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2015年中國以累計裝機43GW超越德國成為全球光伏累計裝機量最大的國家，其中大型地面電站貢獻達到84%。
業內人士稱，大型地面電站為主的中國光伏發展模式取得了巨大成績，也面臨嚴峻挑戰。
國家能源局的“分布式光伏直接交易和主要政策研究”課題的負責人、清華大學能源互聯網創新研究院政策研究室主任何繼江博士認為，“棄光”問題已掣肘光伏行業發展，其深層次原因是現有政策不足以引導光伏項目就近建設。
據中國光伏行業協會發布的數據顯示，2015年國家電網調度范圍內棄光率12.62%，集中在西北地區的甘肅、青海、新疆和寧夏四省區，其中甘肅棄光率高達30.7%。
與此同時，國家能源局的“分布式光伏直接交易和主要政策研究”課題的另一參與者、中關村新華新能源產業研究院副理事長兼秘書長林玉認為，中國分布式光伏的發展明顯滯后，挑戰巨大。目前光伏裝機中分布式光伏僅有16%，其中接入10千伏及以下電壓等級的光伏項目累計并網容量僅473萬千瓦，占總量1.1%。十三五規劃中2020年分布式光伏發電累計裝機規模是70吉瓦，占光伏總裝機150吉瓦的46.7%,也就是說未來五年增量光伏中分布式光伏占比應超過63%。這個規劃目標如何能夠實現？
何繼江對新華網表示，光伏發展的關鍵在于貼近市場就近建設，破解分布式光伏發展僵局的關鍵政策是要實現“就近建設、專業開發、直接交易”，并且制訂新的適應分布式光伏的電價政策。
何繼江還介紹，德國的分布式光伏發展對中國非常具有借鑒意義。德國并不是太陽能資源很豐富的國家。德國平均年日照時間約1500小時，光伏年平均發電時數僅為800多小時，并不是光照條件好的國家。但是，2015年度德國光伏發電量已經占到總發電量的6%。德國光伏裝機總量40吉瓦，其中80%以上是分布式光伏，消納基本沒有問題。2014年6月9日中午，德國的太陽能生產峰值為23.1GW，瞬時功率高達全國電力需求的50.6%。中國東部地區的光照資源雖然不如西北地區，但比德國還是明顯要好。
據國內某光伏企業實測，我國東部沿海省份年平均可發電小時數高于1100小時，省會城市中發電時數最少的為杭州986小時，最高的為天津1317小時。北京的光伏發電時數達到1214小時。從太陽光照資源的角度看，西藏、青海等地的光伏資源最好，然而從市場需求的角度分析，光伏資源最大的市場需求卻在江蘇、浙江、廣東等經濟發達地區。這些地區電力供應相對緊張，又面臨能源消費總量指標的約束，更關鍵的是，這些地區的工商業電價較高。
以北京為例進行電價分析，實行峰谷電價，上午10點至下午3點間在1千伏以下接入的工商業用電適用峰段電價1.4元每千瓦時，目前光伏的度電成本已經低于這個數值，而這個時間段也正是光伏最主要的發電時段，何況國家還對分布式光伏有為期20年的0.42元的度電補貼，北京市還有補貼政策。如果工商業能夠積極消納光伏，北京市的分布式光伏就可能迎來爆發式發展。再對電動汽車充電價格進行分析。北京電力公司剛剛發布電動汽車充電峰谷電價，10點至15點該公司的公共充電樁含服務費的充電價格為1.8元/度，這個價格也明顯高于光伏度電成本。如果采用光伏充電站方案，利用停車場頂棚的光伏，或屋頂光伏給電動汽車充電，光伏可以實現盈利。如果有合適的激勵工商業消納光伏的政策創新，將大大激發中東部電價較高地區分布式光伏的快速發展。
就近建設、專業開發、直接交易
當前國內分布式光伏該如何健康良性發展？對此何繼江博士給出三條建議，他認為，首先要，就近建設、專業開發、直接交易。
