【中玻網】大型光伏電站的平均投入資金成本約為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，約為同為可更新能源的水電的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，以確保作為較有民族競爭力之一的光伏產業平穩發展已成為當前較為緊迫的事情。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、非常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，因此電網公司積較性自然不高。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
　　
　　光伏產品的較終用途是發電，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更新能源的水電的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，則光伏電力的可更新能源補貼約為0.65元/千瓦時，而風電的補貼為0.15元/千瓦時。從單位資金補貼可更新能源電量非常大化的角度而言，大力發展光伏發電的經濟性有待提高。此外，從光伏電站投入資金看，目前系統平均投入資金約為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，光伏電站初始投入資金成本仍將在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，無疑可非常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。