大型光伏電站的平均投資成本約為11元/瓦，組件之外的電氣、施工、調試等成本占據近60%，發電成本為1元/千瓦時，約為同為可再生能源的水電的4倍、風電的2倍。
　　近段時間以來，由于我國光伏產業受產能階段性失衡、美歐“雙反”貿易調查所影響，擴大國內光伏市場，以確保作為最具民族競爭力之一的光伏產業平穩發展已成為當前最為緊迫的事情。相關部委也已出臺相關措施，推動市場發展。但光伏市場如何啟動、從何處切入、啟動步伐應該多快、配套如何跟上等都是值得探討的問題。
　 擴大國內光伏市場面臨六大問題
　　光伏發電是新鮮事物，需要一個被慢慢接納的過程。電源與電網規劃建設的協調、補貼機制的完善、光伏發電的經濟性、光伏補貼資金的來源、市場啟動的步伐，都是當前我國光伏產業面臨的嚴峻問題。
　　加快擴大國內市場規模已成為業界的共識，國家相關部委近期也頻頻發力，欲出臺相關措施促進國內市場加速發展。但由于光伏發電是新鮮事物，需要一個被慢慢接納的過程，如果發展步伐把握得不好，恐進入欲速而不達的窘境，反而不利于光伏產業的發展。
　 電源與電網規劃建設協調問題
　　光伏電站的獲利主要通過發電來實現，這將涉及電網的接入及電力輸送問題，即電源和電網建設問題。但光伏電源建設與電網建設不相匹配，光伏電站項目立項審批、設備生產及建設周期相對較短，一座20MW光伏電站從提出到建成僅需6～9個月時間，而與之相配套的電網項目從科研、核準到立項、設備制造、工程建設，一般需要2年以上的時間，這往往造成電源與電網建設無法匹配。特別是，目前我國大型光伏電站主要集中于西北部地區，而這些地方處于電網末端，電網基礎措施建設薄弱，且當地消納能力有限，因此光伏電力的消納需要遠距輸送至負荷中心，需要為層層升高電壓而配套新建一系列高壓、超高壓甚至特高壓輸變電裝置，才能將電輸送到幾百公里以外的省會甚至數千公里以外去使用。為此，國家除了要承擔光伏發電補貼之外，還需對電力的輸送進行補貼(網架建設)，同時還需協調好電源建設與電網的建設節拍問題。在電網建設尚未有效布局的情況下，貿然規模化啟動光伏電站建設，無序發展只會造成“曬太陽”現象的發生。
　　補貼機制的片面性問題
　　目前，光伏發電的補貼方式主要為度（千瓦時）電補貼或裝機補貼，補貼對象主要為電站業主方，但對配套端如電網、調峰電源等的補貼機制則有所欠缺。以電網公司為例，其收入主要來自發電環節與終端銷售環節之間的“價差”，因此對于電這種商品而言，如果質量好，價格適合，電網公司肯定樂于接納。但一方面由于光伏電力具有波動性、間歇性和隨機性等特點，光伏電力可能會給電網帶來一定沖擊；另一方面光伏電力的使用可能導致電網公司售電量的減少，但光伏電力并網工程的建設和維護卻全部需要電網公司負責，補貼卻沒有考慮到電網公司。擔著風險，還要倒貼錢，因此電網公司積極性自然不高。同理，對于調峰電源而言，由于為光伏電站調峰，使其發電利用小時數減少，出力減少，其自然有怨言。大規模發展光伏還將可能影響到其他常規電源如火電和水電的經濟利益。因此，大規模發展光伏電站，需從整個電力系統進行統籌，補貼機制的出臺應該做到能對電網、調峰電源建設等均起到促進作用。
　　光伏發電經濟性問題
