光伏行业里，什么是“弃光限电”？
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。
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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：光伏-百度百科
1525小时。2021至2022年度甘肃省风电光伏保障小时数是1525小时，经测量。弃风弃光率的大幅改善下甘肃省风光利用小时数逐年提升，2021年甘肃省风电利用小时数为2022小时，光伏数为此。甘肃，简称“甘”或“陇”，中华人民共和国省级行政区，省会兰州市。位于中国西北地区，东通陕西，西达新疆，南瞰四川、青海，北扼宁夏、内蒙古，西北端与蒙古接壤。
2015年4月17日酒泉、嘉峪关、张掖、白银、金昌、武威等6个市光伏电站的月平均利用小时数为96小时。
分布式光伏电站的并网方式有两种，一是全额上网、二是自发自用，余电上网。“自发自用，余电上网”是指分布式光伏发电系统所发电量可以由发电用户自己使用，多余电量馈入国家电网获取电费的一种商业模式，这种模式肯定不存在限电的问题。全额上网模式是直接上网卖电，是光伏应用的主流，这种模式就不是自发自用，是否限电就要看情况了和当地的限电政策了。
记者在采访中注意到，业内专家在分析今年上半年弃风、弃光形势加剧时，除了来风较大、电力需求放缓，以及装机和电网之间不匹配这几个原因之外，矛头直指在我国经济发展进入新常态和用电量增速放缓的情况下，各地火电项目建设规模依然维持较高水平的情况。并提出，火电自身装机增速过快才是导致设备利用小时总体下降的根本原因，同时也是弃风、弃光、弃水的深层原因之一。
火电“逆涨”挤占新能源消纳空间
“弃风限电”作为制约我国风电进一步发展的主要瓶颈，在2014年稍稍缓解后，2015年上半年的弃风数据又使这一长期痼疾重回大众视野，并且再度加码。 来自国家能源局发布的最新统计数据显示，上半年全国风电弃风电量175亿千瓦时，同比增加101亿千瓦时；平均弃风率15.2%，同比上升6.8个百分点。
中国风能协会秘书长秦海岩告诉记者，即使与弃风情况最严重的2012年比较，今年一季度的弃风电量就已经达到当年全年的一半。与此同时，高比例弃光限电问题也在局部地区显现。国家能源局在最新发布的《2015年上半年光伏发电建设信息简况》中，首次对外正式公布了全国弃光数据。数据显示，1~6月全国累计光伏发电量190亿千瓦时，弃光电量约18亿千瓦时，主要发生在甘肃和新疆。
中国可再生能源学会副理事长孟宪淦认为，从目前的情况看，弃风、弃光加剧的原因不仅仅是新能源装机和电网之间不匹配的问题，也不仅仅是火电机组调峰能力不足的技术问题，更主要的是电源总体规划缺乏统筹、系统运行管理效率不高。
统计显示，今年前5个月，新核准火电项目超过5800万千瓦；截至目前，各地火电项目核准在建规模达1.9亿千瓦。
“这些数字有些触目惊心。投建火电项目虽有拉动经济增长的积极作用，但长远看无异于饮鸩止渴。”秦海岩坦言，如果这种势头不加以遏制，未来几年火电与新能源之间的矛盾将变得更加尖锐。
火电与新能源间的“奶酪”是关键
火电装机规模过剩日益严重，导致火电自身博弈加剧，并对新能源消纳空间的挤占现象日益突出。有观点认为，风电、光伏等新能源作为间歇性能源，在其快速增长的同时需要新增火电作为调峰的“保证容量”。
对此，秦海岩指出，用火电作为“保证容量”的观点是站不住脚的。德国、丹麦等风电发展较好国家的经验早已表明，高比例风电是可以做到的，我国蒙西电网也多次做到单日风电上网电量占全网电量比例超过33%。
而从全国整体水平来看，我国风电占比还不到3%，电网的现有调节能力完全可以应对。
“关键不是技术问题，而是利益协调的问题，弃风限电顽疾之所以 ‘久治不愈’，正是因为动了一些人的‘奶酪’。”秦海岩一语道破。
