限，包括适当延长2019年竞价项目和领跑奖励激励基地项目的并网时间节点，适当延长2020年竞价和平

。第三是继续实施市场环境监测评价，就是红绿灯制度。第四是强化全额保障性收购制度实施。五是控制光伏发电限电率和限电量不超指标规定要求。从2019年前十个月的数据上来看，全国集中电站的弃光率是2.3
%，所以无论是从全国总量，以及重点地区光伏发电的可利用率和限电率来看，都能够如期实现清洁能源消纳计划提出来的相应指标。 3、电价趋势是市场化 电价方面，近期重要的政策趋势是市场化，体现在四个方面。一是

风电平均利用小时数前四位。 整体来看，风电弃风限电状况进一步得到缓解，年度弃风电量169亿千瓦时，同比减少108亿千瓦时，全国平均弃风率为4%，同比下降3个百分点，继续实现了弃风电量和弃风率的双降
。大部分弃风限电地区的形势进一步好转，其中，甘肃、新疆、内蒙古弃风率分别下降至7.6%、14%和7.1%，分别同比下降了11.4、8.9和3个百分点。目前，全国弃风率超过5%的省(区、市)仅剩上述三个

能力不足导致弃风弃光限电，电力交易中存在的省际壁垒也是重要影响因素。虽然中央从2003年就开始鼓励跨省电力交易，通过在更大的市场内配置资源来提高能源效率，但2019年的跨省交易电量仍不到全国电力消费总量
超过20%(2010年占比3%)，新能源正由补充型电源逐步向主力型电源发展。同时，在政府、电网等多方的努力下，伴随新能源快速发展过程中持续存在的严重弃风、弃光问题也得到有效改善。 但目前新能源产业仍

保障。虽然近年来弃光限电问题持续好转，但在冬季供暖期，煤电机组与可再生能源电力消纳的矛盾依旧突出。今年1月，某光伏技术领跑项目的限电率就高达50%，甚至个别时候出现100%限电的情况。 此外，王勃华

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
机组与可再生能源电力消纳的矛盾依旧突出。今年1月，某光伏技术领跑项目的限电率就高达50%，甚至个别时候出现100%限电的情况。 此外，王勃华表示，补贴拖欠、一般工商业电价下调以及电网企业的投资下滑等因素

、麦格米特等;正泰电器、良信电器、中恒电气等。 风险提示：新能源汽车产销不及预期、政策不及预期;去补贴化加速带来的市场波动风险、弃光限电风险、技术更新的风险;电网投资不及预期、电网5G建设推进不及预期。