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近幾年來，我國相繼出臺了一系列光伏發電扶持政策，我國光伏發電規模迅速擴大，已經成為可再生能源的重要力量，自2013年起，我國光伏發電連續3年新增裝機容量超過1000萬千瓦，成為全球最大的光伏發電市場。截至2015年底，我國光伏發電累計裝機容量約4300萬千瓦，超過德國排名全球第一。
由于光伏發電的成本目前還遠遠高于傳統的燃煤和水力發電成本，因此，光伏發電一直依賴于國家政策扶持，特別是電價補貼支持政策。但是隨著光伏發電投資成本的下降以及補貼資金來源出現缺口等問題的出現，業內專家預計我國的光伏發電補貼路線將呈下降趨勢，補貼額度會越來越小，那么，未來光伏發電投資主體該如何面對這一局面呢？
快速發展的光伏發電
2013年發布的《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》（國發[2013]24號）對分布式光伏發電實行按照全電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元（含稅，下同），通過可再生能源發展基金予以支付，由電網企業轉付；其中，分布式光伏發電系統自用有余上網的電量，由電網企業按照當地燃煤機組標桿上網電價收購。對分布式光伏發電系統自用電量免收隨電價征收的各類基金和附加，以及系統備用容量費和其他相關并網服務費。
國家電網公司發布的《分布式光伏發電并網服務工作意見》也指出，10千伏及以下電壓等級接入電網，且單個并網點總裝機容量不超過6兆瓦的分布式光伏項目中的系統接入方案、并網檢測、調試等全過程服務，不收取費用。
按照規劃，到2020年底，我國太陽能發電裝機容量將達到1.6億千瓦，年發電量達到1700億千瓦時。其中，光伏發電總裝機容量達到1.5億千瓦，太陽能熱發電總裝機容量達到1000萬千瓦。太陽能發電裝機規模在電力結構中的比重約7%，在新增電力裝機結構中的比重約15%，在全國總發電量結構中的比重約2.5%。
就地消納將成主流模式
“十三五”期間，我國將全面推進分布式光伏發電發展，在具備場址、資源、就近接入、就地消納等建設條件的地區，推動分布式光伏發電系統的全面開發建設。同時，有序開展光伏電站建設，重點在資源條件好的西部地區，具備大規模接入和本地消納能力的地區，結合外送通道規劃，有序建設光伏電站基地，確保光伏電力消納。在推動太陽能熱電站建設方面，將重點在青海、甘肅、內蒙古等西部太陽能資源條件好，未利用土地資源和水資源相對豐富的地區，積極推進一批太陽能熱電站示范項目，打造若干個百萬千瓦級的太陽能熱發電示范基地。
重點在京津冀、珠三角、長三角等地區，以及青海、西藏、海南等全國重點生態保護區及“一帶一路”等重點地區新增光伏發電裝機。在山東、安徽、江蘇、浙江、廣東等東部沿海省份及現代農業發達的地區，規劃水光互補集中區，建設光伏發電綜合利用基地。在太陽能資源相對較好，具備大規模接入和本地消納條件的地區，重點打造以本地消納為主、引領光伏技術進步的百萬千瓦級大型光伏發電基地。
另外，圍繞已有和規劃建設的特高壓外送通道，在太陽能資源優良、未利用土地資源豐富地區，規模化建設大型光伏基地，同時結合西部大型能源基地的建設，打造外送型光伏發電基地。在建設條件較穩定和明確、電網接入和消納條件較好的地區，建設先進技術示范基地。在已啟動大同先進技術示范基地基礎上，2016年在包頭、濟寧、陽泉、江蘇、山西南部采取包含電價的競爭方式推進一批先進技術示范基地建設。在呂梁山區、太行山區、陜北等貧困地區和革命老區建設光伏扶貧電站示范基地；在“十三五”期間全面實施“光伏領跑者”計劃。
“十三五”期間，各地將結合當地實際和新能源發展情況選擇合理區域建設新能源微電網工程。選擇部分可再生能源資源條件好、能源轉型需求強的縣域（或城鎮），通過太陽能的規模化開發和風電、地熱能集中供熱等分布式能源的本地利用。
光伏設備成本大幅下降
