我们预计，今年我国将连续第三年位居全球新增光伏装机量的首位。”在10月27日召开的2015年光伏发电并网创新发展研讨会上，中国光伏行业协会秘书长王勃华表示，随着新增装机量的增加，今年，我国将超过德国成为全球光伏应用第一大国。
据了解，今年1~9月，我国新增光伏装机达9.9吉瓦，已接近去年全年10.5吉瓦的新增装机水平。然而，由于受消纳能力等因素影响，前九月，新疆、甘肃等地弃光问题依然严重。
新增光伏装机容量将超去年
今年以来，我国光伏产业延续了此前的快速发展态势，装机容量不断攀升，有业内人士曾预计，今年我国光伏新增装机有望超过20吉瓦。
9月28日，国家能源局发布了《关于调增部分地区2015年光伏电站建设规模的通知》，对部分地区调增光伏电站年度建设规模，全国总计新增530万千瓦的光伏电站建设规模。这让新增装机超20吉瓦成为可能。
“每年第四季度的‘抢装潮’已经是多少年的‘惯例’，我们预计今年的新增装机肯定要超过去年。”王勃华说。“但要保持整个产业的持续健康发展，必须做好市场这篇大文章，而并网则是光伏发电这个市场中，特别是在应用端当中的非常重要的环节。从装机到并网是市场得以真正实现的关键，也是整个光伏产业的最终目标。”在光伏装机量不断攀升的同时，需要引起整个行业注意的是，在我国一些地区，并网问题仍然是光伏发电发展中尚未完全祛除的顽疾。王勃华指出，一些地区还存在着光伏装机和区域电网消纳不匹配等问题。
而在这些问题中，弃光问题无疑是当前较为突出的。
根据国家能源局10月20日发布的统计数据，今年1~9月，全国累计光伏发电量306亿千瓦时，弃光电量约30亿千瓦时，弃光率为10%；弃光主要发生在甘肃和新疆地区，其中，甘肃省弃光电量17.6亿千瓦时，弃光率28%，新疆（含兵团）弃光电量10.4亿千瓦时，弃光率20%。
新疆甘肃弃光率高于全国水平
值得注意的是，在9月当月，甘肃、新疆两个地区的弃光率均超过了前九月的平均水平。国家发展改革委能源研究所可再生能源发展中心研究员时璟丽在本次研讨会上透露，今年9月，甘肃的弃光率高达33%，新疆更是达到47%。“光伏的限电比例今年大幅度增加，这种形势还是比较严峻的，在冬季采暖季到来之后，这种严峻的形势可能仍会持续。”时璟丽表示，新疆、甘肃等地区弃光率出现上升，主要是因为当地火电、风电占比较大，而电力消纳能力相对有限。
事实上，电网企业在光伏项目送出通道建设上已经投入巨大。据了解，截至今年9月底，国网区域内累计投运330千伏及以下光伏发电送出工程线路总长度达到了2860千米，专用光伏发电送出汇集变电站变电容量1181千伏安。累计330千伏及以下光伏发电送出工程投资总额达52.19亿元。
国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧在本次研讨会上表示，由于电网项目核准及建设周期较长，导致新能源送出和跨省跨区受限。“新能源项目建设周期约为送出工程的一半，客观上存在同步投产的矛盾，造成新能源项目建成后不能及时并网的情况。有的业主为了早投产，有意愿随项目本体自建送出工程，但与电网公司建设送出工程的监管规定不一致。”李琼慧说。
此外，每年第四季度的“抢装潮”使一些光伏项目在年底集中投产，这也在一定程度上增加了光伏发电的并网压力。
甘肃内蒙古将试点就近消纳
为了解决弃光问题，近期国家及甘肃等地区相继出台了一系列新举措。10月19日，国家发展改革委发布了《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》，拟在甘肃、内蒙古率先开展可再生能源就近消纳试点，为其他地区积累经验。
此次试点提出，一方面积极加强输电通道和配电网建设，促进可再生能源外送，扩大消纳范围；另一方面以可再生能源为主、传统能源调峰配合形成局域电网，减少外送线路建设需求，探索在试点地区局域电网内考虑输电距离因素测算确定输配电价，积极承接东部产业转移，促进可再生能源积极消纳的良性循环。通过企业自备燃煤火电机组公平承担社会责任，履行调峰义务，参与交易，提高调峰能力，加大可再生能源就近消纳力度。
同时，本次试点还提出在可再生能源富集地区，鼓励可再生能源发电企业形成市场主体，鼓励可再生能源发电企业参与直接交易并逐步扩大交易范围和规模，鼓励可再生能源供热以及实施电能替代，降低企业用电成本，扩大电力消费，促进可再生能源就近消纳。
