西部地区光伏电站可能在短期内不会有很大突破，中东部地区可能会被作为发展战略要点。
光伏领域的形势是机遇和挑战并存。两个机遇，第一个，世界上从全球能源的发展趋势来看，能源变革势在必行。一些迹象可以表明，能源转型现在是在加速。可再生能源逐渐成为能源转型新增电力装机的一个主力，比如发达国家加速可再生能源对化石能源的替代，比如发展中国家对可再生能源的重视和利用等。从全球范围来看，据初步统计的数字，今年全球光伏发电新增装机5000万千瓦，增速大概是15%到16%，光伏发展面临一个很好的机遇。
第二，在中国的能源变化中，光伏发展依然机遇很大。国家能源局及其他多个部门已经统计了2015年最终的数字，将于近期公布。初步测算，至2015年底，我国光伏发电累计装机容量是4300万千瓦。其中，新增装机容量大约15GW,累计量已经超过了德国，成为全球第一。在规模上，中国连续三年装机都是超过一千万千瓦，并提前完成“十二五”规划目标。
而未来“十三五”目前的规划目标，预计是到2020年达到1.5亿千瓦（150GW），最终的数字还要等待各部门协调，因此预计最终目标会再在1-1.5亿千瓦范围。但不管最终结果如何，每年平均装机大概都在1500到2000万千瓦之间，这个数字对光伏产业的支撑应该还是有力度的，光伏产业发展未来前景依然被看好。
在两个机遇下，挑战也并存着。
第一个挑战是光伏的电价补贴政策。我们认为现行的补贴政策可能是不可持续的，从我们自身来看，即使从行业管理部门来看，补贴政策依然存在问题。这两年，光伏发电行业因补贴问题受到不小影响，2013年9月份至现在，新并网的电站机组都没有享受到补贴。
目前经过一系列措施，可再生能源每度电价附加的标准已经从1.5分提高到1.9分。这个力度虽然与预期还要差很多，但确实是一个进步。
第六批可再生能源补贴目录的工作已经启动，但就一些细节还存在不同的意见，实施办法还在讨论之中。第六批补贴目录不久就会下发各地，让各地填报项目。但大家应该也很清楚，1.9分的附加远远不够解决光伏电站被拖欠的补贴。
目前，统计到2015年底光伏发电项目累计拖欠补贴大概有400亿。即使按照2016年1.9分的新标准来征收，每年能征收不到700亿，只有大约600亿左右。这个数字的计算是这样来的：全年用电量是5-5.5万亿度，征收范围中不包括居民电量和农业电量，而且自备电厂的征收率也比较低，最终大概征收率只能覆盖到所有用电量的70%。按照以前标准，1.5分的电价附加下大概每年能征收500亿，新提高标准以后每年也就是六百多亿的资金。所以到2016年底征收完毕，也只能够解决到2015年底之前的新能源项目。
在现行补贴政策下，补贴的拖欠在未来一段时间内可能会存在。估计普遍拖欠时间有一年左右，即2015年并网的项目，可能2016年底才能够进入补贴目录。
第二个挑战即限电。现在光伏弃光现象已经非常明显。据统计，2015年全年弃光电量大概是40亿。2015年全国光伏电量是400亿，弃光比例是10%。弃光最重的两个地方，是甘肃和新疆，甘肃的弃光率31%，新疆的弃光率是26%。入冬采暖季到了以后，弃光率更加严重。在2015年12月的统计中，新疆的弃光率达到59%，宁夏的弃光率达到39%。这个弃光情形到2016年不仅难以缓解，并且很可能更加恶化。
2015年全社会用电量增加只有0.6%，但电力装机增长速度是10%。2015年全年新增装机1.3亿千瓦，不仅没有降低，反而是历年来新增装机量最大的一年。其中火电装机新增加6000多万千瓦，风电大约3200万千瓦，光伏1500万千瓦。不难看出，火电的装机增幅依然很大，火电新增装机增长速度也达到了将近8%。
2016年，西部地区的弃光情况一定是更加明显。
有人可能认为西部地区在新建外送通道，现在各级“十三五”规划中提出很多外送通道的建设。但外送通道能否解决西电东送、新能源消纳的问题能否解决？并不乐观。在能源生产和消费的新常态下，中东部地区也不缺电，以往缺电的大省，如广东、浙江等，本省的平均火电利用小时数也只有4000小时左右。从这个供需来看，中东部地区接受外来电力的意愿越来越低，积极性在减弱。由此，协调外送通道的难度也越来越大。
所以，如果体制机制不发生大变革，西部地区弃光现象也将持续。特别是最近刚调整了光伏上网电价，一类地区降了一毛钱，二类地区降了七分钱，因此一类地区、二类地区电站的经济性越来越差。光伏市场很可能向中东部调整。
第三个挑战，如果光伏市场向中东部转移，也将面临挑战。中东部地区未利用土地少，土地成为中东部开发光伏电站的重要约束。
近期国土资源部联合六部委印发的五号文件中规定，如果光伏发电项目占用农地，要完全要按照建设用地来处理。这样的一刀切操作对光伏电站开发是致命的打击，中东部地区未利用地非常少，大多数都是农地、林地。
