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电荒——这一发端于工业发达的长三角、珠三角和环渤海等地区，并逐渐向全国蔓题，但是，2011年的电荒比以往来得稍早了一些。更何况这是2004以来我国最严重的一次电荒。
表面看来，电荒“复发”的诱因不能总结为中国经济结构转型升级的成功，却能归纳为能源结构调整的失败。更大的尴尬是，电力体制改革10年来停滞不前。在利益博弈尚未厘清时，破解电荒症结为时尚早，但其结果却难以视而不见；居民限电、工厂停产，影响面巨大。
即使目前没有受到影响，部分生产企业也已表示出对电荒的担心。科德宝中国区代表文汉德表示，“缺电对我们的影响肯定很大，首先是无法正常生产，不能向客户供应产品。其次，产品要确保质量，必须有稳定的电力供应。”科德宝在华二十多个工厂中，有近一半集中在长三角地区。
而业界最为担心的是，电荒与高通胀硬努动力成本的迅速上升一起构成了从上轮经济危机中转型复苏的中国企业(特别是中小企业)的不能承受之重。不仅如此，电荒还打破了人们对电力改革的预期，因为以往的改革从来都是在解决“温饱”的基础上进行。
火电悲情：难料再燃热情
电荒早至，火电首当其冲。尽管火电亏损的严重程度尚需论证，但缺煤已成不争的事实。
相关人士认为，火电亏损的原因是，火电企业已难以承受煤价频繁上涨和电价调整滞后造成的刚性成本增加。数据显示，自2002年以来，煤价上涨了237％，而同期火电上网电价平均只上涨了25％，低于2003年到2010年的累计通货膨胀率。
为化解煤电矛盾，国家发改委曾于2004年颁布了煤电价格联动机制，然而政策出台后，执行却困难重重，至今只联动了4次。一份由国网能源研究院所作的《煤电价格机制研究报告》显示，2005年5月和2006年6月，国家发改委两次实施煤电联动，销售电价累计平均提高了5.02分／千瓦时；2007年电煤价格持续上涨，而且涨幅超过了煤电价格联动机制所规定的5％，但考虑到物价CPI等诸多因素，电价并未相应上调；在2008年电煤价格再次大幅度攀升的背景下，国家发改委分别于当年7月1日和8月21日两次调整发电企业上网电价。对于第五次联动，去年曾有消息称最快会于2010年10月后启动，上网电价或平均上调1.5分／千瓦时～2.5分／千瓦时，但事实是，联动再次被搁置。
中国大唐集团公司前总经理翟若愚表示，从近期看，应尽快调整火电上网电价，特别是中西部地区的上网电价，以解决发电企业燃眉之急；从长远看，要建立煤电价格联动常态机制，小步走不停步，不能等问题严重了再解决。集中调整电价不仅对市场造成影响，而且发电企业由于长期亏损，经营难以为继。中国电力投资集团公司总经理陆启洲也认为，燃煤电厂亏损问题已是普遍现象，但电价被称为宏观调控的工具，由于目前有通货膨胀的预期，短期内煤电联动的可能性很小。
水电困局：再陷环保巨浪
水电情况更糟。因未能像往常一样扮演“力挽狂澜”的角色而备受环保争议。
最近，三峡大坝毫无征兆地被推到舆论的风口浪尖，有人甚至建言“趁早炸掉三峡大坝，否则后患无穷。”事实上，水电建设除了不容回避环保和移民问题外，受季节因素影响也使其容量受限，此外，小水电还面临着融资难题。
尽管如此，国家仍对水电寄以重望。在“十二五”规划纲要中，未来5年我国计划开工建设水电装机达1.2亿千瓦。从年初政府一号文件聚焦水利，到近期五大发电集团水电项目相继获准，都预示了“大水电”时代的来临。但在政府工作报告中，温家宝总理强调水电站建设中移民方面的政策要作出调整，要充分考虑到失地农民的生产、生活等方面的问题。
针对“十二五”期间国家要开发怒江整条流域的十二级水电站的传闻，全国人大常委会环资委副主任委员汪纪戎指出，我国西南地区是新生代以来的剧烈抬升区，是地球上新构造运动最活跃地区，也是亚洲乃至全世界滑坡、泥石流灾害最严重地区之一，怒江地区则是新构造运动最强烈地区。大量地震资料表明，近200年尤其是近60年来，我国西部大地震频繁，云南强震呈明显增加趋势，因此，要重视怒江地区的特殊地质背景，审慎决策怒江开发。