甘肃省自然能源研究所副所长、研究员李世民表示，解决弃光问题，可以尝试在西部建设更多的储能电站。“使光伏、风电项目具备储能能力，不仅能从根本上改变可再生能源发电不稳定的现状，而且可以大大减轻输电线路的压力，也更有利于电网的平衡和调度。
政府应该在这方面加强政策上的支持。”对于一些地区在冬季利用风电进行供暖的尝试，李世民认为，目前光伏发电成本较高，虽然利用光伏发电供暖在理论上和技术上并没有太大的难题，但在经济性上跟传统的供热模式差距甚远。李世民建议，在可再生能源富集地区可以积极发展光伏化工、光伏冶炼等产业。“这也是就地消纳光伏电力的一种有效手段。”
就近消纳，是否能解西部光伏并网的弃光之危？
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国家能源局在10月30日新闻发布会上通报，截至2026年9月底，三批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地已建成超1.57亿千瓦，其中第一批基本建成投产，第二、三批分别建成超3400万和2900万千瓦。当前建设分为两类：一类以本地消纳为主，正加快推动第二、三批建设，力争2027年底前基本建成投产；另一类为千万千瓦级外送型基地，已批复14个，新疆天山北麓、宁夏腾格里沙漠基地等首批项目已投运。这类“沙戈荒”大基地通过规模化开发，显著提升新能源开发效率与经济性，在支撑能源转型、保障电力供应、带动地方就业及促进生态修复等方面发挥综合效益。下一步将坚持“全国一盘棋”，协同推进新能源、调节性电源与输电通道“三位一体”建设，助力新型电力系统构建和“双碳”目标实现。（199字）
广东省发展改革委、能源局于2026年10月14日印发通知（粤发改价格函〔2026〕1848号），明确新能源就近消纳项目的适用范围与价格政策。文件界定就近消纳项目为以风电、光伏等新能源为主电源，实现电源、负荷、储能一体化并与公共电网清晰界面连接的模式，包括绿电直连、源网荷储一体化及零碳园区等；要求自发自用电量占比不低于60%（年发电量）和30%（年用电量），2030年起新增项目提升至35%。价格机制坚持“谁受益、谁负担”，对并网项目按容量缴纳输配电费、免收系统备用费，下网电量需缴系统运行费、政府性基金等；未接入公网的项目不承担稳定供应保障费用。项目须整体参与电力市场，上网电量不纳入新能源可持续发展价格机制，用电须直接交易、不得由电网代理购电。（199字）
南昌地铁分布式光伏项目二期工程（产业园1号、2号地块）近日成功并网发电。该项目利用园区办公楼及厂房屋顶建设光伏电站，总装机容量约1.1兆瓦，年均发电量预计达120万度。自7月开工起，仅用两个半月即完成审批、安装、验收等全流程，建设中严格执行国家电气、防雷、防火等规范，并融合一期经验，配套视频监控、自动冲洗系统及耐腐蚀建材，提升安全与智慧运维水平。二期投运后，园区光伏总装机达6.1兆瓦，采用“自发自用、余电上网”模式，兼顾经济性与环保效益。与此同时，三期工程正加快推进，涵盖昌北停车场、冠山站及枫下停车场，其中昌北停车场与冠山站作为首批示范点，首次将光伏电力接入地铁动照及牵引负荷，旨在探索可复制的分布式光伏在轨道交通场景中的规模化应用路径。（198字）
大唐云南公司滇中新能源事业部承建的坝溜光伏发电项目于9月21日实现全容量并网发电。该项目位于普洱市墨江县那苏村，装机容量30兆瓦，配置9个光伏阵列及1座35千伏开关站，占地约815亩。投产后年均发电量达5431.61万千瓦时，等效利用小时数1322.87小时，每年可节约标准煤1.59万吨、减排二氧化碳4.35万吨。项目创新采用“茶光互补”模式，实现板上发电、板下种茶，推动新能源开发与地方茶产业协同发展。建设过程中，团队聚焦安全、质量、进度与党建，通过倒排工期、挂图作战等方式，有效攻克沟通协调、手续办理和交通管控等难点，保障项目如期投运。
