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伴随着西部地区光伏发电项目“大进快上”，陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆等西北五省份的“弃光”问题日益凸显。业内人士称，造成如今西部地区大面积“弃光”的原因大致可归结为用电需求增长放缓、西部地区消纳能力不足、电网发展滞后这三大主因。这其中，可再生能源消纳总量不足尤其备受关注。
据国家能源局西北监管局行业处发布的2016上半年光伏发电统计数据，今年上半年，西北五省份共计新增1.787GW的光伏发电并网量，累计并网量为21.94GW。光伏发电量为133.8亿度，利用小时数611小时，弃光电量则是32.8亿度，整体弃光率仍达19.7%。其中，新疆、甘肃的弃光率分别达到32.4%和32.1%；宁夏弃光率10.9%、青海弃光率3.2%，首度发生弃光现象的陕西弃光率则为1.7%。
晶科能源副总裁钱晶称，截止到2015年年底，全国电源总装机同比增长10.4%，超过用电需求增速9.9个百分点。由于新增的用电市场已无法支撑各类电源的快速增长，导致新能源和火电、核电利用小时数均出现下降。此外，在市场总量不足的情况下，部分地区增加大用户直购火电电量，进一步挤占新能源市场空间。
“电力输送调峰能力不足也是一大主因。如果将西部富余电力通过电缆输送到东南电力消耗量大的地区，不仅需要耗费巨额的基建投资，由此造成的电力传输损耗也大，极大地影响项目的收益水平。”晋能科技总经理杨立友说。
针对可再生能源消纳顽疾，国家能源局于今年2月发布了《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》，提出要推动可再生能源就近消纳，鼓励可再生能源发电企业作为市场主体积极参与市场直接交易并逐步扩大交易范围和规模，鼓励超出可再生能源保障性利用小时数的发电量参与市场交易。
而新政的出台意味着西部地区严重的弃光现象有望得到缓解。东方日升总裁王洪提出，当前必须减缓在“弃光”严重地区的项目投资建设步伐，同时新能源企业应积极开拓新的市场，消耗企业不断扩大的产能。
苏美达能源副总经理芮春保认为，为了从根本上解决“弃光”难题，可以“电改”为契机，完善清洁能源跨省跨区消纳和交易的价格机制，建立清洁能源灵活电价机制和跨省跨区价格疏导机制，提高受端地区接纳清洁能源的积极性；同时，完善和推广调峰辅助服务市场规则，加大考核补偿力度，调动发电企业参与调峰能动性；此外，加快跨区输电通道建设力度，同步规划清洁能源基地开发和配套电网工程也是可行的解决措施之一。
在杨立友看来，鼓励光伏发电在当地就近消纳的同时，可适当控制弃光严重地区的地面电站建设配额，并积极鼓励分布式光伏项目的应用。但与集中式地面电站相比，分布式的潜在市场主要在东南沿海等经济发达、用电量大的地区，这些地区普遍光照条件比较差，分布式系统所产生的电能收益尚无法吸引用户安装。
根据“十三五”太阳能发展规划征求意见稿，到2020年，我国地面电站装机达到8000万千瓦，分布式光伏装机达到7000万千瓦。按照规划，今后我国将重点发展以大型工业园区、经济开发区、公共设施、居民住宅等各类屋顶分布式光伏发电系统，充分利用具备条件的农业设施、闲置场地等扩大利用规模，逐步推广光伏建筑一体化工程。
不过，现有分布式项目应用规模并不理想。优质屋顶资源稀缺、分布式建设统一标准尚未确立、项目融资困难、管理风险与后期维护难度较大等一系列原因制约着我国分布式光伏项目的可持续性发展。
芮春保建议，政府应进一步加大宣传引导，鼓励金融和保险机构积极参与到分布式项目的发展。同时，系统解决方案服务商要提供有质量、有保障的解决方案，从而构建一个具备价值创造、价值分享以及价值保障的商业模式和机制，在保障项目投资收益的同时，也促使产业步入健康良性发展轨道。
钱晶建议，可以通过多方面举措促进分布式的发展。首先，我国应尽快落实电力体制改革意见，允许拥有分布式光伏的用户或投资企业参与电力交易，支持分布式光伏向同一变电台区的符合政策和条件的电力用户直接售电，扩大自发自用、就地消纳比例。其次，鼓励第三方投资的分布式光伏项目由电网公司向用户代收电费，降低合同能源管理风险。再者，可通过建立具备借款资格和贷款能力的融资平台推动分布式光伏证券化，并探索项目售电收费权和项目资产为质押的贷款机制；最后，建立完善的透明信用体系，尽快实现对光伏组件商情况、组件产品质量、开发商资质、项目发电量、地方政策动等信息公开化、透明化，并以此为基准建立完善项目风险评估机制，为分布式项目的融资创造有利的条件。
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