光伏發電規模快速擴大的同時，我國光伏產業近年來始終保持較強的國際競爭力，是我國為數不多的具有比較優勢的戰略性新興產業，光伏產業全產業鏈均處于領先地位，全球70%以上光伏電池由我國供應。
2015年，國內多晶硅產量約16.5萬噸，占全球總產量的48%以上，多晶硅自給率超過60%；光伏電池組件產量超過4300萬千瓦，超過全球總產量的70%，連續8年位居世界第一，在全球光伏電池產量排名前10名企業中，我國占據5席。
光伏產業技術進步明顯加快。我國光伏制造產業繼續向高效化和精細化發展，光伏電池技術和質量位居世界前列。其中，多晶硅生產成本下降到16美元/千克以下，并能實現四氯化硅閉環工藝，徹底解決了四氯化硅的排放和污染環境的問題；光伏電池制造業技術進步不斷加快，商業化產品效率平均每年提升約0.5個百分點，單晶及多晶電池產業化效率分別達到19.5%和17.95%，利用各種先進技術和工藝小規模生產的先進電池產品轉換效率已超過20%。光伏設備國產化率達到70%以上。
光伏產業全方位“走出去”。2015年光伏電池及組件出口量達到2500萬千瓦以上，出口額達到144億美元；阿特斯、中建材等進軍德國、美國、日本等海外發達國家光伏市場，投資建設光伏電站項目超過300萬千瓦；配合“一帶一路”建設，特變電工、中興能源正在巴基斯坦等國建設百萬千瓦級光伏發電項目。
按照規劃，通過技術創新，“十三五”期間，我國單晶硅電池、多晶硅電池、新型薄膜太陽能電池的產業化轉換效率將分別達到23%以上、20%以上和20％左右。
雖然我國光伏發電項目建設管理程序在不斷完善和簡化，但依然要經過一個相對復雜的流程。特別是光伏電站投資具有前期投資成本大、回收期較長的特點，一般而言，電站收益來自企業電費、上網電費和度電補貼收入，但風險則貫穿于整個電站項目建設及運營期間，這就需要在開發階段科學計算綜合成本。
《分布式光伏發電項目管理暫行辦法》提到“鼓勵地市級或縣級政府結合當地實際建設與電網接入申請、并網調試和驗收、電費結算和補貼發放等相結合的分布式光伏發電項目備案、竣工驗收等一站式服務體系，簡化辦理流程、提高管理效率”，要求“分布式光伏發電項目的設計和安裝應符合有關管理規定、設備標準、建筑工程規范和安全規范等要求，承擔項目設計、咨詢、安裝和監理的單位，應具有國家規定的相應資質”。但是在各地的實際執行過程中，具體由哪一級主管部門對分布式光伏項目進行管理，還需要根據當地的具體情況確定。
項目前期考察。對項目地形及屋頂資源、周邊環境條件（交通、物資采購、市場的勞動力、道路、水電）、電網結構及年負荷量、消耗負荷能力、接入系統的電壓等級、接入間隔核實、送出線路長度廊道的條件和當地電網公司的政策等。
項目建設前期資料及批復文件。在可研階段，委托有資質的單位做大型光伏并網電站項目可行性研究分析、項目備案申請報告，并進入所在省份（市）的備案名單。接下來就要爭取獲得省級/市級相關部門的批復文件。
項目前期手續完成后，接下來就是要獲得開工許可，此時需要辦理建設項目銀行資金證明（不少于項目總投資的20%）、建設項目與銀行的貸款意向書或貸款協議（不高于項目總投資的80%），同時委托具有資質的單位做項目設計，最后獲得項目建設地建設局開工許可。
獲得開工許可后，接下來要做的主要工作就是項目施工圖設計、項目實施建設、完成帶電前的必備條件、最終并網。并網調試和驗收完成后，投資方就可以向所在地電網企業提出財政補貼申請，層層上報后，最終由國家財政部等審批、公布，并由電網企業按月轉付。
分布式優勢逐漸凸顯
相對于集中式光伏電站，分布式光伏發電具有很多優點，比如，輸出功率相對較小，而光伏電站的大小對發電效率的影響很小，因此對其經濟性的影響也很小，一般而言，一個分布式光伏發電項目的容量在數千瓦以內，因此小型光伏系統的投資收益率并不會比大型的低。
同時，分布式光伏發電具有污染小、環保效益突出的特點，分布式光伏發電項目在發電過程中，沒有噪聲，也不會對空氣和水產生污染。另外，分布式光伏發電接入配電網后發電用電并存，且要求盡可能地就地消納，而大型地面電站發電是升壓接入輸電網，僅作為發電電站運行。
