科學有序發展太陽能發電是實現我國能源和電力可持續發展的戰略選擇，也是推進生態文明建設的客觀要求。光伏發電具有優質能源劣質電的屬性，而光熱發電則具有優質能源優質電屬性。要從經濟社會、能源革命和電力系統角度，切實貫徹落實《可再生能源法》，健全完善太陽能發電科學發展新機制，加快解決技術、經濟和管理問題，著力提高發展質量。

太陽能發電產業是全球能源科技和產業發展的重要方向，是具有巨大發展潛力的朝陽產業，也是我國具有國際競爭優勢的戰略性新興產業。發展太陽能發電對調整我國能源結構、推進能源生產和消費革命、促進生態文明建設具有重要意義。

太陽能發電及其特點

太陽能發電(以下簡稱光電)一般可以分為離網光電和并網光電。離網光電又叫做獨立系統，是獨立于大電網之外可以獨自運行的太陽能供電系統。并網光電是與公共電網相聯接且共同承擔供電任務的電源。光電按其利用太陽能的方式不同，可分為光伏發電和光熱發電。光伏發電分為獨立光伏發電、并網光伏發電及分布式光伏發電。光熱發電包括槽式、塔式、碟式(盤式)、菲涅爾式四種類型。

光伏發電屬于典型的“優質能源劣質電”。作為“優質能源”，光伏發電具有良好的環保品質，屬于綠色低碳能源。作為“劣質電”，主要表現有三：一是經濟品質差，發電成本高，沒有經濟競爭力，需要國家財政補貼才能生存和發展;二是容量品質差，光伏發電具有隨機性、間歇性和波動性，不能在電力系統中獨立運行，需要其他調峰電源等提供輔助服務;三是能源密度低、轉換效率低，占用面積大。

光熱發電與光伏發電相比，最明顯的優勢在于通過儲熱系統可以有效提高其發電的連續性和穩定性，從而提升發電容量品質，較好地解決了隨機性、間歇性和波動性難題，可以獨立作為電力系統的基礎電源。光熱發電環保品質也優于光伏發電。但是，光熱發電經濟品質劣于光伏發電，只能吸收太陽能直接輻照量，需要水源或其他傳熱工質，同時對運行維護要求較高。

國內太陽能資源條件和開發潛力

我國主要處于溫帶和亞熱帶，有著十分豐富的太陽能資源。根據國家氣象局風能太陽能資源中心發布的《2014年風能太陽能資源年景公報》和中國電力企業聯合會(以下簡稱中電聯)完成的多項研究報告，2014年全國陸地表面平均的水平面總輻射年輻照量為1492.6千瓦時/平方米。綜合各地區資源特點，一般將全國太陽能資源開發潛力分為4個等級區：其中，極豐富地區包括青海大部、西藏中西部、甘肅西部、內蒙古西部、新疆東部及四川西部部分地區，占全國土地面積的21.9%，年輻射總量超過1750千瓦時/平方米，年均日照時數可達到3000小時左右，年有效日照天數在350天以上;很豐富地區包括華北北部、新疆大部、甘肅中東部大部、寧夏、陜西北部、青海南部和東部、西藏東部、四川西部、云南大部及海南等地區，太陽能年輻射總量在1400～1750千瓦時/平方米之間，占全國面積的29.8%。此外，還有豐富地區和一般地區。

根據中電聯課題調研報告和相關資料，大型集中式光伏電站開發潛力可達到5億千瓦，主要分布在光照資源豐富的西北地區，包括西藏、新疆、青海、甘肅、內蒙古、寧夏等省區，年輻射總量在1600千瓦時/平方米以上。其中，新疆荒漠面積最大，但大多處于邊遠地區，遠離負荷中心;內蒙古和河北靠近京津冀用電地區，市場潛力較大;青海、甘肅、寧夏、陜西太陽能資源豐富，荒漠面積較大，可向中東部地區遠距離輸電。分布式光伏發電主要包括建筑光伏發電和其他分布式光伏發電，有4億千瓦以上的開發潛力。根據2013年發布的《中國太陽能熱發電產業政策研究報告》，中國科學院采用GIS分析估算我國光熱發電的開發潛力約160億千瓦(DNI≥5千瓦時/平方米·天、坡度≤3%)。

