但值得警惕的是，新一轮光伏技术竞争已经悄然开启，欧洲正在布局电池组件转换率达到20%，欲抢占制高点，而中国企业的精力却在下游电站开发，有更多的企业还在谋求进入，业内人士呼吁警惕新一轮产能过剩。而且，小企业的不利局面将进一步加剧，补贴、土地、限电“三座大山”压力仍存，将继续蚕食电站利润。
此外，据了解，我国可再生能源电力发展，直接得益于价格和补贴政策，资金主要来源于可再生能源电力附加，经历了五次调整后目前是1.9分/千瓦时，国家最后一批发放补贴的项目2013年8月底前并网的。2015年基金补贴约500亿元，但累计缺口约400亿元。“拖欠2年多不发放，电站投资收益比预期下降0.5%，相应电价成本推升2.5分/度。”王勃华表示，短期内缺口无法填补。
虽然当前第六批可再生能源补贴目录申报终于启动，但今后资金的持续性仍令人担忧。根据国家发改委能源研究所研究员时璟丽的测算，按照2020年风电4600亿千瓦时，光伏1600亿千瓦时，风电、光伏与煤电价差不断减小，附加应收尽收，当前附加需求为3.1分/千瓦时，光伏补贴需求占比40%左右。
限电的问题同样严峻。数据显示，2015年国家电网调度范围内累计弃光电量为46.5亿千瓦时，弃光率12.62%，全部集中在西北地区的甘肃、青海、新疆和宁夏四省区。其中甘肃弃光率达到30.7%，新疆为22%。
“两年限电20%的情况下，一类资源地区电价需上升4分/度，二类资源区电价需上升2毛/度。新能源与化石能源的利益博弈、可再生能源全额收购没能有效落实、电网建设不配套是限电重要因素。”王勃华称，经济下行压力下限电问题严峻，短期内无解。
此外，土地性质及土地税费的问题也显在化，由于相关部门评定标准不一，耕地占用税、土地使用税等影响提升光伏发电造价成本，而且地方性的赞助和产业投资比比皆是，一些地方甚至把项目分配给关系户。
王勃华算了笔账，地方性赞助和产业配套投资造成电站投资成本增加0.2—0.3元/瓦，耕地占用税如按10—20元/平方米一次性缴纳计算，二类和三类资源区电站建设成本增加2-3毛/瓦，电价成本平均增加3分/度。此外，电站的汇集站、升压站、线路及间隔等由电网公司大部分采用无偿回购的形式，造成电站建设成本增加；以100MW电站项目为例，可造成成本提升2毛/瓦，电价成本增加2分/度。
多部门酝酿“降成本”组合拳
国家能源局发展规划司副司长何勇健在日前召开的“2016中国能源发展与创新论坛”上表示，当前需要一个相对合理的能源价格和电力价格来支撑中国经济的可持续发展，光伏发电要保持适当的发展速度，而且降电价是必然趋势，必须倒逼成本下降，优胜劣汰，这才是新能源能够可持续发展的基本条件，
“目前十三五趋势，随着发展形势和光伏发电成本下降，电价水平将降低，力争2020年实现用户侧平价上网。”时璟丽也认为，达到预期目标需要解决限电问题，并且推动产业进步，此外全额保障收购目前正在征求意见，将缓解和解决非技术性限电问题，向市场化过渡打基础。而分布式光伏需要尽快探索出答案的关键问题商业模式和投融资模式，下一步发展结合电改在售电环节机制创新，启动民用建筑分布式光伏市场。
据她测算，土地费用在初始投资中不高于0.5元/千瓦时，运行期不超过1元/平方米，体现在发电成本上是0.04-0.05/千瓦时。而金融环境利好可期，如果融资成本利率再降一个百分点，电价需求降低约0.03元/千瓦时。此外，税收政策也需要争取，税收增值税即征即退50%，电价需求降低约0.04元/千瓦时。
记者了解到，今年国家发改委、能源局将通过实施领跑者计划、竞争电价政策引导企业降低光伏成本，正和财政部、国土部、税务总局、国开行等部门协调出台补贴、土地利用、税收、走出去、光伏扶贫等方面的新政。
国家能源局新能源司副处长邢翼德表示，今年将积极推动提高可再生能源电价附加，当前正和财政部有关部门协商，建议将居民、农业、自备电厂等纳入征收目录，并进一步简化补贴手续。与此同时，将鼓励就地消纳，规模上向中东部倾斜，同时鼓励各种光伏发电形式的业态。
据透露，包头、阳泉、大同、济宁等一批GW级“领跑者”基地建设项目，将继续进一步拉动高效电池市场需求。针对用地问题，国家能源局和国土部等有关部门将进一步沟通出台差别化用地操作性的文件，同时屋顶光伏是战略重点，要结合电力体制改革的售电侧改革来做，同时将新能源和微电网结合起来。此外，还将放管结合，通过竞争配置项目资源，目前相关文件正在征求意见。
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