“美国人的融资利率是2%，而我们是8%。”李俊峰说，假设中国某发电站贷款10000元，年发电1200小时，那么，仅财务成本一项，每年就要800元，每小时的财务成本更是高达0.6元。“所以，当中国的光伏企业按照9毛钱的电价销售时，还不怎么赚钱，而美国人5毛钱就已经能赚钱了。因此，想要降低光伏发电的成本，金融体制必须改革。”
陶光远则认为，即便风能、太阳能等可再生能源的发电成本降下来了，但如果缺乏针对风光电波动性的应对办法，前路依然将会困难重重。“到了2020年，可能出现的情况是：某一个时段，风光电就足以满足电力用户的需求了。但即便如此，也不可能完全舍弃化石能源发电，否则电力系统稳定性难以保证。”这意味着，随着可再生能源的发展，2020年以后，我国的电力很可能会出现富余，引起巨大电力浪费。如何消纳波动的风光电，将是推进可再生能源深入发展所无法回避的核心问题。
解决的办法并非没有。
就在今年“两会”后不久，中共中央通过了关于电力体制改革的“九号文”，其中明确提出：要形成适应市场要求的电价机制，激发企业内在活力，使市场在资源配置中起决定性作用。
陶光远认为，市场化电价机制的建立，无疑将有助于消纳过剩的风光电。“过剩的电的价格应当是波动的，这样一来，我们的工业企业就可以使用它们。”既降低了企业生产成本，又能纾解过量的电。“德国已经开始取消光伏固定的上网电价，我们也要从现在开始，建立类似的机制。”
德国如何消纳过剩光伏电量?
有人说，在光伏发电领域，德国的“昨天”是中国的“今天”，德国的“今天”大概就是中国的“明天”。
本世纪初，出于节能和可再生能源发展的需要，德国能源署成立。时至今日，可再生能源发电量已占德国总发电量的31%，其中，光伏发电占6.9%。然而，光伏发电补贴却达到了德国可再生能源补贴总额的50%之多。
原来，在2008年，德国开始实行新版《可再生能源法》。其中规定：在未来3年之中，光伏发电的上网电价，将逐年降低8%。令德国人没想到的是，中国企业把成本降得很低，本来预计年增3GW光伏装机，结果居然达到了7GW。最后的结果是，过剩的可再生能源发电量拉低了德国某些时段的平均上网电价(甚至于出现了“负电价”)。
另一方面，由于可再生能源上网实行固定电价政策，固定电价与平均上网电价的差值一再扩大，直接推高了电价附加费用。“德国目前的平均交易电价只有3.8欧分/千瓦时，比中国目前的煤电上网电价还要低。但是，可再生能源附加费附加在每一度电上的费用却高达6.2欧分。”陶光远说。
与此同时，大规模的分布式光伏接入电网后，配电网出现了电压升高和设备过载等问题，严重时甚至影响到电网的安全稳定运行。德国不得不一边大幅削减光伏补贴，一边设法消纳过剩的光伏发电量。
陶光远了解到，德国已经设计了9项改造和扩建配电网的措施。根据德国能源署开展的配电网扩建需求研究，2030年之前，德国需要对16.1万千米线路进行改扩建，补充安装6900万千伏安容量的变压器。“德国的经验提醒我们，分布式发电措施，一定要分开，不要集中在同一个地区。希望我国能够汲取德国的教训，少走些弯路。”
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