國內外太陽能發電發展狀況

世界光電發展

20世紀70年代發生全球能源危機后，全世界把目光投向了可再生能源特別是太陽能，希望可再生能源能夠改變能源結構和解決日益惡化的大氣污染問題。20世紀90年代以來，光伏發電進入快速發展期，其中德國已連續9年保持世界光伏發電第一大國的位置，2014年光伏發電裝機3820萬千瓦左右、占全國裝機的21.5%，光伏發電量328億千瓦時、占全國發電量的6.3%。光熱發電經過了20世紀70年代研發興起、80年代首批開發建設后，長期處于停滯階段，直到2007年后才開始逐漸復蘇。全球光熱發電主要分布在南歐、北非、中東、南非、南亞、中國、澳洲、北美與南美。根據我國光熱發電商務網(CSPPLAZA)統計數據，2014年底全球光熱發電裝機達到453.4萬千瓦，其中西班牙236.2萬千瓦、美國172萬千瓦。回顧總結國外光電發展歷程，可以歸納出四個經驗：

長期目標引導。歐盟、美國等發達國家或經濟體都將光電作為可再生能源重要領域，制定了2020年乃至更長遠的發展目標。根據歐盟及成員國頒布的可再生能源行動計劃，到2020年，歐盟光電總裝機將超過9000萬千瓦，其中德國光伏發電總裝機將達到5100萬千瓦，西班牙光熱發電將達到1000萬千瓦。

法律政策保障。德國、西班牙、美國等均制定了專門法律支持可再生能源發展。歐盟各國普遍通過優惠上網電價政策支持光電等可再生能源發電的發展，美國通過稅收減免和初投資補貼等政策支持光電發展。優惠上網電價政策明確了補貼年限，降低了投資光電等可再生能源發電的風險，激發了投資商的熱情;同時補貼總額控制以及靈活的上網電價下調率調節機制，有效地抑制了補貼帶來的過熱投資，促進光電等可再生能源電力有序發展，并激勵上游企業不斷降低成本，最終實現“可比價上網”。

電網公司主導。德國、西班牙、意大利等國，電網公司負責項目的審批、測試和購售電，檢測和驗收系統的電能質量和安全性，電網接口和計量裝置的認定等。同時為了保證電網公司不因光伏發電的接入而受到損失，政府規定電網公司為接納光伏電量所做必要改造的費用在全國電網分攤，無需電網公司自身承擔。

開發模式合理。歐洲并網光伏發電采用了分散開發、就地供電模式。以德國為例，2011年底并網光伏發電容量為2468萬千瓦，超過我國三峽水電站裝機，基本都分散地建在用電戶屋頂，分布式接入系統。用電戶可以投資并網光伏發電，自建自發自用，調度機構優先調度、系統整體平衡調節，富余電量可向電力市場出售，供電不足則由大系統補給。如此開發模式，既實現了光伏電量的充分利用，又節省了遠距離輸送所需大量投資并減少大量輸電損耗。同時因電源分散，故接入系統電壓等級很低，出力不穩定的光伏發電電力對涉及主系統安全和電能質量的電壓和頻率等重要參數指標影響甚微。