　　光伏產品的最終用途是發電，其發展潛力不言而喻。但由于目前光伏發電尚不具備經濟性，其發電成本約為同為可再生能源的水電的4倍、風電的2倍。以今年的補貼電價為例，大型光伏電站的電價為1元/千瓦時，風電的收購價格約為0.5元/千瓦時，按當地脫硫標桿電價0.35元/千瓦時計，則光伏電力的可再生能源補貼約為0.65元/千瓦時，而風電的補貼為0.15元/千瓦時。從單位資金補貼可再生能源電量最大化的角度而言，大力發展光伏發電的經濟性有待提高。此外，從光伏電站投資看，目前系統平均投資約為11元/瓦，組件之外的電氣、施工、調試等成本占據近60%。這些成本主要與原材料、人力等有關，多為剛性，下降空間較小，因此即使組件價格下降為零，光伏電站初始投資成本仍將在6元/瓦，發電成本仍將在0.5元/千瓦時以上。光伏發電的平價上網(不再依賴補貼)預期，除了需要電池組件等成本持續下降外，還需要依賴傳統能源使用價格的提高，過程較為緩慢，因此發電經濟性問題的解決不可能一蹴而就。但我們應看到，東南沿海地區高峰時段的用電價格已高達1元/千瓦時以上，如果在這些地區推廣分布式發電，鼓勵自發自用、余電上網，無疑可極大緩解光伏發電的經濟性問題，因此光伏發電的應用還應考慮到從何處切入，以提高其經濟性。
　　光伏補貼資金來源問題
　　根據全球主要國家光伏市場發展經驗，度電補貼是最為行之有效的，補貼資金由電力用戶承擔，國家無需預算支持。目前，我國大型光伏電站建設的補貼也是采取此種模式，補貼資金主要來源于可再生能源附加費。2011年，每千瓦時電收取的可再生能源附加費為8厘，2011年發電量約為4萬億千瓦時電，可再生能源附加費約為320億元。但由于附加費由風電等可再生能源共享，而風電所占的補貼資金份額約為2/3，太陽能只能與生物質能等分享剩下的1/3。由于光伏發電成本的下降幅度較為緩慢，假定在2012～2015年之間建設的大型光伏電站度電補貼平均為0.5元/千瓦時，按西北部滿發1500小時計算，如每年的新增裝機量達到10GW，則每年將新增可再生能源補貼75億元，每年所需增加的可再生能源附加費達到1.8厘/千瓦時，再加上風電、生物質能的附加費補貼，壓力會非常大。事實上，目前可再生能源附加費就已存在較大的缺口，這兩年光伏電站的可再生能源補貼至今未發，已給光伏電站運營帶來較大困難，亟待解決資金來源問題。
　　市場啟動步伐問題
　　當前我國光伏內需市場較小，光伏產品銷售主要依賴國際市場。在外部貿易環境惡化的情況下，啟動國內市場已成為眾望所歸。但也應注意到，當前國內光伏產業主要的問題在于產能階段性失衡較為嚴重。2011年，僅我國光伏產能就已超過全球光伏市場需求，組件產能超過40GW(同期全球光伏需求約為30GW)，產量約為23GW，約占全球總產量的60%，而國內光伏需求量僅為2.7GW。啟動國內市場會涉及節拍問題，如果啟動步伐邁得過大，配套的措施如電網接入、補貼資金等恐跟不上，反而阻礙市場發展；過小則可能起不到穩定國內光伏市場的目的。特別是，由于國內產能過大，即使將年新增裝機量提升至10GW，與40GW的產能相比，僅能滿足25%的需求，無疑是杯水車薪。并且貿然向市場釋放這個信號，可能使得部分落后產能死灰復燃，也會催生一批新產能，不利于供需失衡問題的解決。因此若從產業平穩發展角度而言，市場的啟動應與產業規范相協調、發展節拍相吻合。應先規范市場，通過設置市場門檻淘汰部分落后產能，然后再擴大市場以切實達到救助產業的目的。
　 光伏產品的應用模式問題
