西北五省是我国光伏发电大省，截止2017年底，西北五省光伏累计并网规模已经达到35GW，占全国总装机规模的27%;2017年的发电量为407.25亿kWh，占全国光伏当年总发电量的34%。在大规模发展的同时，居高不下的弃光率成为挥之不去的难题。
11月30日，国家可再生能源信息管理中心发布了2018年前三季度光伏发电市场环境监测评价结果。其中，一类地区的甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌以及新疆全部区域被判定为红色。在今年9月份发布的光伏发电市场环境监测评价结果中，以上区域就被显示不达标。据了解，早在2017年光伏发电市场环境监测评价结果中，这两个省份的问题就已经成为“顽疾”。
弃光限电，严重制约新能源行业健康发展。最近，国家发改委和国家能源局联合发布《清洁能源消纳行动计划(2018~2020年)》，文件提出：2018~2020年，全国平均的弃光率要在5%以内，对于重点地区，新疆和甘肃，要限制在10%以内。
从根本上来说，西部地区土地资源、日照资源丰富，适合光伏电站建设。但当地工业基础薄弱，消纳能力有限，电网等配套设施建设不完善，种种原因造成了弃光问题。
光伏重地的隐忧
西北地区光伏大规模发展起步于2012年，继风电之后西北地区又开启了“井喷”式光伏发展之路，光伏装机容量从2011年的71.32MW增长到2017年的37451MW，增长了525倍，西北地区装机容量占全国光伏装机容量比例逐年提高，在2013年达到顶峰72.35%。西北地区光伏发电量逐年增加，2017年全年光伏发电量达到393亿kWh，增幅为53%。
过去3年中，青海省累计光伏发电量最高，达到277亿kWh。其次为新疆、甘肃、宁夏和陕西，其累计光伏发电量分别为258亿kWh、230亿kWh、184亿kWh、66亿kWh。2017年，光伏发电量占比最高为青海省，达到18.64%。
西北地区是我国集中式光伏电站布局的重地，也是弃光的“重灾区”。2016年西北地区弃光电量大幅增加，达到70.4亿kWh，全区弃光电量占全国弃光电量比重达到99.4%。甘肃多年来弃光率居高不下，前几年甚至爆出高达40.2%的惊人数字。新疆地区早些年的弃光数字令人更加震惊，弃光率高达67.4%。2017年，西北五省的弃光率仍然达到14.1%，近66.7亿kWh的光伏电力被弃。新疆、甘肃的弃光率最高，分别高达21.6%和20.8%。2018年1-10月，新疆弃光电量18.6亿千瓦时，较去年同期下降21.2%;弃光率15.5%，同比下降5.5个百分点。在新政策的基础上，甘肃、新疆多年来的弃光问题有望得到彻底解决。
近4年以来，甘肃和新疆光伏利用小时数较低，尤其是甘肃在过去4年中利用小时数均低于全国平均水平，与此同时，宁夏、青海和陕西光伏利用小时数均高于全国平均水平。
过去10年，西北光伏创造了世界光伏发展史上的奇迹，取得了世界瞩目的辉煌成就，积累了丰富经验。但在光伏跨越式发展的背后，西北地区大范围、长时间的高弃光率也造成了资源的极大浪费。
七大发展经验
在新能源发展大潮中，西北光伏在光伏发展史上留下了浓墨重彩的一笔。总结10年以来的发展经验，主要有以下7条：
首先是依托中国制度优势，国家层面统筹顶层设计、全局规划建设光伏大基地。西北地区凭借其拥有丰富太阳能资源率先建成甘肃、新疆、青海和宁夏等4个超大型光伏基地，西北已成为中国新时期重要的能源战略屏障。
其次是风电、光伏发展“齐头并进”。过去10年西北地区光伏装机容量创造了全球新能源发展史上“现象级”增长，西北地区光伏已成为中国新能源国家战略有力推进的重要引擎，大力发展光伏已成为西部大开发战略全面推进的重要抓手。
第三是西北地区光伏跨越式发展带动了中国光伏产业链的快速发展，培育了包括光伏逆变器、光伏晶硅等设备及产品在内有世界影响力的制造企业，中国光伏装备制造设备及产品成为世界一支重要力量。
第四是高比例集中式光伏发展模式的典范。国网甘肃公司自主研发建设的国内外首个千万千瓦级光伏集群控制系统示范工程在甘肃酒泉新能源基地成功投运，成功解决了千万千瓦级光伏基地安全高效控制这一世界性难题，实现了中国大规模高比例光伏运行控制技术的国际引领。
第五是光伏扶贫成效显著。西北地区依托丰富的太阳能资源，因地制宜科学规划，通过光伏跨越式发展创造了欠发达地区实现科学致富的样板典范，为发展环境脆弱的西北地区实现可持续发展注入了不竭动力。
第六是全球首创“绿电7日”、“绿电9日”活动。首次实现100%清洁能源长时间供电，清洁能源高效利用技术取得重大突破。青海省先后在2017年、2018年实现100%清洁能源供电168h和216h，为中国乃至全世界实现高比例清洁能源长时间供电做出了有益的尝试，积累了宝贵经验。
