大型光伏电站的平均投资成本约为11元/瓦，组件之外的电气、施工、调试等成本占据近60%，发电成本为1元/千瓦时，约为同为可再生能源的水电的4倍、风电的2倍。
近段时间以来，由于我国光伏产业受产能阶段性失衡、美欧“双反”贸易调查所影响，扩大国内光伏市场，以确保作为最具民族竞争力之一的光伏产业平稳发展已成为当前最为紧迫的事情。相关部委也已出台相关措施，推动市场发展。但光伏市场如何启动、从何处切入、启动步伐应该多快、配套如何跟上等都是值得探讨的问题。
扩大国内光伏市场面临六大问题
光伏发电是新鲜事物，需要一个被慢慢接纳的过程。电源与电网规划建设的协调、补贴机制的完善、光伏发电的经济性、光伏补贴资金的来源、市场启动的步伐，都是当前我国光伏产业面临的严峻问题。
加快扩大国内市场规模已成为业界的共识，国家相关部委近期也频频发力，欲出台相关措施促进国内市场加速发展。但由于光伏发电是新鲜事物，需要一个被慢慢接纳的过程，如果发展步伐把握得不好，恐进入欲速而不达的窘境，反而不利于光伏产业的发展。
电源与电网规划建设协调问题
光伏电站的获利主要通过发电来实现，这将涉及电网的接入及电力输送问题，即电源和电网建设问题。但光伏电源建设与电网建设不相匹配，光伏电站项目立项审批、设备生产及建设周期相对较短，一座20MW光伏电站从提出到建成仅需6～9个月时间，而与之相配套的电网项目从科研、核准到立项、设备制造、工程建设，一般需要2年以上的时间，这往往造成电源与电网建设无法匹配。特别是，目前我国大型光伏电站主要集中于西北部地区，而这些地方处于电网末端，电网基础措施建设薄弱，且当地消纳能力有限，因此光伏电力的消纳需要远距输送至负荷中心，需要为层层升高电压而配套新建一系列高压、超高压甚至特高压输变电装置，才能将电输送到几百公里以外的省会甚至数千公里以外去使用。为此，国家除了要承担光伏发电补贴之外，还需对电力的输送进行补贴(网架建设)，同时还需协调好电源建设与电网的建设节拍问题。在电网建设尚未有效布局的情况下，贸然规模化启动光伏电站建设，无序发展只会造成“晒太阳”现象的发生。
补贴机制的片面性问题
目前，光伏发电的补贴方式主要为度(千瓦时)电补贴或装机补贴，补贴对象主要为电站业主方，但对配套端如电网、调峰电源等的补贴机制则有所欠缺。以电网公司为例，其收入主要来自发电环节与终端销售环节之间的“价差”，因此对于电这种商品而言，如果质量好，价格适合，电网公司肯定乐于接纳。但一方面由于光伏电力具有波动性、间歇性和随机性等特点，光伏电力可能会给电网带来一定冲击;另一方面光伏电力的使用可能导致电网公司售电量的减少，但光伏电力并网工程的建设和维护却全部需要电网公司负责，补贴却没有考虑到电网公司。担着风险，还要倒贴钱，因此电网公司积极性自然不高。同理，对于调峰电源而言，由于为光伏电站调峰，使其发电利用小时数减少，出力减少，其自然有怨言。大规模发展光伏还将可能影响到其他常规电源如火电和水电的经济利益。因此，大规模发展光伏电站，需从整个电力系统进行统筹，补贴机制的出台应该做到能对电网、调峰电源建设等均起到促进作用。
光伏发电经济性问题
光伏产品的最终用途是发电，其发展潜力不言而喻。但由于目前光伏发电尚不具备经济性，其发电成本约为同为可再生能源的水电的4倍、风电的2倍。以今年的补贴电价为例，大型光伏电站的电价为1元/千瓦时，风电的收购价格约为0.5元/千瓦时，按当地脱硫标杆电价0.35元/千瓦时计，则光伏电力的可再生能源补贴约为0.65元/千瓦时，而风电的补贴为0.15元/千瓦时。从单位资金补贴可再生能源电量最大化的角度而言，大力发展光伏发电的经济性有待提高。此外，从光伏电站投资看，目前系统平均投资约为11元/瓦，组件之外的电气、施工、调试等成本占据近60%。这些成本主要与原材料、人力等有关，多为刚性，下降空间较小，因此即使组件价格下降为零，光伏电站初始投资成本仍将在6元/瓦，发电成本仍将在0.5元/千瓦时以上。光伏发电的平价上网(不再依赖补贴)预期，除了需要电池组件等成本持续下降外，还需要依赖传统能源使用价格的提高，过程较为缓慢，因此发电经济性问题的解决不可能一蹴而就。但我们应看到，东南沿海地区高峰时段的用电价格已高达1元/千瓦时以上，如果在这些地区推广分布式发电，鼓励自发自用、余电上网，无疑可极大缓解光伏发电的经济性问题，因此光伏发电的应用还应考虑到从何处切入，以提高其经济性。
