2.项目开发和建设秩序有待进一步完善。一是部分项目指标分配机制不透明。市场主体盲目投资项目，导致部分省市项目备案甚至并网容量远超过国家下达的规模指标。二是并网标准不明确。如2016年6月30日后并网光伏项目电价下调，很多公司抢“630”前并网，并网标准的不一致导致了部分项目存在不按备案规模和标准建设等情况。三是电网接入管理不规范。虽然国家能源局印发了分布式电源监督管理有关规范文件，但是实际操作中各电力企业对有关流程、时间节点的要求执行不一；部分外线送出项目也在一定程度上存在了“三指定”现象。四是仍然存在一定倒卖路条的情况，变相提高了项目开发建设成本。
3.补贴拖欠问题影响行业良性发展。据国家发展改革委统计口径显示，目前可再生能源补贴资金缺口600亿元左右。近期第六批可再生能源补贴资金陆续到账缓解了部分企业经营现金流紧张情况，本批项目基本上在2105年1月前并网，运行后两年甚至更久才拿到补贴；仍然还有很多项目并未进入本批补贴目录，甚至要等下一批补贴发放才可以拿到补贴。根据调研了解到，补贴拖欠一年，相当于标杆电价下调5分钱，对企业现金流影响很大，不利于光伏发电投资良性发展，不利于高效组件、柔性支架、储能等新技术在电站的应用。
4.市场秩序不规范，监管缺位。市场主体增加，导致光伏电站投资建设和运营中的问题不断出现。媒体在光伏扶贫电站品质、光伏电站土地性质、光伏指标倒卖等方面都爆出过负面影响的事件或新闻。由出现的这些问题我们可以发现，光伏发电行业监管依据的法规和标准缺失，保障性收购、项目并网甚至光伏扶贫等政策缺少配套文件；监管责任不清晰，监管执法主题不明确，能源监管机构和地方行业主管部门联动机制没有完全建立。2016年12398能源监管投诉举报热线接受的信息中，涉及光伏领域投诉举报明显增加。
加强监管的几点建议
《可再生能源利用“十三五”发展规划》《太阳能利用“十三五”发展规划》陆续颁发，明确了未来光伏等太阳能利用产业发展的基本趋势，并且将结合能源互联网和电改的蓬勃兴起，在光伏+储能微网、互联网运维、售电+合同能源管理等领域创造广阔发展空间。下一步，政府主管部门以及监管部门要创造良好的监管环境和政策环境，推动光伏行业乃至整个电力行业转型升级，主要建议如下：
1.加强规划衔接以及产业政策落实情况管理。一是统筹编制国家和地方政府各级能源规划和专项规划，并加强规划执行情况的监测。二是指标分配机制落实，各地指标分配公开透明，遏制企业明显的违规炒路条等。三是加强对“领跑者”基地等国家能源局审批的重点项目后评估，比如企业是否按照中标承诺的条件建设运营，地方政府是否履行招标承诺等。
2.建立透明合理的补贴价格调整机制。补贴降价周期不在于长短，而应该给市场主体合理预期，避免抢装情况（导致组件无论好坏都无差别短时间抢购，优质产品体现不了市场价值）。一次性大幅度集中降价不利于引导行业合理预期。建议建立合理规范的调价机制，进一步明确并公开补贴降价政策的决策依据，引导市场主体合理规划，有序发展。如设定2016年、2017年、2018年前降幅的明确预期，设置触发调价周期的边界条件（“领跑者”投标均价、各省普通地面电站竞价结果取值、组件市场价等）作为参考，以此来科学合理推动光伏产业逐步摆脱对补贴的依赖。
3.加强新能源（光伏）市场运行情况监管。一是加强市场成本价格变动情况监测。加强对投标价格、建设成本监测，及时上报国家能源局，作为行业政策调整的依据。二是加强保障性收购监管。重点是保障小时数执行以及保障小时数之上部分电量的交易监管。三是并网接入监管。各地能源主管部门和派出能源监管机构依据国家能源局的分布式电源监管办法制定监管实施细则，明确接入技术标准，加强接入服务，反工程垄断等监管。
4.出台推动优质自发自用分布式项目政策。在大规模电力市场化背景下，光伏与传统能源竞争的最大优势就是灵活性和贴近负荷中心，靠节省输配电成本来提高自身的价格竞争力。建议一是加大对高比例自发自用分布式项目、贴近负荷中心的全额上网分布式项目（提前布局未来的园区或者配网内直接交易）的支持力度，针对此类项目在补贴政策、并网接入、税收等方面都给予一定的特殊政策倾斜。推动分布式直接交易的市场机制建设。二是针对110或者35千伏以下配网，指定过网费审核标准，结合售电侧改革，建立直接交易的市场模式。
5.加强发电业务许可证归口管理。通过紧把发证关口，确保土地、环保、电网等支持性文件的规范性和完整性，确保发电运营平稳有序。
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