电源调节能力、电网联通规模、负荷规模以及响应能力，共同决定了新能源消纳的潜力，同时促进光伏并网消纳，既需要技术驱动，也需要政策引导和市场机制配合。国家电网又是如何在做的呢？国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧在第二届光伏电站运维新思路研讨会及培训会议上分享“高比例消纳新能源，电网的实践与思考”。
李琼慧：非常高兴参加这个会，我首先说一下，我不代表电网，但是我作为研究光伏并网的一个研究者，我非常感兴趣参加这个论坛，我也非常尊重王斯成老师，王斯成老师也是我的老师，我今天讲的观点可能跟王老师不一样，但是不代表我不尊重王老师，我觉得有些问题我们可以拿出来讨论。而且我刚才拍了王老师几个关于电网方面的几个意见，我也就我研究的情况，在我讲之后，我想一条一条尽我所知道的、我研究过程里面的有些情况跟王老师做一个回应，也不一定对。我想今天这个平台咱们就事论事，不代表任何一方的观点。我希望大家把我看作一个研究者，不希望大家看我的时候只是把我当作一个电网公司的人，我的发言是为了维护电网公司的利益。你先不论我讲的东西对不对，首先给我贴上这样的标签我觉得对我也是不公平的，所以我提前说一下，这样咱们才能够在一个比较有学术气氛的环境下，就相关问题进行讨论。在这样一个氛围下，我们可以把一些问题能说的更清楚。当然光伏这个行业本身是一个发展中的行业，还有很多问题、很多东西需要持续研究，并不是我们今天讨论就能得出结论的。但是如果通过今天的讨论，能够推动我们光伏行业下一步的发展，探索光伏行业下一步有一个更清晰、更好的路径的话，我觉得今天的讨论是有价值的。
我先按我的PPT跟大家简单的分享一下我们的一些认识。
关于新能源发展的新形势，进入到2017、2018年，中国的新能源发展已经进入了新的阶段，这也就是为什么国家要进行产业政策调整的重要的基础，新的发展阶段体现在哪儿？第一，风电光伏的装机规模都超过了1亿，截至到上半年，风电、光伏全国的累计发电装机规模从总量上讲已经超过了3亿。发电量，去年已经超过了4000亿，从总量上讲，今年将超过5000亿，而且新能源，不论从总量、还是从消费量都是全球第一，以前只谈装机，我们更关心的是电量。现在来看，其实从2015年开始，中国的风电、光伏的发电装机已经在全球第一，这个也是毋庸置疑，应该说中国确实在全球能源转型发挥了重要作用。
第二个进入新阶段标志，实际上从2016年开始，中国的风电光伏年新增规模已经超过了火电，而且在2017年仅仅光伏一个，就是仅光伏一项，还不说风电，仅仅光伏新增的装机规模也都超过了煤电，新能源已经开始实现了在增量对传统能源的替代，这是我们认为进入新阶段的第二个特征。
第三个特征，新能源进入电力市场成为必然趋势。国家发改委、能源局已经开始推新能源的市场化交易，也启动了分布式发电市场化交易试点，去年能源局下发了“关于富余可再生能源电量的跨省跨区市场化交易”，这些文件，包括刚刚王老师说的发改委、能源局刚刚发的这个文件《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》，这个文件是没有单独提分布式市场化交易的，分布式市场化交易应该是电力市场、市场化交易的组成部分，所以我们后面一定要澄清，其实无论是分布式电源市场化交易还是分布式是电源净电量计量，这两处的分布式电源并不是一个内涵，所以现在谈分布式电源最核心的一个问题是要弄清楚到底什么是分布式电源，才能讲什么是分布式电源市场化交易的、什么是分布式电源净电量计量机制。所以第三个就是开始逐步进入市场化交易为主的阶段。进入市场所有的电是公平的，不存在单独的分布式电源的市场化交易，也不存在单独的煤电的市场化交易，也不存在单独的水电的市场化交易，进入电力市场大家就电的属性来讲是一样的，公平的，就是在一个完全的市场的环境下来参与交易。现在大家在讲新能源平价、讲成本的下降、讲技术的进步，的确去补贴是新能源发展的必然趋势。