第七是积极创新各种交易手段，全面拓宽光伏消纳渠道。以甘肃为代表的西北地区各光伏省份通过创新传统火电企业(或企业自备电厂)的发电权置换、大用户直购、推行辅助服务机制和电力现货交易等手段，最大限度地提高西北地区光伏消纳能力，这些手段的应用进一步加快我国电力市场改革的速度。
四大问题
回顾过去10年西北地区光伏发展历程，在轰轰烈烈建设大潮和辉煌成就的背后，还存在以下问题需要进行认真的反思。
一是光伏项目建设并网存在超规模现象
近年来，随着国家对清洁能源产业的支持，光伏发电建设规模快速增长。从检查情况看，自2014年国家开始下达年度规模以来，陕西实际并网容量442.67万千瓦，超出国家下达规模75.72万千瓦。
二是电网电源规划建设不配套
检查中发现，各省区在规划光伏电站时，优先发展日照资源丰富、地理条件较好的地区，电网企业落实光伏项目接网工程政策不到位，电网建设及升级改造相对滞后，导致消纳能力不足。从检查情况看，陕西、宁夏光伏发电项目配套接网工程大部分由光伏发电企业自建，且电网企业开展回购工作缓慢，造成光伏项目投资建设管理不规范，增加了光伏投资成本。由此造成光伏电站建成后无法及时并网发电。
三是全额保障
依照国家发改委国家能源局《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》要求：“保障性收购电量应由电网企业按标杆上网电价和最低保障收购年利用小时数全额结算，超出最低保障收购年利用小时数的部分应通过市场交易方式消纳”，检查中发现，陕西、宁夏、青海部分光伏电站未达到最低保障收购年利用小时数;同时，通过开展市场化交易，降低了保障利用小时数以内的上网电价，未能达到保障性收购政策的目标要求。
四是电费结算不及时
地方电力公司在支付光伏上网电费中，未做到一口对外、内转外不转，结算工作流程复杂，流转周期长，未能严格按照规定及时结算光伏上网电费，也未及时结算财政拨付的可再生能源补贴，光伏企业经济收益受到影响。
五大原因
上述问题的出现，在发展模式等方面存在深层原因：
首先是顶层设计的光伏电站与电网缺乏统一规划。在顶层设计方面西北地区缺少电源和电网的统一规划，导致西北地区光伏“单兵突进”式开发，缺少配套送出电网和通道，导致电源装机容量远超电网配置能力。
其次是广种不收的粗放发展模式。地方政府片面追求装机容量，采用“大快好省”和“立竿见影”式发展模式，这种“只顾种不管收”的粗放式发展造成了西北光伏的产能大范围过剩，长时间大范围高弃光致使资源浪费严重。
第三是省际电力交易壁垒。西北地区各省间壁垒没有有效打通，区域内不同电源间的互济支撑力度不足，致使跨省跨区外送和消纳潜力没有充分挖掘，因此，西北地区光伏产能过剩是一种结构性和政策性过剩。
第四是光伏资源开发与产业升级脱节。在过去10年西北地区光伏超常规发展的大背景下，西北地区光伏产业布局迟缓，产业承接力度不够，西北地区未能在光伏高速发展机遇期内有效地将资源发展优势转化成产业优势，光伏带动西北地区产业升级力度不够，效果不佳。
第五是光伏产业可持续发展能力不足。高电价补贴激励政策造就光伏行业“表面繁荣”，随着国家持续调整光伏补贴政策，中国光伏产业面临“造血功能”不足问题，西北地区作为中国最为重要的光伏发电基地，未来将面临可持续发展能力挑战。
破解弃光三大策略
弃光限电，严重制约光伏行业健康发展。11月29日，国家发改委和国家能源局联合发布《清洁能源消纳行动计划(2018~2020年)》，文件提出：2018~2020年，全国平均弃光率要在5%以内，对于重点地区，新疆和甘肃，要限制在10%以内。针对性的破解措施有三方面，即电力交易市场化、电网配套建设与特高压外送通道。
策略一：完善电力交易市场机制盘活光伏资源
随着新能源实现平价上网和新一轮电力体制改革向纵深推进，电力市场以及跨区现货交易、辅助服务市场以及增量电力市场的有序建立和运作，新能源电力将摆脱以往能源体制限制，主动积极地在电力市场中平等地参与竞争，将进一步盘活西北地区光伏资源。
《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》指出，到2020年基本解决清洁能源消纳问题，并对各省区清洁能源消纳目标做出规定。实现上述目标到一个重要措施就是全面推进辅助服务补偿(市场)机制建设。
所谓电力市场辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务，具体包括包括:一次调频、自动发电控制、调峰、无功调节、备用、黑启动等。
为此，国家能源局在《行动计划》中要求，进一步推进东北、山西、福建、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃等8个电力辅助服务市场改革试点工作，推动华北、华东等地辅助服务市场建设。非试点地区由补偿机制逐步过渡到市场机制。