國內光電發展

國內光伏發電在2009年以前是緩慢前行，并網光伏發電從2008年零裝機發展到2009年的2.5萬千瓦、發電量290萬千瓦時。2009年，國家相繼啟動“太陽能光電建筑應用示范項目”和“金太陽示范工程”，特別是國務院發布《關于促進光伏產業健康發展的若干意見》(以下簡稱國發[2013]24號)、國務院相關主管部門據此亦相繼出臺了促進光伏發電管理辦法或激勵政策以來，光伏發電步入了快速發展期。國家發展改革委《關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》(以下簡稱發改價格[2013]1638號)，將全國分為三類太陽能資源區，相應制定光伏電站標桿上網電價。其中，Ⅰ類資源區光伏電站標桿上網電價0.90元/千瓦時(含稅)，Ⅱ類資源區為0.95元/千瓦時，Ⅲ類資源區為1.0元/千瓦時;對分布式光伏發電實行按照全電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元(含稅)，對自用電量免收隨電價征收的各類基金和附加，以及系統備用容量費和其他相關并網服務費。根據中電聯電力行業統計數據，并網光電裝機從2010年底的25.6萬千瓦、發電量1.2億千瓦時快速增加到2014年底的2486.2萬千瓦、發電量235.1億千瓦時。

國內光熱發電發展遠滯后于國外，對光熱發電領域的研究起步較晚，許多相關技術大都在研發和實驗階段，少數光熱發電示范性項目也剛剛起步。近年來隨著我國光電產業政策加快出臺，光熱發電在光電乃至發電結構中的戰略地位日益提升，產業化進程加快推進。近期國內還推廣荒漠化熱發電站與常規火電廠聯合運行示范工程，既可高效利用太陽能熱系統提供低溫、中低壓的水蒸氣，又可提高發電系統綜合效率。根據CSPPLAZA統計數據，2014年底我國投運及在建光熱電站超過20項，總裝機1.8萬千瓦左右，除青海德令哈塔式電站裝機1萬千瓦外，其他均為小型實驗或示范項目。國內大型發電集團也相繼進入光熱發電產業，主要在青海、甘肅、寧夏和內蒙古等西部省份開展規劃前期工作。據相關統計資料，2014年底待建或正在進行前期工作或規劃的大型商業化光熱發電項目數量有35個、裝機近300萬千瓦。

國內光電發展存在的主要問題有：缺乏清晰的發展戰略和綜合規劃。無論是國發[2013]24號文和國務院辦公廳《能源發展戰略行動計劃(2014～2020年)》(以下簡稱國辦發[2014]31號)，還是國家能源局《太陽能發電發展“十二五”規劃》(以下簡稱國能新能[2012]194號)，都對光電發展藍圖給出了具體目標和宏觀布局，對促進光電特別是光伏發電迅猛發展功不可沒。國能新能[2012]194號文提出光電裝機2015年和2020年分別達到2100萬千瓦和5000萬千瓦，國發[2013]24號文則提出2015年光伏發電達到3500萬千瓦以上，國辦發[2014]31號文又提出2020年光伏發電裝機達到1億千瓦左右。隨著經濟社會發展變化和市場變化，適時調整發展目標是正常的，把三份文件“一年一調整”，使得光電裝機數量發展大幅度增加，但發展質量不高。突出表現為分布式光伏發電和光熱發電發展目標難以實現，光伏電站大增卻存在較為嚴重的“棄光”，“三北”基地部分地區的棄光率在20%以上。

這就反映出國家優先發展分布式光伏發電戰略，在實施過程中遇到暫時困難時發生了戰略路徑動搖;也反映出國家對分布式光伏發電、光伏電站和光熱發電三者的戰略定位和發展路徑，尚未形成符合中國國情尤其是電情的清晰的全面共識;還反映出行業內外至今還未充分吸取多年來大規模“棄風”的經驗教訓，即在“三北”基地大規模發展光伏電站，必須統籌規劃落實好市場消納、送出通道以及風電布局等，使光伏電站不再陷入風電發展困局。統籌協調乏力。主要表現在兩個方面：一是政府部門間缺乏有效的統籌協調。資源普查、光電規劃、項目核準、價格、稅收、財政補貼、專項資金安排、標準、重大科技項目和示范等事項，分別由國務院多個主管部門行使，沒有充分利用國家能源委員會平臺建立起部際聯席協調制度來統籌光電的行政管理，造成相互脫節。例如，包括光電在內的可再生能源發電發展目標并沒有與國家財政補貼能力(即可再生能源發展基金，主要是可再生能源電價附加)進行統籌平衡，造成規劃目標越來越高、年度指導規模越來越大，而財政補貼缺口也越來越大。此外，光電項目核準權限下放給省級政府后，國家有關部門主要依靠年度指導規模來調控，與發展規劃脫節，也缺乏部際間有效統籌協調。二是部委內部也缺乏有效的統籌協調。突出表現在“三北”基地建設光伏電站與風電布局建設缺乏統籌協調，對當地電力需求及消納能力、外部消納市場落實及配套送電工程，以及項目核準時序都存在明顯分歧，統籌協調不夠，造成了既“棄風”又“棄光”的困局。

