根據河北省發改委于2016年4月份發布的《關于下達2016年南網發電量計劃調控目標的通知》，下述光伏電站的發電小時數平均約為1500小時，而統調之后的發電小時數降至1200小時。

由于該通知主要是南網范圍的發電企業統調，主要包括石家莊、保定、邯鄲、衡水、邢臺市、滄州市等地，按照光照資源分類，上述地區定為Ⅲ類資源區。

國家發展改革委、國家能源局《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》(發改能源[2016]1150號)中并未規定Ⅲ類地區的保障性收購小時數，但在《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》的通知第七條指出，“不存在限制可再生能源發電情況的地區，電網企業應根據其資源條件保障可再生能源并網發電項目發電量全額收購”。


另外，近日光伏們獲悉，進入四季度之后，內蒙地區今年滿發夠1500小時的光伏電站已被要求嚴格按照裝機容量的3%控制出力，即使接入為用戶端可就近消納的電站也未能幸免。

需要注意的是，如果滿1500小時就限發，那么無論是光照資源優勢還是使用高效產品對于光伏電站的投資收益都沒有任何意義了，由于限發導致的發電量送不出去，即使多發電也無濟于事。所以，限發與國家在不斷提倡高效產品發展的趨勢相悖，如果無法更好的解決這一問題，那么高效產品的推廣與實現市場化競爭也只是“紙上談兵”。

日前光伏們曾獲悉，根據對蒙西電網2017年經濟發展和電力需求情況預測，發電量增速按5%測算，預計2016年全網發電量2146億千瓦時，安排2017年度內蒙古西部電網發電量預期調控目標為2170億千瓦時(減去鄂絨、雙欣電量)，其中太陽能發電量80億千瓦時。

而截止2016年底光伏裝機673萬千瓦時(8月份以后新投150萬千瓦)，發電量67億千瓦時，2017年預計投產200萬千瓦，電網新能源處預計光伏最大可接納電量80億千瓦時，按2016年期末裝機利用小時數為1188小時。

盡管光伏暫時還不參與市場交易，但從目前情況來看，光伏發電量實行市場化交易也是迫在眉睫的，據悉，內蒙經信委已經初步擬定從2017年開始光伏也要執行1500保障小時數+交易電量的方式。

除此之外，四川省發改委、經信委、能源監管辦以及四川能源局也在10月底發文要求2016年第四季度開始試行風電光伏部分電量市場化交易。文件指出，2016年10月1日至12月31日，四川省風電光伏企業每月按發電量的25%作為市場化交易電量。

在《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》第五條明確指出“可再生能源并網發電項目年發電量分為保障性收購電量部分和市場交易電量部分。其中，保障性收購電量部分通過優先安排年度發電計劃、與電網公司簽訂優先發電合同(實物合同或差價合同)保障全額按標桿上網電價收購;市場交易電量部分由可再生能源發電企業通過參與市場競爭方式獲得發電合同，電網企業按照優先調度原則執行發電合同。”

所以，如果在電力消納端無法實現增長的話，那么Ⅱ、Ⅲ類地區的光伏電站發電小時數在達到保障性收購小時數之后，限電必將成為常態。如果想要進一步增加發電小時數，只能通過市場交易的方式進行，這又將給光伏發電企業增加一大重任。據了解，目前內蒙地區多個電站擬擴大電站容量來提高發電收益。

隨著電改大幕的拉開，市場化交易已經“箭在弦上”，無論是傳統發電企業還是新能源的發電企業，如何在這一輪中贏得先機是目前最需要面對的一大問題。