一、嘉西百万千瓦级光伏发电基地建设情况
 

在国家鼓励发展新能源和省政府支持酒（酒泉）嘉（嘉峪关）建设新能源基地以及国内太阳能光伏发电市场启动的共同推动下，我市充分利用区域优势条件，规划建设了总装机规模5000兆瓦的嘉西光伏产业园。通过实施规划引导，明确发展重点；优化服务保障，落实产业政策；加快园区建设，完善配套服务等多项措施，园区项目建设已初见成效。

2015年，嘉西光伏产业园已建成光伏电站项目589兆瓦，实现并网发电499兆瓦。已建成项目：华电107兆瓦，上海航天142兆瓦，中利腾晖150兆瓦，北京国能50兆瓦，汉吉国能50兆瓦，浙江正泰30兆瓦，中广核50兆瓦，协合风电10兆瓦。在建项目40兆瓦，核准（备案）待建项目165兆瓦。累计实现发电量8.7亿千瓦时。

二、光伏发电项目建设推进中存在的困难和问题

（一）弃光限电问题突出。由于近年来光伏发电建设速度快、规模大，全省并网装机容量已超过500万千瓦，居全国之首，但是在光伏电站快速发展的同时，出现了严重的弃光限电情况，一方面，由于受全省电力市场消纳因素影响，光伏发电上网难，不能实现满负荷发电，所发电量无法全部送出，部分光伏发电企业发电量仅达到装机容量的15%-20%。

影响了光伏发电投资企业的效益和光伏产业健康发展。从我市部分光伏电站运营情况看，形势极为严峻。

1、华电新能源嘉峪关107兆瓦光伏发电项目：累计完成发电量36147.5万千瓦时，2015年上网发电量11979.4万千瓦时。全年等效利用小时数为1123小时，年限电损失电量4949.6万千瓦时，弃光限电比例为29%。

2、中利腾晖嘉峪关149.5兆瓦光伏发电项目：累计完成发电量20410.31万千瓦时，2015年上网电量8079.03万千瓦时。全年等效利用小时数为430小时，年限电损失电量17455.8万千瓦时，弃光限电比例达64%。

3、上海航天嘉峪关142兆瓦光伏发电项目：累计完成发电量25886.12万千瓦时，2015年上网电量7888.74万千瓦时。全年等效利用小时数为562.1小时，年限电损失电量15706.28万千瓦时，弃光限电比例达65.8%。

总体情况看，我市光伏企业发电全年等效利用小时数不到1000小时，年限电损失量达38111.6万千瓦时。主要原因是配套送出工程没有与光伏发电项目同步规划建设和改造，送出能力不匹配，存在高压电网输送能力不足导致新能源电力受限，使得并网发电的光伏电站达不到可研设计出力，弃光现象较为严重，造成投资者的资金压力和投资风险增大，收益率低，投资回报期延长。

（二）受电网接入制约。根据甘肃省电力公司关于嘉峪关市光伏产业园一期1000兆瓦光伏发电项目总体接入方案接入审查意见，除华电新能源107兆瓦和上海航天27兆瓦并网光伏发电项目永久性接入嘉北工业园区110千伏变电站以外，由于黄草营330千伏变电站及配套110千伏输出工程处于建设阶段，尚未正式投运，园区所有已建成光伏发电项目全部临时接入嘉北工业园区110千伏变电站并网发电，随着近年来园区建成电站数量规模增大，现有工业园区110千伏该变电站已达到满负荷运行，为不影响电网的安全稳定运行，所有电站职能限负荷运行。影响了各企业光伏电站发电量。

（三）受电力输出制约。为有效解决一期1000兆瓦光伏发电电力送出制约。按照新能源就近接入，当地消纳原则，2014年，由市发改委牵头组织实施了嘉西光伏产业园-黄草营330千伏变电站同塔四回110千伏配套输出工程，因通廊资源紧张，2014年项目开工建设，尚未建成，还不能满足园区企业送出需求。待项目2016年投运后，将极大的缓解园区电量电力外送的困局。

（四）光伏电站规模化发展受制约

1、受全省电力市场消纳和项目资源分配因素影响，国家对光伏电站建设实行规模控制，以电力送出和消纳空间为前提布局光伏电站项目，对张掖、武威、进场、酒泉和嘉峪关等弃光限电严重地区，除配合特高压外送通道安排的项目外，严格控制新建规模，主要消化已建项目和在建项目的发电能力。

2、光伏电站项目建设用地受制约。“十二五”我市规划嘉西光伏产业园面积120平方公里，装机规模500万千瓦，由于区域内85%以上为国家公益林，受国家禁止在公益林林建设光伏电站项目政策影响，制约了园区进一步实现规模化发展。

三、下一步对策和措施

（一）加快电网接入和输出工程建设进度，2016年，全面建成嘉西光伏产业园110千伏配套送出工程和黄草营330千伏变电站配套110千伏送出工程，力争上半年全部建成投运，缓解园区企业电力送出压力，降低限电弃光比例，有效满足企业实现满负荷发电需求。

（二）积极扩大新能源电力外送，结合酒泉至湖南特高压直流输电工程，统筹已有及新建项目，合理安排建设时序，解决嘉酒地区已有新能源电力项目的出力受限问题。

（三）建立促进新能源电力消纳的市场机制。充分发挥市场机制作用，为新能源电力优先上网和全额保障性收购创造市场条件。建立常规能源电力为新能源电力消纳提供调峰服务的义务调峰和有偿调峰相结合的运行机制，进一步加大新能源发电企业与电力用户之间开展直购电交易力度，2015年试行的大用户直供，标杆电价让利给大用户，虽然提高了一点发电出力，但仍然不能达到理想的发电出力，给新能源企业经营带来更大压力，建议进一步完善交易规则，对直购电的分摊方式和比例进行调整，适当减少火电利用小时数，增加光伏利用小时数。

（四）目前，酒湖±800电力外送工程正在紧锣密鼓的建设中，从宏观层面上看，酒湖±800建成后可解决河西地区的新能源上网的瓶颈，首端上网无疑义，但终端能否下网，还是个未知数，建议促进湖南侧下网配套设施的建设，只有这样才能从根本上解决河西新能源电力的外送。

（五）加快建成投运一批高载能项目，提高区域电力负荷水平，提高就地消纳能力。围绕建设两条千亿级产业链，实施一批重大产业链补链项目，重点实施1000万吨煤炭分质利用、中威斯高精冶金新材料二期、索通34万吨预焙阳极、广银30万吨工业铝模板、澄宇冶金新材料加工扩能等项目，实现新能源产业与高载能产业的融合发展。