据了解，我国可开发水电资源的70％都在西部。关于西部水电开发，我国制定的原则是按照先后轻重的次序有规划、有步骤、有秩序地进行。开发前，有关方面要充分研究环境保护、通航能力以及移民搬迁问题。由于环保、移民等方面的要求提升，增加了水电建设的投入和建设周期，因此，水电企业要实现可持续发展，还要依靠国家相应的政策支持和科学合理的电价体系。
风电漩涡：未来如何转动
“十二五”期间，为了实现对国际的碳减排目标承诺，我国将加大新能源产业的投资力度，鼓励发展新能源，倡导节能降耗和低碳经济。作为一种可再生能源，风能优势突出。
因为占地面积小、对环境影响小、建设工期短、投产发电快，风电优势明显。国家的新能源战略明确指出，在新能源产业领域，鼓励优先发展风电项目，开发风电受到国家政策扶持和法律保护。此外，风电在各项环保及节能减排方面成果突出。不仅如此，风电场的投入运行对改善地区电网稳定性也起到了巨大的作用。
然而，这些都不能掩盖风电面临的困境。首先是电网建设滞后。目前我国风电装机容量日益加大，而电网的建设速度远远落后于风场的建设速度，虽然国家相关政策规定，电网的接入条件要满足风场的接人要求，但落实情况远没有那么理想。内蒙、东北、甘肃、山西及新疆等地域的风电上网问题已经空前严重，许多风电场建成后，均在等待电网的接入，不少项目被迫叫停。一些风电开发企业为了加快建设速度，不得不自行先期投入资金建设电网接入的变电站及线路，虽然此举可解决暂时的风电送出困难，但也带来了诸多问题，比如，加重了企业资本金的投入负担，电网公司对此部分投入的最终权属问题也未作明确说明等。
最令风电开发商头痛的，莫过于地方政府的保护主义。一些地方政府把投资建厂和卖设备捆绑在一起，让风电开发商非常被动。很多省、县、市甚至提出“要在我这里开发风电，就必须用我们的设备”，“螺丝钉都要在我们这里买”，这些做法都大大不利于技术进步。所以，风电开发企业呼吁政府，要么通过招标方式来确实资源分配，要么按国家现有规定来分配资源。相关人士则建议，政府应疏堵结合，一方面合理解决地方的利益诉求，给地方按照发电量给予补贴；另一方面不允许一个区域里有多家风机制造厂，从项目管理上设限。
核电危情：重建安全信心
城门失火，殃及池鱼。日本福岛核泄漏，也使中国核电开发建设深陷囹圄。
尽管如此，在结构调整上，国家还是 对核电“委以重任”，核电在“十二五”乃至更长时间内将有大幅度发展。目前，我国运转中的核电机组为13台，占整个电力装机容量的1.1％，到2015年可达到2.2％，到2020年可达到3.5％。
按照“十二五”规划纲要部署，到2015年底开工建设的核电要达到4000万千瓦。电力“十二五”专项规划(以下简称“规划”)也将核电列入“加快发展”序列。规划称，2011年开工建设首个内陆核电，力争2015年投产首台内陆机组；到2015年我国核电装机4294万千瓦，2020年核电规划装机容量9000万千瓦，用5年上马过去30年4倍的核电装机量。正待步入高速发展的核电产业是否安全，成为日本核电站爆发后中国民众普遍关注的问题。
在技术层面，我国正在投建的第三代压水堆的安全性大大优于福岛的二代沸水堆。而与“三代堆”相比，即将在山东石岛湾开工建设的具有四代特征的华能石岛湾高温气冷堆的安全性更进一步，能确保同类情况下不发生泄漏。这也将是在未来引领世界核电安全快速发展的新技术之一。
目前，我国核电在建容量已位居世界第一，核电站选址正从沿海向内陆渗透。“十二五”规划纲要称，将加快沿海省份核电发展，稳步推进中部省份核电建设。对此，中国核工业第一、第二国际核工程指挥部总工程师胥胜利认为，由于核反应产生放射性废液，对环境损害大，因此，核电布局向内陆转移必须考虑环保问题。而核电站布局在沿海，一是为满足冷却水需求，二是便于废液排放。在核电站大规模推进过程中，必须考虑地震、战争、恐怖袭击等外力影响，选址上要考虑地质、气象、水文、交通等综合因素。
