第二，補貼效果不夠理想。
　　
　　一是金太陽示范工程。這一工程從2009年開始啟動，對并網(wǎng)光伏發(fā)電項目按光伏發(fā)電系統(tǒng)及其配套輸配電工程總投入資金的50%給予補助，偏遠無電地區(qū)按總投入資金的70%給予補助，三年累計使用補貼資金約100億元，有力支持了身處困境的光伏企業(yè)。但是，由于補貼辦法是按申報事先撥付資金，很難控制設備質(zhì)量和工程建設質(zhì)量，實際并網(wǎng)規(guī)模、電站質(zhì)量，特別是較為關鍵的發(fā)電量難以達到申報水平。補貼并未有效拉動光伏產(chǎn)品需求。
　　
　　二是可更新能源電價附加。2011年，國家發(fā)改委發(fā)布了較早的全國統(tǒng)一的太陽能光伏發(fā)電上網(wǎng)電價補貼政策，每千瓦時補貼至1.15元或1元。即：超出常規(guī)火電上網(wǎng)標桿電價的部分，由銷售電價中加收的可更新電價附加設立資金支付。可更新能源電價附加的標準，從較初的2厘/千瓦時，提高到2009年11月的4厘/千瓦時，2011年12月提高到8厘/千瓦時。按現(xiàn)在標準，理論上每年應收可更新能源設立資金約300億元，由于各種減免政策政出多門，征收過程管理不規(guī)范，現(xiàn)設立資金實際年收入不到200億元。這些錢將主要用于風電補貼，約180億元，其它用于電網(wǎng)接入系統(tǒng)工程、生物質(zhì)能發(fā)電、垃圾發(fā)電、光伏發(fā)電等，總量嚴重不足。目前設立資金補貼大量拖欠，風電只補到2010年第四季度。光伏發(fā)電能夠使用設立資金的數(shù)量較少。
　　
　　第三，缺少智能電網(wǎng)技術的有效支撐。在發(fā)達國家，智能微電網(wǎng)是為了適應多種電源形式、分布式能源（風、光等新能源和頁巖氣）發(fā)展，在用戶側(cè)興起的電網(wǎng)建設和運行模式，全部科技界謂之“第三次工業(yè)革命”。它以現(xiàn)代互聯(lián)網(wǎng)為代表的信息和控制技術為基礎，以非常大程度利用不穩(wěn)定供能的新能源為目標，具有高度的靈活性、可接入性和安全性，能夠滿足用戶兼具發(fā)電和用電的特性。譬如，美日歐大規(guī)模實施屋頂光伏計劃，很多家庭白天用屋頂光伏發(fā)電，除滿足自己使用，多余電力可以賣給電網(wǎng)；不足則從電網(wǎng)買電，形成了千家萬戶、星羅棋布使用光伏的格局。國外這些分布式電源點也正是中國光伏產(chǎn)品的主要客戶，德國、意大利2011年光伏分別建成750、900萬千瓦，主要是屋頂項目。我國按照1995年通過的《電力法》，“一個供電營業(yè)區(qū)內(nèi)只設立一個供電營業(yè)機構”。除了電力公司其它機構不得出售電力。這一規(guī)定顯然落后于現(xiàn)代電力發(fā)展的趨勢。近年來，國家有關部門和電網(wǎng)企業(yè)著力開發(fā)智能電網(wǎng)，主要目標是滿足電力大規(guī)模、集中、遠距離輸送的需要，對如何向微網(wǎng)、分布式能源公開尚未提上日程，這在很大程度上制約了光伏產(chǎn)品在中國的使用。
　　
　　三、開拓國內(nèi)光伏需求的思路
　　
　　我國光照資源豐富，光伏產(chǎn)品成本較低，國家政策大力支持。在外需不足的情況下，適時啟動內(nèi)需，時機已經(jīng)成熟，條件基本具備，以下措施似有利于啟動國內(nèi)光伏市場。
　　
