根據國家能源局最新數據，2017年一季度全國棄光限電約23億千瓦時，其中寧夏、甘肅棄光率大幅下降，分別為10%、19%，比去年同期分別下降約10和20個百分點；青海、陜西、內蒙古三省（區）的棄光率有所增加，分別為9%、11%、8%；新疆（含兵團）棄光率仍高達39%。
       棄光現象在部分地區有所好轉的同時,在另外一些地區有加重的跡象。光伏電站白白“曬太陽”成為行業不可言說的痛，為解決這一問題,政府以及企業層面都做出了哪些努力,是否還有更好的解決方案或措施?
       在“2017光伏電站運維新思路、新方法、新技術研討會”上，國家發改委能源研究所可再生能源中心研究員時璟麗女士就《促進光伏發電消納政策趨勢及分析》做主題演講。
       一、近期我國光伏發電市場及特點
       2016年我國光伏新增裝機3454萬千瓦，在全部新增裝機中占比29%；累計裝機7742萬千瓦，占比4.7%；發電量616億千瓦時，占比1.0%。
       2017年1-3月，我國新增裝機721萬千瓦，保持全球第一。3月底，累計裝機8463萬千瓦，第一季度發電量214億千瓦時，占比1.48%。
       去年6.30之后，光伏市場“雙轉移”特征非常明顯，今年一季度這一特征仍然持續。一方面，西北地區向東中部和南方轉移，1-3月東中部新增占比89%，安徽、浙江、河南、江蘇、江西、山東六省新增裝機占比66%，西北地區降至10%（不算陜西，西北四省占比為3%）；另一方面，分布式光伏市場增加，1-3月分布式新增裝機占比34%，已經占到了三分之一的比例。
       對比去年上半年的數據、下半年的數據和今年一季度的數據，今年光伏發電增速非常明顯。
       二、市場發展面臨的突出問題
       2016年光伏發電發展主題詞包括規模擴大、布局轉移、技術進步、成本下降、搶裝潮、補貼退坡、項目競價、光伏限電……今年政策和去年非常相近，尤其是6.30的政策很有可能會使相應的市場復制去年的情況。
       光伏市場面臨著很多突出問題，主要包括發展空間和限電問題、電價和補貼問題、非光伏自身技術問題（土地使用及費用）、分布式可再生能源發展問題等，這些問題需要創新機制解決。
       三、光伏發電消納
       光伏消納最直觀表現就是限電，今年一季度限電23億千瓦時，去年全年限電74億千瓦時，去年光伏限電分布范圍相對于風電來說更為集中，主要在西北五省和蒙西，其中新疆、甘肅棄光率分別為31%和30%。
       今年一季度限電量有所下降，但是限電的范圍新增兩個省，蒙西和山東，山東的比例相對較低。我們應該注意，在中東部地區也不是絕對不可能出現限電，比如山東2016年風電就進入限電的行列?？偠灾?，光伏發電限電趨勢需要光伏企業隨時關注。
       分布式光伏在滲透率不超過一定水平情況下，物理上余量電力可以在配電側或更高電壓等級電網消納，但商業模式和經濟政策上仍存在障礙。
       如果從理論上或者是更高的機制上考慮，光伏消納應該說不存在問題，因為2009年可再生能源修正案說要實現全國保障性收購。
       無論是集中式還是分布式光伏，現在遇到的這些問題已經影響了未來光伏進一步的發展空間。“十三五”規劃中光伏總裝機規模為1.05億千瓦，這與前一階段限電的形勢存在一定關聯性。限電的成因和電力系統特點、消納能力、電網運行穩定性等技術方面都相關。在大部分地區，光伏發電所占電力和電量比例不是很高，仍然有很大空間的情況下，光伏發電限電的問題更多是機制體制上的原因。
       限電從電源的發展角度既有外因也有內因。內因是近一兩年光伏裝機實現了大規模增長，高于政府部門、高于研究機構相應的預期，短時間內全球沒有任何一個國家出現過，且電力系統也沒有遇到。在電價政策不斷調整的前提下，企業也作出相應的行動，例如“630”之前盡可能的多裝。這是內因要素。
       外因是指其他的電源，以及其他電力的系統，在電力增速比較快的情況下大家都可以發展，在電力增速稍微放緩情況下，可再生能源與常規能源、電力之間爭搶市場的矛盾變得特殊和明顯。
       四、規劃目標及把握發展節奏
       從規劃目標來看，光伏發電在“十三五”期間裝機是1.05億千瓦。從今年接近半年的形勢上來看，2017年底實際裝機超過1億千瓦是有可能的，甚至達到2020年裝機目標也是有可能的。
       當然從國家的規劃角度來說一直希望能夠把握合適的發展節奏，合適的空間布局。比如“十三五”太陽能發展規劃中重點提出全力推進分布式光伏和光伏發電的綜合利用工程，要有序推進大型光伏電站的建設，在棄光、限電嚴重地區要嚴控集中式光伏發電建設規模，加快解決棄光、限電規模，采取本地消納和擴大外送的形式，來提高已建成集中式光伏電站的利用率。
       關于如何來把握節奏，目前從政策文件來說沒有相應的定論，一周之前國家能源局新能源司下發文件，要求各省市區報送可再生能源“十三五”發展年度建設規模方案，并且要求地方按照“十三五”規劃并網目標，明確分年度集中、分布式建設規模。
       但這只是在報送的階段，最終到底怎么樣把握發展節奏還沒有確定。會不會采用類似于風電預警的機制，今年二月份國家能源局新能源司發布了風電預警報告，超過20%的限電比例的地區，新增的風電項目要完全停掉，電網不應該給他們并網。
       對于光伏消納而言，需要找到消納的空間，無論是本地消納還是外送消納。只要有消納的空間，還可以做的。如果沒有消納空間，既有存量問題不能得到有效的解決，這個地區新增的規模應該說是受控的，或者說發展是受限的。