2017年9月，新疆能监办发布《新疆电力辅助服务市场运营规则(试行)》(下文中简称《运营规则》)，将通过市场化的经济补偿机制激励并网发电机组调峰，促进风电、光伏等清洁能源消纳。2018年3月，西北能监局、宁夏回族自治区经信委联合下发了《宁夏电力辅助服务市场运营规则(试行)的通知》，提出电力辅助服务市场的市场主体为宁夏电网统调并网发电厂(火电、风电、光伏)，以及经市场准入的电储能和可调节负荷电力用户。根据目前测算，实行辅助服务市场后，宁夏全网将能释放130万千瓦左右的调峰空间，有效解决宁夏电力运行中的调峰、供热、新能源消纳等方面存在的问题，促进宁夏电网安全、稳定、优质、经济运行。2018年1月，甘肃能监办发布了《甘肃省电力辅助服务市场运营规则(试行)》，于2018年4月1日起执行。在风电场、光伏电站计量出口内建设的电储能设施，其充电能力优先由所在风电场和光伏电站使用，由电储能设施投资运营方与风电场、光伏电站协商确定补偿费用。
策略二：电网配套建设促进就地消纳
为促进电网与光伏协调发展，西北地区电网企业积极落实光伏发电项目接入条件，优化光伏接入电网前期工作流程，为光伏发电企业提供优质高效的并网服务。
国网陕西省电力公司在积极支持和服务光伏发展的同时，高度重视光伏消纳问题，通过建设陕北新能源 AGC 控制系统、实施陕北安全稳定控制系统改造、推进陕北小火电自备电厂关停和清洁能源替代、断开陕北引接外省电源等措施，提升了陕北光伏就地消纳能力。在光伏接入申请办理时，结合国家确定的光伏发展目标、光伏建设周期、消纳能力，控制接入办理节奏。
国网宁夏电力公司认真审核接入系统设计方案，与光伏发电企业建立前期工作信息联络通道，优化工作流程，及时协调解决问题。针对网内部分断面网络约束引起的新能源弃电问题，优化完善网架结构，提升输送能力。积极建设风光火功率协调控制系统，优化火电开机方式，促成直流配套电源参与区内调峰。
国网青海省电力公司各专业部门积极配合光伏项目接入、并网、转商运等工作，主动协调青海省富余光伏电量外送华中、华北等电网，并进行新能源预测系统功能升级，优化超短期电网各断面接纳空间预测，为日内现货市场提供技术支持。
策略三：特高压构建能源大送端
加大外送力度也是解决西北光伏弃光问题的一大途径。随着已建成投运的酒泉-湖南、哈密-郑州、宁东-绍兴直流工程和1000kV榆横-晋中-石家庄-济南-潍坊交流工程输送能力进一步提高以及昌吉-古泉±1100kV特高压直流输电线路工程建成投运，西北地区“能源大送端”全面建成，西北地区新能源外送能力会得到极大提升。
青海—河南特高压工程起于青海省海南藏族自治州，止于河南省驻马店市，途经青海、甘肃、陕西、河南等4省，线路全长1587公里，新建海南、驻马店2座换流站，输电电压等级为±800千伏，输送容量800万千瓦，总投资约226亿元，于2018年10月获得国家发改委核准，计划2020年建成投运。该工程是世界上首个以服务光伏发电为主、全清洁能源打捆外送的特高压工程，是解决新能源大规模并网消纳难题的重大创新工程和典范工程。
截至今年10月底，甘肃已向19个省市输送电量267.2亿千瓦时，比去年增长60.12%。其中，以光伏发电等为主的新能源电量占甘肃对外输送电量总量近一半，达131.5亿千瓦时。接收甘肃电量的主要有湖南、湖北、天津等19个省市。2018年全年甘肃省向外省市输送电量将超310亿千瓦时，是2017年外送电量203亿千瓦时的1.5倍，甘肃电力外送量将创历史新高。
“野蛮增长”步入稳健
平价上网在即，依靠高补贴维持新能源高速发展时代已成为历史，光伏产业必须优胜劣汰，自我发展。国家加快推进新一轮电力体制改革，全面推进电力现货交易、辅助服务市场、增量电力市场等新举措，光伏发展进入新阶段。
预计短期内，西北地区依旧处于前期光伏高速装机的“后消化期”，弃光难题不会彻底解决，消纳难题依然是西北地区光伏发展面临的最大困境。而且，随着国家主管部门对光伏新增项目审批力度的加强和光伏消纳工作的全面管控，未来西北地区光伏装机容量将从高速增长转向平稳增加阶段，以往“单兵突进”、“井喷”式的发展将不会再现。
从长远来看，西北地区依然是我国最为重要的能源供给基地，仍然将在国家能源战略布局中占据重要地位，光伏作为西北地区优势资源在西部能源体系中继续占据重要地位，但发展模式将告别以往的“野蛮增长”步入稳健发展期，将在“发展、调整、发展”模式中实现可持续发展。
未来随着新一代电力系统的建成和光伏发电技术的进步，光伏将真正成为中国重要的主力电源，西北地区光伏将在中国现代化建设中发挥更加重要的作用。
