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经过十余年快速发展，中国太阳能光伏从制造到装机发电，已拥有了世界上最大规模的成熟产业链。但最近两三年来，中国光伏发电出现两个新的显著特点：
其一是成本继续快速下降。光伏电站安装成本已普遍低于10元/瓦水平。2016年，光伏组件市场价格甚至跌破5元/瓦，相当于用十年时间成本降低了90%的成本。据此推算，中国光伏特别是西部集中式光伏电站发电平价上网是可以较快实现的。这意味着，逐步降低光伏上网电价补贴具备了更大的可行性空间。
其二是光伏发电并网问题愈发严峻，特别是较大规模集中式光伏电站为主的西北部分地区出现了严重的弃光现象。
2015年全国全年平均利用小时数为1133小时，甘肃全年平均利用小时数为1061小时，弃光率达31%，甚至更高；新疆自治区全年平均利用小时数为1042小时，弃光率达26%。光照条件优越的西部光伏发电小时数反而低于东部。2016年上半年，西北五省（区）光伏发电量占全网总发电量的4.5%，利用小时数仅611小时，弃光率为19.7%。
2016年5月，发改委与能源局发布了《关于做好世纪新能源网、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，要求按核定的最低保障收购年利用小时数消纳可再生能源。其中，光伏最低保障小时数为1300（东部）至1500小时（西部）。这一政策的实际执行效果有待考察，不过，西部集中式光伏电站只能按一定额度发电，额度内电量不一定能全部上网的现实是客观存在的。
最新出台的《电力发展“十三五”规划》（简称《规划》）着重解决可再生能源消纳问题，对抽水蓄能电站、调峰气电以及热电联产和常规煤电灵活性改造规模作出了相应规划。还提出落实全额保障性收购制度，将弃风、弃光率控制在合理水平。
但在现实层面，几种传统消纳手段中，抽水蓄能远水不解近渴且响应偏慢，气电调峰成本过高，外送通道充分出力尚需时日。笔者认为，光伏发展需要将发展重点和补贴向分布式倾斜，并将与储能结合应用的路线早日纳入规划。
集中式光伏并网大致存在以下几点难题：电源地用电市场容量有限；新能源出力集中，电网调节能力不足；外送通道建设滞后；电网消纳网架存在薄弱环节。而这些对分布式光伏都不是问题。
最近几年，中国分布式光伏的发展不尽如人意，连续几年实际安装量小于政府规划量。相对于分布式发展很好的德国等国家，中国的确存在一些客观的不利因素，如安装地点限制等，但补贴力度特别是初期力度弱，也应该是主要原因之一。《规划》中分布式光伏比例依然很高，完成目标需要政府新思维和新手段。
储能特别是电池储能是有效解决并网问题的重要路径。从响应速度、应用地点、能量密度综合考虑，电池储能与可再生能源结合，显著优于其他模式，唯一的瓶颈在于成本。而近年来，随着电池技术的快速进步与成本下降，折算到度电的电池成本已经可以达到0.8-1.0元/度，在某些国家及中国的某些地区已经进入经济性应用范围。
电池储能与电力电网的结合实践在国内外也已经展开。美国在加利福尼亚州南部的公共电网储能系统已开始规模化试验，其储能系统采用美国电动汽车制造商特斯拉的企业用锂电池组产品。国内方面，比亚迪在大型储能电池上也进入了应用阶段。考虑到储能用动力电池仍然是电池技术的一个新方向，其成本下降可期，且下降速度很可能高于传统电池。以磷酸铁锂电池为例，2014年-2016年间，其价格下降了大约一半。如果五年或十年内，储能成本可以降至与新能源发电成本相近的水平，新能源与储能相结合的系统将有广阔的发展空间。
针对以上情况，笔者提出几条建议：
第一，转变思维，以大局观指导制定光伏发展，特别是分布式光伏与电池储能的发展规划。一方面，中国国情不同于其他光伏应用成熟的国家；另一方面，中国光伏体量已是世界第一，面临其他国家不需要面对的很多新问题。举个例子，丹麦是新能源应用领先的国家，当然有很多值得中国学习的地方，但中国仅仅光伏发电就与丹麦全国电量相当，简单模仿不可行。在新能源规划上，政府需要从模仿走向创新、引领世界行业发展的角度转变。
第二，在分布式光伏发展上，政府首先需要完善细则，保证《规划》落到实处；其次需要思考适合中国分布式大规模发展的战略。这些年来的光伏扶贫、农光互补、渔光互补等项目，都是一些很好的尝试。期待在“十三五”期间，中国分布式光伏在应用方法、应用地点、补贴模式上都能够有多路径的发展；最后，需要认识到分布式光伏相对于集中式的特殊性，补贴力度需要更多地向分布式倾斜。政府可以根据成本下降加快减少集中式光伏补贴，增加分布式补贴力度，扩大补贴范畴，细化补贴办法，特别是在环境压力大且经济发展较好的地区，更深入地探索发展分布式光伏。
第三，在储能发展上，以下两点应尽快提上日程：一是快速制定行业规划，明确重点发展的技术与规模；二是制定科学的补贴方法。值得注意的是，电池储能补贴的内容可能包括与新能源发电配套的储能、电网保障与调峰的储能、微电网储能、用户端及家用储能等等，比纯粹的光伏发电上网电价补贴更为复杂，其价值评估除了发电侧、用户侧的增值以外，也需要考虑环境外部性。