其实中央政府出台新能源补贴政策的初衷是，补贴新能源产业终级目标是要实现新能源产业去补贴，能够进入市场，但是完全进入市场可能有一个过程。所以第三个，从方方面面释放来的信号来看，第三个特征就是我们的新能源面临着进入市场化的要求。怎么进入市场化？大家都纷纷在出主意。从进入电力市场来讲，电是没有差异性的，进入电力市场就应该公平竞争，所以确立很高的保障小时数跟进入电力市场本身就是矛盾的，后面我们还会讲。王老师刚才提到顺价的概念，顺价是什么？我理解，顺价就是进入电力市场，没有终端目录电价，没有目录电价，没有上网标杆电价，竞价上网，竞价售电，这就是电力市场，也是国外真正配额制的基础。美国的配额制是什么？实际上是基于电力市场的配额，有电力市场才有的配额，我们现在要搞的是电力市场还没有完全建立、电价补贴还没有取消的配额。我们也一直在讲，关于可再生能源的补贴政策国际上是有两套激励政策体系的，一个就是以德国为代表的电价补贴，第二个就是以美国为代表的配额制。配额没有补贴吗？看你怎么讲，其实配额是有补贴的，是一种暗补，跟电价补贴的来源一样，其实都来源于用户。我们电价附加分摊，《可再生能源法》里规定是全部的用电量要分摊，配额制实际上也是一样，通过电力市场，也就是顺价也是由全部用电承担。所以严格意义上说配额制实际上也是一种补贴制度，高买高卖，最终还是由用户承担。
所以可再生能源通过配额、通过绿证交易的钱，最终还是由所有的用电用户分摊，所以说配额制和固定电价补贴是两个不同的体系，实际上都是有补贴的，只不过固定电价是明补，你说政府拿了钱了，其实补贴是由所有的用电用户通过电费附加分摊的，严格意义上说我们财政没拿钱。国外通过配额，实际上也是通过终端用电用户来承担这块的附加。我们国家，很多机构，包括发改委能源所，很早就在研究可再生能源激励政策，大家通过比较研究，一致认为这个固定电价，电价补贴绝对比配额制政策对可再生能源的激励力度要大，这个通过英国的例子也可以得到验证，英国最早搞配额，新能源发展不快，所以现在改为电价补贴政策。
经过研究，大家发现配额制还有一个毛病，配额要设一个上限，在可再生能源技术发展很快，成本下降空间很大的情况下，谁也没有那么高的预见性能制定出一个合理的配额目标。但如果配额制目标制定的不合适，定的目标定低了低，实现配额目标后，配额反而一定程度上成为抑制可再生能源进一步发展的障碍。所以研究中国可再生能源激励政策选择的时候，我们选择了电价补贴政策没有选择配额制。现在我们搞配额，是基于可补贴政策没有取消背景下的配额制，不是美国的配额制。如果真的搞绿证交易，真的要顺价，一定是意味着可再生能源的电价补贴就得取消。现在配额政策出台难在哪儿？难在决策，在国际惯例上，可再生能源的电价补贴和配额制一般不混用，因为两个政策的设计的原理实际上是一样的，只不过做法不一样。所以在现有的电价补贴基础上，中国的配额制一定不同于美国的配额制。所以，现在的问题是在电力市场化改革的要求越来越高，步伐越来越快的情况下，我们合不合适在电价补贴没有取消的情况，去搞一个带绿证交易的配额。我说的不一定对，实际上是这么一个概念。
第二个，新能源消纳形势好转，但是局部地区新能源消纳形势依然严峻。这里说两句，第一句，大家不要以为电网是万能的。2017年我国新能源消纳形势好转，为什么2017年新能源电力消纳明显好转，我们计算的结果其中贡献率50%是通过富余可再生能源跨省跨区的现货交易实现的。这就涉及大家现在争论比较多的另一个问题，到底在现在已实现规模化、装机规模已经超过几个亿的情况下，新能源既保量又保价，到底可不可能？合不合理？
