2011年上半年太陽能光伏產業停滯不前，但有跡象顯示，下半年需求將會大幅增長。然而，如果歐洲的債務危機無法被控制，或者美國經濟重新陷入衰退，光伏產業的好日子將一去不復返。2009年和2010年，發改委兩次特許權招標，裝機容量分別為10兆瓦和280兆瓦。地方核準項目大小不一，*小的只有5兆瓦，的達200兆瓦，主要集中在青海、甘肅、寧夏等日照豐富地區和江蘇、浙江、山東等地方財政較充裕的東部地區。業內人士估計，截至2010年底，中國光伏發電站裝機容量約在600兆瓦左右，今年有望突破1吉瓦。8月初，中國國家發展改革委員會（NDRC）剛剛發布了太陽能的上網電價政策，而且沒有設立上限限制，但是項目必須得到國家發改委的批準。

  新的政策規定，在2011年7月1日以前核準建設、2011年12月31日建成投產、尚未核定價格的太陽能光伏發電項目，上網電價統一核定為每千瓦時1.15元。2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目，以及2011年7月1日之前核準但截至2011年12月31日仍未建成投產的太陽能光伏發電項目，除西藏仍執行每千瓦時1.15元的上網電價外，其余�。▍^、市）上網電價均按每千瓦時1元執行。該政策將不適用于其他接受政府補貼的光伏項目，目前該政策仍處于初期階段，還有很多細節需要明確。但不管怎么說，中國有了自己的上網電價機制，并且在2015年目標10GW，在2020年目標40-50GW，這將對產業有非常積極的推動作用。但如果中國的太陽能產業步了風能產業的后塵，前景將不容樂觀。

   2006年出臺《可再生能源法》時即討論過標桿電價問題，“當時想出一攬子標桿電價，包括風電、太陽能、生物質能等”，并形成了討論稿，但終因爭議過大被擱置。目前，光伏電站裝機容量已達到一定數值，制定固定電價的條件比較成熟。在眾多業內人士看來，標桿電價政策中尚待厘清的疑點還有很多，包括電價一刀切、補貼年限不明、電價下調幅度不定、補貼資金缺口較大等。中國的太陽能資源分布共劃分為四個區域，豐富區包括甘肅、青海、西藏、寧夏，年日照時間超過3000小時；較豐富區涵蓋內蒙古、東北、河北、山西、陜西等，年日照時間介于2000小時至3000小時之間；沿海地區則是一般區，年日照時間約為1000小時至2000小時；不豐富區的年日照時間則少于1000小時，如重慶、貴陽等。

     業內人士分析：以電站運行25年計，1.15元/千瓦時的電價在日照豐富的青海、寧夏等地可收回3倍以上投資，而在年日照時間不足2000小時的北京，只能收回1倍投資。西北等日照豐富地區的用戶電價較低，而陽光不充足的內陸地區用戶電價更高。“除了西北地區可在七八年收回成本外，其他省份都沒有太大優勢。”業內專家建議，不妨像風電一樣，將光伏上網電價劃分為四個區域分別定價，參照物是這些地區的平均峰值用戶電價。但如果現在裝機明年享受1元電價，就只能在盈虧平衡之間，不能賺錢。”光伏業內人士認為，政策一般都是規定行業之后的發展，而這次卻是解決遺留問題。
“一切的補貼都是建立在并網基礎上，如果上不了網，就都是白搭。”光伏電站投資商稱。知情人士透露，近兩年光伏項目多數由當地電網接納，并入全國電網的電站屈指可數。這次明確了上網電價，卻并沒有相配套的光伏上網政策。目前，光伏電站并網是阻礙國內光伏市場發展的問題。光伏發電的波動性使其在接入電網時，可能會產生諧波、逆流、網壓過高等問題，對現有電網造成一定沖擊，因此受到電網公司的消極處置。