　　光伏發電具有安裝靈活、無噪聲、無污染等特點，較適合在用戶負荷中心作為分布式電源使用。德美日等光伏市場發展較好的國家給我國發展分布式發電帶來很多可借鑒的經驗，但由于國情不同，需消化吸收再創新。如德國用電價格較高，且其家庭用電價格高于工業用電價格(德國居民和工業用電價格分別約為0.2和0.1歐元/千瓦時)，屋頂資源較豐富(容積率小)，在自家屋頂、農場、公共建筑等安裝光伏系統不涉及產權問題，經濟性較好，且可享受綠色能源，充分調動業主投資的積極性(類似電子消費品)。而由于我國用電價格和德國正好相反，工業用電價格較高，居民用電價格較低，從發電經濟性角度而言，更適合在廠房等工商業屋頂發展光伏系統。但因為光伏電站需運行25年，業主在廠房上安裝光伏系統可能擔心以后業務變更或轉型升級帶來的廠房使用問題，而租賃廠房的屋頂安裝光伏系統，又讓人擔心25年的屋頂租賃對廠房的使用有制約。此外對于租賃的方式，也有可能受到“電力專營”的條款制約。而對于家庭光伏系統，從經濟角度而言，如果在度電補貼的基礎上鼓勵自發自用，不利于提高家庭用戶投資光伏的熱情，需發揮太陽能光伏發電的外部經濟性，如節能、環保、低碳等，推動光伏產品從工業品向消費品轉變。因此，市場啟動需因地制宜，根據終端用戶的特點，施以靈活的激勵機制，培育多樣化的光伏市場。
　 應對建議
　　統一認識、完善補貼機制、落實并網運行機制是關鍵。
　  統一認識
　　一是充分認識太陽能光伏產業的戰略價值和重要意義，切實在國家能源經濟和社會可持續發展的總體部署中予以統籌考慮，貫徹落實《可再生能源法》，電網優先收購光伏發電量，并將可再生能源附加費從目前的8厘錢提高至1.5分錢，解決可再生能源資源來源問題。二是從國家層面加強組織管理，明確產業管理分工和職責，形成合力。由工業和信息化部負責行業管理，規范產業；國家能源局負責光伏產品應用，擴大市場；其他部委根據其職能進行協同配合，建立多部委聯席會議機制，從各個層面協調解決產業發展過程中的問題。三是做好市場啟動的頂層設計，市場的啟動節拍應與產業的規范相協調，與節能減排、擴大內需、環境改善相統籌，定標準、立目標、明程序逐步有序推進，在西北部地區推行大型光伏電站建設，在東南部地區建設分布式發電站。
　　完善補貼機制
　　一是實行靈活的補貼機制。根據系統容量和用途的不同，分別采取度電補和裝機量補的形式。對大型光伏電站、在工業園區等廠房建設的光伏電站等，實施度電補貼；對在學校、醫院、政府機關等公共設施或家庭屋頂建設的光伏系統實施裝機量補貼。二是發揮光伏發電外部經濟性優勢，將太陽能產品納入節能產品惠民工程，拓展太陽能產品的節能、環保、低碳的時尚生活理念，引導太陽能產品由工業品向消費品轉變。三是實施稅收抵免政策，統籌考慮光伏電站、電網公司和調峰電源的利益，對為可再生能源的接入和運行而進行的投資，包括電網和調峰電源的建設等，給予一定額度的稅收抵免。根據調峰電源出力情況，與光伏電站按一定比例分享可再生能源補貼。四是實施強約束機制，推進可再生能源配額制。強制要求電網公司每年交易一定比例的光伏發電量，發電集團每年配套一定容量的調峰電源，比照碳交易模式，建立可再生能源配額交易市場。五是支持社保等資金進入光伏領域。光伏電站具有初始投資大、現金回流穩定等特點，適合社保等穩健性資產的投資需求。
　 落實并網運行機制
　　一是科學制定各地區光伏發展規劃，做好各地太陽能資源普查工作，統籌考慮能源資源、電源結構、輸電廊道等因素，做好各地光伏和電網發展規劃，簡化光伏電站并網工程核準手續，適當超前核準光伏電站并網工程項目。二是完善相關標準規范體系建設。做好光伏產品、光伏系統、電網接入等相關標準規范的制定工作，提高檢測水平，不斷完善配套體系建設。三是做好電源和電網企業的銜接工作。電網企業應參與光伏項目前期及后期的電網接入申請和驗收工作，按照電網發展規劃和光伏發電發展規劃的要求，制定接入系統方案。同時，雙方按照電網接入技術標準和規范，嚴格驗收接入工作，做好光伏發電并網后的負荷預測和電力系統穩定分析工作，合理安排運行方式，提高調度管理水平，保障電力系統安全穩定運行。