大家好！今天让小编来大家介绍下关于山东光伏弃光率_光伏市场前景怎么样，大家听过日日顺乐农定制的光伏？的问题，以下是小编对此问题的归纳整理，让我们一起来看看吧。
文章目录列表:
1.我国光伏产业面临三大难题，如何破解2.光伏市场前景怎么样，大家听过日日顺乐农定制的光伏？
3.新能源价格补贴退坡对太阳能光伏器件制造企业的成长性影响有哪些？
4.光伏行业里，什么是“弃光限电”？
我国光伏产业面临三大难题，如何破解
我国光伏产业发展尽管取得了一些成绩，但也存在一些亟待解决的问题，主要有以下三点：
首先是弃光限电问题。数据显示，2016年西北地区弃光电量70.42亿千瓦时，弃光率19.81%。其中，新疆和甘肃弃光率均超过30%。
其次是政府补贴拖欠问题。我国光伏发电起步较晚，目前投资光伏在很大程度上依赖于政府补贴。
第三是融资难度大。由于电站建设资金需求量大、周期长，光伏产业面临着融资难的问题，特别是分布式电站项目。
前瞻产业研究院认为，“十三五”规划为光伏产业的发展提供了新机遇，受益于储能技术发展以及电网输配系统建设逐步完善，光伏发电效率将进一步提高，弃光率也将有所下降，因此长期来看，中国光伏发电发展前景较好。
光伏市场前景怎么样，大家听过日日顺乐农定制的光伏？
弃光，通常是指 放弃光伏所发电力，
特点是什么：
一般指的是不允许光伏系统并网，因为光伏系统所发电力功率受环境的影响而处于不断变化之中，不是稳定的电源，电网经营单位以此为由拒绝光伏系统的电网接入。
举例说明：
伴随着光伏发电的增多，燃煤机组的发电小时数必然减少，还会新增输电线路成本。这些变化引起的巨额支出也需要考虑在内。由于光电波动性强，没有办法像煤电一样用户需要多少就发多少，而只能是发多少电用户就要用多少，必须有优惠电价制度鼓励用户用电，否则就会像“弃风”一样出现“弃光”。
新能源价格补贴退坡对太阳能光伏器件制造企业的成长性影响有哪些？
中国光伏发电系统情况
据前瞻产业研究院发布的《光伏发电产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》数据统计，2014-2015年我国光伏发电新增装机量逐年稳步上涨，特别是2016年我国光伏发电新增装机容量3454万千瓦，同比增长高达128.3%。初步计算，2017年光伏发电的新增装机还是2016年的1.5倍、2015年的3.5倍、2014年的5陪和2013年的4倍，由此可见2017年光伏新增装机出现了大幅快速增长。
到2017年12月底，全国光伏发电装机达到1.3亿千瓦，其中，光伏电站10059万千瓦，分布式光伏2966万千瓦。
随着我国光伏装机容量的不断提高，光伏发电量也在快速增加2017年11月，中国太阳能发电量达到55.8亿千瓦时，同比增长45.2个百分比;1-11月中国太阳能发电量为590.6亿千瓦时，累计增长35.5%。太阳能发电量持续增长，同时也带动光伏产业链发展。
据前瞻产业研究院显示，2016年中国光伏电池组件产量为57.71GW。预计2017年，中国光伏电池组件产量将达83.34GW。到2018年，中国光伏电池组件产量将超120GW。
弃光问题依然严重，未来着力提升光伏利用效率
根据国家电网统计，我国2016年全国弃光电量达到465亿千瓦时，主要集中在西北与东北地区，甘肃和新疆最为严重，弃光率分别高达31%和32%;西北五省的整体弃光率高达20%。由于我国西北地区的累计光伏并网量占全国的40%，地面型电站装机占全国46%，而分布式光伏只占全国4%，装机量庞大而当地电力消纳不高，同时电缆外输容量不足，造成严重的弃光限电问题。
未来，我国将通过大力发展分布式光伏，将新增装机布局中东部电力需求高的地区，以及加快电网建设实现跨地区大规模输电等措施，提升太阳能发电利用效率，我国光伏利用率有望得到有效提升。
光伏行业里，什么是“弃光限电”？
补贴退坡对集中式光伏电站收益率的影响?
