西北五省是我國光伏發電大省，截止2017年底，西北五省光伏累計并網規模已經達到35GW，占全國總裝機規模的27%;2017年的發電量為407.25億kWh，占全國光伏當年總發電量的34%。在大規模發展的同時，居高不下的棄光率成為揮之不去的難題。

11月30日，國家可再生能源信息管理中心發布了2018年前三季度光伏發電市場環境監測評價結果。其中，一類地區的甘肅嘉峪關、武威、張掖、酒泉、敦煌、金昌以及新疆全部區域被判定為紅色。在今年9月份發布的光伏發電市場環境監測評價結果中，以上區域就被顯示不達標。據了解，早在2017年光伏發電市場環境監測評價結果中，這兩個省份的問題就已經成為“頑疾”。

棄光限電，嚴重制約新能源行業健康發展。最近，國家發改委和國家能源局聯合發布《清潔能源消納行動計劃(2018~2020年)》，文件提出：2018~2020年，全國平均的棄光率要在5%以內，對于重點地區，新疆和甘肅，要限制在10%以內。

從根本上來說，西部地區土地資源、日照資源豐富，適合光伏電站建設。但當地工業基礎薄弱，消納能力有限，電網等配套設施建設不完善，種種原因造成了棄光問題。

光伏重地的隱憂

西北地區光伏大規模發展起步于2012年，繼風電之后西北地區又開啟了“井噴”式光伏發展之路，光伏裝機容量從2011年的71.32MW增長到2017年的37451MW，增長了525倍，西北地區裝機容量占全國光伏裝機容量比例逐年提高，在2013年達到頂峰72.35%。西北地區光伏發電量逐年增加，2017年全年光伏發電量達到393億kWh，增幅為53%。

過去3年中，青海省累計光伏發電量最高，達到277億kWh。其次為新疆、甘肅、寧夏和陜西，其累計光伏發電量分別為258億kWh、230億kWh、184億kWh、66億kWh。2017年，光伏發電量占比最高為青海省，達到18.64%。

西北地區是我國集中式光伏電站布局的重地，也是棄光的“重災區”。2016年西北地區棄光電量大幅增加，達到70.4億kWh，全區棄光電量占全國棄光電量比重達到99.4%。甘肅多年來棄光率居高不下，前幾年甚至爆出高達40.2%的驚人數字。新疆地區早些年的棄光數字令人更加震驚，棄光率高達67.4%。2017年，西北五省的棄光率仍然達到14.1%，近66.7億kWh的光伏電力被棄。新疆、甘肅的棄光率最高，分別高達21.6%和20.8%。2018年1-10月，新疆棄光電量18.6億千瓦時，較去年同期下降21.2%;棄光率15.5%，同比下降5.5個百分點。在新政策的基礎上，甘肅、新疆多年來的棄光問題有望得到徹底解決。

近4年以來，甘肅和新疆光伏利用小時數較低，尤其是甘肅在過去4年中利用小時數均低于全國平均水平，與此同時，寧夏、青海和陜西光伏利用小時數均高于全國平均水平。

過去10年，西北光伏創造了世界光伏發展史上的奇跡，取得了世界矚目的輝煌成就，積累了豐富經驗。但在光伏跨越式發展的背后，西北地區大范圍、長時間的高棄光率也造成了資源的極大浪費。

七大發展經驗

在新能源發展大潮中，西北光伏在光伏發展史上留下了濃墨重彩的一筆。總結10年以來的發展經驗，主要有以下7條：

首先是依托中國制度優勢，國家層面統籌頂層設計、全局規劃建設光伏大基地。西北地區憑借其擁有豐富太陽能資源率先建成甘肅、新疆、青海和寧夏等4個超大型光伏基地，西北已成為中國新時期重要的能源戰略屏障。

其次是風電、光伏發展“齊頭并進”。過去10年西北地區光伏裝機容量創造了全球新能源發展史上“現象級”增長，西北地區光伏已成為中國新能源國家戰略有力推進的重要引擎，大力發展光伏已成為西部大開發戰略全面推進的重要抓手。