2017年的结果，实际上是一个保量不保价的结果，也就是说2017年形势根本好转，一方面，确实从调度运行上做了一些工作，电网后面还会继续，但是50%的贡献在于富余可再生能源电力的现货交易，这个量不小。当然我们去年的用电形势好转也是一个重要的贡献。大家也有人质疑，说你们电网公司用得着跨省跨区吗，为什么不搞省内的现货交易呢？风电、光电利用小时数那么低，跨省跨区送不合理，你们是不是为了赚输电费才这样做？但我要告诉各位的是省内的发电权交易或者现货交易，电网公司没有主导权，由地方能源主管部门来做。为什么只能搞跨省跨区呢，因为电网公司跨省跨区这块有一定话语权、有一定能力去做这个事的，所以就会出现富裕可再生能源的跨省跨区的可再生能源的现货交易。
还有一个，也有人质疑，能源局不是一直要求就近消纳吗，你们为什么还要跨省跨区消纳？这个地方我也要说明一点，这也是对传统观念的挑战。我也认为就近消纳是非常好的。但新能源如果真的是按我们理想模式发展，就近消纳而且不弃光、不弃风，其结果就是新能源就不要搞那么多那么快啦。西部为什么那么多弃风弃光，是因为开发规模超出了本地的消纳能力，就近消纳消纳不了。2017年我们甘肃、新疆可再生能源发电量占用电量比例达到20%，但你做研究的时候会发现，2020年新疆、甘肃的如果弃电率控制在5%以内，这两个省的消纳比例反而下降，所以我要说明的是，现在甘肃、新疆，包括内蒙，这么高的可再生能源的比例，实际说是靠弃风、弃光弃出来的。因此，中国新能源还要继续发展，继续扩大规模，我们做的研究结果跟王老师的一样，2030年实现10亿的风光装机我们认为是完全有可能的，但是实现10亿的开发规模而且基本不弃风不弃光，就必须依靠跨省跨区的消纳，如果没有跨省跨区的消纳，就近消纳而且不弃光的话，中国新能源的开发规模无法达到10个亿。既要继续规模化发展，又要基本不弃风不弃光，还要就近消纳，实际是不现实、不科学的，这是认识的问题。
要实现新能源大规模的替代，未来一定要扩大跨省跨区的新能源消纳。我们传统概念也没错，就近消纳是最优的，但是如果从全国的规模来看，因为对于一个特定的电网、特定的电源结构，新能源消纳是有上限规模的，要不然把整个电源结构改掉。也许有人说德国、西班牙有高的，请大家看一下，别人的电源结构和我们不一样。如果能把所有的煤电换成气电、调节性能好的水电，多装点抽水蓄能我们也可以实现，但是有这种可能吗，是不是最优呢？
第三，新能源参与市场已成为必然趋势，包括可再生能源的直接交易、发电权改易，刚才我讲过，市场化交易实际上就是要进入市场，进入市场没有特殊身份，现在国外不论是德国还是西班牙、欧洲的一些国家，可再生能源进入电力市场，包括英国可再生能源是不是裸进，我们要关心的另外一个问题是国外可再生能源怎么进入市场，国外现在所有的国家，实际上都没有完全的取消对可再生能源的补贴，有的从明补变成暗补，因为可再生能源跟煤电还有一个重要的区别，进入电力市场以后，即使发电成本低于煤电也不具备跟煤电的竞争力，因为发电出力不可控，而煤电的出力可控，在电力市场里面是要支付系统成本的，就是说将来我们真正的电力市场一定会有一个辅助服务市场，发电出力的波动一定要支付容量费或平衡费。所以现在国际上也没有任何一个国家，新能源完全去补贴，可再生能源直接进入市场直接带来的影响是什么？压低火电的电价，带来的直接结果就是倒逼火电厂退出运行。在2015年左右，有一些媒体上报道过，在欧洲一些国家，出现新能源进入电力市场后，火电厂直接退出运行的。当然目前的电力系统火电厂完全退出运行，系统是没法运行的。后来这些国家调整市场规则，新能源大量进入市场后，设计出了市场溢价，英国搞差价合约，这些是新能源进入市场大家要关注的问题。
