科学有序发展太阳能发电是实现我国能源和电力可持续发展的战略选择，也是推进生态文明建设的客观要求。光伏发电具有优质能源劣质电的属性，而光热发电则具有优质能源优质电属性。要从经济社会、能源革命和电力系统角度，切实贯彻落实《可再生能源法》，健全完善太阳能发电科学发展新机制，加快解决技术、经济和管理问题，着力提高发展质量。

　　太阳能发电产业是全球能源科技和产业发展的重要方向，是具有巨大发展潜力的朝阳产业，也是我国具有国际竞争优势的战略性新兴产业。发展太阳能发电对调整我国能源结构、推进能源生产和消费革命、促进生态文明建设具有重要意义。

　　太阳能发电及其特点

　　太阳能发电（以下简称光电）一般可以分为离网光电和并网光电。离网光电又叫做独立系统，是独立于大电网之外可以独自运行的太阳能供电系统。并网光电是与公共电网相联接且共同承担供电任务的电源。光电按其利用太阳能的方式不同，可分为光伏发电和光热发电。光伏发电分为独立光伏发电、并网光伏发电及分布式光伏发电。光热发电包括槽式、塔式、碟式（盘式）、菲涅尔式四种类型。

　　光伏发电属于典型的“优质能源劣质电”。作为“优质能源”，光伏发电具有良好的环保品质，属于绿色低碳能源。作为“劣质电”，主要表现有三：一是经济品质差，发电成本高，没有经济竞争力，需要国家财政补贴才能生存和发展；二是容量品质差，光伏发电具有随机性、间歇性和波动性，不能在电力系统中独立运行，需要其他调峰电源等提供辅助服务；三是能源密度低、转换效率低，占用面积大。

　　光热发电与光伏发电相比，最明显的优势在于通过储热系统可以有效提高其发电的连续性和稳定性，从而提升发电容量品质，较好地解决了随机性、间歇性和波动性难题，可以独立作为电力系统的基础电源。光热发电环保品质也优于光伏发电。但是，光热发电经济品质劣于光伏发电，只能吸收太阳能直接辐照量，需要水源或其他传热工质，同时对运行维护要求较高。

　　国内太阳能资源条件和开发潜力

　　我国主要处于温带和亚热带，有着十分丰富的太阳能资源。根据国家气象局风能太阳能资源中心发布的《2014年风能太阳能资源年景公报》和中国电力企业联合会（以下简称中电联）完成的多项研究报告，2014年全国陆地表面平均的水平面总辐射年辐照量为1492.6千瓦时/平方米。综合各地区资源特点，一般将全国太阳能资源开发潜力分为4个等级区：其中，极丰富地区包括青海大部、西藏中西部、甘肃西部、内蒙古西部、新疆东部及四川西部部分地区，占全国土地面积的21.9%，年辐射总量超过1750千瓦时/平方米，年均日照时数可达到3000小时左右，年有效日照天数在350天以上；很丰富地区包括华北北部、新疆大部、甘肃中东部大部、宁夏、陕西北部、青海南部和东部、西藏东部、四川西部、云南大部及海南等地区，太阳能年辐射总量在1400～1750千瓦时/平方米之间，占全国面积的29.8%。此外，还有丰富地区和一般地区。

　　根据中电联课题调研报告和相关资料，大型集中式光伏电站开发潜力可达到5亿千瓦，主要分布在光照资源丰富的西北地区，包括西藏、新疆、青海、甘肃、内蒙古、宁夏等省区，年辐射总量在1600千瓦时/平方米以上。其中，新疆荒漠面积最大，但大多处于边远地区，远离负荷中心；内蒙古和河北靠近京津冀用电地区，市场潜力较大；青海、甘肃、宁夏、陕西太阳能资源丰富，荒漠面积较大，可向中东部地区远距离输电。分布式光伏发电主要包括建筑光伏发电和其他分布式光伏发电，有4亿千瓦以上的开发潜力。根据2013年发布的《中国太阳能热发电产业政策研究报告》，中国科学院采用GIS分析估算我国光热发电的开发潜力约160亿千瓦（DNI≥5千瓦时/平方米·天、坡度≤3%）。

