光伏發電是利用半導體界面的光伏效應將太陽能輻射轉變為電能的技術。與常規化石能源發電相比，光伏發電有零排放、不耗水、太陽能資源不枯竭等優勢；與風電等其它可再生能源相比，有應用性更廣、運行維護費用低、使用壽命長的優勢。自上世紀70年代中期始，美、日率先制定政策鼓勵光伏發電應用；本世紀以來，由德國引領的歐洲光伏發電市場帶動了全球光伏發電市場的迅速發展。作為最有前景的綠色能源技術之一，各國均對太陽能在低碳發展中的作用寄予厚望。過去十年間，全球光伏系統安裝容量實現了年均40%以上的高增長，然而僅0.2%的電力需求來自光伏發電。處于快速成長期的全球光伏發電市場，仍面臨市場不確定和并網難題，高成本是癥結所在。
我國是一個光伏產品制造業大國，卻是光伏發電市場小國。2009年太陽電池產量約占全球產量的40%，但光伏系統安裝容量僅占全球總量的2.4%。我國早在本世紀初就啟動了“西部省區無電鄉通電計劃”和“光明工程”，利用太陽能技術解決農村邊遠地區供電問題。2009年，國家財政部和城鄉建設部《關于加快推進太陽能光電建筑應用的實施意見》、《太陽能光電建設應用財政補助資金管理辦法暫行辦法》等辦法又相繼出臺，啟動了“太陽能屋頂計劃”與“金太陽示范工程”，中央財政補助標準原則上定為20元/瓦，并要求地方也要制定標準給予配套補貼。因可再生能源配額機制缺位，光伏發電補貼基本只有金太陽工程與光伏上網電價兩個來源。因金太陽項目申請程序的復雜性，成功申報并非易事。事實上，政策也規定了兩項優惠政策中企業只能取其一的原則。國家發改委近日下發的《關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》，對非招標光伏發電項目實行1元/千瓦時的統一標桿上網電價。一些業內人士認為，光伏發電的內部收益率達到8%才合理，相應電價在1.5元/千瓦時左右。根據經驗統計，隨著技術與規模俱進，光伏產業規模每翻一番成本大約下降22%。即使考慮近年光伏組件成本快速下降因素，企業實現微利的價格應在1元以上。在新的標桿電價下，能否實現8%的收益率要打個問號。
統一標桿上網電價有積極的一面，為光伏發電企業提供了短期比較確定的收益預期，對高成本企業有降低成本的激勵。但是，新政策對于價格補貼年限、電價的調整辦法都未明確規定，光伏發電企業的長期收益并不確定。統一標桿電價還可能造成兩個問題：第一，民營光伏企業逐漸向光伏產業鏈上游聚集，其機會主要在光伏產業鏈的原材料和設備環，很難參與下游發電市場競爭。只有資金壓力較小、融資便利的國有企業才敢犧牲短期利潤來換取市場份額。第二，因太陽能資源條件和運營成本的地區差異性，統一電價很可能使光伏發電企業向西部聚集，如果差異比較大，布局失衡問題也會比較大。
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