其具體意義在于，目前分布式光伏的適用政策分為“全額上網”和“自發自用，余電上網”兩種。現在的光伏項目當中，全額上網的比例遠高于自發自用的比例。但全額上網并不能體現光伏與當地電力需求的匹配關系，當地電價情況與全額上網的電價無關。城市中大量分散式的屋頂更適合采用自發自用模式，然而業主和投資商卻對此并不鐘情。就價格而言，余電上網價格明顯低于全額上網的價格。以北京為例，北京的光伏全額上網適用0.98元/度的價格，余額上網部分適用電價為脫硫燃煤電價加國家補貼。北京市脫硫燃煤電價為0.3515元/千瓦時，國家補貼0.42元每千瓦時，合計0.7715元，遠低于三類地區全額上網的電價0.98元。由于屋頂光伏必須定向于業主使用才能稱作自發自用。現實中采用光伏開發商與業主簽訂購電協議的方式來適應自發自用的條款，由于部分業主購電的合同周期短或執行效力弱等原因，投資人往往不傾向于自發自用模式。對于業主而言，自發自用固然能起到減少電費開支的效果，但對大部分工商業企業和家庭來說，建設屋頂光伏會遇到設計安裝、資金籌集、運營維護等很多方面的困難，這使很多業主感到畏懼而打消主意，這些因素都影響了城市分布式光伏的發展，導致大量屋頂資源白白閑置。
打破這個瓶頸的關鍵是鼓勵專業化的公司介入，在電力需求旺盛的地區，對閑置的屋頂資源進行專業化開發，并與高電價的工商業用戶進行直接交易，簡稱為“就近建設、專業開發，直接交易”。購售方自由簽訂雙邊合約，協商相應的交易量、價格、偏差結算條款等。電網公司為光伏電站提供接入電網和輸配的服務，并收取過網費。電網對于分布式光伏直接交易的電量，提供并網和過網服務，收取過網費。對在1千伏以下并網的分布式光伏暫不收取過網費。對于10千伏接入和35千伏接入的分布式光伏，在已經明確輸配電價的地區，按照不同電壓等級的輸配電價的差價確定過網費，在暫未明確輸配電價的地區，按照當地的不同電壓等級的銷售電價的差價確定過網費。10千伏接入的光伏裝機按照不超過現有10千伏母線容量的50%為限，超出此限的另行設計過網費標準。在北京地區，接入10千伏的光伏過網費按照不滿1千伏的銷售電價與10千伏的銷售電價之間的差值來計算，也就是0.02元。對于接入35千伏變電站的光伏電站應積極配建智能管理體系，并通過電網公司調度和光伏電站的協調，在35千伏變電站范圍內消納，避免向上級變電站倒送潮流。對于試點區內分布式光伏出現向上級變電站送電的情況，可由電網公司和售電公司商議過網服務協議。
光伏在低壓側接入電網，需要電網提供電能質量管理、備用等服務，同時也對白天削減峰值容量、降低線損、低電壓治理等具有貢獻。電網公司是否向光伏電站收取綜合服務費還需要根據具體案例進行研究，在電網公司等相關方提出明確方案前，可以暫免收取綜合服務費。
何繼江認為，電力體制改革的不斷深入，各地已經涌現了大量售電公司，他們對于光伏的“就近建設，專業開發，直接交易”將起到有力支撐作用。
位于低壓側的分布式光伏應調高余電上網電價
何繼江的第二個建議為，位于低壓側的分布式光伏應調高余電上網電價。對此，他解釋稱，分布式光伏是在低壓側并網。目前分布式光伏的余電上網的定價與本省市的煤電價格綁定。然而這種定價方式忽略了分布式光伏的一個重要特性，即分布式光伏在10千伏以下接入，或35千伏接入，因其接近用戶，因而輸配成本很低。火電廠發電上網總是接入高壓電網，然后再經輸電網絡和配電網絡到用戶。分布式光伏比火電并網所產生的系統成本要低很多，但目前定價策略沒有體現這一特點。
在電力體制改革深入到市場化定價實現之前，建議對光伏直接調高余電上網電價，即在現有煤電標桿電價基礎上加上輸配電價。北京市的輸配電價尚未公布，目前可暫時借用最具可比性的深圳市已公布的輸配電價。深圳市2016年10千伏的輸配電價為0.1802元。建議北京市在10千伏以下接入的光伏的余電上網電價調整為0.3515+0.1802，共計0.5317元。北京明確輸配電價后可對其重新核定，其它地區可參照該原則確定低壓側并網電價。
國家給分布式光伏的度電補貼和地方性的補貼繼續保留。比如，國家的0.42元的度電補貼。隨著光伏成本的不斷下降，這部分補貼可以降低，從而有效減少國家的財政補貼壓力。但在國家對煤電收取碳稅之前，這個補貼不應該完全取消。
分布式光伏有必要試行峰谷電價
何繼江博士給出的第三個政策建議是“分布式光伏有必要試行峰谷電價”。他認為，目前光伏并網的價格政策還有一個缺點是沒有體現根據負荷需求調節電價的市場原則。白天是負荷高峰期，大部分地區目前實行用電側峰谷電價。光伏在白天發電，能夠緩解白天的負荷壓力，應當給予鼓勵。在目前現貨市場尚未運作的情況下，建議實施發電側峰谷電價。
