两大难题
值得注意的是，上述通知还明确，今后光伏标杆电价将根据成本变化每年调整一次。
不过，对于光伏电价而言，正陷入两难境地，不调整，补贴资金存在巨大缺口；调整，又因存在时间差而出现“抢装潮”，并由此导致项目并网难、补贴资金缺口进一步扩大等问题。
以江西为例，该省能源局近日就表示，江西省光伏应用发展呈现过热趋势，光伏应用后续并网接纳将存在较大压力，极易造成弃光限电的现象发生。
据统计，目前江西全省光伏发电和风电装机已超过电力总装机的10％，部分县光伏发电装机超过当地电网最大负荷。
江西省能源局分析称，2017年，该省光伏发电装机上网容量将超过“十三五”规划总量，光伏发电消纳风险逐步增加，局部地区已存在弃光限电风险，全省光伏发电产业与电网接纳能力矛盾日益凸显。
最新惹人关注的“抢装潮”，无疑是发生于2016年6月30日前的那波“抢装”。
根据国家发改委能源研究所研究员时璟丽在“2016中国分布式光伏品质建设高峰论坛”上发布的数字，2016年前11个月，国内光伏发电新增装机超过3200万千瓦，远远超过了年初确定的装机规模。
对于“抢装潮”下光伏装机大规模增加的情况，国家能源局也给出了自己的对策，一些省份可以通过提前使用2017年的建设规模，作为追加2016年光伏电站建设规模。
与此同时，国家能源局还表示，追加规模必须通过竞争方式分配，且在分配时要考虑光伏发电成本降低的实际情况，严格控制上网电价上限。
不过，就一些省份已经发布的追加规模的项目分配结果显示，除了个别企业报出了一些较低的电价之外，大部分企业仍以当年的标杆电价为基准，对整体的电价降低并无太大影响。
更加值得注意的是项目分配中的透明度问题。比如，有的省份的项目分配结果显示，一个项目申报规模为40MW的项目，申报电价为0．94元／瓦，其最后获得的项目规模为35MW，占其申报比例为87％；而一个申报电价为0．74元／瓦的20MW的项目，获批的规模为10MW，占比为50％。
类似个案还很多，同样是申报价格为0．94元／瓦，获批的项目规模占其申报规模，可以是50％、70％或者其他，显示出没有统一、透明的标准。
显然，当前电价调整方式的弊病已经显而易见，对于光伏电价而言，如何寻找到更好的调整方式以及调整标准，已是当务之急。