生物质能陷阱：突围规模瓶颈
生物质发电是目前仅次于风力发电的可再生能源发电技术。我国生物质资源生产潜力达650亿吨／年，折合33亿吨标准煤，相当于每年化石资源消耗总量的3倍以上。有专家预测说，2015年，全球总能耗将有4成来自生物。因而，大力加强生物质产业的开发与培育，对于缓解能源短缺、改善环境、扩大乡镇产业规模和促进循环经济的发展具有重要意义。
为推动生物质发电技术的发展，2003年以来，我国先后核准批复了河北晋州、山东单县和江苏如东3个秸秆发电示范项目，颁布了《可再生能源法》，并实施了生物质发电优惠上网电价等有关配套政策，使得生物质发电，特别是秸秆发电迅速发展。
最近几年来，国家电网公司、五大发电集团等大型国有、民营及外资企业纷纷投资参与中国生物质发电产业的建设运营。截至2007年底，国家和各省发改委已核准项目87个，总装机规模220万千瓦，全国已建成投产的生物质直燃发电项目超过15个，在建项目30多个。已公布的《可再生能源中长期发展规划》，确定了到2020年生物质发电装机3000万千瓦的发展目标。此外，国家已经决定将安排资金支持可再生能源的技术研发、设备制造及检测认证等产业服务体系建设。总的说来，生物质能发电行业有着广阔的发展前景。
然而，前景光明，长路漫漫。目前，我国生物质能发电面临规模化难题，投入虽然巨大，但技术并不成熟，如果不加大政策扶持，电厂难以为继。尽管国家在生物质能发电的上网电价上给予了扶持，每千瓦时电价比火电高两角钱左右，但是，这种扶植力度与欧美国家相比仍有差距。而生物质发电的亏损显而易见，这种亏损状态迫使部分生物质能企业停产，因此，国家在税收等政策上进一步加大扶持力度显得非常重要。此外，在生物质发电项目布局上，我国也应注重科学规划，有序建设，避免一哄而上。如果布局太密集，势必会加大秸秆的收购和运输半径，且会导致原料价格上升，企业效益就受到更大影响。
光伏幻象：超越成本桎梏
根据《可再生能源中长期发展规划》，到2020年，中国力争使太阳能发电装机容量达到1.8GW(百万千瓦)，到2050年将达到600GW。预计到2050年，中国可再生能源的电力装机将占全国电力装机的25％，其中光伏发电装机将占到5％；预计2030年之前，中国太阳能装机容量的复合增长率将高达25％以上。
2009年7月，财政部、科技部和国家能源局联合印发了《关于实施金太阳示范工程的通知》，随后又公布了具体的《金太阳示范工程财政补助资金管理暂行办法》，决定综合采取财政补助、科技支持和市场拉动的方式，加快国内光伏发电的产业化和规模化发展，并计划在2～3年内采取财政补助方式支持不低于500兆瓦的光伏发电示范项目。各种利好给光伏发电产业注入了强劲的活力。据预测，太阳能光伏发电在21世纪会占据世界能源消费的重要席位，不但要替代部分常规能源，且将成为吐界能源供应主体。预计到2030年，可再生能源在总能源结构中将占到30％以上，而太阳能光伏发电在世界总电力供应中的占比也将达到10％以上；到2040年，可再生能源将占总能耗的50％以上，太阳能光伏发电将占总电力的20％以上；到21世纪末，可再生能源在能源结构中将占到80％以上，太阳能发电将占到60％以上。这些数字足以显示出太阳能光伏产业的发展前景及其在能源领域重要的战略地位。
与火力发电系统相比，光伏发电的优点显而易见：无枯竭危险；安全可靠，无噪声，无污染排放外，绝对干净(无公害)；不受资源分布地域的限制，可利用建筑屋面的优势，例如无电地区以及地形复杂地区；无需消耗燃料和架设输电线路即可就地发电供电；能源质量高；使用者从感情上容易接受；建设周期短，获取能源花费的时间短。而缺点则是：照射的能量分布密度小，即要占用巨大面积；获得的能源同四季、昼夜及阴晴等气象条件有关；产生的电力接入电网需要增加无功补偿设备；储能困难。
相关人士告诉记者：“光伏发电投资大，技术不够成熟，电价还不够高，政府补贴不足以支持巨额成本。”与风电相比，光伏的单位成本大概是风电的四到五倍，而上网电价仅仅是风电的两倍，如此，光伏发电并无优势。随得欣慰的是，随着技术的提升和硅料价格的下降，光伏发电已经越来越得到人们的认可，而时下正热的光热发电不失为另一个出路。
