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       根据国家能源局最新数据，2017年一季度全国弃光限电约23亿千瓦时，其中宁夏、甘肃弃光率大幅下降，分别为10%、19%，比去年同期分别下降约10和20个百分点；青海、陕西、内蒙古三省（区）的弃光率有所增加，分别为9%、11%、8%；新疆（含兵团）弃光率仍高达39%。
       弃光现象在部分地区有所好转的同时,在另外一些地区有加重的迹象。光伏电站白白“晒太阳”成为行业不可言说的痛，为解决这一问题,政府以及企业层面都做出了哪些努力,是否还有更好的解决方案或措施?
       在“2017光伏电站运维新思路、新方法、新技术研讨会”上，国家发改委能源研究所可再生能源中心研究员时璟丽女士就《促进光伏发电消纳政策趋势及分析》做主题演讲。
       一、近期我国光伏发电市场及特点
       2016年我国光伏新增装机3454万千瓦，在全部新增装机中占比29%；累计装机7742万千瓦，占比4.7%；发电量616亿千瓦时，占比1.0%。
       2017年1-3月，我国新增装机721万千瓦，保持全球第一。3月底，累计装机8463万千瓦，第一季度发电量214亿千瓦时，占比1.48%。
       去年6.30之后，光伏市场“双转移”特征非常明显，今年一季度这一特征仍然持续。一方面，西北地区向东中部和南方转移，1-3月东中部新增占比89%，安徽、浙江、河南、江苏、江西、山东六省新增装机占比66%，西北地区降至10%（不算陕西，西北四省占比为3%）；另一方面，分布式光伏市场增加，1-3月分布式新增装机占比34%，已经占到了三分之一的比例。
       对比去年上半年的数据、下半年的数据和今年一季度的数据，今年光伏发电增速非常明显。
       二、市场发展面临的突出问题
       2016年光伏发电发展主题词包括规模扩大、布局转移、技术进步、成本下降、抢装潮、补贴退坡、项目竞价、光伏限电……今年政策和去年非常相近，尤其是6.30的政策很有可能会使相应的市场复制去年的情况。
       光伏市场面临着很多突出问题，主要包括发展空间和限电问题、电价和补贴问题、非光伏自身技术问题（土地使用及费用）、分布式可再生能源发展问题等，这些问题需要创新机制解决。
       三、光伏发电消纳
       光伏消纳最直观表现就是限电，今年一季度限电23亿千瓦时，去年全年限电74亿千瓦时，去年光伏限电分布范围相对于风电来说更为集中，主要在西北五省和蒙西，其中新疆、甘肃弃光率分别为31%和30%。
       今年一季度限电量有所下降，但是限电的范围新增两个省，蒙西和山东，山东的比例相对较低。我们应该注意，在中东部地区也不是绝对不可能出现限电，比如山东2016年风电就进入限电的行列。总而言之，光伏发电限电趋势需要光伏企业随时关注。
       分布式光伏在渗透率不超过一定水平情况下，物理上余量电力可以在配电侧或更高电压等级电网消纳，但商业模式和经济政策上仍存在障碍。
       如果从理论上或者是更高的机制上考虑，光伏消纳应该说不存在问题，因为2009年可再生能源修正案说要实现全国保障性收购。
       无论是集中式还是分布式光伏，现在遇到的这些问题已经影响了未来光伏进一步的发展空间。“十三五”规划中光伏总装机规模为1.05亿千瓦，这与前一阶段限电的形势存在一定关联性。限电的成因和电力系统特点、消纳能力、电网运行稳定性等技术方面都相关。在大部分地区，光伏发电所占电力和电量比例不是很高，仍然有很大空间的情况下，光伏发电限电的问题更多是机制体制上的原因。
       限电从电源的发展角度既有外因也有内因。内因是近一两年光伏装机实现了大规模增长，高于政府部门、高于研究机构相应的预期，短时间内全球没有任何一个国家出现过，且电力系统也没有遇到。在电价政策不断调整的前提下，企业也作出相应的行动，例如“630”之前尽可能的多装。这是内因要素。
       外因是指其他的电源，以及其他电力的系统，在电力增速比较快的情况下大家都可以发展，在电力增速稍微放缓情况下，可再生能源与常规能源、电力之间争抢市场的矛盾变得特殊和明显。
       四、规划目标及把握发展节奏
       从规划目标来看，光伏发电在“十三五”期间装机是1.05亿千瓦。从今年接近半年的形势上来看，2017年底实际装机超过1亿千瓦是有可能的，甚至达到2020年装机目标也是有可能的。
       当然从国家的规划角度来说一直希望能够把握合适的发展节奏，合适的空间布局。比如“十三五”太阳能发展规划中重点提出全力推进分布式光伏和光伏发电的综合利用工程，要有序推进大型光伏电站的建设，在弃光、限电严重地区要严控集中式光伏发电建设规模，加快解决弃光、限电规模，采取本地消纳和扩大外送的形式，来提高已建成集中式光伏电站的利用率。
       关于如何来把握节奏，目前从政策文件来说没有相应的定论，一周之前国家能源局新能源司下发文件，要求各省市区报送可再生能源“十三五”发展年度建设规模方案，并且要求地方按照“十三五”规划并网目标，明确分年度集中、分布式建设规模。
       但这只是在报送的阶段，最终到底怎么样把握发展节奏还没有确定。会不会采用类似于风电预警的机制，今年二月份国家能源局新能源司发布了风电预警报告，超过20%的限电比例的地区，新增的风电项目要完全停掉，电网不应该给他们并网。