集中式电站具有规模效应，路条资源紧俏，竞争者主要是央企、国企和大型上市公司等，这些竞争者具有强大融资能力。与分布式电站相比，集中式电站的规模效应明显，对公司增长帮助很大，因此集中式电站的路条十分紧俏。而且集中式电站开发和建设难度也相对较高，对资金实力的要求比较大，因此目前主要是央企、国企和大型上市公司参与路条的竞争。这些公司实力雄厚、企业形象好，融资能力很强，可以从银行获得与基准利率相当的贷款。下面将从标杆电价和系统成本两个维度考虑三类资源区的光伏项目IRR如何变化?
第I类资源区集中式光伏电站在补贴下降20%的时候还具有9.3%的收益率。对于第I类资源区的集中式光伏电站，当标杆电价从目前的0.65元/kWh下降20%到0.52元/kWh，如果系统成本不变，IRR还有9.3%，如果系统成本在这个过程中降低10%到5.67元/W，IRR能够达到12.7%。
第II类资源区集中式光伏电站在补贴下降20%的时候还具有8.8%的收益率。对于第II类资源区的集中式光伏电站，当标杆电价从目前的0.75元/kWh下降20%到0.60元/kWh，如果系统成本不变，IRR还有8.8%，如果系统成本在这个过程中降低10%到5.67元/W，IRR能够达到12.3%。
第III类资源区集中式光伏电站在补贴下降20%的时候具有7.1%的收益率。对于第III类资源区的集中式光伏电站，当标杆电价从目前的0.85元/kWh下降20%到0.68元/kWh，如果系统成本不变，IRR还有7.1%，如果系统成本在这个过程中降低10%到5.67元/W，IRR能够达到10.3%。
弃光限电和补贴拖欠导致集中式电站收益率打折扣。从上面的计算结果可知，三类资源区的集中式电站IRR非常具有吸引力，即使在系统成本不变的情况下，补贴退坡20%后三类资源区的IRR也达到9.3%-7.1%，表面上看光伏项目十分具有吸引力。但集中式电站存在弃光限电和补贴拖欠的问题，这些都会导致集中式电站收益率打折扣。由于补贴拖欠的周期存在不确定性，我们测算了弃光率对第I类资源区集中式光伏电站IRR的影响。当弃光率为10%时，电站IRR由17.4%下降到13.1%，而当弃光率达到20%时，电站IRR会进一步降低至9.0%。但集中式电站由于规模效应好，目前也是资本追逐的重要方向，路条资源紧俏。
四、补贴退坡对分布式光伏电站收益率的影响?