       五、尋找發展空間，增強保障性措施
       1、建立目標導向的管理體系
       2016年2月頒布文件《關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》，主要為光伏等可再生能源應用提供持續的增長空間。在實施層面，主要通過發布年度的可再生能源電力發展監測評價報告，向全社會公布全國31個省市自治區你們每一年全部的可再生能源電量以及非水可再生能源電量消納的比例。
       2、全額保障性收購制度
       2016年3月，我國頒布文件《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》，5月公布了部分地區風電、光伏全額保障性收購小時。到2020年限電地區的太陽能發電年度利用小時數全面達到全額保障性收購的要求，緩解和解決風光非技術性限電問題以及電價政策執行效力問題，向市場化過渡打基礎。
       從目前實施情況來看，2016年除了蒙東、山西和黑龍江外，其他省區沒有達到全額保障性收購小時數；但全額保障性收購政策仍發揮了一定的效用，2017年一季度棄光電量為2016年一季度的77%，光伏消納政策環境逐步的改善。
       3、配額和綠色電力證書機制
       強制約束交易的綠色電力證書機制除了有助于解決補貼資金問題從而加速可再生能源實現平價的進程外，還可以成為解決可再生能源未來發展空間和限電問題的長效機制。
       2017年1月，我國頒布《試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》。這不僅能夠解決資金問題，更是可以成為長效的機制來解決可再生能源未來的發展空間，以及一部分限電問題。只要我們把電網或者是發電企業，或者電網收購光伏可再生能源比例確定為一個合適的比例，基本可以解決非技術性的限電問題，而技術限電問題可通過其他機制協調解決。
       4、擴大光伏發電消納市場范圍
       目前可再生能源發電尤其是大型光伏發電的消納仍是本地消納為主。2016年，跨省外送電，銀東、靈寶、德寶、天中、柴拉、靈紹6條線路以及甘肅送青海、陜西外送風光電量>160億千瓦時，其中風電為主力。
       從規劃要求來看，要綜合考慮太陽能資源、電網接入、消納市場和土地利用條件及成本等；采取本地消納和擴大外送相結合的方式
目前國家能源局已經對跨省區輸電線路尤其是特高壓輸送可再生能源電量和比例情況進行監測，因此下一步建議建立和強化考核機制，放開跨省區聯絡線計劃。
       5、推進消納市場機制建設
       新一輪電力體制改革要求可再生能源發電優先發電、上網、收購，同時鼓勵市場化直接交易，與用戶直接交易、調峰輔助服務交易和發電權交易。但是，具體實施方面存在問題，犧牲了可再生能源發電的利益。
       技術和機制措施：
       （1）充分挖掘電力系統調峰能力建設。一方面，通過燃煤機組靈活性改造，提升常規煤電機組和供熱機組運行靈活性，鼓勵通過技術改造提升煤電機組調峰能力；另一方面，推進燃氣機組、燃煤自備電廠參與調峰
       （2） 結合電力體制改革，取消或縮減煤電發電計劃
       建議：
       （1）建立輔助服務市場，鼓勵光伏發電等可再生能源機組完善預測預報系統。對達到預測預報要求的電力電量，電網企業必須全額收購。在存在一定差距情況下，光伏發電企業通過輔助服務市場向其他電源企業購買輔助服務滿足電力調度和系統平衡要求。
       （2）規范光伏發電等可再生能源市場化交易。即現貨交易市場地區，直接參與競爭；沒有現貨交易市場地區，超出最低保障收購年利用小時數的通過市場交易方式消納。
       （3） 電能替代（清潔能源供暖）可以成為解決問題的重要途徑。但是，障礙一是光伏發電成本仍偏高，二是需要以規范執行政策為前提。
       6、推進分布式光伏發電市場化
       （1） 創新商業模式，推進市場化交易
       2017年3月，國家能源局新能源司發布《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》。如果實施該政策，將有助于擴大分布式光伏發電市場應用規模和范圍。參與分布式光伏發電市場化交易的無自身電力消費的單體項目裝機容量不超過2萬千瓦，接網電壓等級原則上不超過35千伏，無35千伏地區可接入110千伏或60千伏。分布式發電總裝機占變電臺區年平均負荷不超過80%。基于新的機制，滿足條件的分布式光伏發電可以實現參與電力市場交易，實現轉供電。5月底完成試點方案批復，7月啟動市場化交易。
       （2）三種模式
       a. “轉供電”模式。發電與電力用戶直接電量交易，向電網支付過網費。自發自用及在10/20千伏電壓等級接入且同一變電臺區消納，免收過網費；35/110千伏電壓等級接入且同一變電臺區消納，過網費=本地區最高輸配電價—電力用戶所在電壓等級輸配電價
       b. “電網代售電并代收電費”模式。分布式發電委托電網代售電，代售價格為“綜合售電價格—過網費”（含線損），可以解決困擾分布式光伏發電“合同管理模式”向電力用戶收電費難、合同執行難等問題。按照征求意見稿中方案，過網費水平低。
       c.原“余量上網，電網收購”模式，但提高電網收購電價。分布式發電不參與市場化交易，電網收購，收購電價為“燃煤標桿電價+110千伏輸配電價”。