（5）电网消纳能力不够，安全隐患加大
光伏“国六条”的颁布实施，有可能再一次诱发建设大型光伏电站和分布式发电的高潮。前述中已经提到大型光伏电站主要建于西部偏远地区，当地电网本身的消纳能力有限，电力负荷需求量相对较少，同时光伏发电渗透率有其上限范围；此外，无序的分布式发电对电网的运行易造成安全隐患。
有鉴于此，针对上述5方面所涉及到的问题，提出如下可行性应对措施：
（1）明确光伏发电风险承担主体
初期的固定投资和统一上网标杆电价有效促进了国内光伏发电企业的发展，蓬勃发展的光伏发电行业就是最好的例证。该方式在光伏发电的初期，能够保证光伏发电的收益，对行业的发展能够起到较大的推动作用，但与此同时也转嫁了风险承担主体。伴随着光伏发电渗透程度的逐步提升，该方式的合理性遭到质疑。可以适当考虑将配额制或溢价补贴机制引入到国内光伏发电电价补贴政策中，在规定的配额范围内，电网公司需无条件消纳光伏发电量，对于超额发电量可允许收取部分服务费或者过网费。
（2）合理调整光伏发电电价支持政策
针对现阶段光伏发电企业，若初始固定投资变化0.5元/W，将会影响光伏电价4.2分/kW·h；若将经营合约期限从20年变为25年，差距仅为0.3分/kW·h；若限制出力达到7%，则电价将会提升6分/kW·h；若对光伏电站所占用地按照0.5元/W投资，并增加1元/m2的税费，反映在电价中将会达到5.4分/kW·h。通过以上几个重要的光伏电价影响因素分析，可采取如下2个原则进行调整：第一，按照电量补贴。对光伏发电企业按照发电量实施补贴政策；同时根据成本变化，合理微调上网电价和补贴标准。第二，调整补贴起点。对于自发自用的光伏发电部分，采取销售电价；对于余量上网部分，则采用脱硫燃煤标杆上网电价。
（3）不断技改，降低电网风险系数
光伏发电出力的随机性和不稳定性，给电网的运行带来许多不确定因素，增加了电网调峰、调频压力。因此，光伏发电企业应不断进行技术革新，从源头上降低光伏发电接入电网的风险系数。具体技改措施如下：第一，提高光伏发电最大功率点跟踪能力。光伏输出功率具有伴随着天气因素而时刻变化，能够快速、准确地稳定在最大功率点处是光伏发电的前提条件。第二，提升光伏发电预测的准确性。准确地预测出光伏发电的输出功率，对于电网公司进行合理的调配资源、减少旋转备用容量、增加收益有着重要意义。第三，加强光伏发电低电压穿越能力。一旦电网侧出现故障，及时进行切机运行和故障穿越对于光伏发电企业而言很有必要性。第四，加设功率协调装置，稳定系统输出。加设诸如蓄电池、超导储能、飞轮储能和光热发电等装置，不仅能够平抑功率波动，降低对电网运行的冲击，而且能够提高整体系统的稳定性。
（4）不断完善协调配合机制，形成合力
光伏发电企业应与调峰、调频发电厂进行沟通与协调，考虑分摊部分利润给予补贴，激励该类发电厂参与电能质量调节的积极性。从表象上看，光伏发电企业似乎减少了部分收益，但是却最大限度地保证了电网公司和消费者的利益。
（5）合理布局，提高光伏发电准入门槛
目前西部地区电网能否支撑和消纳当前光伏发电的电量和容量，这是一个值得商榷的问题。未来光伏发电大规模的扩张仍然会面临电力并网运行和市场消纳的“瓶颈”，若光伏发电建设布局规划和配套设施不能调和，则限制出力的比例将会提高，“弃光”将会愈加严重，因此加强规划和产业政策引导，促进合理布局迫在眉睫。与此同时，综合考虑技术指标、产量指标和环保指标等方面并进行规范，提高光伏发电准入机制，确保光伏发电行业健康、有序发展。
5、结语
我国光伏发电市场的发展正处在关键时期，落实统一电价和投资政策等相关支持政策，有助于保证光伏发电企业的基本收益，提高光伏投资者的投资热情。同时，现行的光伏发电电价支持政策有待进一步研究与完善，对光伏发电企业实施降税、降息等一系列新的支持政策，能够增强各方主动参与意识，调动各方积极性，降低风险系数，确保社会效益的最大化。
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