分布式光伏存在“全额上网”、“自发自用、余量上网”和“隔墙售电”三种上网模式，对应不同的测算模型。分布式光伏电站有三种上网方式，分别是“全额上网”、“自发自用、余量上网”和“隔墙售电”。考虑到“隔墙售电”目前仅处于试点阶段，因此本部分只针对“全额上网”、“自发自用、余量上网”两种上网模式的分布式进行测算。此外，仅考虑第III类资源区的情况，主要原因有两点：(1)集中式电站部分的讨论表明不同资源区具有类似的规律;(2)分布式大多建设在中东部III类资源区。
第III类资源区全额上网分布式电站在系统成本下降10%的时候可以抵御10%的标杆电价退坡。全额上网分布式的电价执行当地集中式光伏电站的标杆电价。对于第III类资源区全额上网分布式光伏电站，当标杆电价从目前的0.85元/kWh下降10%到0.77元/kWh，如果系统成本不变，IRR只有4.8%，如果系统成本在这个过程中降低10%到6.3元/W，IRR能够达到7.8%。这表明，系统成本的降低可以一定程度减缓补贴退坡带来的影响。
“自发自用、余量上网”分布式自用电量和上网电量执行不同的电价标准。自发自用分布式光伏产生的电量分为自用电量和上网电量，自用电量的价格一般是用户侧的电价，上网电量的价格为当地煤电标杆电价，针对所有的发电量进行补贴。在我国主要用电群体中，一般工商业的电价最高，也是做自发自用分布式最多的群体，因此下面的讨论都是基于工商业用户进行的。
第III类资源区50%自发自用分布式电站在系统成本下降10%的时候可以抵御40%的标杆电价退坡。50%自发自用分布式是指分布式光伏所发的电量有50%为自己使用，剩余50%电量上网，而且自发自用分布式是对全电量进行补贴。对于第III类资源区中50%自发自用分布式光伏电站，当补贴从目前的0.42元/kWh下降40%到0.25元/kWh，如果系统成本不变，IRR只有5.3%，如果系统成本在这个过程中降低10%到6.3元/W，IRR能够达到8.1%。
第III类资源区全部自用分布式电站在系统成本下降10%的时候可以抵御40%的标杆电价退坡。全部自用分布式(或称100%自发自用)是指分布式光伏所发的电量全部自己使用，没有多余的电量上网。对于第III类资源区中全部自用分布式光伏电站，当补贴从目前的0.42元/kWh下降40%到0.25元/kWh，如果系统成本不变，IRR也有9.0%，如果系统成本在这个过程中降低10%到6.3元/W，IRR能够达到12.4%。
在电价相对较高的工商业用户侧，自发自用比例越高，分布式光伏收益率越高。对自发自用分布式来说，由于自用电量为用户侧电价，而一般用户侧电价要高于当地燃煤标杆电价，特别是工商业的用户侧电价，因此自用比例越高，自发自用分布式的等效电价也会越高。对于第III类资源区的自发自用分布式光伏，当自发自用比例由5%提高到100%时，等效电价由0.811元/kWh提高到1.016元/kWh，IRR由7.33%提高到15.11%。其中，当自发自用比例较低时，自发自用分布式的收益率还会低于全额上网分布式的收益率，这是用电负荷较小群体选择全额上网的原因之一。
弃光，放弃光伏所发电力，一般指的是不允许光伏系统并网，因为光伏系统所发电力功率受环境的影响而处于不断变化之中，不是稳定的电源，电网经营单位以此为由拒绝光伏系统的电网接入。
限电，限制电力的输出，一般指的是出于安全管理电网的考虑，而限制光电或者风电所发电力，比如一个额定功率为100MWp的电站，由于调度的需要，只允许发80MWp的电力，另外20MW就被抑制住了，不能全力运行。
扩展资料：
伴随着光伏发电的增多，燃煤机组的发电小时数必然减少，还会新增输电线路成本。这些变化引起的巨额支出也需要考虑在内。由于光电波动性强，没有办法像煤电一样用户需要多少就发多少，而只能是发多少电用户就要用多少，必须有优惠电价制度鼓励用户用电，否则就会像“弃风”一样出现“弃光”。
实际上，“弃光”已经出现了。国家能源局的统计数据显示：2015年上半年全国累计光伏发电量190亿千瓦时，“弃光”电量却达到18亿千瓦时。分地区来看，甘肃省“弃光”电量11.4亿千瓦时，“弃光率”28%;新疆“弃光”电量5.41亿千瓦时，“弃光率”19%。
光伏产业发展，最大的问题就是如何消纳波动的光电。德国能源转型20年，就是在全力解决这个问题。只有切实解决了“弃光”问题，中国的光伏产业才能迎来真正的春天。
解决“弃光”问题需多方统筹解决，西部不仅是太阳能，同样是风能的资源集中地，风能往往在夜间是其生产高峰，与太阳能形成互补，统筹二者的生产波动性，对于消纳“弃风”同样具有积极意义。对于部分地区试点开展的“风能供暖”等就地消化产能的对策，也是光伏电站消纳“弃光”的一条应对手段。
参考资料：