内蒙古自治区发改委、能源局发布《关于新能源就近消纳价格机制有关事宜的补充通知》，旨在细化和优化现行新能源就近消纳价格政策。通知明确，自2025年10月1日起，新接网的源网荷储一体化、风光制氢一体化、全额自发自用（不含公用燃煤电厂厂用电替代）及绿电直连项目，统一适用就近消纳价格机制；燃煤自备电厂的可再生能源替代等三类项目，则以“户”为单位，对其全部自发自用电量按现行自备电厂政策缴纳相关费用；同时调整容量备份项目界定标准，由“多回路供电”改为满足“N-1原则”的供电线路或变压器配置；此外，设定了2025年10月至2026年底的过渡期，允许符合条件的已接网项目申请最长6个月缓冲期，平稳衔接政策执行。（199字）
鲁发改价格〔2026〕554号山东新能源就近消纳价格政策深度解读，落实国家1192号文要求，详解输配电费容量计费模式、60%/30% 自发自用门槛、三类项目适用范围、存量过渡期安排，附成本测算与风险提示，完整版报告扫码获取。
本文聚焦中国光伏行业面临的“硬着陆”危机，指出2026年新增装机同比暴跌（5月跌91%、上半年跌66%），根源在于“136号文”推动新能源全面入市节奏过快，叠加电网消纳压力与产能严重过剩，导致央国企投资意愿冻结。文章剖析了三重代价：新能源发展正向循环中断、全产业链失血抑制研发、低价出口反哺海外竞争对手崛起。核心症结之一是集中式市场普遍存在的“阴阳合同”，造成价格信号失真与劣币驱逐良币。对比储能行业通过行业协同促成“114号文”建立容量电价保底机制的成功经验，文章呼吁光伏行业主动协商，提出三大对策：设立过渡期收益保底机制、建立采购价格穿透核查以杜绝阴阳合同、实施集中式与分布式分类管理。全文强调，唯有推动“有配套的市场化”，而非单边放开风险，才能实现可持续发展。（199字）
贵州晴隆县近期实现两大光伏项目并网：碧痕160兆瓦光伏电站和中电普安晴隆光照200兆瓦风光火储一体化农业光伏电站，总装机容量达360兆瓦。依托当地广袤山地与丰富光照资源，项目将低效荒山转化为绿色能源基地，完善“风光水火储”多能互补能源体系。碧痕电站为晴隆目前规模最大的集中式光伏项目，年发电量约1.7亿千瓦时，可节约标准煤2.1万吨、减排二氧化碳16.95万吨；中电普安项目则采用“光伏+农业”立体开发模式，板上发电、板下种植，提升土地利用率，并带动就业800人次，运营后预计年税收8000万至9000万元，村民年均增收2万至3万元。南方电网全程提供并网支持，保障清洁能源高效接入与协同调度。
新疆电力和静抽蓄配套100万千瓦光伏项目于7月28日实现全容量并网发电，由和静15万千瓦、焉耆25万千瓦、博湖60万千瓦三个子项目组成，并同步建成167.5兆瓦/335兆瓦时储能电站。作为开都河流域千万千瓦级纯绿电清洁能源基地的关键组成部分，该项目年发电量约18亿千瓦时，将与流域水电及和静抽水蓄能电站协同运行，显著提升南疆电网调峰能力与运行稳定性。建设过程中，新疆电力克服风沙频发、地质复杂等困难，通过优化设计、工艺创新和精细管理保障高质量交付。项目累计带动当地就业超3000人次，有力支撑巴州经济社会发展，并为南疆新型电力系统建设和能源结构绿色转型提供重要支撑。
山东省发改委、能源局于2026年7月发布通知，明确新能源就近消纳项目的费用标准与电价政策，旨在落实国家关于促进风电、光伏等新能源就地开发和高效利用的要求。文件界定适用项目为绿电直连、源网荷储一体化、绿电产业园等通过新能源专线供电的系统，要求其新能源年自发自用电量占比不低于总可用发电量的60%、总用电量的30%（2030年起提升至35%）。政策坚持“谁受益、谁负担”原则，规定项目需按容量缴纳输配电费，并区分用网电量与自发自用电量承担相应费用；其中，用网电量承担上网电价、系统运行费等，自发自用电量仅缴纳政府性基金及附加。同时，对存量项目设置过渡期，允许容量备份项目选择原有两部制计费方式。
三峡集团山西和顺100兆瓦光伏项目于近期实现全容量并网发电。该项目位于山西省晋中市和顺县马坊乡，总装机容量10万千瓦，通过4条35千伏集电线接入昔阳朗晟光伏电站，并经松溪站并入电网。工程于2026年3月底开工，在工期紧张、征地协调难度大、地形起伏显著等多重挑战下，各参建单位协同推进，顺利完成建设任务。项目投运后，预计年均发电量达1.7亿千瓦时，每年可节约标准煤约5.7万吨，减少二氧化碳排放约13.7万吨。作为清洁能源基础设施，该项目兼顾生态效益与经济效益，为当地绿色低碳发展和生态保护提供有力支撑。（198字）