表面看来，电荒“复发”的诱因不能总结为中国经济结构转型升级的成功，却能归纳为能源结构调整的失败。更大的尴尬是，电力体制改革10年来停滞不前。在利益博弈尚未厘清时，破解电荒症结为时尚早，但其结果却难以视而不见；居民限电、工厂停产，影响面巨大。
即使目前没有受到影响，部分生产企业也已表示出对电荒的担心。科德宝中国区代表文汉德表示，“缺电对我们的影响肯定很大，首先是无法正常生产，不能向客户供应产品。其次，产品要确保质量，必须有稳定的电力供应。”科德宝在华二十多个工厂中，有近一半集中在长三角地区。
而业界最为担心的是，电荒与高通胀硬努动力成本的迅速上升一起构成了从上轮经济危机中转型复苏的中国企业(特别是中小企业)的不能承受之重。不仅如此，电荒还打破了人们对电力改革的预期，因为以往的改革从来都是在解决“温饱”的基础上进行。
火电悲情：难料再燃热情
电荒早至，火电首当其冲。尽管火电亏损的严重程度尚需论证，但缺煤已成不争的事实。
相关人士认为，火电亏损的原因是，火电企业已难以承受煤价频繁上涨和电价调整滞后造成的刚性成本增加。数据显示，自2002年以来，煤价上涨了237％，而同期火电上网电价平均只上涨了25％，低于2003年到2010年的累计通货膨胀率。
为化解煤电矛盾，国家发改委曾于2004年颁布了煤电价格联动机制，然而政策出台后，执行却困难重重，至今只联动了4次。一份由国网能源研究院所作的《煤电价格机制研究报告》显示，2005年5月和2006年6月，国家发改委两次实施煤电联动，销售电价累计平均提高了5.02分／千瓦时；2007年电煤价格持续上涨，而且涨幅超过了煤电价格联动机制所规定的5％，但考虑到物价CPI等诸多因素，电价并未相应上调；在2008年电煤价格再次大幅度攀升的背景下，国家发改委分别于当年7月1日和8月21日两次调整发电企业上网电价。对于第五次联动，去年曾有消息称最快会于2010年10月后启动，上网电价或平均上调1.5分／千瓦时～2.5分／千瓦时，但事实是，联动再次被搁置。
中国大唐集团公司前总经理翟若愚表示，从近期看，应尽快调整火电上网电价，特别是中西部地区的上网电价，以解决发电企业燃眉之急；从长远看，要建立煤电价格联动常态机制，小步走不停步，不能等问题严重了再解决。集中调整电价不仅对市场造成影响，而且发电企业由于长期亏损，经营难以为继。中国电力投资集团公司总经理陆启洲也认为，燃煤电厂亏损问题已是普遍现象，但电价被称为宏观调控的工具，由于目前有通货膨胀的预期，短期内煤电联动的可能性很小。
水电困局：再陷环保巨浪
水电情况更糟。因未能像往常一样扮演“力挽狂澜”的角色而备受环保争议。
最近，三峡大坝毫无征兆地被推到舆论的风口浪尖，有人甚至建言“趁早炸掉三峡大坝，否则后患无穷。”事实上，水电建设除了不容回避环保和移民问题外，受季节因素影响也使其容量受限，此外，小水电还面临着融资难题。
尽管如此，国家仍对水电寄以重望。在“十二五”规划纲要中，未来5年我国计划开工建设水电装机达1.2亿千瓦。从年初政府一号文件聚焦水利，到近期五大发电集团水电项目相继获准，都预示了“大水电”时代的来临。但在政府工作报告中，温家宝总理强调水电站建设中移民方面的政策要作出调整，要充分考虑到失地农民的生产、生活等方面的问题。
针对“十二五”期间国家要开发怒江整条流域的十二级水电站的传闻，全国人大常委会环资委副主任委员汪纪戎指出，我国西南地区是新生代以来的剧烈抬升区，是地球上新构造运动最活跃地区，也是亚洲乃至全世界滑坡、泥石流灾害最严重地区之一，怒江地区则是新构造运动最强烈地区。大量地震资料表明，近200年尤其是近60年来，我国西部大地震频繁，云南强震呈明显增加趋势，因此，要重视怒江地区的特殊地质背景，审慎决策怒江开发。