　　国内外太阳能发电发展状况

　　世界光电发展

　　20世纪70年代发生全球能源危机后，全世界把目光投向了可再生能源特别是太阳能，希望可再生能源能够改变能源结构和解决日益恶化的大气污染问题。20世纪90年代以来，光伏发电进入快速发展期，其中德国已连续9年保持世界光伏发电第一大国的位置，2014年光伏发电装机3820万千瓦左右、占全国装机的21.5%，光伏发电量328亿千瓦时、占全国发电量的6.3%。光热发电经过了20世纪70年代研发兴起、80年代首批开发建设后，长期处于停滞阶段，直到2007年后才开始逐渐复苏。全球光热发电主要分布在南欧、北非、中东、南非、南亚、中国、澳洲、北美与南美。根据我国光热发电商务网（CSPPLAZA）统计数据，2014年底全球光热发电装机达到453.4万千瓦，其中西班牙236.2万千瓦、美国172万千瓦。回顾总结国外光电发展历程，可以归纳出四个经验：

　　长期目标引导。欧盟、美国等发达国家或经济体都将光电作为可再生能源重要领域，制定了2020年乃至更长远的发展目标。根据欧盟及成员国颁布的可再生能源行动计划，到2020年，欧盟光电总装机将超过9000万千瓦，其中德国光伏发电总装机将达到5100万千瓦，西班牙光热发电将达到1000万千瓦。

　　法律政策保障。德国、西班牙、美国等均制定了专门法律支持可再生能源发展。欧盟各国普遍通过优惠上网电价政策支持光电等可再生能源发电的发展，美国通过税收减免和初投资补贴等政策支持光电发展。优惠上网电价政策明确了补贴年限，降低了投资光电等可再生能源发电的风险，激发了投资商的热情；同时补贴总额控制以及灵活的上网电价下调率调节机制，有效地抑制了补贴带来的过热投资，促进光电等可再生能源电力有序发展，并激励上游企业不断降低成本，最终实现“可比价上网”。

　　电网公司主导。德国、西班牙、意大利等国，电网公司负责项目的审批、测试和购售电，检测和验收系统的电能质量和安全性，电网接口和计量装置的认定等。同时为了保证电网公司不因光伏发电的接入而受到损失，政府规定电网公司为接纳光伏电量所做必要改造的费用在全国电网分摊，无需电网公司自身承担。

　　开发模式合理。欧洲并网光伏发电采用了分散开发、就地供电模式。以德国为例，2011年底并网光伏发电容量为2468万千瓦，超过我国三峡水电站装机，基本都分散地建在用电户屋顶，分布式接入系统。用电户可以投资并网光伏发电，自建自发自用，调度机构优先调度、系统整体平衡调节，富余电量可向电力市场出售，供电不足则由大系统补给。如此开发模式，既实现了光伏电量的充分利用，又节省了远距离输送所需大量投资并减少大量输电损耗。同时因电源分散，故接入系统电压等级很低，出力不稳定的光伏发电电力对涉及主系统安全和电能质量的电压和频率等重要参数指标影响甚微。

　　国内光电发展

　　国内光伏发电在2009年以前是缓慢前行，并网光伏发电从2008年零装机发展到2009年的2.5万千瓦、发电量290万千瓦时。2009年，国家相继启动“太阳能光电建筑应用示范项目”和“金太阳示范工程”，特别是国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（以下简称国发[2013]24号）、国务院相关主管部门据此亦相继出台了促进光伏发电管理办法或激励政策以来，光伏发电步入了快速发展期。国家发展改革委《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（以下简称发改价格[2013]1638号），将全国分为三类太阳能资源区，相应制定光伏电站标杆上网电价。其中，Ⅰ类资源区光伏电站标杆上网电价0.90元/千瓦时（含税），Ⅱ类资源区为0.95元/千瓦时，Ⅲ类资源区为1.0元/千瓦时；对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元（含税），对自用电量免收随电价征收的各类基金和附加，以及系统备用容量费和其他相关并网服务费。根据中电联电力行业统计数据，并网光电装机从2010年底的25.6万千瓦、发电量1.2亿千瓦时快速增加到2014年底的2486.2万千瓦、发电量235.1亿千瓦时。

