这个是已经发生过的事，风光新能源装机快速增长后，2016、2017年前后，甘肃就发生过大规模的风光新能源过剩，平均利用小时数只有几百，让各新能源企业和传统电厂一起竞价上网，补贴只补火电标杆价以上部分，前提是电卖出去了，一堆风光新能源公司赔的惨不忍睹。这种事过几年还会发生，而且会更惨烈，影响范围会更大，因为供给端和需求端肯定有错配的时候，现在装机规模比过去大多了，而且新能源卷起来比火电还厉害，火电涉及买煤的事情，竞价上网电价太低就会停机，风光新能源东西只要支到哪里，可能一分钱都会发。

至于技术上的问题，系统里必须有一部分火电、水电、抽水蓄能电站和光热电站，才能解决你说的那些问题。甘肃电网的风光新能源比重极高，出现过你说的那些问题，短时间出力降了百分之好几十，是省调紧急启动刘家峡的水电机组和金昌的火电机组才调过来。

这个问题本身不正确。我国构建新型电力系统，新能源必然高占比，核心矛盾是源网荷储协同消纳、可靠供电与可承受电价，其前提是新能源技术进一步进步，造价更低，为其他灵活调节电源和基础保供电源买单，我国制造业大国，不太可能将电力系统成本全部传导到用户侧。因此，未来新能源不可能长时间大规模弃电，但电价越来越低是一个必然趋势，否则其他电源无法生存。

今年底的大约装机容量：煤电14亿，水电4.4亿，光伏5.6亿。从日调节的角度，风电大体均衡，暂不考虑，煤电除检修容量、备用容量，最大可调估计不到6亿千瓦，水电枯水期最大可调不到2亿千瓦，其他电源可调能力小暂不考虑，全国最可调大约是8亿千瓦，这基本上就是目前光伏装机的上限，实际应更低。按现在的光伏产能和盈利，运营商有能力和意愿一年新增光伏3亿千瓦。所以我拍脑袋，明年三季度之后，弃光率会有明显上升，如果煤价很低，可能推迟半年。能否止住敢决于锂电储能是否有鼓励政策。

只要有调节电源不存在上限。

中长期看有几个趋势：
1.新能源、储能、火电机组的的增量比例会动态变化：
a.风光机组自身的构网型技术会降低一定的配储、配火电机组，这方面技术长远看很快达到极限，且空间不大。对火电负影响较小。
b.储能，随着电化学储能不断降本以及新型储能，储能发挥更大作用，继续为新增新能源发挥大作用。对火电的新增影响较大，对当前的火电的影响，就是从调峰调频服务补偿到容量补偿，也就是2030年电力现货市场运行相当成熟时，就没有调峰调频市场了，这是为什么容量补偿先行推出的原因。
c.火电机组的增量，依赖上述两种，是补充手段。
2.回到新能源发电，随着新型电力市场的发展，2030年是一个很好的观察点，相比当前，其发电小时数必然下降！
对于存量新能源电厂，收益是必然随着发电小时数下降而下降。
对于新增新能源，在发电小时数下降时，但是设备成本也在下降，但是收益周期性变化不大，在市场化下，比如成本下降得快，那么IRR 收益率往上走，投资就热，反过来降低现货市场价格，投资又冷。
到头来，看的还是社会总需求决定了增量大小，单个项目收益率周期性变化不大，增量规模决定了最终收益

图片评论

存量绿电不存在消纳问题（非100%消纳，指高比率），上头对电网有考核。弃电率超标领导下台，故已并网、准予建设的可看作消纳不成问题

这个边发展边看，都是未知，未来长江，雅砻江，澜沧江都会成为储能一部分。我认为新能源最主要不是便宜，不是碳中和，而是能源安全。当然便宜铺起来比较快。。。

你这个根本算不出来，整个规划来说需要综合统筹。
比如风光大基地，自用需求不大，大部分需要特高压外送，而外送地区不一样采取的方案也不一样，成本也不一样。
风光平价，不是和煤电比简单的发电成本，而是因为风光本身有其周期性，而且资源的分布也不均衡，需要和储能外送等等因素有关。
一味强调新能源的地位不可取，一味强调煤炭老能源的地位也不可取，而是在统筹下发展。煤炭作为发电的基石不可能轻易动摇，而新能源作为资源，一旦投入，本身就耗费大量的资金，为了不弃电，配套的措施都得跟上，新老能源相互支撑才能完善好整个能源体系，让他更好，更加健康地发展。
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