但是，分布式光伏發電雖然能夠在一定程度上緩解局地的用電緊張狀況，但因為能量密度相對較低，再加上適合安裝光伏組件的建筑屋頂面積有限，不能從根本上解決用電緊張問題。
2013年，國家相關部委出臺相關政策，對分布式光伏發電項目按照0.42元/千瓦時進行補貼。之后各級地方政府也陸續出臺了初裝補貼、度電補貼等相關政策。目前全國有地方補貼的省份有16個，分別是北京、河北、河南、山東、安徽、湖北、江蘇、上海、浙江、廣東、廣西、江西、湖南、山西、陜西、吉林。
余電上網，還是全額上網？
分布式光伏發電的上網模式，分“自發自用，余電上網”、“全額上網”兩種模式。兩種模式的電價計算并不相同。在“自發自用，余電上網”模式中，自發自用部分電價=用戶電價+0.42元+地方補貼，余電上網部分電價=當地脫硫煤電價+0.42元+地方補貼，其中，0.42元/千瓦時為國家補貼，連續補貼20年。
而“全額上網”模式則相對簡單，全國分為三類電價區，光伏標桿電價分別為0.8元/千瓦時、0.88元/千瓦時和0.98元/千瓦時。
對比兩種模式可以看出，在“自發自用，余電上網”模式中，國家度電補貼為0.42元/千瓦時，“全額上網”模式中，國家度電補貼可達0.5046元/千瓦時。因此，多發展“自發自用、余電上網”模式，電價中的國家補貼相對較少，國家利用相同的補貼款，可以補貼更多容量的項目。
發電量是電費結算的依據，在電站開發階段，一般會對投產后的發電量做預估，光伏并網電站年發電量=固定式發電單元裝機容量×年峰值日照小時數×光伏系統總效率。
在分布式光伏發電電費結算時，根據國家政策（國能新能[2014]406號）和實際電網執行情況，可再生能源補貼的發放是按照“分布式光伏發電項目優先原則”開展的。然而，現在拖欠補貼的現象越來越多。
實際上，我國分布式光伏發電總裝機規模并不算大，2014年全年光伏發電新增裝機10.6吉瓦，分布式僅占19%，其中還包括農光、漁光互補集中式地面電站，這類電站被劃入分布式范疇，被稱為地面分布式。截至2015年底，全國光伏發電裝機中，分布式光伏電站僅占總裝機規模的14%。不過，在補貼政策下，工商業電價較高的中東部地區分布式光伏發電已有向好趨勢，2015年分布式光伏發電裝機容量較大的地區都在東部，包括浙江、江蘇和廣東等。
光伏扶貧帶來政策機遇
2014年10月11日，國家能源局、國務院扶貧開發領導小組辦公室聯合印發《關于實施光伏扶貧工程工作方案》（以下簡稱《方案》），決定利用6年時間組織實施光伏扶貧工程。安徽、寧夏、山西、河北、甘肅、青海的30個縣開展首批光伏試點。
《方案》明確，要以“統籌規劃、分步實施，政策扶持、依托市場，社會動員、合力推進，完善標準、保障質量”為實施光伏扶貧工程工作原則，并從開展調查摸底、出臺政策措施、開展首批光伏扶貧項目、編制全國光伏扶貧規劃（2015~2020）、制訂光伏扶貧年度方案并組織實施、加強技術指導、加強實施監管等方面細化提出了7項工作內容，并對每項重點工作完成進度時間提出要求。
2015年3月9日，國家能源局新能源和可再生能源司發布《光伏扶貧實施方案編制大綱（試行）》，由地方政府對戶用和基于農業設施的光伏扶貧項目給予35%初始投資補貼、對大型地面電站給予20%初始投資補貼，國家按等比例進行初始投資補貼配置；戶用和基于農業設施的光伏扶貧項目還貸期5年，享受銀行全額貼息，大型地面電站還貸期10年，享受銀行全額貼息。
今年3月24日，國家發展改革委、國務院扶貧辦、國家能源局、國家開發銀行、中國農業開發銀行聯合下發《關于光伏發電扶貧工作意見的通知》。通知指出，2020年之前，重點在前期開展試點的、光照條件好的16個省的471個縣的約3.5萬個建檔立卡貧困村，以整村推進的方式，保障200萬建檔立卡無勞動能力貧困戶（包括殘疾人）每年每戶增加收入3000元以上。其他光照條件好的貧困地區可按照精準扶貧的要求可因地制宜推進實施。
