近日，西北能源监管局按照《国家能源局综合司关于开展光伏发电专项监管工作的通知》要求，会同陕西、宁夏、青海三省（区）省级能源主管部门成立工作组，开展了光伏发电专项监管工作。工作组现场检查了各地重点光伏项目，并同当地能源主管部门、电网企业和光伏企业开展座谈，掌握了光伏发电项目在建设运营、并网接入、电量收购、结算及补贴支付等方面的情况。

一、基本情况

（一）光伏装机情况

截至2017年底，三省（区）累计并网光伏容量1964.37万千瓦，占总装机容量17.03%。其中陕西并网容量545.77万千瓦，占全省总装机11.35%，同比增长76.23%；宁夏并网容量620.9万千瓦，占全区总装机14.83%，同比增长15.03%；青海并网容量797.7万千瓦，占全省总装机31.37%，同比增长13.8%。

（二）光伏发电量情况

2017年，三省（区）光伏累计发电量238.35亿千瓦时，弃光电量19.87亿千瓦时，弃光率7.69%。陕西2017年度光伏发电量为52.77亿千瓦时，上网电量51.57亿千瓦时，弃光电量7.53亿千瓦时，弃光率13%，相比2016年上升6.11个百分点，全年光伏利用小时数为1337小时；宁夏2017年发电量为72.31亿千瓦时，上网电量71.46亿千瓦时，弃光电量4.84亿千瓦时，弃光率6.4%，相比2016年下降0.8个百分点，全年光伏利用小时数为1368小时；青海2017年发电量为113.27亿千瓦时，上网电量112.63亿千瓦时，弃光电量7.5亿千瓦时，弃光率6.2%，相比2016年下降2.1个百分点，全年光伏利用小时数为1515小时。

（三）电网配套建设和电力消纳措施情况

为促进电网与新能源协调发展，三省（区）电网企业积极落实光伏发电项目接入条件，优化新能源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新能源发展的同时，高度重视新能源消纳问题，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，提升了陕北新能源就地消纳能力。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。

陕西省地方电力公司积极改造电网网架结构，解决送出瓶颈，有效促进光伏电量消纳。2017年，建设多个输变电工程项目，完成电网投资58718万元，大幅降低部分区域光伏发电弃光率。

开展自备电厂清洁能源电量替代交易。陕西于2017年5月开展陕北自备机组清洁替代交易，共组织当地47家新能源发电企业参加，替代电量达到10.8亿千瓦时。宁夏将替代交易列入电力直接交易范围，撮合14家自备电厂关停（压降），全年实现替代交易电量12.2亿千瓦时，同比增长49.7%。青海停运10万千瓦自备机组，全年实现替代交易电量6.5亿千瓦时。各地通过电量替代交易促进了新能源就近就地消纳、有效提升光伏发电利用小时数，取得了良好的效果。

（四）电费结算及发放补贴情况

三省（区）电网企业严格执行国家相关电价政策文件，按时结算光伏发电企业电费及可再生能源补贴，自然人分布式项目由电网企业及时结算垫付补贴。

陕西：截至2017年底，陕西已纳入国家前6批可再生能源补助目录的集中式光伏项目共计33个，分布式光伏项目10个。2017年，国网陕西省电力公司光伏发电累计结算电费11.62亿元，共收到国家补贴资金8.6亿元，支付补贴资金8.6亿元，集中式光伏项目补贴资金已支付至2016年11月，自然人项目及纳入目录的非自然人分布式光伏项目按月支付；陕西地方电力公司，累计结算光伏项目电费3.5亿元，共收到国家补贴资金4.42亿元，支付补贴资金4.42亿元，集中式光伏项目补贴资金已支付至2017年6月，自然人项目及纳入目录的非自然人分布式光伏项目按月支付。

宁夏：截至2017年底，宁夏已纳入国家前6批可再生能源补助目录的集中式光伏项目共计98个，分布式光伏项目5个。2017年，宁夏电力公司累计结算电费11.91亿元，共收到国家补贴资金22.44亿元，支付光伏项目补贴资金22.44亿元，集中式光伏项目补贴资金已支付至2016年11月，自然人项目及纳入目录非自然人分布式光伏项目按月及时支付。