開發運營商業模式有待突破。分布式光伏發電是國家優先發展的方向，采用“自發自用，余量上網，電網調節”的方式。盡管中央給予了明確的補貼政策，大部分地方政府也根據各自實際給予了相應的地方補貼政策，但分布式規模小、點多面廣、隨意性大的屬性，加上培育發展時間短，普遍存在著屋頂落實難、電費回收難、貸款融資難、并網接入難、質量保證難等問題。需要經歷若干年不斷地探索和創新，才能找到符合我國國情和各地實際的商業模式。光熱發電目前正處于工程示范階段，光熱發電設備制造業基礎薄弱，建設成本較高且難以降低，國家尚未出臺明確的上網電價和補貼政策。需要國家盡快明確電價補貼政策，來促進光熱發電大規模開發。

技術創新和產業重組乏力。技術創新能力仍顯不足，產品同質化高，高端裝備普遍依賴進口，高端技術研發與國外尚有差距。我國尚未建立起強有力的國家基礎研究實驗室和公共研究平臺，更沒有建立起技術研發的長效機制。研究力量分散，研究內容和方向既缺乏系統謀劃，又缺乏有效的協作機制和信息共享機制，難以形成合力。國家投入不足，對知識產權保護重視不夠，使得企業投資技術研發的積極性不高，多以簡單模仿復制為主，導致產品同質化和價格惡性競爭。缺乏長時間的技術積累和企業發展經驗，自主核心技術有待突破。光電產業優勝劣汰機制尚待完善健全，技術門檻低、產業集中度低仍是產業轉型升級中亟需攻克的頑癥。

法律法規亟需完善細化，市場主體權責利不平衡。《可再生能源法》原則性多、操作性不強，部門制定的條規和政策，或多或少考慮本部門利益的多，難以完全站在全社會高度與相關部門和單位進行充分溝通協調，既增加了部門之間工作協調的難度，又造成相互扯皮和責任難以追究。例如，《可再生能源法》第十四條提出國家實行可再生能源發電“全額保障性收購”制度，并明確規定了國務院能源主管部門等政府部門職責和電網企業的責任，要求電網企業應當與按照可再生能源開發利用規劃建設，依法取得行政許可或者報送備案的可再生能源發電企業簽訂并網協議，全額收購其電網覆蓋范圍內符合并網技術標準的可再生能源并網發電項目的上網電量;同時應當加強電網建設，擴大可再生能源電力配置范圍，發展和應用智能電網、儲能等技術，完善電網運行管理，提高吸納可再生能源發電的能力，為可再生能源發電提供上網服務。