因为我们可再生能源、新能源进入了新的发展阶段，我们产业政策也必须进行调整。第一是开发规模管理政策调整，集中体现在”5.18”和”5.31”两个政策，我们认为这两个政策的核心就是拿补贴的项目都要受规模限制。王老师刚才也说了一个数，说国家今年给的分布式电站的规模是1000万千瓦，上半年已经超过这个规模了，下半年没有空间了，我不这样认为。我们统计的数字，目前国家已经核准未建，以及核准在建的风电、光伏发电项目加起来还有1个亿。今年的市场我们预测，今年光伏新增规模肯定要比去年低，但今年的光伏新增装机达到4000万千瓦是大概率，这个难度并不大。而且据统计，国网不含蒙西电网、不含南方电网，1—6月份光伏累计装机规模已经超过了风电。所以我们认为531对光伏行业长远发展来讲，应该是一个好事，而且没有说光伏就完全没有新指标、没有新增规模了，下一步进一步要讨论的问题是，没有补贴的情况下，能源局现在也在研究，光伏项目的开发应该怎么管理。取消补贴是要有一个过渡，过渡期第一步就是通过竞价获得项目开发权，就是类似于现在搞的领跑者项目，第二步，项目都不用招标了，直接进电力市场，直接竞价，哪还有1800小时这一说啊，进入电力市场没有1800、1600小时的保障小时数之说。我们真的很感谢新能源司，应该说没有新能源司就没有中国新能源发展的今天。配额制为什么难出台？原来配额制很简单，就是解决消纳问题，争取在在补贴没取消的情况下把消纳解决了，然后在一个新的平台里推进新能源进入市场，这是一个很顺的过程。但是也有些专家也觉得，只要电网公司努力，消纳就不是问题了，配额只解决消纳问题太轻松，希望配额还能把补贴的问题解决了，希望赋予配额制更多的责任。但是我现在要说，如果没有“5.31”、“5.18”这个政策，从源头上做不到新能源的有序开发，弃风、弃光问题无法根本解决。在新增规模完全不可控的情况下，要实现不弃光、不弃风，我敢说神仙也做不到。就像我们现在为什么会出现补贴拖欠？根本的原因是算补贴的人都不知道拿补贴的项目有多少，不知道补贴需要多少。开发规模不受规模限制，补贴拖欠也永远无解。消纳问题实际上也是类似。我说的对不对大家可以思考一下，也许不一定对。
第二个，多种形式鼓励新能源参与市场。刚才也讲了，包括分布式发电市场化交易，后面我们还会讲，待会儿讲净电量的时候把什么是分布式要好好掰扯掰扯，分布式市场化交易到底是什么概念。
第三个，补贴退坡，适时启动可再生能源配额。这个配额要么一次到位，取消电价补贴实行绿证交易，跟美国一样走市场化；要么就搞中国电价补贴政策不取消背景下的配额，绿证不带钱。有的人觉得绿证带钱交易，配额定的高高的，对可再生能源是有好处的，但是大家忘了，我们可再生能源最终是要进入一个电力市场，进入竞争的，新能源装机规模已经超过3亿千瓦，怎么可能做得到保量保价。保量保价的时代已经过去了，我说句大家不爱听的话，这种思维已经不适合现在新能源发展和改革的形势了。所以需要适时启动可再生能源配额制。现在要决策的是，我们是先搞一个过渡的配额制还是搞一个一步到位的配额？一步到位的配额制意味着取消电价补贴。过渡的配额制，补贴该拿拿，绿证别带钱，配额解决消纳问题。当然我说的不一定对。
第二部分，电网服务新能源消纳的一些实践。我因为一直在做每年的国家电网公司的新能源发展的白皮书，所以有些数据是有的。我们认为新能源并网消纳问题绝不是轻轻松松发一个文就能解决的，也不是电网公司一家就能解决，确实还是需要各方的共同努力。电网能做的，第一个，并网和送出工程。我也想回应一下，王老师提到为什么大型地面电站的送出工程和站外升压站目前主要由光伏项目开发商投资？为什么不按照《国家能源局关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》执行，电网企业为什么不建，为什么回购的比例那么低？我想说明一下，其实电网公司是明确发了文，要求网省公司严格执行这个政策的，但是为什么会出现一些发电企业投资建设光伏电站送出工程和站外升压站呢？这里面有两个原因，第一个，电网企业的投资管理与光伏电站投资管理模式不同。电网企业是一个央企，所有的输变电投资，要求纳入头一年年度综合计划，就是说所有的需要建设配套电网工程的项目要进入头一年的综合计划，也就是说应在一年以前应该在电网公司有备案。而光伏项目建设周期短，项目开发建设一般没有严格的规划计划。第二个，国有企业所有的物资采购必须招投标，在头一年综合计划里面纳入了大的项目才能在第二年的物资采购中去招投标。而且招投标过程正常程序需要三个月。所以实际情况是不是电网不投，而是光伏电站项目要抢“630”，着急并网抢电价。所以往往是电站项目业主一算账，我自己出点钱并网抢到电价、提前发电的电量收益要高于那点送出工程和站外升压站投资，就自己提前建了。有些事情民营、私营企业可以做，国企做不了。所以就会出现有些发电企业自建的情况，我们了解多半是这种情况。这是第一个问题，不是电网不建，电网严格按照程序做，按照规范的操作程序来做，建的慢。未来我想，咱们民营企业的投资管理、建设管理也会更加规范严格一些。