据了解，我国可开发水电资源的70％都在西部。关于西部水电开发，我国制定的原则是按照先后轻重的次序有规划、有步骤、有秩序地进行。开发前，有关方面要充分研究环境保护、通航能力以及移民搬迁问题。由于环保、移民等方面的要求提升，增加了水电建设的投入和建设周期，因此，水电企业要实现可持续发展，还要依靠国家相应的政策支持和科学合理的电价体系。
风电漩涡：未来如何转动
“十二五”期间，为了实现对国际的碳减排目标承诺，我国将加大新能源产业的投资力度，鼓励发展新能源，倡导节能降耗和低碳经济。作为一种可再生能源，风能优势突出。
因为占地面积小、对环境影响小、建设工期短、投产发电快，风电优势明显。国家的新能源战略明确指出，在新能源产业领域，鼓励优先发展风电项目，开发风电受到国家政策扶持和法律保护。此外，风电在各项环保及节能减排方面成果突出。不仅如此，风电场的投入运行对改善地区电网稳定性也起到了巨大的作用。
然而，这些都不能掩盖风电面临的困境。首先是电网建设滞后。目前我国风电装机容量日益加大，而电网的建设速度远远落后于风场的建设速度，虽然国家相关政策规定，电网的接入条件要满足风场的接人要求，但落实情况远没有那么理想。内蒙、东北、甘肃、山西及新疆等地域的风电上网问题已经空前严重，许多风电场建成后，均在等待电网的接入，不少项目被迫叫停。一些风电开发企业为了加快建设速度，不得不自行先期投入资金建设电网接入的变电站及线路，虽然此举可解决暂时的风电送出困难，但也带来了诸多问题，比如，加重了企业资本金的投入负担，电网公司对此部分投入的最终权属问题也未作明确说明等。
最令风电开发商头痛的，莫过于地方政府的保护主义。一些地方政府把投资建厂和卖设备捆绑在一起，让风电开发商非常被动。很多省、县、市甚至提出“要在我这里开发风电，就必须用我们的设备”，“螺丝钉都要在我们这里买”，这些做法都大大不利于技术进步。所以，风电开发企业呼吁政府，要么通过招标方式来确实资源分配，要么按国家现有规定来分配资源。相关人士则建议，政府应疏堵结合，一方面合理解决地方的利益诉求，给地方按照发电量给予补贴；另一方面不允许一个区域里有多家风机制造厂，从项目管理上设限。
核电危情：重建安全信心
城门失火，殃及池鱼。日本福岛核泄漏，也使中国核电开发建设深陷囹圄。
尽管如此，在结构调整上，国家还是 对核电“委以重任”，核电在“十二五”乃至更长时间内将有大幅度发展。目前，我国运转中的核电机组为13台，占整个电力装机容量的1.1％，到2015年可达到2.2％，到2020年可达到3.5％。
按照“十二五”规划纲要部署，到2015年底开工建设的核电要达到4000万千瓦。电力“十二五”专项规划(以下简称“规划”)也将核电列入“加快发展”序列。规划称，2011年开工建设首个内陆核电，力争2015年投产首台内陆机组；到2015年我国核电装机4294万千瓦，2020年核电规划装机容量9000万千瓦，用5年上马过去30年4倍的核电装机量。正待步入高速发展的核电产业是否安全，成为日本核电站爆发后中国民众普遍关注的问题。
在技术层面，我国正在投建的第三代压水堆的安全性大大优于福岛的二代沸水堆。而与“三代堆”相比，即将在山东石岛湾开工建设的具有四代特征的华能石岛湾高温气冷堆的安全性更进一步，能确保同类情况下不发生泄漏。这也将是在未来引领世界核电安全快速发展的新技术之一。
目前，我国核电在建容量已位居世界第一，核电站选址正从沿海向内陆渗透。“十二五”规划纲要称，将加快沿海省份核电发展，稳步推进中部省份核电建设。对此，中国核工业第一、第二国际核工程指挥部总工程师胥胜利认为，由于核反应产生放射性废液，对环境损害大，因此，核电布局向内陆转移必须考虑环保问题。而核电站布局在沿海，一是为满足冷却水需求，二是便于废液排放。在核电站大规模推进过程中，必须考虑地震、战争、恐怖袭击等外力影响，选址上要考虑地质、气象、水文、交通等综合因素。
生物质能陷阱：突围规模瓶颈
