2015年以来，关于可再生能源发电补贴，行业内部和社会各界都有很多讨论和争议。这里从补贴需求角度进行了测算，如果未来可再生能源电价补贴仍全部来源于可再生能源电价附加，考虑2020年风电装机2.2亿千瓦，光伏装机1.2亿千瓦，按照当前煤电、风电、光伏价差不动的情况，“十三五”期间电价附加需要调整为2.5分/千瓦时。如果可再生能源发电规模再增加，则电价补贴需求更大。
补贴问题是当前光伏发电发展面临的严峻问题之一。在1.5分/千瓦时的可再生能源电价附加水平下，补贴资金的总量不够，未来面临资金持续性的挑战，对于光伏发电开发企业以及再向往上追溯到制造企业，补贴资金发放延迟极大地影响了行业的持续发展，如2013年8月之后并网的发电项目很少拿到补贴（只有部分分布式项目获得了补贴）。
资金持续性挑战可能是长期的，可能得解决途径需要多方面探索，如提升可再生能源电价附加标准，适度调高1.5分/千瓦时的可再生能源电价附加水平，但也存在时机问题，如可以借助近期煤电价格即将下行的空间，将其中一部分给予增加可再生电价附加，2015年年3月煤电标杆电价下行2分/千瓦时的空间直接传导到消费侧，这一次希望有一定的空间给予可再生能源电价附加。
另外扩充可再生能源基金的资金来源渠道也非常重要，财政安排一定的资金，对资金缺口进行补充。此外还可考虑通过环境税、碳交易、化石能源的税费形式提升化石能源的成本，碳交易已经提上了日程，其他可能的税费等措施在“十三五”期间全面实施的难度较大，从影响规模看，即使这些措施开始实施，但“十三五”期间对化石能源成本提升的幅度是有限的，不会对可再生能源补贴需求造成特别大的影响。
从解决近期光伏发电补贴问题的措施看，首先是项目获得补缺资格的认定问题，日前国家能源局颁布了《关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知》，总体思路是通过信息化的管理，将来替代目录资格的审核，即对于可再生能源发电项目，在国家指导规模范围内，经过正常的核准或备案、建设验收、并网售电，就自动获得补贴资格。如能够将资金持续性问题和补贴资格认定问题解决，补贴资金发放延迟问题就自然而然得到解决。
发展环境与新形势
放眼全球，未来光伏发电需求增加是趋势。要启动和规模化发展太阳能发电市场，都或多或少地存在不确定性因素。2014年11月，我国政府宣布了到2030年非化石能源占比达到20%的目标。在分析各项非化石能源可能达成的规模以及优势和限制因素之后，得出的结论是，实现目标的关键在于风光，缘由是相对其他非化石能源，风光的制约因素较少，此外政策机制还可以显著影响风光发展节奏。从需求看，要实现2030年20%的目标，到2030年至少要达到4-5亿千瓦风电装机规模以及至少4亿千瓦太阳能发电装机规模。
但是近期发展形势又异常严峻。2015年前三个季度GDP同比增长是6.9%，电力消费同比增长0.8%，电力需求增长有限，影响了近期可再生能源发电发展空间，面临电力消费增速放缓的情况下如何实现能源转型的问题，如何跨过最为关键的“十三五”这五年，这也是“十三五”规划研究中面临的难点。
另一方面，目前也面临着很好的机遇，最重要的是电力体制改革方案持续推进，电力体制改革方案和相应的配套政策为可再生能源发电包括光伏发电发展提供了新的政策机制基础和平台，许多政策和机制可以依据电力市场化目标进行全新的设计。
解决问题与路径
对于大型光伏电站，近期要解决规模化发展与电力消纳之间的矛盾。毋庸置疑的是，光伏发电市场发展不能单纯以装机多少为标准，而应以电力的贡献量标准，光伏装机目标从1亿千瓦提升到1.2亿千瓦，再提升到1.5亿千瓦，发电量的贡献也应有相应比例的比例，如果发电量数值没有相应的提升，则存在资源的浪费。同时，合适的光伏发电发展规模也需要兼顾制造业和整个产业链的健康发展。
对于分布式光伏，近期重点是解决制约分布式光伏发展的商业模式和投融资模式的问题，结合电改可以在售电环节机制进行相应创新，如直接交易模式。另外，在“十三五”期间，要启动民用建筑分布式光伏市场，虽然经济性会略差，但是实现光伏发电目标，需要适时启动这一分布式光伏的重要市场。
对于光伏产业发展，技术进步、降低度电成本是长期挑战。我国政府在2014年颁布的《能源发展行动计划》中提出了2020年度电成本目标，即在2020年实现光伏发电销售侧平价上网，这一目标实现的可能性较大。光伏发电成本经济性挑战仍然是存在，尤其是制造业，尚需整个行业共同推进。
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