数据显示，截至2015年底，中国光伏累计装机容量4318万千瓦，超越德国，跃居全球第一。短短10多年，世界光伏产业发展的中心已经逐渐从欧洲向中国转移，中国光伏快速崛起，开始“领跑”世界。然而，中国光伏产业并非一帆风顺。
2015年底，国家发改委下发《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》。明确规定2016年一类、二类资源区的地面光伏电站分别降低10分钱、7分钱，三类资源区降低2分钱。其中2016年以前备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目但于2016年6月30日以前仍未全部投运的，执行2016年上网标杆电价。
由此，在“6·30大限”来临前，光伏企业争相加快电站建设并网进度，在上半年出现一波又一波抢装潮。根据国家能源局6月13日下发《2016年光伏发电建设实施方案的通知》，要求今年全国新增光伏电站建设规模1810万千瓦，其中普通光伏电站项目1260万千瓦，光伏领跑技术基地规模550万千瓦。
以政府的目标装机容量来看，为了实现下半年的平衡，业内预计第三季度的光伏装机量将下跌80%。且在近两年产能大幅扩张、加剧供过于求的情况下，下半年中国市场可能引发全球光伏电池组件暴跌，而这将直接导致价格急剧下降。
【内忧】抢装截止价格普跌
如今，随着6月30日这个时点的过去，上半年国内光伏市场的“抢装潮”也终于告一段落。来自权威媒体的报道消息称，随着“抢装潮”落幕，最近整个光伏市场需求骤降、订单变少、库存持续积压，包括硅片、电池及组件在内的光伏产业链上下游品种价格已出现全面下滑。
据公开资料，“6·30抢装潮”结束后，整个市场订单能见度差、库存积压，价格全面下挫。其中，电池片随着需求快速走弱、组件厂采购大减，导致报价大跳水，部分厂商开始接受每瓦0.275美元报价以下的订单，改写了历史新低。硅片也因下游的电池片跌价太快，报价跌至每片0.8美元，甚至逼近0.78美元新低。
“其实，大部分光伏产品价格已跌了一段时间。其中，电池5月份开始跌，组件和硅片从6月份开始跌。目前，除多晶硅原料价格还维持在14万元/吨以上，其他跌幅都不小。由于‘6·30’的关系，2016年三季度将是安装淡季，加上各企业组件库存增加，而去年以来电池产能增长过快，这些都是导致光伏产品最近价格下跌的原因。”保利协鑫副总裁吕锦标曾指。
而“在光伏电站‘6·30’并网大限之后，光伏组件价格确实出现大幅下跌，预计跌幅在0.3至0.5元/瓦。”中国循环经济协会可再生资源专业委员会政策研究部主任彭澎接受媒体采访时表示，由于近两年国内光伏政策不断调整，光伏组件价格本应出现回调的时候并未回调，因而此次下跌也包含了补跌的因素。
【外患】电站建设“大跃进”
雪上加霜的是，光伏困境远不止如此。2016年上半年，光伏电站建设仍在抢装，装机容量爆发式增长。专家认为，这无疑将进一步加大下游消纳压力，倘若不加以引导纾解，弃光问题或愈加严峻。
西北地区是我国集中式光伏电站布局的重地，也是弃光的“重灾区”。来自国家能源局的数据显示，2015年，甘肃弃光率达31%，新疆弃光率达26%。2016年上半年，西北地区的弃光问题更加严峻，弃光电量达到32.8亿千瓦时，弃光率19.7%。其中，新疆、甘肃光伏发电运行较为困难，弃光率分别为32.4%和32.1%。今年一季度，新疆弃光率甚至一度达到52%。
一边是弃光率居高不下，另一边光伏电站建设仍在“大跃进”式地高歌猛进。
进入2016年以来，由于6月30日是光伏行业补贴政策截止日，上半年国内集中式光伏电站建设出现抢装现象，大量新项目上马。国家能源局发布的数据显示，今年一季度，我国新增光伏发电装机容量714万千瓦，已经接近去年上半年新增装机容量的总和。中国光伏行业协会秘书长王勃华预计，今年上半年新增装机容量超过20吉瓦，比去年同期增长3倍以上。全年新增装机或达到25至30吉瓦，甚至更多。
不过，面对种种现实困难，弃光问题依然存在。“需求大于供给，市场消纳水平跟不上建设水平，弃光顽疾难解。”光伏资深人士王洪认为，应该减缓在弃光严重地区的投资建设，避免建立过多非专业电站、非高效发电项目;同时，开拓新市场，消耗企业不断扩大的产能。
【良方】乘电改春风解消纳难题
而为应对严重的“弃风弃光”问题，2016年5月底，国家发改委、国家能源局联合下发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，明确了部分存在弃风、弃光问题地区规划内的风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数，为深陷“弃风弃光”困境的风电、光伏产业持续健康发展打了一针“强心剂”。
对于近期缓解“弃风弃光”需要采取的主要措施，国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧认为，要加快常规火电机组灵活性改造，充分发挥常规电源调节能力，全面提升系统运行灵活性。目前，国家能源局已经启动灵活性改造示范试点项目，在辽宁、吉林、黑龙江、内蒙古、河北、广西等新能源消纳问题较为突出的地区选取15个典型项目作为试点，预期将增加火电机组调峰能力15%至20%。
“需要在试点基础上，进一步通过相关支持政策和激励机制加大推进力度。同时，加强抽水蓄能和燃气电站等调峰电源建设，提高电力系统的新能源消纳能力。加快东北、西北等地区抽水蓄能电站的站址资源普查和电站建设，提高当地电网的新能源消纳能力。”李琼慧补充说。
新一轮电改的快速推进，也给化解“弃光”带来了机遇。李琼慧表示，应以电改为契机，完善可再生能源跨省跨区消纳和交易的价格机制，消除市场壁垒。建立可再生能源灵活电价机制和跨省跨区价格疏导机制，提高受端地区接纳可再生能源的积极性;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。
另外必不可少的是，加快跨区输电通道建设力度，同步规划新能源基地开发和配套电网工程，落实新能源跨省跨区消纳方案，抓紧建设一批条件成熟、新能源基地送出需求十分迫切的跨区输电通道。
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