實際上，我國電網規劃和電網項目核準管理權限為政府能源主管部門行使，發電計劃也是省級電力運行主管部門牽頭制定，電網企業僅有電網規劃建議權、電網項目申請權和發電計劃建議權。如果“三北”基地光伏電站規劃失當，本地區無法全部就地消納，又無外送區外市場消納及其配套外送工程規劃，或者有外送工程規劃卻遲遲得不到核準開工甚至核準不及時造成不能同時投運，導致沒有實現“全額保障性收購”時，應該追究誰家責任，缺少法理依據，配套相關部門條規也沒有明確。這也是“三北”基地既“棄風”又“棄光”的重要原因。此外，國家為促進光電發展，相繼出臺了一系列具體細化的財稅價扶持政策，但對電網企業卻只有服務責任和投入要求，沒有具體明確成本回收渠道。如國發[2013]24號文明確分布式光伏發電接入引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設，同時對分布式光伏發電項目免收系統備用容量費和相關服務費用;國家能源局《分布式光伏發電項目管理暫行辦法》(以下簡稱國能新能[2013]433號)進一步規定分布式光伏發電項目的接入系統工程以及因接入引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設，用戶側的配套工程由項目單位投資建設。免收系統備用容量費和相關服務費用將直接減少電網企業收益，國家對如何補償沒有具體說法，更沒有具體渠道。增加的電網投資雖然可以通過國家財政補貼中“專為可再生能源發電項目接入電網系統而發生的工程投資和運行維護費用”渠道得到補償，但既不及時也沒有全額補償。又如，并網光伏發電運行需要電力系統提供調峰、調頻、調壓和備用等輔助服務，主要由煤電等傳統電源承擔，在目前沒有建立輔助服務分擔機制的條件下，只能依靠行政調度命令強制煤電等傳統電源深度調峰而相應增加成本。

國家補貼資金不足、發放不及時。電價補助資金落實不到位，加重了光電企業的經營負擔。國家補貼資金不足反映出可再生能源發電總規模與國家財政補貼能力(即可再生能源發展基金，下同)或可再生能源電價附加的不協調、不平衡，也反映出國務院相關主管部門規劃和政策制定出現了嚴重脫節。發放不及時則反映出管理和發放流程有待優化。

切實轉變太陽能發電發展方式

發展光電是我國電力工業發展的戰略選擇。光電作為我國新興戰略型產業，發展方式要從目前規模速度型粗放增長加快轉向質量效率型集約增長，產業結構要從增量擴能為主加快轉向調整存量、做優增量并重的深度調整。發展光電的總體思路是，立足整體、統籌規劃，規模適度、一掛雙適，兩個結合、兩個優先，集中有序、兩個落實，市場配置、一升一降。

立足整體、統籌規劃

光電作為電力行業的重要組成部分，未來要承擔越來越重要的綠色轉型重任，必須立足電力行業整體，通過電力行業統籌規劃和系統優化，來找到光電的精準定位。科學統籌確定非化石能源發電發展目標。按照國家“四個全面”戰略布局，落實國家確定的2020年和2030年非化石能源占一次能源消費比重分別提高到15%和20%左右、單位國內生產總值二氧化碳排放強度比2005年分別下降40%～45%和60%～65%，以及2030年左右二氧化碳排放達到峰值且將努力早日達峰等能源結構調整目標和大氣污染治理目標，科學統籌確定非化石能源發電發展目標，穩步推進電力綠色化轉型，以相對較低的電力成本安全綠色滿足經濟社會發展的電力有效需求。

系統優化配置非化石能源發電品種。立足電力行業全局，統籌規劃水電、煤電、核電、天然氣發電、新能源發電以及電網的發展目標、結構和布局，優化配置非化石能源發電品種，優先發展水電和核電，提高新能源發電發展質量，著力提供用得起(即經濟社會發展可承受、可促進國內產業提升國際競爭力和電力行業可持續發展)的安全綠色電能。優化光電發展形態。立足電力系統整體，緊密結合分布式光伏發電、光伏電站和光熱發電的優劣利弊和適應性，密切聯系國內電力消費分布和太陽能資源、水資源的分布特征，因地制宜、優化選擇最佳發展形態。

規模適度、一掛雙適

光電屬于低能量密度能源，投資大，發電成本高，上網電價高，需要國家財政補貼扶持才能生存和發展，加上光伏發電隨機性、間歇性和波動性的技術特征，更是加重了電力系統輔助服務負擔，提高了全電力系統成本。所以，在尚不具有市場競爭力的條件下，太陽能發電只能適度發展，做到量力而行。