记者了解到，在供大于求的局面下，一些地区存在为保障火电年度发电量计划和大用户直供电交易的完成，以牺牲新能源上网电量为代价，优先保障化石能源电量收购的现象。致使原本就非常严峻的弃风限电局势雪上加霜。
据秦海岩介绍，今年以来，甘肃省的弃风限电情况尤为严重。从上半年的数据来看，该省风电平均利用小时数为全国最低，仅有699小时，同比下降185小时；弃风率为30.98%，仅次于吉林省。而就在这种情况下，还有火电企业通过“直供电”的方式，获取本该属于可再生能源电力的优先上网权，大幅挤占电力送出通道资源，致使风电企业亏损进一步加剧。
有得利就有失利，矛盾和争议总是裹挟在改革实践中。在孟宪淦看来，“风光火”矛盾是能源结构调整过程中出现的发展中问题，不必过度解读。“随着生态环境和气候变化形势日益严峻，以优先发展可再生能源为特征的能源革命已成为必然趋势。在这个过程中，会促使现有能源发展思维、体制机制、技术路线发生质变。而在某一阶段，发展节奏出现慢一点，快一点都是可能的。面对挑战，我们应当统一认识，坚定不移发展新能源，积极主动推进能源生产和消费革命。”孟宪淦说。 在曲折中发展起来的新能源产业，在直面困境时已经学会冷静思考，从自身情况入手解决问题。
“电力体制改革强调电力市场多元化，市场化的地方就要用市场化的手段去解决。”孟宪淦告诉记者，可再生能源与传统能源在同一个平台上竞争是必然趋势，也是其从替代能源走向主力能源必须要经历的过程。而同台竞争的基础就是价格。可再生能源行业要加快提升质量和技术，逐步降低成本，同时探索形成符合市场的商业模式，最终可以不依赖扶持，与传统能源平价竞争。
对此，秦海岩表示赞同，他认为，要用合适的激励机制创造公平的竞争环境，确保成本效益最佳的技术方案得到优先使用。
1万平方米太阳能光伏发电一年发多少度电
1万平方米太阳能光伏发电一年发多少度电
最佳答案
发电量的高低取决于你安装的瓦数、地区光照条件、产品组件参数及安装角度等！
概算方式：部份数字是约数，算法按以下方式概算：
按国内安装普遍的组件来概算1万平米可以安装的瓦数：
单块晶硅板分布式平铺安装占地尺寸：1.65米*1米=1.65平方米
单块晶硅板最小功率：260瓦（最大的约315瓦）
1万平米的平地，按分布式平铺安装：
10000平方米除以1.65平方米/块约等于6060块晶硅板
实质上安装不了这多块晶硅块（根据地区光照调整晶硅板方阵），以6000块整数计算！
6000块*260瓦/块=1560000瓦=1.56兆瓦，实质上安装不了那多晶硅板，以整数1.5兆瓦计算！
全国各地光照发电量不同，每1KW年发电量约1200度计算（此数据偏低，很多地区年发电量每1KW能达到1300-1900度）
1.5兆瓦等于1500千瓦=1500KW
1500KW*1200度/KW=1800000度=180万度
方式就是上述算法，数字根据实地！顺便算下受益吧！1.5兆瓦概算受益：
1.5兆光伏发电系统，投资金额按发标价约900万-1200万（6-8块/瓦）
安装此大功率光伏发电，要么是集中式发电站，要么是企业分布式发电：
一、集中式标杆上网：180万度*0.85元/度=153万
注：
1.集中式光伏发电站，一般都投资在青海、甘肃、宁夏、新疆、西藏高发电量地区，那些地区每1KW年发电量在1600-1900度左右甚至以上。而此概算是以普通地区每1KW年发电量1200度做的概算。
2.集中式光伏发电站，标杆上网价格已经数次下调，最初上网价格是1.1元/度、1元/度...0.85-0.65元/度是最新执行的价格，根据并网时间决定！
二、分布式光伏发电，企业工厂自发自用，余电上网收益概算：投资是900万-1200万
1.国补20年，0.42元/度*180万度/年=75.6万/年，20年是1512万；
2.省补N年，根据各省地区政策，X元/度*180万度/年=180X元/年，
3.自用电节省电费：全部自用概算：0.85元/度*180万度/年=153万/年（每年节省153万电费），20年节省电费153万/年*20年=3060万！
4.余电入网，用不完的电按地方政策定价，由国家电网回收！