青海：截至2017年底，青海已纳入国家前6批可再生能源补助目录的集中式光伏项目共计165个，分布式光伏项目5个。2017年，国网青海省电力公司光伏发电累计结算电费20.59亿元，共收到国家补贴资金63.87亿元，支付补贴资金63.87亿元，集中式光伏项目补贴资金已支付至2017年3月，自然人项目及纳入目录的非自然人分布式光伏项目按月及时支付。

（五）土地使用税费征收及其他费用情况

三省（区）光伏用地在土地性质和执行政策上存在差异，土地使用费用的征收范围与征收标准均不相同。其中，陕西榆林地区由于国土和林业对土地性质认定不同，存在双重收费情况，涉及土地使用税、耕地占用税、土地复垦、植被恢复费、绿化保证金等相关税费约11项，大部分按照全站区面积计算征收；宁夏由政府出台统一的土地使用费用征收标准，并依据用地性质收取耕地占用税和植地恢复费；青海光伏项目多采取划拨、出让的供地方式，涉及征地补偿费、土地出让金等费用，草原植被恢复费按站区内建设用地部分收取，土地使用税暂缓征收。

（六）光伏扶贫、领跑者项目建设情况

三省（区）电网企业总体上能够认真落实国家能源局关于光伏扶贫项目电源接入的相关要求，各专业部门协同配合，整合服务资源，精简并网手续，做好全过程服务工作，开辟“绿色通道”，实行“一站式”服务，优先保障项目顺利并网。2017年符合条件的所有光伏扶贫项目都按期并网。

按照国家能源局《关于公布2017年光伏发电领跑基地名单及落实有关要求的通知》（国能发新能〔2017〕76号），陕西渭南、青海格尔木、德令哈获批光伏发电应用领跑基地，陕西铜川获批光伏发电技术领跑者基地项目。目前，四个基地已完成企业竞争优选工作，现转入领跑基地项目建设前期准备阶段，主要展开土地流转、开发协议起草完善、项目报建、电网送出工程审批等工作，各光伏应用领跑基地6月30前具备开工建设条件。

（七）新能源微电网项目创新发展情况

依据2017年国家发展改革委国家能源局发布的《关于印发新能源微电网示范项目名单的通知》（发改能源〔2017〕870号），陕西宝鸡和宁夏吴忠分别有1个项目获准试点。其中，陕西宝光项目因自身资金短缺暂未能实施；宁夏嘉泽红寺堡新能源智能微电网示范项目投资金额为2300万元，2016年8月开工建设，2017年12月11日并网发电。项目采取“自发自用、余电上网、电网调剂”的运营机制，运用风、光、储能、冷热电联供等多种能源形式，通过对智能微电网内电源、储能、负荷以及并网点进行潮流监控，依据动态控制策略，已实现安全、稳定、经济并网运行，取得示范效应。

二、存在问题

（一）光伏项目存在超规模建设并网

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）电网电源规划建设不配套，局部地区弃光率较高

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，由于当地消纳能力不足，而电网建设及升级改造相对滞后，外送通道受限，造成弃光限电率较高。如：陕北地区光伏发电总装机容量为375.25万千瓦，占到全省光伏装机总量的84.66%，弃光率平均达到14.8%；宁夏吴忠、中卫地区光伏发电总装机容量为335.8万千瓦，占到全区光伏装机总量的57.12%，弃光率平均达到7.4%；青海海南、海西州光伏发电总装机容量为738.35万千瓦，占到全区光伏装机总量的94.2%，弃光率平均达到10.12%。

近年来，陕西地方电网内的光伏项目（含光伏扶贫）快速发展，受当地用电负荷限制，部分光伏发电量需要上一级电网消纳，由于国网陕西公司不予结算倒送电量，导致光伏弃光率加剧，个别光伏电站弃光率达到34%。

（三）电网企业落实光伏项目接网工程政策不到位

按照国务院《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》要求：“接入公共电网的光伏发电项目，其接网工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设”，但从检查情况看，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。