發展規模要與國家財政補貼能力直接掛鉤。光電發展規模要納入需要國家財政補貼的新能源發電總規模，進行統籌優化確定。要堅持國家財政補貼能力直接決定新能源發電總規模、進而決定光電規模的原則，做到國家財政有多少補貼能力就發展多少新能源發電、就發展多少光電，切實改變目前國家財政補貼資金不足局面。這里的國家財政補貼能力不僅僅是指某年的能力，而是指財政持續多年如20年的補貼能力，這就要求國務院能源主管部門和財政主管部門、價格主管部門在確定新能源發電發展目標過程中，進行密切合作和溝通，使新能源發電規劃與國家財政補貼能力規劃實現無缺口銜接和各年度平衡。

發展規模要與全社會電價水平可承受能力相適應。目前，國家財政補貼資金絕大部分來源于可再生能源電價附加，電價附加能夠上調多少，取決于經濟社會發展的承受能力。抑制電價上漲過快，總體上對新常態下經濟結構轉型調整是有利的。此外，光伏發電的技術特征，決定了其運行需要電力系統提供調峰等輔助服務，也要相應提高電力系統建設和運行成本，進而提高全社會電價水平。

發展規模要與電力系統消納能力相適應。電力系統消納能力由電力需求總量及其特性、電源結構和電網配置(輸配)能力三方面綜合決定，還與電力系統運行安全穩定程度密切相關。無論在規劃過程中，還是在電力系統運行中，都需要統籌優化，精準尋求最佳方案。超過電力系統消納能力，或者“棄光”率超過經濟合理的限值，光電及其配套投資就成為低效甚至無效投資，都會導致電力系統成本上升和全社會電價水平提高。

兩個結合、兩個優先

要結合電力需求分布、光照強度和建設條件，系統優化光電發展形態。

堅持集中開發與分散利用相結合，近中期優先發展分布式光電。我國“三北”地區光照條件好，未利用土地遼闊，適宜發展集中式大型光伏電站。但也存在明顯劣勢：需要國家度電補貼高，按照現有補貼標準要在0.6元/千瓦時以上;當地用電需求小且與風電重疊，大規模開發就地消納困難;長距離外送東、中部地區消納，輸變電投資成本高，輸電損失大，經濟性差。東、中部地區發展分布式光伏發電，盡管光照條件較差、平均利用小時數較低，但分布式光伏發電定位在“自發自用，余量上網，電網調節”，既能節省輸電投資，又能實現就地消納;按照現有補貼政策，分布式光伏發電度電補貼0.42元/千瓦時，遠低于集中式光伏電站。所以，近中期優先發展分布式光電，既能夠有效解決在“三北”基地集中式開發帶來的“棄光”難題，又能夠利用國家有限的財力物力，發展更多的光電，還能夠相應提高電力系統整體經濟性。即便是在西部基地發展光熱發電，也應該優先發展分布式光熱發電，特別是在西部偏遠貧困地區，通過國家扶貧發展分布式光熱發電，既能解決無電問題，又能解決采暖制冷等家庭用能，還能促進西部大開發戰略實施。

堅持發展光伏發電與光熱發電相結合，條件具備地區優先發展光熱發電。與光伏發電相比，光熱發電建設條件更為苛刻，主要是光照強度高(年均法向輻射一般不低于1800千瓦時/平方米)和水資源，而且技術尚未完全成熟，發電成本和上網電價也較高。但是，只要配置足夠容量的儲能系統，光熱電站可以實現24小時連續運行，還能提供調峰、調頻等輔助服務，具有良好的容量品質，完全可以作為電力系統的主力機組使用。在西部太陽能基地集中大規模建設光熱發電，不僅可以實現光熱發電的穩定外送，還可以利用其良好的調節性能，帶動隨機性、間歇性和波動性大的風電和光伏電站打捆外送，提高系統中可再生能源發電的比重。在我國西部地區，有著豐富的太陽能直接輻射資源，絕大部分土地為戈壁、荒漠，只要具備相應的水資源條件，就應優先發展光熱發電，加快技術創新和商業化進程，提高電力系統綠色化和經濟性。