       对于光伏消纳而言，需要找到消纳的空间，无论是本地消纳还是外送消纳。只要有消纳的空间，还可以做的。如果没有消纳空间，既有存量问题不能得到有效的解决，这个地区新增的规模应该说是受控的，或者说发展是受限的。
       五、寻找发展空间，增强保障性措施
       1、建立目标导向的管理体系
       2016年2月颁布文件《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，主要为光伏等可再生能源应用提供持续的增长空间。在实施层面，主要通过发布年度的可再生能源电力发展监测评价报告，向全社会公布全国31个省市自治区你们每一年全部的可再生能源电量以及非水可再生能源电量消纳的比例。
       2、全额保障性收购制度
       2016年3月，我国颁布文件《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，5月公布了部分地区风电、光伏全额保障性收购小时。到2020年限电地区的太阳能发电年度利用小时数全面达到全额保障性收购的要求，缓解和解决风光非技术性限电问题以及电价政策执行效力问题，向市场化过渡打基础。
       从目前实施情况来看，2016年除了蒙东、山西和黑龙江外，其他省区没有达到全额保障性收购小时数；但全额保障性收购政策仍发挥了一定的效用，2017年一季度弃光电量为2016年一季度的77%，光伏消纳政策环境逐步的改善。
       3、配额和绿色电力证书机制
       强制约束交易的绿色电力证书机制除了有助于解决补贴资金问题从而加速可再生能源实现平价的进程外，还可以成为解决可再生能源未来发展空间和限电问题的长效机制。
       2017年1月，我国颁布《试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》。这不仅能够解决资金问题，更是可以成为长效的机制来解决可再生能源未来的发展空间，以及一部分限电问题。只要我们把电网或者是发电企业，或者电网收购光伏可再生能源比例确定为一个合适的比例，基本可以解决非技术性的限电问题，而技术限电问题可通过其他机制协调解决。
       4、扩大光伏发电消纳市场范围
       目前可再生能源发电尤其是大型光伏发电的消纳仍是本地消纳为主。2016年，跨省外送电，银东、灵宝、德宝、天中、柴拉、灵绍6条线路以及甘肃送青海、陕西外送风光电量>160亿千瓦时，其中风电为主力。
       从规划要求来看，要综合考虑太阳能资源、电网接入、消纳市场和土地利用条件及成本等；采取本地消纳和扩大外送相结合的方式
目前国家能源局已经对跨省区输电线路尤其是特高压输送可再生能源电量和比例情况进行监测，因此下一步建议建立和强化考核机制，放开跨省区联络线计划。
       5、推进消纳市场机制建设
       新一轮电力体制改革要求可再生能源发电优先发电、上网、收购，同时鼓励市场化直接交易，与用户直接交易、调峰辅助服务交易和发电权交易。但是，具体实施方面存在问题，牺牲了可再生能源发电的利益。
       技术和机制措施：
       （1）充分挖掘电力系统调峰能力建设。一方面，通过燃煤机组灵活性改造，提升常规煤电机组和供热机组运行灵活性，鼓励通过技术改造提升煤电机组调峰能力；另一方面，推进燃气机组、燃煤自备电厂参与调峰
       （2） 结合电力体制改革，取消或缩减煤电发电计划
       建议：
       （1）建立辅助服务市场，鼓励光伏发电等可再生能源机组完善预测预报系统。对达到预测预报要求的电力电量，电网企业必须全额收购。在存在一定差距情况下，光伏发电企业通过辅助服务市场向其他电源企业购买辅助服务满足电力调度和系统平衡要求。
       （2）规范光伏发电等可再生能源市场化交易。即现货交易市场地区，直接参与竞争；没有现货交易市场地区，超出最低保障收购年利用小时数的通过市场交易方式消纳。
       （3） 电能替代（清洁能源供暖）可以成为解决问题的重要途径。但是，障碍一是光伏发电成本仍偏高，二是需要以规范执行政策为前提。
       6、推进分布式光伏发电市场化
       （1） 创新商业模式，推进市场化交易
       2017年3月，国家能源局新能源司发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》。如果实施该政策，将有助于扩大分布式光伏发电市场应用规模和范围。参与分布式光伏发电市场化交易的无自身电力消费的单体项目装机容量不超过2万千瓦，接网电压等级原则上不超过35千伏，无35千伏地区可接入110千伏或60千伏。分布式发电总装机占变电台区年平均负荷不超过80%。基于新的机制，满足条件的分布式光伏发电可以实现参与电力市场交易，实现转供电。5月底完成试点方案批复，7月启动市场化交易。
       （2）三种模式
       a. “转供电”模式。发电与电力用户直接电量交易，向电网支付过网费。自发自用及在10/20千伏电压等级接入且同一变电台区消纳，免收过网费；35/110千伏电压等级接入且同一变电台区消纳，过网费=本地区最高输配电价—电力用户所在电压等级输配电价
       b. “电网代售电并代收电费”模式。分布式发电委托电网代售电，代售价格为“综合售电价格—过网费”（含线损），可以解决困扰分布式光伏发电“合同管理模式”向电力用户收电费难、合同执行难等问题。按照征求意见稿中方案，过网费水平低。
       c.原“余量上网，电网收购”模式，但提高电网收购电价。分布式发电不参与市场化交易，电网收购，收购电价为“燃煤标杆电价+110千伏输配电价”。