根據我國《太陽能利用“十三五”發展規劃征求意見稿》，“十三五”時期光伏扶貧工程總規模為15吉瓦，光伏扶貧為光伏發電投資者帶來了政策機遇。
由于光伏發電的成本目前還遠遠高于傳統的燃煤和水力發電成本，因此，光伏發電一直依賴于國家政策扶持，特別是電價補貼支持政策。但是隨著光伏發電投資成本的下降以及補貼資金來源出現缺口等問題的出現，業內專家預計我國的光伏發電補貼路線將呈下降趨勢，補貼額度會越來越小，那么，未來光伏發電投資主體該如何面對這一局面呢？
快速發展的光伏發電
2013年發布的《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》（國發[2013]24號）對分布式光伏發電實行按照全電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元（含稅，下同），通過可再生能源發展基金予以支付，由電網企業轉付；其中，分布式光伏發電系統自用有余上網的電量，由電網企業按照當地燃煤機組標桿上網電價收購。對分布式光伏發電系統自用電量免收隨電價征收的各類基金和附加，以及系統備用容量費和其他相關并網服務費。
國家電網公司發布的《分布式光伏發電并網服務工作意見》也指出，10千伏及以下電壓等級接入電網，且單個并網點總裝機容量不超過6兆瓦的分布式光伏項目中的系統接入方案、并網檢測、調試等全過程服務，不收取費用。
按照規劃，到2020年底，我國太陽能發電裝機容量將達到1.6億千瓦，年發電量達到1700億千瓦時。其中，光伏發電總裝機容量達到1.5億千瓦，太陽能熱發電總裝機容量達到1000萬千瓦。太陽能發電裝機規模在電力結構中的比重約7%，在新增電力裝機結構中的比重約15%，在全國總發電量結構中的比重約2.5%。
就地消納將成主流模式
“十三五”期間，我國將全面推進分布式光伏發電發展，在具備場址、資源、就近接入、就地消納等建設條件的地區，推動分布式光伏發電系統的全面開發建設。同時，有序開展光伏電站建設，重點在資源條件好的西部地區，具備大規模接入和本地消納能力的地區，結合外送通道規劃，有序建設光伏電站基地，確保光伏電力消納。在推動太陽能熱電站建設方面，將重點在青海、甘肅、內蒙古等西部太陽能資源條件好，未利用土地資源和水資源相對豐富的地區，積極推進一批太陽能熱電站示范項目，打造若干個百萬千瓦級的太陽能熱發電示范基地。
重點在京津冀、珠三角、長三角等地區，以及青海、西藏、海南等全國重點生態保護區及“一帶一路”等重點地區新增光伏發電裝機。在山東、安徽、江蘇、浙江、廣東等東部沿海省份及現代農業發達的地區，規劃水光互補集中區，建設光伏發電綜合利用基地。在太陽能資源相對較好，具備大規模接入和本地消納條件的地區，重點打造以本地消納為主、引領光伏技術進步的百萬千瓦級大型光伏發電基地。
另外，圍繞已有和規劃建設的特高壓外送通道，在太陽能資源優良、未利用土地資源豐富地區，規模化建設大型光伏基地，同時結合西部大型能源基地的建設，打造外送型光伏發電基地。在建設條件較穩定和明確、電網接入和消納條件較好的地區，建設先進技術示范基地。在已啟動大同先進技術示范基地基礎上，2016年在包頭、濟寧、陽泉、江蘇、山西南部采取包含電價的競爭方式推進一批先進技術示范基地建設。在呂梁山區、太行山區、陜北等貧困地區和革命老區建設光伏扶貧電站示范基地；在“十三五”期間全面實施“光伏領跑者”計劃。
“十三五”期間，各地將結合當地實際和新能源發展情況選擇合理區域建設新能源微電網工程。選擇部分可再生能源資源條件好、能源轉型需求強的縣域（或城鎮），通過太陽能的規模化開發和風電、地熱能集中供熱等分布式能源的本地利用。
光伏設備成本大幅下降
光伏發電規模快速擴大的同時，我國光伏產業近年來始終保持較強的國際競爭力，是我國為數不多的具有比較優勢的戰略性新興產業，光伏產業全產業鏈均處于領先地位，全球70%以上光伏電池由我國供應。