集中有序、兩個落實

國能新能[2012]194號文提出在太陽能資源和土地資源較為豐富的西部地區，以增加當地電力供應為目的，建設大型太陽能電站。國發[2013]24號文明確要按照“合理布局、就近接入、當地消納、有序推進”的總體思路，根據當地電力市場發展和能源結構調整需要，在落實市場消納條件的前提下，有序推進各種類型的光伏電站建設。在“三北”基地集中式開發光伏電站必須做到穩妥有序，至少要同時做到兩個落實。

落實好消納市場，使光伏電站得到有效消納。我國光電基地大都與風電基地重疊，光電要與風電統籌消納。目前“三北”風電基地“棄風”較為嚴重，如果拘泥于本地區消納市場，建設光伏電站只能是加劇“棄風”和“棄光”。無論是當前還是未來，集中式開發光伏電站的消納市場主要是在區外，重點是東、中部地區。所以，國務院能源主管部門在研究編制電力行業發展規劃及其新能源發電專項規劃中，要高度重視集中式風電和光伏電站的市場消納問題，在規劃中必須予以落實并進行規模調控，在年度滾動或下達年度指導規模時也要進行滾動調整。消納市場沒有落實好的，不能開發建設光伏電站。

落實好配套電網項目規劃和核準，做到先核準配套電網工程再核準光伏電站。在規劃中，不僅要落實好集中式光伏電站的市場消納地區，還要具體規劃好輸送到消納地區的配套電網項目。規劃中沒有落實具體配套輸送電網項目的，就是沒有落實好消納市場，也就不能規劃布局超出本地區消納能力的光伏電站。當前，國家對電力項目實行核準制，按照不同類型分別由中央或省級政府主管部門進行核準，即使列入規劃內的電網項目，在沒有得到政府主管部門核準的條件下，也不能開工建設。所以，對配套電網項目，不僅要落實納入規劃，還要落實核準及時。從時間順序來看，由于電網項目建設工期長，要保證光伏電站能夠及時上網并輸送到區外消納市場得到有效消納，配套電網項目必須在光伏電站核準前得到政府主管部門的正式核準，才有可能使配套電網項目與光伏電站同時投運。

市場配置、一升一降光電發展離不開國家財政補貼扶持，需要創新體制機制，加快提高競爭力，逐步減少財政補貼額度，最終實現競爭上網。

推行項目公開市場招標確定投資主體和補貼額度。政府主管部門統籌優化做好電力行業規劃及新能源發電專項規劃后，將規劃內項目變核準制為公開市場招標制，在確保國家宏觀調控的前提下，既能有效發揮市場配置電力資源的決定性作用，又能有效引入社會資本特別是民營資本公平進入電力行業，還能有效控制和逐年降低建設成本、減少度電補貼額度。

提升核心技術自主水平。通過市場競爭機制、規模化發展和國家對技術創新基礎研發的扶持，培育發展從技術研發、設備制造到各類應用及產業服務的全產業鏈;加強國際合作，吸納國際技術創新資源，促進國內光電技術進步和產業升級，能夠有效促進技術創新能力強、企業管理水平高的創新型制造企業集聚更多的市場份額，有效提高產業集中度，優勝劣汰，進一步提升自主技術水平，形成國內自主技術體系，同時推進我國光電裝備融入國際產業體系，提高國際競爭力。

加快降低光電成本，提高其市場競爭力。通過市場競爭機制和規模化發展促進成本持續降低，提高經濟性和競爭力，盡早實現太陽能發電用戶側“可比價上網”。