为了解决这些挑战，国家能源局在“十三五”期间的工作方向，最主要的任务是加速光伏产业技术进步和成本降低，尽早摆脱对补贴的依赖。未来有以下五个工作方向。
一、配合发改委价格司做好逐渐电价下调工作。从行业自身来看，光伏行业应该有动力面对电价下调，无论从赢得国际市场，还是在国内跟传统能源最终形成竞争力看，都应该降电价。另外要避免行业大起大落的状况，如光伏电站规模突然减速、刹车，这对制造行业可能会有较大影响。考虑到行业的稳定发展后尽量适当控制电站开发节奏。争取用更少补贴，更小的规模，把电价先降下来。国家能源局做了测算，如果按“十三五”期间平均每年按照匀速开发，每年大概1800—2000万千瓦，到2020年累计需要的补贴近4000亿。这是一个很大的数字。如果按照先慢后快的节奏进行开发，补贴总额会降到3000亿左右。如果展望到2025年、2030年，这两种模式的差距就更大。
二、继续推进领跑者计划。关于领跑者计划，国家能源局将会同工信部，把前端制造业和后端应用联动起来，通过市场应用加速先进技术产品应用，推动技术进步。具体事项还在协调。
此外，还要加强监管力度，由于电价调整时间节点在2016年的6月份，因此上半年组件会非常紧俏，很多落后产能可能趁机开工。这些落后产能到底能不能达到先进技术门槛，应该进行全面核查，要保证电站中能够用到质量合格的组件。
三、竞争方式的项目配置。全面采取竞争方式来配置项目，目前还处于向全社会公开征求意见的阶段。文件最终出台的内容还在研究中。该文件重要的三个思想包括：第一，通过市场竞争配置项目资源，把竞争条件，如入门门槛、项目前期的准备等因素都纳进来。希望能够通过市场竞争去发现市场价格，挤出各种各样水分。第二，体现放管结合思想。提出大的原则，希望地方分配项目过程中体现出竞争的原则，设置入门门槛，杜绝指标分配的乱象。另外，本着放管结合的前提，国家能源局还放开了分布式的规模，想把分布式作为投资的重点。第三，希望通过竞争来降低价格。
四、压缩非技术性成本。第四项工作是压缩非技术性成本。国家能源局跟企业交流、调研后了解，各地光伏电站项目受到了很多地方非技术性的影响。近期国家能源局也给国家财政部和国税总局致函，希望就土地使用税和耕地占用税等税种进一步明确，希望耕地占用税尽可能的不收，土地使用税如果收也要明确怎么收、标准如何。希望财政部门和税务部门能给光伏产业减压。
五、积极推动可再生能源电价附加的提升。虽然可再生能源电价附加进一步上调的难度确实非常大，但我们也将继续协调进一步上调可再生能源电价附加标准。同时国家能源局也希望推动扩大可再生能源电价附加的征收范围。下一步是简化可再生能源电价附加申报项目流程。
几点措施也会陆续进行。西部地区光伏电站可能在短期内不会有很大突破，中东部地区可能会被作为战略要点。要鼓励在中东部发展光伏发电，能够就地消纳，直接发挥替代传统能源的作用。从规模安排上，国家能源局会给中东部会适当的倾斜，西部光伏发电规模会适当压缩。
鼓励新兴模式和业态，如说刚才说的光伏与采煤沉陷区的结合等，也有企业提出光伏和一些废旧矿区生态治理相结合。光伏农业也是未来重点的发展方向。各种新模式都在探讨。但新模式的发展有一个共性问题，就是刚才提到的用地问题。中东部用地是一个很大的约束。最近我们跟国土资源部、农业部、林业部多次商讨，基本上达成以下共识：第一，国土资源部五号文件中光伏发电项目使用农用地要按照建设用地来管理，需要进一步细则解释，不能一刀切。第二，光伏发电项目可以结合农业用地做，但要遵守几个原则：保护耕地；有利于土地资源最大化、集约化利用；有利于促进新能源发展。现在下一步思工作是对哪些类型的农业土地上能做光伏发电项目进行分类梳理，如哪种项目的支架要多高等细节提出标准和规范，然后与国土部进一步商定，看是否要出台一个具有操作性的相关文件。
屋顶的分布式光伏发电项目也是一个战略重点。在工业园区、城市复合区，有合适的屋顶去做分布式，同时建议这些项目要结合电力体制改革来做。国家能源局建议可以结合着电力体制改革把分布式发电渗透到城市中。国家能源局近期在研究新能源微电网与屋顶分布式光伏以及其他类型能源的结合，开发多能互补新能源微电网。通过交少量的过网费，分布式项目的电能够卖到微电网里面的各个用户，这样电价是用户的电价加上四毛二的补贴，或许会有更好的经济效益，这对光伏发电成本的降低也有作用。
此外，我们也有一个观点，虽然与传统能源相比，光伏电价成本还比较高，但这是基于传统能源环境治理成本没有考虑。有测算显示如果考虑环境成本等因素，传统能源的度电成本至少要增加两毛钱。光伏能够降到比纳入了环境要素的传统能源价格贵一到两毛钱，光伏成本降低的目标也就达到了。