（四）全额保障性收购光伏发电量政策执行不到位

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。

（五）光伏项目建成后不能及时并网

国网陕西省电力公司电网辖区内部分光伏项目送出工程建设缓慢，光伏项目建成后不能及时并网发电。如陕西榆林市定边县公布井光伏园区330千伏送出线路，于2016年7月核准由国网陕西省电力公司建设，计划2017年6月30日建成投运。由于线路施工建设滞后，导致园区内120兆瓦已建成光伏项目，一年多不能并网发电，随着国家光伏标杆上网电价持续下调，给光伏企业造成巨大损失。

（六）电费结算不及时

陕西省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。

（七）个别地区存在扰乱光伏项目建设运营秩序情况

检查中发现，陕西省榆林地区在光伏项目开发建设和运营过程中，为了从光伏电站获取相关利益，部分县（区）存在非法聚众阻工、强行占据生产场所的问题，迫使企业增加不合理补偿，导致项目无法正常推进，严重影响了光伏电站的正常生产秩序，破坏了当地营商环境。

三、意见和建议

（一）加大可再生能源附加征收力度，简化补贴申报及发放流程

建议有关部门结合可再生能源发展资金缺口情况，加大征收力度，尽快补足拖欠的光伏补贴资金。进一步优化报送、审批流程，缩短申报补贴目录的审批周期；完善可再生能源补贴支付流程，加快补贴资金发放进度，缓解企业资金压力，促进新能源行业健康发展。

（二）不断优化营商环境，减轻光伏发电企业负担

建议各地方政府按照国家有关政策，统一土地使用收费标准，减免相关税费，做好信息公开，制止、纠正不合理收费，降低运营成本，减轻光伏发电企业负担。各地方政府应增强服务意识，采取有效措施，保护和支持企业正常的投资行为，进一步规范光伏建设开发和运营秩序，营造良好的营商环境。

（三）加快实施可再生能源电力配额制度

建议尽快出台可再生能源发电配额考核机制，提高可再生能源电力消纳比例，进一步调动地方政府积极性，加快省内电网及外送通道建设，缓解光伏弃光限电现象，加大可再生能源对化石能源的替代力度，推进我国能源低碳转型。

（四）加大对智能微电网、储能系统的政策扶持

建议在集中式新能源发电基地配置储能电站，实现储能系统与新能源的协调优化运行，支持建设多应用场景下的智能微电网系统和分布式储能项目，逐步改变对单一新能源形式的补贴政策，转向对能源网络及系统的扶持，提升企业盈利空间，提高能源资源的利用率。

下一步，西北能源监管局将督促陕、宁、青三省（区）相关电网企业对存在问题进行整改，不断规范光伏发电建设和运营秩序，加大常态化监管工作力度，密切跟踪有关工作动态，及时发现新问题，促进光伏行业健康有序发展。 

如何突围光伏运维“蓝海”？

光伏电站建设周期短，半年内即可建成。而对于需要安全运行25年的时间年限来说，运维则是一道行业“必答题”。

截至今年第三季度，我国光伏累计装机量已超过160GW，蕴藏着巨大的光伏“蓝海”。在采访过程中，多位人士均向记者表示，“运维水平没有跟上光伏行业快速发展的步伐。”

行业新增长点

从行业来讲，光伏运维可以提升整体光伏发电量，从企业角度讲，是新的利润增长点，从电站投资者来讲，则是保证收益的重要一环。

“运维企业就像是光伏电站的家庭医生，可以保证光伏电站的安全、稳定运行，保障、提升发电量。”保定云鹰能源科技有限公司总经理布红伟做了一个形象的比喻。她认为：“光伏电站运维是整个产业链上最后一个环节，行业逐渐开始重视起存量光伏资产的运维问题。”

近几年来，光伏产业迅猛发展，在能源转型中逐渐承担起更重要的角色，实现光伏运维的健康有序发展，成为整个行业共同面对的问题，光伏运维随之走进大众视线。

运维市场在2017年显现爆发端倪。不仅光伏龙头企业纷纷带头，将大数据、无人机等先进的手段和技术引入光伏运维，也有多家小型企业纷纷选择进入市场，让运维成为主营业务。当时曾有行业人士预测，2018年或为“光伏运维元年”。