第三是西北地區光伏跨越式發展帶動了中國光伏產業鏈的快速發展，培育了包括光伏逆變器、光伏晶硅等設備及產品在內有世界影響力的制造企業，中國光伏裝備制造設備及產品成為世界一支重要力量。

第四是高比例集中式光伏發展模式的典范。國網甘肅公司自主研發建設的國內外首個千萬千瓦級光伏集群控制系統示范工程在甘肅酒泉新能源基地成功投運，成功解決了千萬千瓦級光伏基地安全高效控制這一世界性難題，實現了中國大規模高比例光伏運行控制技術的國際引領。

第五是光伏扶貧成效顯著。西北地區依托豐富的太陽能資源，因地制宜科學規劃，通過光伏跨越式發展創造了欠發達地區實現科學致富的樣板典范，為發展環境脆弱的西北地區實現可持續發展注入了不竭動力。

第六是全球首創“綠電7日”、“綠電9日”活動。首次實現100%清潔能源長時間供電，清潔能源高效利用技術取得重大突破。青海省先后在2017年、2018年實現100%清潔能源供電168h和216h，為中國乃至全世界實現高比例清潔能源長時間供電做出了有益的嘗試，積累了寶貴經驗。

第七是積極創新各種交易手段，全面拓寬光伏消納渠道。以甘肅為代表的西北地區各光伏省份通過創新傳統火電企業(或企業自備電廠)的發電權置換、大用戶直購、推行輔助服務機制和電力現貨交易等手段，最大限度地提高西北地區光伏消納能力，這些手段的應用進一步加快我國電力市場改革的速度。

四大問題

回顧過去10年西北地區光伏發展歷程，在轟轟烈烈建設大潮和輝煌成就的背后，還存在以下問題需要進行認真的反思。

一是光伏項目建設并網存在超規模現象

近年來，隨著國家對清潔能源產業的支持，光伏發電建設規模快速增長。從檢查情況看，自2014年國家開始下達年度規模以來，陜西實際并網容量442.67萬千瓦，超出國家下達規模75.72萬千瓦。

二是電網電源規劃建設不配套

檢查中發現，各省區在規劃光伏電站時，優先發展日照資源豐富、地理條件較好的地區，電網企業落實光伏項目接網工程政策不到位，電網建設及升級改造相對滯后，導致消納能力不足。從檢查情況看，陜西、寧夏光伏發電項目配套接網工程大部分由光伏發電企業自建，且電網企業開展回購工作緩慢，造成光伏項目投資建設管理不規范，增加了光伏投資成本。由此造成光伏電站建成后無法及時并網發電。

三是全額保障

依照國家發改委國家能源局《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》要求：“保障性收購電量應由電網企業按標桿上網電價和最低保障收購年利用小時數全額結算，超出最低保障收購年利用小時數的部分應通過市場交易方式消納”，檢查中發現，陜西、寧夏、青海部分光伏電站未達到最低保障收購年利用小時數;同時，通過開展市場化交易，降低了保障利用小時數以內的上網電價，未能達到保障性收購政策的目標要求。

四是電費結算不及時

地方電力公司在支付光伏上網電費中，未做到一口對外、內轉外不轉，結算工作流程復雜，流轉周期長，未能嚴格按照規定及時結算光伏上網電費，也未及時結算財政撥付的可再生能源補貼，光伏企業經濟收益受到影響。

五大原因

上述問題的出現，在發展模式等方面存在深層原因：

首先是頂層設計的光伏電站與電網缺乏統一規劃。在頂層設計方面西北地區缺少電源和電網的統一規劃，導致西北地區光伏“單兵突進”式開發，缺少配套送出電網和通道，導致電源裝機容量遠超電網配置能力。

其次是廣種不收的粗放發展模式。地方政府片面追求裝機容量，采用“大快好省”和“立竿見影”式發展模式，這種“只顧種不管收”的粗放式發展造成了西北光伏的產能大范圍過剩，長時間大范圍高棄光致使資源浪費嚴重。