生物质发电是目前仅次于风力发电的可再生能源发电技术。我国生物质资源生产潜力达650亿吨／年，折合33亿吨标准煤，相当于每年化石资源消耗总量的3倍以上。有专家预测说，2015年，全球总能耗将有4成来自生物。因而，大力加强生物质产业的开发与培育，对于缓解能源短缺、改善环境、扩大乡镇产业规模和促进循环经济的发展具有重要意义。
为推动生物质发电技术的发展，2003年以来，我国先后核准批复了河北晋州、山东单县和江苏如东3个秸秆发电示范项目，颁布了《可再生能源法》，并实施了生物质发电优惠上网电价等有关配套政策，使得生物质发电，特别是秸秆发电迅速发展。
最近几年来，国家电网公司、五大发电集团等大型国有、民营及外资企业纷纷投资参与中国生物质发电产业的建设运营。截至2007年底，国家和各省发改委已核准项目87个，总装机规模220万千瓦，全国已建成投产的生物质直燃发电项目超过15个，在建项目30多个。已公布的《可再生能源中长期发展规划》，确定了到2020年生物质发电装机3000万千瓦的发展目标。此外，国家已经决定将安排资金支持可再生能源的技术研发、设备制造及检测认证等产业服务体系建设。总的说来，生物质能发电行业有着广阔的发展前景。
然而，前景光明，长路漫漫。目前，我国生物质能发电面临规模化难题，投入虽然巨大，但技术并不成熟，如果不加大政策扶持，电厂难以为继。尽管国家在生物质能发电的上网电价上给予了扶持，每千瓦时电价比火电高两角钱左右，但是，这种扶植力度与欧美国家相比仍有差距。而生物质发电的亏损显而易见，这种亏损状态迫使部分生物质能企业停产，因此，国家在税收等政策上进一步加大扶持力度显得非常重要。此外，在生物质发电项目布局上，我国也应注重科学规划，有序建设，避免一哄而上。如果布局太密集，势必会加大秸秆的收购和运输半径，且会导致原料价格上升，企业效益就受到更大影响。
光伏幻象：超越成本桎梏
根据《可再生能源中长期发展规划》，到2020年，中国力争使太阳能发电装机容量达到1.8GW(百万千瓦)，到2050年将达到600GW。预计到2050年，中国可再生能源的电力装机将占全国电力装机的25％，其中光伏发电装机将占到5％；预计2030年之前，中国太阳能装机容量的复合增长率将高达25％以上。
2009年7月，财政部、科技部和国家能源局联合印发了《关于实施金太阳示范工程的通知》，随后又公布了具体的《金太阳示范工程财政补助资金管理暂行办法》，决定综合采取财政补助、科技支持和市场拉动的方式，加快国内光伏发电的产业化和规模化发展，并计划在2～3年内采取财政补助方式支持不低于500兆瓦的光伏发电示范项目。各种利好给光伏发电产业注入了强劲的活力。据预测，太阳能光伏发电在21世纪会占据世界能源消费的重要席位，不但要替代部分常规能源，且将成为吐界能源供应主体。预计到2030年，可再生能源在总能源结构中将占到30％以上，而太阳能光伏发电在世界总电力供应中的占比也将达到10％以上；到2040年，可再生能源将占总能耗的50％以上，太阳能光伏发电将占总电力的20％以上；到21世纪末，可再生能源在能源结构中将占到80％以上，太阳能发电将占到60％以上。这些数字足以显示出太阳能光伏产业的发展前景及其在能源领域重要的战略地位。
与火力发电系统相比，光伏发电的优点显而易见：无枯竭危险；安全可靠，无噪声，无污染排放外，绝对干净(无公害)；不受资源分布地域的限制，可利用建筑屋面的优势，例如无电地区以及地形复杂地区；无需消耗燃料和架设输电线路即可就地发电供电；能源质量高；使用者从感情上容易接受；建设周期短，获取能源花费的时间短。而缺点则是：照射的能量分布密度小，即要占用巨大面积；获得的能源同四季、昼夜及阴晴等气象条件有关；产生的电力接入电网需要增加无功补偿设备；储能困难。
相关人士告诉记者：“光伏发电投资大，技术不够成熟，电价还不够高，政府补贴不足以支持巨额成本。”与风电相比，光伏的单位成本大概是风电的四到五倍，而上网电价仅仅是风电的两倍，如此，光伏发电并无优势。随得欣慰的是，随着技术的提升和硅料价格的下降，光伏发电已经越来越得到人们的认可，而时下正热的光热发电不失为另一个出路。