第二个问题，大家说我建了，让你收购，你为什么不回购？这个不是电网不回购，电网也在研究制定办法，回购可以，但要符合电网建设、运维的标准。电网里面所有的设备都是带编号的，新设备要进来，就必须符合电网管理的要求。这里面最大的问题就是，能不能满电网收购的要求，满足要求按道理讲是可以回购的。可能又有人说了，要你回购、要你掏钱就对我们这样那样提要求，有些地方人家是白给的，电网怎么就接了呢。的确，有的地方政府要求送出工程和站外升压站建完后交给电网公司运营，电网公司怎么就没事了呢？其实电网公司也不是没事，也按需要按照设备的运维要求进行改造。当然也不排除有些地方基层单位在新能源项目接网中有一些不合规的做法。
第三，加大跨省跨区的通道建设。去年就是“两交五直”，这里面又带来一个问题，大家对电网垢病比较多，说你们电网特高压建了那么多，也没送清洁能源，送的最后都是火电，你们搞什么搞，就是打着输送清洁能源的名义送火电，这个东西也希望大家理解一下。第一，风电、光电是波动性的电源，从现在输电技术来讲，从技术来讲，虽然现在我们在研究混合输电技术，想解决这个问题，但目前技术上很难实现一条通道专门送风电光电。另一方面，条线路专门送风电、光电也不经济，因为风电、光电等效满负荷利用小时数低，达不到输变电线路设计要求的小时数。总有些人认为点对点送清洁能源好，这个观念我觉得也需要改变。随着新能源规模扩大，真的不要强调点对点，点对点送电对新能源没好处、对电网运行也不理，所以现在强调网对网送电。是不是消纳清洁能源唯一的标准，我觉得就是某个省你通过外送电量，弃风弃光相比下降了多少。
提高系统灵活性也在做，比如完成火电机组改造。现在火电机组改造进行的比“十三五”规划目标低很多，这也就是为什么现在储能这么热。火电机组运行这么多年，它还是有很多大家很难想象的复杂问题，不是有些人想象的，把它废了就完了，不是那么简单，得有一个过程。
第二个，放开发用电计划，甘肃基本上放开了，加强水火电的联合优化运行，建立调峰的辅助服务市场。
最典型的，为什么弃风弃光去年比较好转？西北电网确实做了一些工作。建立区域旋转备用的共享机制。以前我们以省为平衡单元，每个省自己分别留备用的，去年他们打破了这个惯例，比如甘肃、新疆在全网共享他的备用容量，在本省内不留备用，对减少弃风弃光发挥了作用。然后跨省跨区的互济，检修安排的优化等。可能大家觉得还不够，当然下一步还有一些工作要做。这里面也做了一个测算，我们对2017年新能源消纳提高、提升的贡献度我们也算了一下，大概是市场交易贡献度最大50%，然后是优化调度，大概贡献率是23%，然后是去年整个电力供需形势比较好，用电增长的贡献度大概是18%这样一个概念。
第三部分，对于实现高比例新能源消纳的思考，我们刚才也讲了，新能源消纳一定是一个系统的工程，不能说新能源消纳的事情就是电网的事，因为电网只是一个平台，本身用电很小，最终还是通过用户消纳新能源。
关于高比例新能源消纳的几个思考，第一个问题，后补贴时代项目管理，这是我们马上面临的一个问题，现在是不拿补贴的项目不受规模限制，将来没有补贴了项目怎么管？我们认为第一步要通过竞争获得项目；下一步就是直接竞价，按照国家规划，哪里可以建你就在哪儿去建，谁建都可以。过渡期就是跟电网签长协，将来可能就是直接进入电力市场，直接去竞价。但是现在讨论的问题，对于没有补贴的项目将来在“十四五”“十五五”规划要不要有一个总量规模的盘子，需要不需要规划指导项目开发。怎么看这个事呢？我们认为将来风电、光电的项目管理最终是跟火电类似的。