2015年，國內多晶硅產量約16.5萬噸，占全球總產量的48%以上，多晶硅自給率超過60%；光伏電池組件產量超過4300萬千瓦，超過全球總產量的70%，連續8年位居世界第一，在全球光伏電池產量排名前10名企業中，我國占據5席。
光伏產業技術進步明顯加快。我國光伏制造產業繼續向高效化和精細化發展，光伏電池技術和質量位居世界前列。其中，多晶硅生產成本下降到16美元/千克以下，并能實現四氯化硅閉環工藝，徹底解決了四氯化硅的排放和污染環境的問題；光伏電池制造業技術進步不斷加快，商業化產品效率平均每年提升約0.5個百分點，單晶及多晶電池產業化效率分別達到19.5%和17.95%，利用各種先進技術和工藝小規模生產的先進電池產品轉換效率已超過20%。光伏設備國產化率達到70%以上。
光伏產業全方位“走出去”。2015年光伏電池及組件出口量達到2500萬千瓦以上，出口額達到144億美元；阿特斯、中建材等進軍德國、美國、日本等海外發達國家光伏市場，投資建設光伏電站項目超過300萬千瓦；配合“一帶一路”建設，特變電工、中興能源正在巴基斯坦等國建設百萬千瓦級光伏發電項目。
按照規劃，通過技術創新，“十三五”期間，我國單晶硅電池、多晶硅電池、新型薄膜太陽能電池的產業化轉換效率將分別達到23%以上、20%以上和20％左右。
雖然我國光伏發電項目建設管理程序在不斷完善和簡化，但依然要經過一個相對復雜的流程。特別是光伏電站投資具有前期投資成本大、回收期較長的特點，一般而言，電站收益來自企業電費、上網電費和度電補貼收入，但風險則貫穿于整個電站項目建設及運營期間，這就需要在開發階段科學計算綜合成本。
《分布式光伏發電項目管理暫行辦法》提到“鼓勵地市級或縣級政府結合當地實際建設與電網接入申請、并網調試和驗收、電費結算和補貼發放等相結合的分布式光伏發電項目備案、竣工驗收等一站式服務體系，簡化辦理流程、提高管理效率”，要求“分布式光伏發電項目的設計和安裝應符合有關管理規定、設備標準、建筑工程規范和安全規范等要求，承擔項目設計、咨詢、安裝和監理的單位，應具有國家規定的相應資質”。但是在各地的實際執行過程中，具體由哪一級主管部門對分布式光伏項目進行管理，還需要根據當地的具體情況確定。
項目前期考察。對項目地形及屋頂資源、周邊環境條件（交通、物資采購、市場的勞動力、道路、水電）、電網結構及年負荷量、消耗負荷能力、接入系統的電壓等級、接入間隔核實、送出線路長度廊道的條件和當地電網公司的政策等。
項目建設前期資料及批復文件。在可研階段，委托有資質的單位做大型光伏并網電站項目可行性研究分析、項目備案申請報告，并進入所在省份（市）的備案名單。接下來就要爭取獲得省級/市級相關部門的批復文件。
項目前期手續完成后，接下來就是要獲得開工許可，此時需要辦理建設項目銀行資金證明（不少于項目總投資的20%）、建設項目與銀行的貸款意向書或貸款協議（不高于項目總投資的80%），同時委托具有資質的單位做項目設計，最后獲得項目建設地建設局開工許可。
獲得開工許可后，接下來要做的主要工作就是項目施工圖設計、項目實施建設、完成帶電前的必備條件、最終并網。并網調試和驗收完成后，投資方就可以向所在地電網企業提出財政補貼申請，層層上報后，最終由國家財政部等審批、公布，并由電網企業按月轉付。
分布式優勢逐漸凸顯
相對于集中式光伏電站，分布式光伏發電具有很多優點，比如，輸出功率相對較小，而光伏電站的大小對發電效率的影響很小，因此對其經濟性的影響也很小，一般而言，一個分布式光伏發電項目的容量在數千瓦以內，因此小型光伏系統的投資收益率并不會比大型的低。
同時，分布式光伏發電具有污染小、環保效益突出的特點，分布式光伏發電項目在發電過程中，沒有噪聲，也不會對空氣和水產生污染。另外，分布式光伏發電接入配電網后發電用電并存，且要求盡可能地就地消納，而大型地面電站發電是升壓接入輸電網，僅作為發電電站運行。
但是，分布式光伏發電雖然能夠在一定程度上緩解局地的用電緊張狀況，但因為能量密度相對較低，再加上適合安裝光伏組件的建筑屋頂面積有限，不能從根本上解決用電緊張問題。