“随着技术进步和产业发展，产业链条上很多环节需要减员，但运维团队则需要继续扩充。”某不愿具名人士告诉记者，从目前情况分析，光伏投资仍旧在大幅增长，光伏发电成本继续下降，整个光伏应用市场规模持续扩大，光伏产业发展正由过去追求速度和数量，转向追求质量和效益，短期内的波动，并不妨碍未来产业发展大势，巨大的存量市场和仍旧持续增加的光伏新项目，都亟待专业运维。

近一年来，光伏运维市场持续火爆，“代运维公司”在一些区域一批批涌现，“东南一些地区代运维公司生意火爆，运维承接量从几兆瓦上升到了几百兆瓦。”

呼唤统一标准

群雄逐鹿的市场初期，光伏运维的一些问题正在逐渐暴露。

“我国光伏产业的发展位居世界前列，新产品、新技术层出不穷，但光伏电站的质量问题频频发生，对于质量问题的判定和责任的归属是第三方在光伏电站建设和运营过程当中看到的最大分歧，实际上很多问题是无头账。”南德认证检测中国有限公司某电站项目经理表示，运维过程中的一些盲区令人头疼，比如光伏电站的巡查、巡检频率，应该将发电量维持在什么水平等，都需要一个统一的标准，而非“各有各的道理”。

“运维强调专业性，并不是有一个监控平台，一些检测工具就可以了。”远景智能光伏业务产品团队负责人陆文进告诉本报记者，一定要避免光伏运维出现“孤岛式运营”。他认为：“光伏运维并不是要大而全，而是要将业主需求、管理需求和运营任务串联起来，形成生产、监控的闭环。” 在他看来，这类似于光伏运维侧的智能移动办公软件“钉钉”，这座光伏电站哪里出现了问题，运维人员做了哪些方面的检修，提升了多少发电量，都一目了然，更能体现运维价值。”

“运维市场没有准入机制、没有统一的执行标准，不少运维企业很难拿出拳头产品，实操经验和服务体系都欠缺。”布红伟认为，就像一位医生专业知识越过硬、诊断经验越丰富就越能解决问题，她呼吁尽快提高准入门槛，制定行业标准和有效资质认证。

在日前举行的“第三届光伏发电运营及后服务研讨会”上，中国电力企业联合会标准化管理中心发电标准处处长汪毅透露，“最新的光伏发电相关国家标准将很快公布，从规划设计到运行、检修、维护均是今年讨论的重点，并进行了调整。”据他介绍，分布式光伏集中运维标准即将进入报批流程。

积极探路中

光伏电站点多面广，大多地处偏远。据记者了解，目前光伏电站运维管理水平可达到火电厂的60%-70%，相对刚刚起步的市场，这是一个可喜的数字。

“传统电站有大修、中修、小修，光伏电站的优势在于不一定要这样，可以利用设备运行状态的数据，结合大数据、云计算、虚拟电脑等相关技术更快实现设备巡查和巡检。”相关人士认为，光伏运维不一定要遵循火电厂那样的检修体系，它具有自身特点。

“国家电投建立起全寿命周期闭环管理体系，在设计管理、设备招标、质量管控、运营评价等关键节点加强管理，形成闭环反馈。”国家电投集团水新部新能源经理谭永明认为，可以引入数据采集、预防性维护，推动光伏运维精细化、专业化、标准化、规模化。据了解，作为全球最大的太阳能光伏发电投资商，该公司在全国规划了40个新能源区域生产运营中心，以实现“集控进城、区域维检、场站安保”的管理模式。

这并非特例。协鑫新能源也推出“协鑫智维”一站式电站智慧运营服务，以便同时运营几十个、甚至上百个光伏电站。远景集团旗下阿波罗光伏推出“阿波罗光伏云”分布式光伏资产管理平台，建立了从线上到线下的标准化运维模式，管理着国内外超10GW的光伏电站。三晶电气则联合电力公司、各EPC、设备厂家(组件、逆变器、支架)共同解决行业痛点，推出户用光伏领域的共享运维系统。此外，无人机运维等手段也被多家企业引入。可预见的是，如何让光伏运维“蓝海”活起来，是接下来需要整个行业积极探索的焦点之一。