第二，适应大规模电网开发的未来电网发展的格局，这就是就近消纳和长距离跨区输送的协调问题。我们一直在讲，大家都研究国外的新能源发展，2010年欧洲成立了欧洲输电联盟，连欧洲都认为，将来随着可再生能源规模的扩大，一定是要电网更加强大，要通过电网调剂余缺，而且对电网带来直接的冲击就是，电网将来的输电线路的利用小时数一定是要下降的。现在有些监管报告里面批评电网公司，输电线路利用率低，将来是不是也要批评煤电利用小时数太低了。其实，客观上，随着可再生能源占比的提高，未来火电合理的利用小数就应该降低，随着可再生能源并网的规模扩大，将来电网的输电线路的利用率也是一定要下降的。这是客观规律，但是我觉得我们很多认识并没有跟上。
第三个问题，关于弃风弃光的统计和计算方法，原来电监会出了一个文，提出采用标杆风机法来算。目前弃风弃光怎么算的呢？目前实际上是让各个发电企业报的，原则上是按照标杆风机法来测算弃风弃光。所以现在弃风弃光是一个计算值，而不是一个统计值，大家别太当真，是一个算出来的数，并不是一个统计数，因为弃风弃光是统计不出来的。
所以我们考虑，第一，关于弃风弃光的算法，如果对于小的区域标杆企业是可以的，采用多少个标杆风机是合理的需要研究。另一个问题是，即使弃光率下降，弃风绝对量仍然很大。去年弃风弃光率明显的下降，尤其是上半年全国弃风弃光率降到8%左右，但是大家看绝对数，实际上弃风弃光绝对量还是挺大的。我们将来开发规模做到10个亿，即使按照5%合理的弃风弃光算，我们弃风弃光电量超过1000亿，这种概念对我们行业发展是有利还是没利，需要不需要重新考虑我们弃风弃光怎么算，是不是5%之内弃电的大家认为是合理的？超过5%的才算弃风弃光是否合理？我们不希望全额收购、没有弃风弃光成为我们新能源发展的障碍，所以我们也认为有必要对弃风弃光的计算统计方法和合理的弃风弃光率有一个明确说法，拿出来一个所有的相关方取得共识的数据，能够更好的引导新能源行业发展。别最后风电、光电发展的规模挺大的，最后一说，风电、光电弃光率那么高，一下子否定了咱们中国的风电、光电取得的成绩。
我简单回应一下王老师的问题，还有几个我也想说一句，特别是对净电量这个事，其实最早做分布式电源的时候就提过净电量，当时主要是发改委不太同意，为什么不同意呢，因为从我们国家的小水电发展来讲，小水电最早提出过也是净电量，因为净电量是直接抵扣的，他在销售电量里面是不出现的，带来的问题就是直接是国家税收的减少，所以对于水电，国家是不允许采用净电量计量，因为小水电的量是挺大的。但是为什么国外可以呢？大家一定要看国外净电量规定的电源是什么，不能把我们现在分布式电源的定义套在人家搞净电量的分布式电源的定义上，这不是一个概念，国外的适用于净电量计量的分布式电源第一有容量规定，我们研究过这个事，我没记错的话，大概是不超过500千瓦，就是说人家的分布式光伏是真正的户用，是真正的自发自用，跟咱们现在说的分布式就近利用、接入110千伏、容量不超过2万，不是一个概念，所以我们认为光伏等效利用小时数低，适合搞净电量计量，但是就要正本清源，什么是真正的分布式电源，一定是“自发自用余电上网”，跟咱们现在分布式概念有非常大的差别，所以澄清概念，我们认为也是非常好的。
第二个，王老师说那个，关于光伏-逆变器的容配比问题，这个问题我们也了解过，实际上是光伏电站的技术规范要求的。这个事情实际上很简单，搞光伏电站的人重新弄一个标准，电网就按标准来执行就行啦。包括上次去黄山开会，几个研究电站项目管理的光伏企业专家也提到这个事，做电站的专家有责任、有义务把它改了，电网按新的执行不就解决了吗，这不是问题。
我就说到这里，说的不对的地方请大家批评指正。谢谢！
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