3.2、光伏发电并网方式
目前光伏发电主要有两种并网形式：集中式并网和分布式并网。
集中式并网的特点是所发电能直接输送到大电网，由大电网统一调配向用户供电，与大电网之间的电力交换是单向的。此方式适用于离负荷点比较远的大型光伏电站并网运行。
分布式并网的特点是所发出的电能直接分配到用户负载上，多余或者不足的电力通过联结大电网来调节，与大电网之间的电力交换可能是双向的。适于中、小规模光伏发电系统，特别适用于与建筑相结合的光伏发电系统。
通过66kV及以上电压等级接入电网的大型光伏电站以专线形式接入电力系统的变压站，进入公共电网；通过10～35kV电压等级接入电网的中型光伏电站以T型连接方式接入公共电网，原则是光伏电站的容量应小于公共电网线路最大输送容量的30%；通过380kV电压等级接入电网的小型光伏电站可直接接入380V配电网，其容量应不大于上一级变压器供电区域内最大负荷的25%。
3.3、光伏发电并网的电价政策
国内目前对于光伏发电上网电价依然执行国家发改委制定的全国统一的太阳能光伏发电标杆上网电价。该项政策规定：对2011年7月1日前已核准且在规定期限建成投产的光伏发电项目核定上网统一价为1.15元/kW·h；否则上网电价一律按1元/kW·h执行。
对于通过特许招标、享受中央财政资金补贴等确定的光伏发电项目，其上网电价按不高于光伏发电标杆电价或按当地脱硫燃煤机组标杆上网电价执行，并辅之以全国征收的可再生能源电价附加费分摊进行补贴。但是业界普遍反映全国统一电价未能按照资源分区，同时也没有区别考虑到技术性差异。对于补贴的年限也没有具体规定，且政策调整存在不确定性，并未将其与发展规模建立合理的联动机制。
因此，有必要参照风电上网电价政策制定新的光伏发电上网电价支持政策，可考虑将全国划分为4类太阳能资源区，相应的光伏发电标杆电价分别为0.75、0.85、0.95、1元/kW·h。同时规定电价执行期限设为20年，期满后执行脱硫燃煤标杆电价并逐步调整电价标准，通过全国征收的可再生能源电价附加费解决光伏发电高出当地燃煤机组标杆电价的部分。通过上述一系列举措，一方面保障了光伏发电企业的收益，降低其对未来市场波动而引发的风险系数；另一方面，进一步分摊了风险成本，由电网公司和消费者共同承担。
4、现阶段电力体制下光伏发电问题及其对策
通过以上分析可知，现阶段光伏发电接入大电网运行还存在如下问题：
（1）风险承担主体不明确
全国统一的上网电价政策和全额收购光伏发电量，将风险承担主体转接成了各电网公司。收益与风险联动机制未能形成，各电网公司的积极性无法调动。
（2）价格引导机制缺失
在统一上网标杆电价的基础上，各光伏发电企业的收益得到了保证；但是降低了企业参与市场的热情，加之未能与电能质量调节发电厂形成合理的协调机制，易形成“窝电”现象，更有甚者造成“弃光”。
（3）光伏发电企业的内动力不足
统一电价下，光伏企业收益水平完全依据所处地区的太阳能资源，不能对所有的光伏发电企业进行激励。同时，因为光伏发电企业无需考虑所发电能质量问题，也不承担任何风险，因此光伏企业的技改意识淡薄，企业发展的内动力严重不足。
（4）协调机制不完善
太阳能是一种随机性、间歇性的能源，光伏发电企业不能提供持续稳定的输出功率，发电稳定性和连续性较差。当光伏发电并网后，为保证电力系统实时平衡和电网安全稳定运行必须调用相应的电能质量调节发电厂参与。但是由于光伏发电的收益方只有光伏发电企业，因此，各方的主观能动性较差，相互之间的协调机制有待完善。
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