　　靠前，調(diào)整光伏發(fā)電發(fā)展思路。大力發(fā)展小規(guī)模、低電壓、近消納、直接接入配電網(wǎng)系統(tǒng)的分布式光伏發(fā)電。從投入產(chǎn)出效益和經(jīng)濟性、電網(wǎng)安全性出發(fā)，今后不宜在西部大規(guī)模開發(fā)光伏發(fā)電項目。在各地實施“屋頂光伏”計劃，鼓勵從事光伏發(fā)電的企業(yè)、工業(yè)園區(qū)、商業(yè)單位和家庭“自發(fā)自用、多余上網(wǎng)”。
　　
　　第二，優(yōu)化補貼資金使用。光伏發(fā)電與常規(guī)能源相比經(jīng)濟性較差，還不具備競爭力，補貼規(guī)模決定了發(fā)展規(guī)模。要通過優(yōu)化資金使用，以有限的補貼帶動盡可能多的光伏發(fā)電。通過合理的制度安排和競爭機制，促進光伏發(fā)電成本不斷下降，較終達到與常規(guī)發(fā)電可以競爭的水平。
　　
　　一是建立光伏發(fā)電補貼的穩(wěn)定來源。充分發(fā)掘現(xiàn)有政策潛力，取消各地自行出臺的可更新能源電價附加減免政策，加強征收和使用各環(huán)節(jié)的管理，做到應收盡收。僅此一項一年可以增加可更新能源設立資金近200億元，可專項用于支持光伏發(fā)電。原來設立資金中用于風電、生物質(zhì)能補貼的金額可以基本不動。
　　
　　二是改變補貼方式，放大帶動效應。將光伏發(fā)電補貼方式，從補貼裝機改為補貼發(fā)電量；從補貼發(fā)電端改為補貼用戶端。補貼發(fā)電量可以避免虛報裝機、以次充好。補貼用戶端相當于直接替代銷售電價水平，可以比補貼發(fā)電端提效率高率數(shù)倍。譬如，目前光伏發(fā)電上網(wǎng)電價為每千瓦時1元，西部省份火電上網(wǎng)標桿電價普遍不超過0.3元，光伏發(fā)一度電國家要補貼0.70元左右。如果要維持這么大的補貼幅度，需要連續(xù)大幅提漲銷售電價，這是我國目前經(jīng)濟社會難以承擔的。我國東部和中部地區(qū)工業(yè)、商業(yè)用電實際價格水平在每千瓦時0.8～1元左右，如果每千瓦時補助他們0.2—0.3元，他們就有積較性采用分布式光伏發(fā)電。在西部發(fā)電端花0.70元只能補貼1千瓦時，到東、中部用戶端同樣的價錢可以補貼3～4千瓦時左右。
　　
　　三是統(tǒng)籌集中使用光伏補貼資金。統(tǒng)一使用可更新能源電價附加設立資金中的光伏補貼、財政資金中用于“金太陽工程”和“屋頂光伏計劃”的資金，一年可以達到近300億元。這些資金如完全用于售電端補貼，按每千瓦時補貼0.2—0.3元計算，每年可補貼光伏發(fā)電量1200億千瓦時（去年全國光伏發(fā)電量為20億千瓦時），相應裝機1.2億千瓦，是現(xiàn)有光伏裝機的40倍，可以有效釋放現(xiàn)有光伏產(chǎn)能。
　　
　　四是通過招標競爭降低光伏補貼成本。光伏補貼是公共財政資金，為達到補貼效益非常大化，建議在全國范圍內(nèi)對光伏發(fā)電的業(yè)主進行補貼招標，選擇較低補貼的企業(yè)中標。這一措施有利于通過競爭淘汰光伏產(chǎn)業(yè)中的落后產(chǎn)能，同時西部地區(qū)由于單位電量補貼較高將難以中標，可以限制在遠離電力負荷的地區(qū)發(fā)展光伏發(fā)電。
　　
　　第三，建設靈活、公開、安全的智能電網(wǎng)。電網(wǎng)要利用現(xiàn)代信息技術，為分布式光伏發(fā)電提供效率高便捷的接入、結算服務。在完成電力市場化改變前，要按照國務院要求，一體實施節(jié)能發(fā)電調(diào)度辦法，優(yōu)先、全額調(diào)度光伏發(fā)電上網(wǎng)。適時修訂《電力法》，取消“一個供電營業(yè)區(qū)內(nèi)只設立一個供電營業(yè)機構”的規(guī)定，為分布式光伏發(fā)電上網(wǎng)掃清法律障礙。