　　国内光热发电发展远滞后于国外，对光热发电领域的研究起步较晚，许多相关技术大都在研发和实验阶段，少数光热发电示范性项目也刚刚起步。近年来随着我国光电产业政策加快出台，光热发电在光电乃至发电结构中的战略地位日益提升，产业化进程加快推进。近期国内还推广荒漠化热发电站与常规火电厂联合运行示范工程，既可高效利用太阳能热系统提供低温、中低压的水蒸气，又可提高发电系统综合效率。根据CSPPLAZA统计数据，2014年底我国投运及在建光热电站超过20项，总装机1.8万千瓦左右，除青海德令哈塔式电站装机1万千瓦外，其他均为小型实验或示范项目。国内大型发电集团也相继进入光热发电产业，主要在青海、甘肃、宁夏和内蒙古等西部省份开展规划前期工作。据相关统计资料，2014年底待建或正在进行前期工作或规划的大型商业化光热发电项目数量有35个、装机近300万千瓦。

　　国内光电发展存在的主要问题有：缺乏清晰的发展战略和综合规划。无论是国发[2013]24号文和国务院办公厅《能源发展战略行动计划（2014～2020年）》（以下简称国办发[2014]31号），还是国家能源局《太阳能发电发展“十二五”规划》（以下简称国能新能[2012]194号），都对光电发展蓝图给出了具体目标和宏观布局，对促进光电特别是光伏发电迅猛发展功不可没。国能新能[2012]194号文提出光电装机2015年和2020年分别达到2100万千瓦和5000万千瓦，国发[2013]24号文则提出2015年光伏发电达到3500万千瓦以上，国办发[2014]31号文又提出2020年光伏发电装机达到1亿千瓦左右。随着经济社会发展变化和市场变化，适时调整发展目标是正常的，把三份文件“一年一调整”，使得光电装机数量发展大幅度增加，但发展质量不高。突出表现为分布式光伏发电和光热发电发展目标难以实现，光伏电站大增却存在较为严重的“弃光”，“三北”基地部分地区的弃光率在20%以上。

　　这就反映出国家优先发展分布式光伏发电战略，在实施过程中遇到暂时困难时发生了战略路径动摇；也反映出国家对分布式光伏发电、光伏电站和光热发电三者的战略定位和发展路径，尚未形成符合中国国情尤其是电情的清晰的全面共识；还反映出行业内外至今还未充分吸取多年来大规模“弃风”的经验教训，即在“三北”基地大规模发展光伏电站，必须统筹规划落实好市场消纳、送出通道以及风电布局等，使光伏电站不再陷入风电发展困局。统筹协调乏力。主要表现在两个方面：一是政府部门间缺乏有效的统筹协调。资源普查、光电规划、项目核准、价格、税收、财政补贴、专项资金安排、标准、重大科技项目和示范等事项，分别由国务院多个主管部门行使，没有充分利用国家能源委员会平台建立起部际联席协调制度来统筹光电的行政管理，造成相互脱节。例如，包括光电在内的可再生能源发电发展目标并没有与国家财政补贴能力（即可再生能源发展基金，主要是可再生能源电价附加）进行统筹平衡，造成规划目标越来越高、年度指导规模越来越大，而财政补贴缺口也越来越大。此外，光电项目核准权限下放给省级政府后，国家有关部门主要依靠年度指导规模来调控，与发展规划脱节，也缺乏部际间有效统筹协调。二是部委内部也缺乏有效的统筹协调。突出表现在“三北”基地建设光伏电站与风电布局建设缺乏统筹协调，对当地电力需求及消纳能力、外部消纳市场落实及配套送电工程，以及项目核准时序都存在明显分歧，统筹协调不够，造成了既“弃风”又“弃光”的困局。

　　开发运营商业模式有待突破。分布式光伏发电是国家优先发展的方向，采用“自发自用，余量上网，电网调节”的方式。尽管中央给予了明确的补贴政策，大部分地方政府也根据各自实际给予了相应的地方补贴政策，但分布式规模小、点多面广、随意性大的属性，加上培育发展时间短，普遍存在着屋顶落实难、电费回收难、贷款融资难、并网接入难、质量保证难等问题。需要经历若干年不断地探索和创新，才能找到符合我国国情和各地实际的商业模式。光热发电目前正处于工程示范阶段，光热发电设备制造业基础薄弱，建设成本较高且难以降低，国家尚未出台明确的上网电价和补贴政策。需要国家尽快明确电价补贴政策，来促进光热发电大规模开发。

