国内光电发展存在的主要问题有：缺乏清晰的发展战略和综合规划。无论是国发[2013]24号文和国务院办公厅《能源发展战略行动计划（2014～2020年）》（以下简称国办发[2014]31号），还是国家能源局《太阳能发电发展“十二五”规划》（以下简称国能新能[2012]194号），都对光电发展蓝图给出了具体目标和宏观布局，对促进光电特别是光伏发电迅猛发展功不可没。国能新能[2012]194号文提出光电装机2015年和2020年分别达到2100万千瓦和5000万千瓦，国发[2013]24号文则提出2015年光伏发电达到3500万千瓦以上，国办发[2014]31号文又提出2020年光伏发电装机达到1亿千瓦左右。随着经济社会发展变化和市场变化，适时调整发展目标是正常的，把三份文件“一年一调整”，使得光电装机数量发展大幅度增加，但发展质量不高。突出表现为分布式光伏发电和光热发电发展目标难以实现，光伏电站大增却存在较为严重的“弃光”，“三北”基地部分地区的弃光率在20%以上。
这就反映出国家优先发展分布式光伏发电战略，在实施过程中遇到暂时困难时发生了战略路径动摇；也反映出国家对分布式光伏发电、光伏电站和光热发电三者的战略定位和发展路径，尚未形成符合中国国情尤其是电情的清晰的全面共识；还反映出行业内外至今还未充分吸取多年来大规模“弃风”的经验教训，即在“三北”基地大规模发展光伏电站，必须统筹规划落实好市场消纳、送出通道以及风电布局等，使光伏电站不再陷入风电发展困局。统筹协调乏力。主要表现在两个方面：一是政府部门间缺乏有效的统筹协调。资源普查、光电规划、项目核准、价格、税收、财政补贴、专项资金安排、标准、重大科技项目和示范等事项，分别由国务院多个主管部门行使，没有充分利用国家能源委员会平台建立起部际联席协调制度来统筹光电的行政管理，造成相互脱节。例如，包括光电在内的可再生能源发电发展目标并没有与国家财政补贴能力（即可再生能源发展基金，主要是可再生能源电价附加）进行统筹平衡，造成规划目标越来越高、年度指导规模越来越大，而财政补贴缺口也越来越大。此外，光电项目核准权限下放给省级政府后，国家有关部门主要依靠年度指导规模来调控，与发展规划脱节，也缺乏部际间有效统筹协调。二是部委内部也缺乏有效的统筹协调。突出表现在“三北”基地建设光伏电站与风电布局建设缺乏统筹协调，对当地电力需求及消纳能力、外部消纳市场落实及配套送电工程，以及项目核准时序都存在明显分歧，统筹协调不够，造成了既“弃风”又“弃光”的困局。
开发运营商业模式有待突破。分布式光伏发电是国家优先发展的方向，采用“自发自用，余量上网，电网调节”的方式。尽管中央给予了明确的补贴政策，大部分地方政府也根据各自实际给予了相应的地方补贴政策，但分布式规模小、点多面广、随意性大的属性，加上培育发展时间短，普遍存在着屋顶落实难、电费回收难、贷款融资难、并网接入难、质量保证难等问题。需要经历若干年不断地探索和创新，才能找到符合我国国情和各地实际的商业模式。光热发电目前正处于工程示范阶段，光热发电设备制造业基础薄弱，建设成本较高且难以降低，国家尚未出台明确的上网电价和补贴政策。需要国家尽快明确电价补贴政策，来促进光热发电大规模开发。
技术创新和产业重组乏力。技术创新能力仍显不足，产品同质化高，高端装备普遍依赖进口，高端技术研发与国外尚有差距。我国尚未建立起强有力的国家基础研究实验室和公共研究平台，更没有建立起技术研发的长效机制。研究力量分散，研究内容和方向既缺乏系统谋划，又缺乏有效的协作机制和信息共享机制，难以形成合力。国家投入不足，对知识产权保护重视不够，使得企业投资技术研发的积极性不高，多以简单模仿复制为主，导致产品同质化和价格恶性竞争。缺乏长时间的技术积累和企业发展经验，自主核心技术有待突破。光电产业优胜劣汰机制尚待完善健全，技术门槛低、产业集中度低仍是产业转型升级中亟需攻克的顽症。
法律法规亟需完善细化，市场主体权责利不平衡。《可再生能源法》原则性多、操作性不强，部门制定的条规和政策，或多或少考虑本部门利益的多，难以完全站在全社会高度与相关部门和单位进行充分沟通协调，既增加了部门之间工作协调的难度，又造成相互扯皮和责任难以追究。例如，《可再生能源法》第十四条提出国家实行可再生能源发电“全额保障性收购”制度，并明确规定了国务院能源主管部门等政府部门职责和电网企业的责任，要求电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量；同时应当加强电网建设，扩大可再生能源电力配置范围，发展和应用智能电网、储能等技术，完善电网运行管理，提高吸纳可再生能源发电的能力，为可再生能源发电提供上网服务。
实际上，我国电网规划和电网项目核准管理权限为政府能源主管部门行使，发电计划也是省级电力运行主管部门牵头制定，电网企业仅有电网规划建议权、电网项目申请权和发电计划建议权。如果“三北”基地光伏电站规划失当，本地区无法全部就地消纳，又无外送区外市场消纳及其配套外送工程规划，或者有外送工程规划却迟迟得不到核准开工甚至核准不及时造成不能同时投运，导致没有实现“全额保障性收购”时，应该追究谁家责任，缺少法理依据，配套相关部门条规也没有明确。这也是“三北”基地既“弃风”又“弃光”的重要原因。此外，国家为促进光电发展，相继出台了一系列具体细化的财税价扶持政策，但对电网企业却只有服务责任和投入要求，没有具体明确成本回收渠道。如国发[2013]24号文明确分布式光伏发电接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设，同时对分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用；国家能源局《分布式光伏发电项目管理暂行办法》（以下简称国能新能[2013]433号）进一步规定分布式光伏发电项目的接入系统工程以及因接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设，用户侧的配套工程由项目单位投资建设。免收系统备用容量费和相关服务费用将直接减少电网企业收益，国家对如何补偿没有具体说法，更没有具体渠道。增加的电网投资虽然可以通过国家财政补贴中“专为可再生能源发电项目接入电网系统而发生的工程投资和运行维护费用”渠道得到补偿，但既不及时也没有全额补偿。又如，并网光伏发电运行需要电力系统提供调峰、调频、调压和备用等辅助服务，主要由煤电等传统电源承担，在目前没有建立辅助服务分担机制的条件下，只能依靠行政调度命令强制煤电等传统电源深度调峰而相应增加成本。
国家补贴资金不足、发放不及时。电价补助资金落实不到位，加重了光电企业的经营负担。国家补贴资金不足反映出可再生能源发电总规模与国家财政补贴能力（即可再生能源发展基金，下同）或可再生能源电价附加的不协调、不平衡，也反映出国务院相关主管部门规划和政策制定出现了严重脱节。发放不及时则反映出管理和发放流程有待优化。
>
>