目前，我國部分地區的小水電運用市場原則設計峰谷和豐枯電價，這對分布式光伏的定價機制有明顯借鑒作用。以廣東北部某市為例，小水電可以選擇固定綜合價，或者峰谷價，一年只能選擇一次。實際上小水電基本都采納峰谷電價。小水電綜合價為0.4282元，峰谷電價的峰谷比為1.5:1，豐枯電價的豐枯比2:1。小水電豐水期峰期電價0.4469元,谷期電價0.2234元。小水電枯水期峰期電價0.6703元，谷期電價0.3352元。這種定價策略體現了根據負荷調節電價的市場原則。
北京市采用電度電價采用尖峰、高峰、平段和低谷四個價格。夏季光伏發電早于凌晨7點，此時是低谷時段，以后經歷了平段、高峰時段和尖峰時段。將政策建議二中所設計的光伏發電標桿電價作為平段時段，設計高倍率和低倍率兩種方案測算峰谷電價，高倍率方案中高峰電價以1.5倍度測算，尖峰電價以1.6倍度測算，低谷電價以0.5倍度測算。低倍率方案中高峰電價以1.3倍率，尖峰電價以1.4倍率，低谷電價以0.7倍率測算結果見下圖。
在這個方案中，高倍率方案下10：00至15：00點之間，光伏上網價格為0.7679元每千瓦時，在低倍率方案，價格為0.6912元每千瓦時。
這個政策可以考慮以暫定實施5年左右，隨著未來分布式光伏規模的增加、負荷特性的變化，以及電力現貨市場的建設，該項政策最終將被現貨市場所消化。
何繼江博士認為，如果采用這三項政策方案，有以下四個明顯的作用。其一，此電價政策有利于未來集中式光伏與分布式光伏統一為度電補貼政策，同時又以市場化的方式鼓勵分布式光伏就近建設。第二，此電價政策實現低壓側分布式光伏并網價格高于高壓側光伏并網價格，能有效鼓勵分布式光伏就近建設。第三，此電價政策有利于未來逐步降低分布式光伏的補貼，減少國家財政補貼壓力。第四、峰谷電價的設計有利于各類市場主體了解現貨市場的運行特征，同時有利于未來到現貨市場的平滑過渡。
業內人士稱，大型地面電站為主的中國光伏發展模式取得了巨大成績，也面臨嚴峻挑戰。
國家能源局的“分布式光伏直接交易和主要政策研究”課題的負責人、清華大學能源互聯網創新研究院政策研究室主任何繼江博士認為，“棄光”問題已掣肘光伏行業發展，其深層次原因是現有政策不足以引導光伏項目就近建設。
據中國光伏行業協會發布的數據顯示，2015年國家電網調度范圍內棄光率12.62%，集中在西北地區的甘肅、青海、新疆和寧夏四省區，其中甘肅棄光率高達30.7%。
與此同時，國家能源局的“分布式光伏直接交易和主要政策研究”課題的另一參與者、中關村新華新能源產業研究院副理事長兼秘書長林玉認為，中國分布式光伏的發展明顯滯后，挑戰巨大。目前光伏裝機中分布式光伏僅有16%，其中接入10千伏及以下電壓等級的光伏項目累計并網容量僅473萬千瓦，占總量1.1%。十三五規劃中2020年分布式光伏發電累計裝機規模是70吉瓦，占光伏總裝機150吉瓦的46.7%,也就是說未來五年增量光伏中分布式光伏占比應超過63%。這個規劃目標如何能夠實現？
何繼江對新華網表示，光伏發展的關鍵在于貼近市場就近建設，破解分布式光伏發展僵局的關鍵政策是要實現“就近建設、專業開發、直接交易”，并且制訂新的適應分布式光伏的電價政策。
何繼江還介紹，德國的分布式光伏發展對中國非常具有借鑒意義。德國并不是太陽能資源很豐富的國家。德國平均年日照時間約1500小時，光伏年平均發電時數僅為800多小時，并不是光照條件好的國家。但是，2015年度德國光伏發電量已經占到總發電量的6%。德國光伏裝機總量40吉瓦，其中80%以上是分布式光伏，消納基本沒有問題。2014年6月9日中午，德國的太陽能生產峰值為23.1GW，瞬時功率高達全國電力需求的50.6%。中國東部地區的光照資源雖然不如西北地區，但比德國還是明顯要好。