　　技术创新和产业重组乏力。技术创新能力仍显不足，产品同质化高，高端装备普遍依赖进口，高端技术研发与国外尚有差距。我国尚未建立起强有力的国家基础研究实验室和公共研究平台，更没有建立起技术研发的长效机制。研究力量分散，研究内容和方向既缺乏系统谋划，又缺乏有效的协作机制和信息共享机制，难以形成合力。国家投入不足，对知识产权保护重视不够，使得企业投资技术研发的积极性不高，多以简单模仿复制为主，导致产品同质化和价格恶性竞争。缺乏长时间的技术积累和企业发展经验，自主核心技术有待突破。光电产业优胜劣汰机制尚待完善健全，技术门槛低、产业集中度低仍是产业转型升级中亟需攻克的顽症。

　　法律法规亟需完善细化，市场主体权责利不平衡。《可再生能源法》原则性多、操作性不强，部门制定的条规和政策，或多或少考虑本部门利益的多，难以完全站在全社会高度与相关部门和单位进行充分沟通协调，既增加了部门之间工作协调的难度，又造成相互扯皮和责任难以追究。例如，《可再生能源法》第十四条提出国家实行可再生能源发电“全额保障性收购”制度，并明确规定了国务院能源主管部门等政府部门职责和电网企业的责任，要求电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量；同时应当加强电网建设，扩大可再生能源电力配置范围，发展和应用智能电网、储能等技术，完善电网运行管理，提高吸纳可再生能源发电的能力，为可再生能源发电提供上网服务。

　　实际上，我国电网规划和电网项目核准管理权限为政府能源主管部门行使，发电计划也是省级电力运行主管部门牵头制定，电网企业仅有电网规划建议权、电网项目申请权和发电计划建议权。如果“三北”基地光伏电站规划失当，本地区无法全部就地消纳，又无外送区外市场消纳及其配套外送工程规划，或者有外送工程规划却迟迟得不到核准开工甚至核准不及时造成不能同时投运，导致没有实现“全额保障性收购”时，应该追究谁家责任，缺少法理依据，配套相关部门条规也没有明确。这也是“三北”基地既“弃风”又“弃光”的重要原因。此外，国家为促进光电发展，相继出台了一系列具体细化的财税价扶持政策，但对电网企业却只有服务责任和投入要求，没有具体明确成本回收渠道。如国发[2013]24号文明确分布式光伏发电接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设，同时对分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用；国家能源局《分布式光伏发电项目管理暂行办法》（以下简称国能新能[2013]433号）进一步规定分布式光伏发电项目的接入系统工程以及因接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设，用户侧的配套工程由项目单位投资建设。免收系统备用容量费和相关服务费用将直接减少电网企业收益，国家对如何补偿没有具体说法，更没有具体渠道。增加的电网投资虽然可以通过国家财政补贴中“专为可再生能源发电项目接入电网系统而发生的工程投资和运行维护费用”渠道得到补偿，但既不及时也没有全额补偿。又如，并网光伏发电运行需要电力系统提供调峰、调频、调压和备用等辅助服务，主要由煤电等传统电源承担，在目前没有建立辅助服务分担机制的条件下，只能依靠行政调度命令强制煤电等传统电源深度调峰而相应增加成本。

　　国家补贴资金不足、发放不及时。电价补助资金落实不到位，加重了光电企业的经营负担。国家补贴资金不足反映出可再生能源发电总规模与国家财政补贴能力（即可再生能源发展基金，下同）或可再生能源电价附加的不协调、不平衡，也反映出国务院相关主管部门规划和政策制定出现了严重脱节。发放不及时则反映出管理和发放流程有待优化。

　　切实转变太阳能发电发展方式

　　发展光电是我国电力工业发展的战略选择。光电作为我国新兴战略型产业，发展方式要从目前规模速度型粗放增长加快转向质量效率型集约增长，产业结构要从增量扩能为主加快转向调整存量、做优增量并重的深度调整。发展光电的总体思路是，立足整体、统筹规划，规模适度、一挂双适，两个结合、两个优先，集中有序、两个落实，市场配置、一升一降。

　　立足整体、统筹规划

　　光电作为电力行业的重要组成部分，未来要承担越来越重要的绿色转型重任，必须立足电力行业整体，通过电力行业统筹规划和系统优化，来找到光电的精准定位。科学统筹确定非化石能源发电发展目标。按照国家“四个全面”战略布局，落实国家确定的2020年和2030年非化石能源占一次能源消费比重分别提高到15%和20%左右、单位国内生产总值二氧化碳排放强度比2005年分别下降40%～45%和60%～65%，以及2030年左右二氧化碳排放达到峰值且将努力早日达峰等能源结构调整目标和大气污染治理目标，科学统筹确定非化石能源发电发展目标，稳步推进电力绿色化转型，以相对较低的电力成本安全绿色满足经济社会发展的电力有效需求。