第三是省際電力交易壁壘。西北地區各省間壁壘沒有有效打通，區域內不同電源間的互濟支撐力度不足，致使跨省跨區外送和消納潛力沒有充分挖掘，因此，西北地區光伏產能過剩是一種結構性和政策性過剩。

第四是光伏資源開發與產業升級脫節。在過去10年西北地區光伏超常規發展的大背景下，西北地區光伏產業布局遲緩，產業承接力度不夠，西北地區未能在光伏高速發展機遇期內有效地將資源發展優勢轉化成產業優勢，光伏帶動西北地區產業升級力度不夠，效果不佳。

第五是光伏產業可持續發展能力不足。高電價補貼激勵政策造就光伏行業“表面繁榮”，隨著國家持續調整光伏補貼政策，中國光伏產業面臨“造血功能”不足問題，西北地區作為中國最為重要的光伏發電基地，未來將面臨可持續發展能力挑戰。

破解棄光三大策略

棄光限電，嚴重制約光伏行業健康發展。11月29日，國家發改委和國家能源局聯合發布《清潔能源消納行動計劃(2018~2020年)》，文件提出：2018~2020年，全國平均棄光率要在5%以內，對于重點地區，新疆和甘肅，要限制在10%以內。針對性的破解措施有三方面，即電力交易市場化、電網配套建設與特高壓外送通道。

策略一：完善電力交易市場機制盤活光伏資源

隨著新能源實現平價上網和新一輪電力體制改革向縱深推進，電力市場以及跨區現貨交易、輔助服務市場以及增量電力市場的有序建立和運作，新能源電力將擺脫以往能源體制限制，主動積極地在電力市場中平等地參與競爭，將進一步盤活西北地區光伏資源。

《清潔能源消納行動計劃(2018-2020年)》指出，到2020年基本解決清潔能源消納問題，并對各省區清潔能源消納目標做出規定。實現上述目標到一個重要措施就是全面推進輔助服務補償(市場)機制建設。

所謂電力市場輔助服務是指為維護電力系統的安全穩定運行，保證電能質量，除正常電能生產、輸送、使用外，由發電企業、電網經營企業和電力用戶提供的服務，具體包括包括:一次調頻、自動發電控制、調峰、無功調節、備用、黑啟動等。

為此，國家能源局在《行動計劃》中要求，進一步推進東北、山西、福建、山東、新疆、寧夏、廣東、甘肅等8個電力輔助服務市場改革試點工作，推動華北、華東等地輔助服務市場建設。非試點地區由補償機制逐步過渡到市場機制。

2017年9月，新疆能監辦發布《新疆電力輔助服務市場運營規則(試行)》(下文中簡稱《運營規則》)，將通過市場化的經濟補償機制激勵并網發電機組調峰，促進風電、光伏等清潔能源消納。2018年3月，西北能監局、寧夏回族自治區經信委聯合下發了《寧夏電力輔助服務市場運營規則(試行)的通知》，提出電力輔助服務市場的市場主體為寧夏電網統調并網發電廠(火電、風電、光伏)，以及經市場準入的電儲能和可調節負荷電力用戶。根據目前測算，實行輔助服務市場后，寧夏全網將能釋放130萬千瓦左右的調峰空間，有效解決寧夏電力運行中的調峰、供熱、新能源消納等方面存在的問題，促進寧夏電網安全、穩定、優質、經濟運行。2018年1月，甘肅能監辦發布了《甘肅省電力輔助服務市場運營規則(試行)》，于2018年4月1日起執行。在風電場、光伏電站計量出口內建設的電儲能設施，其充電能力優先由所在風電場和光伏電站使用，由電儲能設施投資運營方與風電場、光伏電站協商確定補償費用。