據國內某光伏企業實測，我國東部沿海省份年平均可發電小時數高于1100小時，省會城市中發電時數最少的為杭州986小時，最高的為天津1317小時。北京的光伏發電時數達到1214小時。從太陽光照資源的角度看，西藏、青海等地的光伏資源最好，然而從市場需求的角度分析，光伏資源最大的市場需求卻在江蘇、浙江、廣東等經濟發達地區。這些地區電力供應相對緊張，又面臨能源消費總量指標的約束，更關鍵的是，這些地區的工商業電價較高。
以北京為例進行電價分析，實行峰谷電價，上午10點至下午3點間在1千伏以下接入的工商業用電適用峰段電價1.4元每千瓦時，目前光伏的度電成本已經低于這個數值，而這個時間段也正是光伏最主要的發電時段，何況國家還對分布式光伏有為期20年的0.42元的度電補貼，北京市還有補貼政策。如果工商業能夠積極消納光伏，北京市的分布式光伏就可能迎來爆發式發展。再對電動汽車充電價格進行分析。北京電力公司剛剛發布電動汽車充電峰谷電價，10點至15點該公司的公共充電樁含服務費的充電價格為1.8元/度，這個價格也明顯高于光伏度電成本。如果采用光伏充電站方案，利用停車場頂棚的光伏，或屋頂光伏給電動汽車充電，光伏可以實現盈利。如果有合適的激勵工商業消納光伏的政策創新，將大大激發中東部電價較高地區分布式光伏的快速發展。
就近建設、專業開發、直接交易
當前國內分布式光伏該如何健康良性發展？對此何繼江博士給出三條建議，他認為，首先要，就近建設、專業開發、直接交易。
其具體意義在于，目前分布式光伏的適用政策分為“全額上網”和“自發自用，余電上網”兩種。現在的光伏項目當中，全額上網的比例遠高于自發自用的比例。但全額上網并不能體現光伏與當地電力需求的匹配關系，當地電價情況與全額上網的電價無關。城市中大量分散式的屋頂更適合采用自發自用模式，然而業主和投資商卻對此并不鐘情。就價格而言，余電上網價格明顯低于全額上網的價格。以北京為例，北京的光伏全額上網適用0.98元/度的價格，余額上網部分適用電價為脫硫燃煤電價加國家補貼。北京市脫硫燃煤電價為0.3515元/千瓦時，國家補貼0.42元每千瓦時，合計0.7715元，遠低于三類地區全額上網的電價0.98元。由于屋頂光伏必須定向于業主使用才能稱作自發自用。現實中采用光伏開發商與業主簽訂購電協議的方式來適應自發自用的條款，由于部分業主購電的合同周期短或執行效力弱等原因，投資人往往不傾向于自發自用模式。對于業主而言，自發自用固然能起到減少電費開支的效果，但對大部分工商業企業和家庭來說，建設屋頂光伏會遇到設計安裝、資金籌集、運營維護等很多方面的困難，這使很多業主感到畏懼而打消主意，這些因素都影響了城市分布式光伏的發展，導致大量屋頂資源白白閑置。
打破這個瓶頸的關鍵是鼓勵專業化的公司介入，在電力需求旺盛的地區，對閑置的屋頂資源進行專業化開發，并與高電價的工商業用戶進行直接交易，簡稱為“就近建設、專業開發，直接交易”。購售方自由簽訂雙邊合約，協商相應的交易量、價格、偏差結算條款等。電網公司為光伏電站提供接入電網和輸配的服務，并收取過網費。電網對于分布式光伏直接交易的電量，提供并網和過網服務，收取過網費。對在1千伏以下并網的分布式光伏暫不收取過網費。對于10千伏接入和35千伏接入的分布式光伏，在已經明確輸配電價的地區，按照不同電壓等級的輸配電價的差價確定過網費，在暫未明確輸配電價的地區，按照當地的不同電壓等級的銷售電價的差價確定過網費。10千伏接入的光伏裝機按照不超過現有10千伏母線容量的50%為限，超出此限的另行設計過網費標準。在北京地區，接入10千伏的光伏過網費按照不滿1千伏的銷售電價與10千伏的銷售電價之間的差值來計算，也就是0.02元。對于接入35千伏變電站的光伏電站應積極配建智能管理體系，并通過電網公司調度和光伏電站的協調，在35千伏變電站范圍內消納，避免向上級變電站倒送潮流。對于試點區內分布式光伏出現向上級變電站送電的情況，可由電網公司和售電公司商議過網服務協議。
光伏在低壓側接入電網，需要電網提供電能質量管理、備用等服務，同時也對白天削減峰值容量、降低線損、低電壓治理等具有貢獻。電網公司是否向光伏電站收取綜合服務費還需要根據具體案例進行研究，在電網公司等相關方提出明確方案前，可以暫免收取綜合服務費。