　　系统优化配置非化石能源发电品种。立足电力行业全局，统筹规划水电、煤电、核电、天然气发电、新能源发电以及电网的发展目标、结构和布局，优化配置非化石能源发电品种，优先发展水电和核电，提高新能源发电发展质量，着力提供用得起（即经济社会发展可承受、可促进国内产业提升国际竞争力和电力行业可持续发展）的安全绿色电能。优化光电发展形态。立足电力系统整体，紧密结合分布式光伏发电、光伏电站和光热发电的优劣利弊和适应性，密切联系国内电力消费分布和太阳能资源、水资源的分布特征，因地制宜、优化选择最佳发展形态。

　　规模适度、一挂双适

　　光电属于低能量密度能源，投资大，发电成本高，上网电价高，需要国家财政补贴扶持才能生存和发展，加上光伏发电随机性、间歇性和波动性的技术特征，更是加重了电力系统辅助服务负担，提高了全电力系统成本。所以，在尚不具有市场竞争力的条件下，太阳能发电只能适度发展，做到量力而行。

　　发展规模要与国家财政补贴能力直接挂钩。光电发展规模要纳入需要国家财政补贴的新能源发电总规模，进行统筹优化确定。要坚持国家财政补贴能力直接决定新能源发电总规模、进而决定光电规模的原则，做到国家财政有多少补贴能力就发展多少新能源发电、就发展多少光电，切实改变目前国家财政补贴资金不足局面。这里的国家财政补贴能力不仅仅是指某年的能力，而是指财政持续多年如20年的补贴能力，这就要求国务院能源主管部门和财政主管部门、价格主管部门在确定新能源发电发展目标过程中，进行密切合作和沟通，使新能源发电规划与国家财政补贴能力规划实现无缺口衔接和各年度平衡。

　　发展规模要与全社会电价水平可承受能力相适应。目前，国家财政补贴资金绝大部分来源于可再生能源电价附加，电价附加能够上调多少，取决于经济社会发展的承受能力。抑制电价上涨过快，总体上对新常态下经济结构转型调整是有利的。此外，光伏发电的技术特征，决定了其运行需要电力系统提供调峰等辅助服务，也要相应提高电力系统建设和运行成本，进而提高全社会电价水平。

　　发展规模要与电力系统消纳能力相适应。电力系统消纳能力由电力需求总量及其特性、电源结构和电网配置（输配）能力三方面综合决定，还与电力系统运行安全稳定程度密切相关。无论在规划过程中，还是在电力系统运行中，都需要统筹优化，精准寻求最佳方案。超过电力系统消纳能力，或者“弃光”率超过经济合理的限值，光电及其配套投资就成为低效甚至无效投资，都会导致电力系统成本上升和全社会电价水平提高。

　　两个结合、两个优先

　　要结合电力需求分布、光照强度和建设条件，系统优化光电发展形态。

　　坚持集中开发与分散利用相结合，近中期优先发展分布式光电。我国“三北”地区光照条件好，未利用土地辽阔，适宜发展集中式大型光伏电站。但也存在明显劣势：需要国家度电补贴高，按照现有补贴标准要在0.6元/千瓦时以上；当地用电需求小且与风电重叠，大规模开发就地消纳困难；长距离外送东、中部地区消纳，输变电投资成本高，输电损失大，经济性差。东、中部地区发展分布式光伏发电，尽管光照条件较差、平均利用小时数较低，但分布式光伏发电定位在“自发自用，余量上网，电网调节”，既能节省输电投资，又能实现就地消纳；按照现有补贴政策，分布式光伏发电度电补贴0.42元/千瓦时，远低于集中式光伏电站。所以，近中期优先发展分布式光电，既能够有效解决在“三北”基地集中式开发带来的“弃光”难题，又能够利用国家有限的财力物力，发展更多的光电，还能够相应提高电力系统整体经济性。即便是在西部基地发展光热发电，也应该优先发展分布式光热发电，特别是在西部偏远贫困地区，通过国家扶贫发展分布式光热发电，既能解决无电问题，又能解决采暖制冷等家庭用能，还能促进西部大开发战略实施。

