光伏补贴资金来源问题
根据全球主要国家光伏市场发展经验，度电补贴是最为行之有效的，补贴资金由电力用户承担，国家无需预算支持。目前，我国大型光伏电站建设的补贴也是采取此种模式，补贴资金主要来源于可再生能源附加费。2011年，每千瓦时电收取的可再生能源附加费为8厘，2011年发电量约为4万亿千瓦时电，可再生能源附加费约为320亿元。但由于附加费由风电等可再生能源共享，而风电所占的补贴资金份额约为2/3，太阳能只能与生物质能等分享剩下的1/3。由于光伏发电成本的下降幅度较为缓慢，假定在2012～2015年之间建设的大型光伏电站度电补贴平均为0.5元/千瓦时，按西北部满发1500小时计算，如每年的新增装机量达到10GW，则每年将新增可再生能源补贴75亿元，每年所需增加的可再生能源附加费达到1.8厘/千瓦时，再加上风电、生物质能的附加费补贴，压力会非常大。事实上，目前可再生能源附加费就已存在较大的缺口，这两年光伏电站的可再生能源补贴至今未发，已给光伏电站运营带来较大困难，亟待解决资金来源问题。
市场启动步伐问题
当前我国光伏内需市场较小，光伏产品销售主要依赖国际市场。在外部贸易环境恶化的情况下，启动国内市场已成为众望所归。但也应注意到，当前国内光伏产业主要的问题在于产能阶段性失衡较为严重。2011年，仅我国光伏产能就已超过全球光伏市场需求，组件产能超过40GW(同期全球光伏需求约为30GW)，产量约为23GW，约占全球总产量的60%，而国内光伏需求量仅为2.7GW。启动国内市场会涉及节拍问题，如果启动步伐迈得过大，配套的措施如电网接入、补贴资金等恐跟不上，反而阻碍市场发展;过小则可能起不到稳定国内光伏市场的目的。特别是，由于国内产能过大，即使将年新增装机量提升至10GW，与40GW的产能相比，仅能满足25%的需求，无疑是杯水车薪。并且贸然向市场释放这个信号，可能使得部分落后产能死灰复燃，也会催生一批新产能，不利于供需失衡问题的解决。因此若从产业平稳发展角度而言，市场的启动应与产业规范相协调、发展节拍相吻合。应先规范市场，通过设置市场门槛淘汰部分落后产能，然后再扩大市场以切实达到救助产业的目的。
光伏产品的应用模式问题
光伏发电具有安装灵活、无噪声、无污染等特点，较适合在用户负荷中心作为分布式电源使用。德美日等光伏市场发展较好的国家给我国发展分布式发电带来很多可借鉴的经验，但由于国情不同，需消化吸收再创新。如德国用电价格较高，且其家庭用电价格高于工业用电价格(德国居民和工业用电价格分别约为0.2和0.1欧元/千瓦时)，屋顶资源较丰富(容积率小)，在自家屋顶、农场、公共建筑等安装光伏系统不涉及产权问题，经济性较好，且可享受绿色能源，充分调动业主投资的积极性(类似电子消费品)。而由于我国用电价格和德国正好相反，工业用电价格较高，居民用电价格较低，从发电经济性角度而言，更适合在厂房等工商业屋顶发展光伏系统。但因为光伏电站需运行25年，业主在厂房上安装光伏系统可能担心以后业务变更或转型升级带来的厂房使用问题，而租赁厂房的屋顶安装光伏系统，又让人担心25年的屋顶租赁对厂房的使用有制约。此外对于租赁的方式，也有可能受到“电力专营”的条款制约。而对于家庭光伏系统，从经济角度而言，如果在度电补贴的基础上鼓励自发自用，不利于提高家庭用户投资光伏的热情，需发挥太阳能光伏发电的外部经济性，如节能、环保、低碳等，推动光伏产品从工业品向消费品转变。因此，市场启动需因地制宜，根据终端用户的特点，施以灵活的激励机制，培育多样化的光伏市场。
应对建议 统一认识、完善补贴机制、落实并网运行机制是关键。 统一认识
一是充分认识太阳能光伏产业的战略价值和重要意义，切实在国家能源经济和社会可持续发展的总体部署中予以统筹考虑，贯彻落实《可再生能源法》，电网优先收购光伏发电量，并将可再生能源附加费从目前的8厘钱提高至1.5分钱，解决可再生能源资源来源问题。二是从国家层面加强组织管理，明确产业管理分工和职责，形成合力。由工业和信息化部负责行业管理，规范产业;国家能源局负责光伏产品应用，扩大市场;其他部委根据其职能进行协同配合，建立多部委联席会议机制，从各个层面协调解决产业发展过程中的问题。三是做好市场启动的顶层设计，市场的启动节拍应与产业的规范相协调，与节能减排、扩大内需、环境改善相统筹，定标准、立目标、明程序逐步有序推进，在西北部地区推行大型光伏电站建设，在东南部地区建设分布式发电站。
完善补贴机制
一是实行灵活的补贴机制。根据系统容量和用途的不同，分别采取度电补和装机量补的形式。对大型光伏电站、在工业园区等厂房建设的光伏电站等，实施度电补贴;对在学校、医院、政府机关等公共设施或家庭屋顶建设的光伏系统实施装机量补贴。二是发挥光伏发电外部经济性优势，将太阳能产品纳入节能产品惠民工程，拓展太阳能产品的节能、环保、低碳的时尚生活理念，引导太阳能产品由工业品向消费品转变。三是实施税收抵免政策，统筹考虑光伏电站、电网公司和调峰电源的利益，对为可再生能源的接入和运行而进行的投资，包括电网和调峰电源的建设等，给予一定额度的税收抵免。根据调峰电源出力情况，与光伏电站按一定比例分享可再生能源补贴。四是实施强约束机制，推进可再生能源配额制。强制要求电网公司每年交易一定比例的光伏发电量，发电集团每年配套一定容量的调峰电源，比照碳交易模式，建立可再生能源配额交易市场。五是支持社保等资金进入光伏领域。光伏电站具有初始投资大、现金回流稳定等特点，适合社保等稳健性资产的投资需求。
落实并网运行机制
一是科学制定各地区光伏发展规划，做好各地太阳能资源普查工作，统筹考虑能源资源、电源结构、输电廊道等因素，做好各地光伏和电网发展规划，简化光伏电站并网工程核准手续，适当超前核准光伏电站并网工程项目。二是完善相关标准规范体系建设。做好光伏产品、光伏系统、电网接入等相关标准规范的制定工作，提高检测水平，不断完善配套体系建设。三是做好电源和电网企业的衔接工作。电网企业应参与光伏项目前期及后期的电网接入申请和验收工作，按照电网发展规划和光伏发电发展规划的要求，制定接入系统方案。同时，双方按照电网接入技术标准和规范，严格验收接入工作，做好光伏发电并网后的负荷预测和电力系统稳定分析工作，合理安排运行方式，提高调度管理水平，保障电力系统安全稳定运行。