其一是成本继续快速下降。光伏电站安装成本已普遍低于10元/瓦水平。2016年，光伏组件市场价格甚至跌破5元/瓦，相当于用十年时间成本降低了90%的成本。据此推算，中国光伏特别是西部集中式光伏电站发电平价上网是可以较快实现的。这意味着，逐步降低光伏上网电价补贴具备了更大的可行性空间。
其二是光伏发电并网问题愈发严峻，特别是较大规模集中式光伏电站为主的西北部分地区出现了严重的弃光现象。
2015年全国全年平均利用小时数为1133小时，甘肃全年平均利用小时数为1061小时，弃光率达31%，甚至更高；新疆自治区全年平均利用小时数为1042小时，弃光率达26%。光照条件优越的西部光伏发电小时数反而低于东部。2016年上半年，西北五省（区）光伏发电量占全网总发电量的4.5%，利用小时数仅611小时，弃光率为19.7%。
2016年5月，发改委与能源局发布了《关于做好世纪新能源网、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，要求按核定的最低保障收购年利用小时数消纳可再生能源。其中，光伏最低保障小时数为1300（东部）至1500小时（西部）。这一政策的实际执行效果有待考察，不过，西部集中式光伏电站只能按一定额度发电，额度内电量不一定能全部上网的现实是客观存在的。
最新出台的《电力发展“十三五”规划》（简称《规划》）着重解决可再生能源消纳问题，对抽水蓄能电站、调峰气电以及热电联产和常规煤电灵活性改造规模作出了相应规划。还提出落实全额保障性收购制度，将弃风、弃光率控制在合理水平。
但在现实层面，几种传统消纳手段中，抽水蓄能远水不解近渴且响应偏慢，气电调峰成本过高，外送通道充分出力尚需时日。笔者认为，光伏发展需要将发展重点和补贴向分布式倾斜，并将与储能结合应用的路线早日纳入规划。
集中式光伏并网大致存在以下几点难题：电源地用电市场容量有限；新能源出力集中，电网调节能力不足；外送通道建设滞后；电网消纳网架存在薄弱环节。而这些对分布式光伏都不是问题。
最近几年，中国分布式光伏的发展不尽如人意，连续几年实际安装量小于政府规划量。相对于分布式发展很好的德国等国家，中国的确存在一些客观的不利因素，如安装地点限制等，但补贴力度特别是初期力度弱，也应该是主要原因之一。《规划》中分布式光伏比例依然很高，完成目标需要政府新思维和新手段。
储能特别是电池储能是有效解决并网问题的重要路径。从响应速度、应用地点、能量密度综合考虑，电池储能与可再生能源结合，显著优于其他模式，唯一的瓶颈在于成本。而近年来，随着电池技术的快速进步与成本下降，折算到度电的电池成本已经可以达到0.8-1.0元/度，在某些国家及中国的某些地区已经进入经济性应用范围。
电池储能与电力电网的结合实践在国内外也已经展开。美国在加利福尼亚州南部的公共电网储能系统已开始规模化试验，其储能系统采用美国电动汽车制造商特斯拉的企业用锂电池组产品。国内方面，比亚迪在大型储能电池上也进入了应用阶段。考虑到储能用动力电池仍然是电池技术的一个新方向，其成本下降可期，且下降速度很可能高于传统电池。以磷酸铁锂电池为例，2014年-2016年间，其价格下降了大约一半。如果五年或十年内，储能成本可以降至与新能源发电成本相近的水平，新能源与储能相结合的系统将有广阔的发展空间。
针对以上情况，笔者提出几条建议：
第一，转变思维，以大局观指导制定光伏发展，特别是分布式光伏与电池储能的发展规划。一方面，中国国情不同于其他光伏应用成熟的国家；另一方面，中国光伏体量已是世界第一，面临其他国家不需要面对的很多新问题。举个例子，丹麦是新能源应用领先的国家，当然有很多值得中国学习的地方，但中国仅仅光伏发电就与丹麦全国电量相当，简单模仿不可行。在新能源规划上，政府需要从模仿走向创新、引领世界行业发展的角度转变。
第二，在分布式光伏发展上，政府首先需要完善细则，保证《规划》落到实处；其次需要思考适合中国分布式大规模发展的战略。这些年来的光伏扶贫、农光互补、渔光互补等项目，都是一些很好的尝试。期待在“十三五”期间，中国分布式光伏在应用方法、应用地点、补贴模式上都能够有多路径的发展；最后，需要认识到分布式光伏相对于集中式的特殊性，补贴力度需要更多地向分布式倾斜。政府可以根据成本下降加快减少集中式光伏补贴，增加分布式补贴力度，扩大补贴范畴，细化补贴办法，特别是在环境压力大且经济发展较好的地区，更深入地探索发展分布式光伏。
第三，在储能发展上，以下两点应尽快提上日程：一是快速制定行业规划，明确重点发展的技术与规模；二是制定科学的补贴方法。值得注意的是，电池储能补贴的内容可能包括与新能源发电配套的储能、电网保障与调峰的储能、微电网储能、用户端及家用储能等等，比纯粹的光伏发电上网电价补贴更为复杂，其价值评估除了发电侧、用户侧的增值以外，也需要考虑环境外部性。
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