策略二：電網配套建設促進就地消納

為促進電網與光伏協調發展，西北地區電網企業積極落實光伏發電項目接入條件，優化光伏接入電網前期工作流程，為光伏發電企業提供優質高效的并網服務。

國網陜西省電力公司在積極支持和服務光伏發展的同時，高度重視光伏消納問題，通過建設陜北新能源 AGC 控制系統、實施陜北安全穩定控制系統改造、推進陜北小火電自備電廠關停和清潔能源替代、斷開陜北引接外省電源等措施，提升了陜北光伏就地消納能力。在光伏接入申請辦理時，結合國家確定的光伏發展目標、光伏建設周期、消納能力，控制接入辦理節奏。

國網寧夏電力公司認真審核接入系統設計方案，與光伏發電企業建立前期工作信息聯絡通道，優化工作流程，及時協調解決問題。針對網內部分斷面網絡約束引起的新能源棄電問題，優化完善網架結構，提升輸送能力。積極建設風光火功率協調控制系統，優化火電開機方式，促成直流配套電源參與區內調峰。

國網青海省電力公司各專業部門積極配合光伏項目接入、并網、轉商運等工作，主動協調青海省富余光伏電量外送華中、華北等電網，并進行新能源預測系統功能升級，優化超短期電網各斷面接納空間預測，為日內現貨市場提供技術支持。

策略三：特高壓構建能源大送端

加大外送力度也是解決西北光伏棄光問題的一大途徑。隨著已建成投運的酒泉-湖南、哈密-鄭州、寧東-紹興直流工程和1000kV榆橫-晉中-石家莊-濟南-濰坊交流工程輸送能力進一步提高以及昌吉-古泉±1100kV特高壓直流輸電線路工程建成投運，西北地區“能源大送端”全面建成，西北地區新能源外送能力會得到極大提升。

青海—河南特高壓工程起于青海省海南藏族自治州，止于河南省駐馬店市，途經青海、甘肅、陜西、河南等4省，線路全長1587公里，新建海南、駐馬店2座換流站，輸電電壓等級為±800千伏，輸送容量800萬千瓦，總投資約226億元，于2018年10月獲得國家發改委核準，計劃2020年建成投運。該工程是世界上首個以服務光伏發電為主、全清潔能源打捆外送的特高壓工程，是解決新能源大規模并網消納難題的重大創新工程和典范工程。

截至今年10月底，甘肅已向19個省市輸送電量267.2億千瓦時，比去年增長60.12%。其中，以光伏發電等為主的新能源電量占甘肅對外輸送電量總量近一半，達131.5億千瓦時。接收甘肅電量的主要有湖南、湖北、天津等19個省市。2018年全年甘肅省向外省市輸送電量將超310億千瓦時，是2017年外送電量203億千瓦時的1.5倍，甘肅電力外送量將創歷史新高。

“野蠻增長”步入穩健

平價上網在即，依靠高補貼維持新能源高速發展時代已成為歷史，光伏產業必須優勝劣汰，自我發展。國家加快推進新一輪電力體制改革，全面推進電力現貨交易、輔助服務市場、增量電力市場等新舉措，光伏發展進入新階段。

預計短期內，西北地區依舊處于前期光伏高速裝機的“后消化期”，棄光難題不會徹底解決，消納難題依然是西北地區光伏發展面臨的最大困境。而且，隨著國家主管部門對光伏新增項目審批力度的加強和光伏消納工作的全面管控，未來西北地區光伏裝機容量將從高速增長轉向平穩增加階段，以往“單兵突進”、“井噴”式的發展將不會再現。

從長遠來看，西北地區依然是我國最為重要的能源供給基地，仍然將在國家能源戰略布局中占據重要地位，光伏作為西北地區優勢資源在西部能源體系中繼續占據重要地位，但發展模式將告別以往的“野蠻增長”步入穩健發展期，將在“發展、調整、發展”模式中實現可持續發展。

未來隨著新一代電力系統的建成和光伏發電技術的進步，光伏將真正成為中國重要的主力電源，西北地區光伏將在中國現代化建設中發揮更加重要的作用。