2013年，國家相關部委出臺相關政策，對分布式光伏發電項目按照0.42元/千瓦時進行補貼。之后各級地方政府也陸續出臺了初裝補貼、度電補貼等相關政策。目前全國有地方補貼的省份有16個，分別是北京、河北、河南、山東、安徽、湖北、江蘇、上海、浙江、廣東、廣西、江西、湖南、山西、陜西、吉林。
余電上網，還是全額上網？
分布式光伏發電的上網模式，分“自發自用，余電上網”、“全額上網”兩種模式。兩種模式的電價計算并不相同。在“自發自用，余電上網”模式中，自發自用部分電價=用戶電價+0.42元+地方補貼，余電上網部分電價=當地脫硫煤電價+0.42元+地方補貼，其中，0.42元/千瓦時為國家補貼，連續補貼20年。
而“全額上網”模式則相對簡單，全國分為三類電價區，光伏標桿電價分別為0.8元/千瓦時、0.88元/千瓦時和0.98元/千瓦時。
對比兩種模式可以看出，在“自發自用，余電上網”模式中，國家度電補貼為0.42元/千瓦時，“全額上網”模式中，國家度電補貼可達0.5046元/千瓦時。因此，多發展“自發自用、余電上網”模式，電價中的國家補貼相對較少，國家利用相同的補貼款，可以補貼更多容量的項目。
發電量是電費結算的依據，在電站開發階段，一般會對投產后的發電量做預估，光伏并網電站年發電量=固定式發電單元裝機容量×年峰值日照小時數×光伏系統總效率。
在分布式光伏發電電費結算時，根據國家政策（國能新能[2014]406號）和實際電網執行情況，可再生能源補貼的發放是按照“分布式光伏發電項目優先原則”開展的。然而，現在拖欠補貼的現象越來越多。
實際上，我國分布式光伏發電總裝機規模并不算大，2014年全年光伏發電新增裝機10.6吉瓦，分布式僅占19%，其中還包括農光、漁光互補集中式地面電站，這類電站被劃入分布式范疇，被稱為地面分布式。截至2015年底，全國光伏發電裝機中，分布式光伏電站僅占總裝機規模的14%。不過，在補貼政策下，工商業電價較高的中東部地區分布式光伏發電已有向好趨勢，2015年分布式光伏發電裝機容量較大的地區都在東部，包括浙江、江蘇和廣東等。
光伏扶貧帶來政策機遇
2014年10月11日，國家能源局、國務院扶貧開發領導小組辦公室聯合印發《關于實施光伏扶貧工程工作方案》（以下簡稱《方案》），決定利用6年時間組織實施光伏扶貧工程。安徽、寧夏、山西、河北、甘肅、青海的30個縣開展首批光伏試點。
《方案》明確，要以“統籌規劃、分步實施，政策扶持、依托市場，社會動員、合力推進，完善標準、保障質量”為實施光伏扶貧工程工作原則，并從開展調查摸底、出臺政策措施、開展首批光伏扶貧項目、編制全國光伏扶貧規劃（2015~2020）、制訂光伏扶貧年度方案并組織實施、加強技術指導、加強實施監管等方面細化提出了7項工作內容，并對每項重點工作完成進度時間提出要求。
2015年3月9日，國家能源局新能源和可再生能源司發布《光伏扶貧實施方案編制大綱（試行）》，由地方政府對戶用和基于農業設施的光伏扶貧項目給予35%初始投資補貼、對大型地面電站給予20%初始投資補貼，國家按等比例進行初始投資補貼配置；戶用和基于農業設施的光伏扶貧項目還貸期5年，享受銀行全額貼息，大型地面電站還貸期10年，享受銀行全額貼息。
今年3月24日，國家發展改革委、國務院扶貧辦、國家能源局、國家開發銀行、中國農業開發銀行聯合下發《關于光伏發電扶貧工作意見的通知》。通知指出，2020年之前，重點在前期開展試點的、光照條件好的16個省的471個縣的約3.5萬個建檔立卡貧困村，以整村推進的方式，保障200萬建檔立卡無勞動能力貧困戶（包括殘疾人）每年每戶增加收入3000元以上。其他光照條件好的貧困地區可按照精準扶貧的要求可因地制宜推進實施。
根據我國《太陽能利用“十三五”發展規劃征求意見稿》，“十三五”時期光伏扶貧工程總規模為15吉瓦，光伏扶貧為光伏發電投資者帶來了政策機遇。
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