除此之外，根据国家能源局发布的第一季度光伏装机数据来看，其中分布式光伏仅占光伏装机总量的13%。截至2015年，我国分布式装机总量为6.06GW，还有不到5年的时间，与《国家十三五太阳能规划2015-2020》(征求意见稿)所指出的70GW还很遥远。王斯成在采访中表示，“分布式在建造中，除了会遇到大型电站建造所遇到的问题之外，还有很多问题，例如，建筑屋顶不好找，与建筑业主的交易存在一定的风险。在现有的政策下只有等弃光太严重，大型电站无法再建，分布式才会得到发展。”
特高压与储能齐头并进
光伏规模化除了上游的大量装机外，最关键的还是下游的光伏应用。然而对于大部分光伏投资者来说，光伏发电所产生的电量有两种方式进行消纳：特高压输电和储能。
对于特高压来说，随着我国特高压建设进度的加快以及国家发改委《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》的正式施行，当前制约光伏电站发展的弃光问题有望得到一定程度的解决。“但从本质上来说，我国光伏弃光问题的根源还是地区间电力供求的不匹配，西北部太阳能、风能发电条件好，光伏装机量大，但人口稀少、制造业缺乏的现状导致了大量电力无法就地消纳。”王斯成告诉记者，如果解决了火电推出的问题，光伏发电所产生的电量是完全可以消纳的。
“弃光与电力运行机制相关，受各种利益关系的影响，可再生能源优先发电的政策难以全面落实。”在4月26日举行的“2016中国光伏领袖高峰论坛”上，国家发改委价格司电价处负责人侯守礼表示，“我国正在大力推进电力价格改革，光伏发电作为新能源发电类型，一方面需要政府继续扶持和鼓励发展，另一方面从长远的角度来看，也必将走向市场，参与市场竞价。目前差价补贴的光伏发电补贴机制，存在与电力市场化改革难以衔接的实际问题，因此考虑将其改变为上网标杆电价由当地燃煤机组标杆上网电价或市场交易价格，与定额补贴两部分组成。”
在储能建设方面，目前大型储能所采用的抽水蓄能电站在缺水干旱的西北部难以大规模实施，并且国家对储能也没有相应的政策扶持，只能等待现有储能设备成本下降后逐步推广“新能源+储能”的新模式。在电力输送通道方面，由于西北部与用电量需求大的东南部地区很远，远距离输电的损耗以及输电成本都相当高昂，现有的传统输电通道无法解决这一难题。
对于现阶段我国西北部发电较严重的弃光问题，长城国瑞认为，需要从以下三个方面着手：首先，根据《可再生能源发电保障性收购办法》，对一定额度的光伏发电量当地电网予以保障性收购，部分解决就地消纳的问题;其次，引导民营资本大力进入储能电站建设领域，提高储能设备效率和降低单位储能成本;再次，推动特高压输电通道建设，降低超远距离输电损耗和单位输电成本。