根据河北省发改委于2016年4月份发布的《关于下达2016年南网发电量计划调控目标的通知》，下述光伏电站的发电小时数平均约为1500小时，而统调之后的发电小时数降至1200小时。
由于该通知主要是南网范围的发电企业统调，主要包括石家庄、保定、邯郸、衡水、邢台市、沧州市等地，按照光照资源分类，上述地区定为Ⅲ类资源区。
国家发展改革委、国家能源局《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》(发改能源[2016]1150号)中并未规定Ⅲ类地区的保障性收购小时数，但在《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》的通知第七条指出，“不存在限制可再生能源发电情况的地区，电网企业应根据其资源条件保障可再生能源并网发电项目发电量全额收购”。
另外，近日光伏們获悉，进入四季度之后，内蒙地区今年满发够1500小时的光伏电站已被要求严格按照装机容量的3%控制出力，即使接入为用户端可就近消纳的电站也未能幸免。
需要注意的是，如果满1500小时就限发，那么无论是光照资源优势还是使用高效产品对于光伏电站的投资收益都没有任何意义了，由于限发导致的发电量送不出去，即使多发电也无济于事。所以，限发与国家在不断提倡高效产品发展的趋势相悖，如果无法更好的解决这一问题，那么高效产品的推广与实现市场化竞争也只是“纸上谈兵”。
日前光伏們曾获悉，根据对蒙西电网2017年经济发展和电力需求情况预测，发电量增速按5%测算，预计2016年全网发电量2146亿千瓦时，安排2017年度内蒙古西部电网发电量预期调控目标为2170亿千瓦时(减去鄂绒、双欣电量)，其中太阳能发电量80亿千瓦时。
而截止2016年底光伏装机673万千瓦时(8月份以后新投150万千瓦)，发电量67亿千瓦时，2017年预计投产200万千瓦，电网新能源处预计光伏最大可接纳电量80亿千瓦时，按2016年期末装机利用小时数为1188小时。
尽管光伏暂时还不参与市场交易，但从目前情况来看，光伏发电量实行市场化交易也是迫在眉睫的，据悉，内蒙经信委已经初步拟定从2017年开始光伏也要执行1500保障小时数+交易电量的方式。
除此之外，四川省发改委、经信委、能源监管办以及四川能源局也在10月底发文要求2016年第四季度开始试行风电光伏部分电量市场化交易。文件指出，2016年10月1日至12月31日，四川省风电光伏企业每月按发电量的25%作为市场化交易电量。
在《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》第五条明确指出“可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。其中，保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同(实物合同或差价合同)保障全额按标杆上网电价收购;市场交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。”
所以，如果在电力消纳端无法实现增长的话，那么Ⅱ、Ⅲ类地区的光伏电站发电小时数在达到保障性收购小时数之后，限电必将成为常态。如果想要进一步增加发电小时数，只能通过市场交易的方式进行，这又将给光伏发电企业增加一大重任。据了解，目前内蒙地区多个电站拟扩大电站容量来提高发电收益。
随着电改大幕的拉开，市场化交易已经“箭在弦上”，无论是传统发电企业还是新能源的发电企业，如何在这一轮中赢得先机是目前最需要面对的一大问题。
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