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二、 现有补贴形式带来的问题
1、计量模式
根据各种不同计量模式分析，德国以前的补贴计量模式虽然带动了市场，但那只是时代的产物，已经不再能够满足现阶段的需求和未来的发展。
中国现有计量模式最大问题在于无法实施有效补贴改革，光伏窝电现象严重。
屋顶光伏发电的净计量已经成为市场选择的主流，既不浪费光伏所发电力，也能保障业主收益，还为将来的智能配电网改造提供了便利。
2、中国目前补贴形式存在的问题
目前，国内屋顶光伏电站的使用存在诸多问题：
A、 光伏电站采用防逆流方式
以绿色电力网监测的江苏某地实际4个光伏电站为例：这4个光伏电站总共装机容量为3.5MW（2011年4月并网发电并开始实时监测），共分为31个屋顶，每个屋顶就近并入大楼交流母线。每个项目的升压变配电柜离各屋顶距离都很远，实施防逆流的成本太贵（每个项目实施的成本在50万左右），而且设备众多，需要分级控制，有可能会导致逆变器不断震荡。同时其中某个项目还采用了主备变压器，经常会进行切换和并列，这就给防逆流的实施和稳定性带来了很大隐患。
这四个光伏电站由于安装了防逆流系统，有些点实际发电只有常规发电量的50%，综合这四个项目，年平均发电量也只有正常发电的70%，其余电量全部被窝在了电池板里面。不说国家补贴的意义是否实现，单从企业投资的角度来讲也是极大浪费。
B、补贴电站的建设质量
绿色电力网目前实际监测装机容量100MW，其中近80MW是金太阳和住建部补贴项目，最早监测的电站开始于2010年5月，大批量安装监测系统从2011年9月份开始。根据绿色电力网监测数据，补贴光伏项目的实际发电量总体上小于常规光伏电站发电量，只有20%不到的光伏电站发电属于合理水平，最差发电量只有常规电站的25%左右，除去发电较好的部分和非正常电站外，其余50%电站的发电量比最低正常值偏少20%左右（有现场峰值日照时数的监测作为参照，系统效率按照75%计算来验证）。
在绿色电力网工作人员去现场安装和调试监控系统的过程中，共发现光伏电站着火或烧坏设备导致部分设备运行停机至少10起，实际电站运行过程中的事故数量远大于此。单个电站中，设备发电量运行差异在20%以上的有近一半，而且长期无人整改。获得补贴的光伏电站中，有将近30%的电站无人定期清洗和检修，这也是导致电站发电量下降的主要原因。还有一点是光伏组串发生故障（组件损坏和接线不良导致）后，大多无人进行现场检修和维护。
还发现一点就是设备机房安装位置大都较为随意，特别是室外临时房建设中存在的问题较为突出，通风散热、防尘防火和冬季保温（北方地区）存在一定隐患。
以上发电量数据还只是绿色电力网在最近一年内所统计的数据，随着光伏电站运行时间加长，其实际发电量影响将更大一些。
C、光伏电站投资者
大多数屋顶光伏电站投资者在拿到政府补贴后，本着降低成本减少补贴的角度，想方设法降低标准，在提高发电量和控制成本遇到冲突时，都会选择后者；而且基于减少投资的角度，很少考虑到售后的因素，因此很难保证光伏电站运行稳定。这就导致了优质产品和新型技术不会在业主的考虑范围内，形成了劣币驱逐良币的恶性市场。这将对行业的长期健康发展带来不利影响。
在笔者了解的光伏电站项目中，居然遇到有业主在节约降成本的措施下，其补贴金额足以覆盖其投资的案例，真可谓奇观。
3、光伏电站申报和并网要求
国内光伏电站金太阳补贴要求连片区建设，单体屋顶不小于2MW，这导致寻找屋顶的难度加大，因为只有屋顶是不行的，还必须要房屋的用户可以消耗掉这部分电量，否则就变成升压上网。因此对于申报的项目大小要求一定要取消掉。
目前屋顶光伏电站并网时，如果是升压上网的，则按照地面电站同样形式进行接入系统设计；如果是低压并网的光伏电站，大多数省份要求做地调数据接入和开关柜远程控制，这导致较为分散型并网的光伏电站实施难度加大，限制了光伏电站的多元化发展。建议当地电网公司取消光伏电站通过调度网光纤接入地调系统的硬性要求，可以采用加装特殊GPRS模块数据上传。并对于用户侧并网的光伏电站取消开关柜远程控制，因为今后屋顶光伏电站规模逐步向小型化发展，实际控制意义不大。
（该要求最初是由于电网公司担心光伏电站输出电能质量不符合要求而增加的，如今通过大量项目证实其实际电能输出质量基本符合电网公司要求。并且在2011年底能源局发布的337号文件中，明确要求国家能源太阳能研发实验中心对于每个光伏电站进行并网检测，来避免这一问题的发生）
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