　　坚持发展光伏发电与光热发电相结合，条件具备地区优先发展光热发电。与光伏发电相比，光热发电建设条件更为苛刻，主要是光照强度高（年均法向辐射一般不低于1800千瓦时/平方米）和水资源，而且技术尚未完全成熟，发电成本和上网电价也较高。但是，只要配置足够容量的储能系统，光热电站可以实现24小时连续运行，还能提供调峰、调频等辅助服务，具有良好的容量品质，完全可以作为电力系统的主力机组使用。在西部太阳能基地集中大规模建设光热发电，不仅可以实现光热发电的稳定外送，还可以利用其良好的调节性能，带动随机性、间歇性和波动性大的风电和光伏电站打捆外送，提高系统中可再生能源发电的比重。在我国西部地区，有着丰富的太阳能直接辐射资源，绝大部分土地为戈壁、荒漠，只要具备相应的水资源条件，就应优先发展光热发电，加快技术创新和商业化进程，提高电力系统绿色化和经济性。

　　集中有序、两个落实

　　国能新能[2012]194号文提出在太阳能资源和土地资源较为丰富的西部地区，以增加当地电力供应为目的，建设大型太阳能电站。国发[2013]24号文明确要按照“合理布局、就近接入、当地消纳、有序推进”的总体思路，根据当地电力市场发展和能源结构调整需要，在落实市场消纳条件的前提下，有序推进各种类型的光伏电站建设。在“三北”基地集中式开发光伏电站必须做到稳妥有序，至少要同时做到两个落实。

　　落实好消纳市场，使光伏电站得到有效消纳。我国光电基地大都与风电基地重叠，光电要与风电统筹消纳。目前“三北”风电基地“弃风”较为严重，如果拘泥于本地区消纳市场，建设光伏电站只能是加剧“弃风”和“弃光”。无论是当前还是未来，集中式开发光伏电站的消纳市场主要是在区外，重点是东、中部地区。所以，国务院能源主管部门在研究编制电力行业发展规划及其新能源发电专项规划中，要高度重视集中式风电和光伏电站的市场消纳问题，在规划中必须予以落实并进行规模调控，在年度滚动或下达年度指导规模时也要进行滚动调整。消纳市场没有落实好的，不能开发建设光伏电站。

　　落实好配套电网项目规划和核准，做到先核准配套电网工程再核准光伏电站。在规划中，不仅要落实好集中式光伏电站的市场消纳地区，还要具体规划好输送到消纳地区的配套电网项目。规划中没有落实具体配套输送电网项目的，就是没有落实好消纳市场，也就不能规划布局超出本地区消纳能力的光伏电站。当前，国家对电力项目实行核准制，按照不同类型分别由中央或省级政府主管部门进行核准，即使列入规划内的电网项目，在没有得到政府主管部门核准的条件下，也不能开工建设。所以，对配套电网项目，不仅要落实纳入规划，还要落实核准及时。从时间顺序来看，由于电网项目建设工期长，要保证光伏电站能够及时上网并输送到区外消纳市场得到有效消纳，配套电网项目必须在光伏电站核准前得到政府主管部门的正式核准，才有可能使配套电网项目与光伏电站同时投运。

　　市场配置、一升一降光电发展离不开国家财政补贴扶持，需要创新体制机制，加快提高竞争力，逐步减少财政补贴额度，最终实现竞争上网。

　　推行项目公开市场招标确定投资主体和补贴额度。政府主管部门统筹优化做好电力行业规划及新能源发电专项规划后，将规划内项目变核准制为公开市场招标制，在确保国家宏观调控的前提下，既能有效发挥市场配置电力资源的决定性作用，又能有效引入社会资本特别是民营资本公平进入电力行业，还能有效控制和逐年降低建设成本、减少度电补贴额度。

　　提升核心技术自主水平。通过市场竞争机制、规模化发展和国家对技术创新基础研发的扶持，培育发展从技术研发、设备制造到各类应用及产业服务的全产业链；加强国际合作，吸纳国际技术创新资源，促进国内光电技术进步和产业升级，能够有效促进技术创新能力强、企业管理水平高的创新型制造企业集聚更多的市场份额，有效提高产业集中度，优胜劣汰，进一步提升自主技术水平，形成国内自主技术体系，同时推进我国光电装备融入国际产业体系，提高国际竞争力。

　　加快降低光电成本，提高其市场竞争力。通过市场竞争机制和规模化发展促进成本持续降低，提高经济性和竞争力，尽早实现太阳能发电用户侧“可比价上网”。