何繼江認為，電力體制改革的不斷深入，各地已經涌現了大量售電公司，他們對于光伏的“就近建設，專業開發，直接交易”將起到有力支撐作用。
位于低壓側的分布式光伏應調高余電上網電價
何繼江的第二個建議為，位于低壓側的分布式光伏應調高余電上網電價。對此，他解釋稱，分布式光伏是在低壓側并網。目前分布式光伏的余電上網的定價與本省市的煤電價格綁定。然而這種定價方式忽略了分布式光伏的一個重要特性，即分布式光伏在10千伏以下接入，或35千伏接入，因其接近用戶，因而輸配成本很低。火電廠發電上網總是接入高壓電網，然后再經輸電網絡和配電網絡到用戶。分布式光伏比火電并網所產生的系統成本要低很多，但目前定價策略沒有體現這一特點。
在電力體制改革深入到市場化定價實現之前，建議對光伏直接調高余電上網電價，即在現有煤電標桿電價基礎上加上輸配電價。北京市的輸配電價尚未公布，目前可暫時借用最具可比性的深圳市已公布的輸配電價。深圳市2016年10千伏的輸配電價為0.1802元。建議北京市在10千伏以下接入的光伏的余電上網電價調整為0.3515+0.1802，共計0.5317元。北京明確輸配電價后可對其重新核定，其它地區可參照該原則確定低壓側并網電價。
國家給分布式光伏的度電補貼和地方性的補貼繼續保留。比如，國家的0.42元的度電補貼。隨著光伏成本的不斷下降，這部分補貼可以降低，從而有效減少國家的財政補貼壓力。但在國家對煤電收取碳稅之前，這個補貼不應該完全取消。
分布式光伏有必要試行峰谷電價
何繼江博士給出的第三個政策建議是“分布式光伏有必要試行峰谷電價”。他認為，目前光伏并網的價格政策還有一個缺點是沒有體現根據負荷需求調節電價的市場原則。白天是負荷高峰期，大部分地區目前實行用電側峰谷電價。光伏在白天發電，能夠緩解白天的負荷壓力，應當給予鼓勵。在目前現貨市場尚未運作的情況下，建議實施發電側峰谷電價。
目前，我國部分地區的小水電運用市場原則設計峰谷和豐枯電價，這對分布式光伏的定價機制有明顯借鑒作用。以廣東北部某市為例，小水電可以選擇固定綜合價，或者峰谷價，一年只能選擇一次。實際上小水電基本都采納峰谷電價。小水電綜合價為0.4282元，峰谷電價的峰谷比為1.5:1，豐枯電價的豐枯比2:1。小水電豐水期峰期電價0.4469元,谷期電價0.2234元。小水電枯水期峰期電價0.6703元，谷期電價0.3352元。這種定價策略體現了根據負荷調節電價的市場原則。
北京市采用電度電價采用尖峰、高峰、平段和低谷四個價格。夏季光伏發電早于凌晨7點，此時是低谷時段，以后經歷了平段、高峰時段和尖峰時段。將政策建議二中所設計的光伏發電標桿電價作為平段時段，設計高倍率和低倍率兩種方案測算峰谷電價，高倍率方案中高峰電價以1.5倍度測算，尖峰電價以1.6倍度測算，低谷電價以0.5倍度測算。低倍率方案中高峰電價以1.3倍率，尖峰電價以1.4倍率，低谷電價以0.7倍率測算結果見下圖。
在這個方案中，高倍率方案下10：00至15：00點之間，光伏上網價格為0.7679元每千瓦時，在低倍率方案，價格為0.6912元每千瓦時。
這個政策可以考慮以暫定實施5年左右，隨著未來分布式光伏規模的增加、負荷特性的變化，以及電力現貨市場的建設，該項政策最終將被現貨市場所消化。
何繼江博士認為，如果采用這三項政策方案，有以下四個明顯的作用。其一，此電價政策有利于未來集中式光伏與分布式光伏統一為度電補貼政策，同時又以市場化的方式鼓勵分布式光伏就近建設。第二，此電價政策實現低壓側分布式光伏并網價格高于高壓側光伏并網價格，能有效鼓勵分布式光伏就近建設。第三，此電價政策有利于未來逐步降低分布式光伏的補貼，減少國家財政補貼壓力。第四、峰谷電價的設計有利于各類市場主體了解現貨市場的運行特征，同時有利于未來到現貨市場的平滑過渡。
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