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政策需灵活稳定
如果进一步扩容中国国内市场，相关补贴政策需要做哪些调整？首先，应当建立光伏发电补贴的稳定来源。充分发掘现有政策潜力，取消各地自行出台的可再生能源电价附加减免政策，加强征收和使用各环节的管理，做到应收尽收。仅此一项一年可增加可再生能源基金近200亿元，这笔资金可专项用于支持光伏发电。这样，原来基金中用于风电、生物质能补贴的金额可以基本不动。
其次，对补贴方式进行调整，对金太阳工程发电项目等，从补贴装机（即国家一次性对光伏发电项目的初始投资进行一定比例的补贴）改为补贴发电量（即国家承诺，在光伏发电项目的生命周期内，业主每发一度电都给与一定的补贴），这样可以避免虚报装机、以次充好；对分布式光伏发电项目，应从补贴发电端（即每度电的补贴为光伏标杆上网电价与当地火电上网标杆电价的差值）改为补贴用户端（即每度电的补贴为光伏标杆上网电价与当地销售电价的差值）。
由于分布式发电项目，具有自发自用的特点，所以补贴用户端可以比补贴发电端提高效率数倍。譬如，目前光伏发电上网电价为每千瓦时1元，西部省份火电上网标杆电价普遍不超过0.3元，光伏发一度电国家要补贴0.70元左右。如果要维持这么大的补贴幅度，需要连续大幅提涨销售电价，这是我国目前经济社会难以承担的。我国东部和中部地区工业、商业用电实际价格水平在每千瓦时0.8～1元左右，如果每千瓦时补助他们0.2-0.3元，他们就有积极性采用分布式光伏发电。在西部发电端花0.70元只能补贴1千瓦时，到东、中部用户端同样的价钱可以补贴3～4千瓦时左右。
同时，为了提高光伏发电的竞争力，最终达到与常规发电可以竞争的水平，还可通过招标竞争降低光伏补贴成本。譬如，可以在全国范围内对光伏发电的业主进行补贴招标，选择最低补贴的企业中标进行光伏发电的开发。这样也有利于补贴的公共财政资金达到效益最大化，并淘汰光伏产业中的落后产能。
电力法须与时俱进
我国现行《电力法》自1996年4月1日起施行，已历时16年。当前《电力法》规定的“供电专营”，使本可用380伏电压直接使用的分布式光电装置，被“迫”要求原地升压至10千伏以上入网计价，再降回380伏按销售价格结算。“这无端增加了大量输变电投资。”褚君浩说，按此规定，光伏发电“并网难”就不足为怪。因此，越来越多的屋顶光伏项目陷入困境，光电应用也不能在未来形成气候。光伏发电“并网难”的另一个重要原因则是电网企业的逐利冲动。
“目前电网企业的收入仍然全部来自发电环节与终端销售环节之间的价差。光伏发电'自发自用'一度电，则直接导致电网企业减少一度电的价差收入。”褚君浩分析说，电网企业因此不愿接受“千家万户”自建的分布式光伏发电量。
但欧洲各国做法则与中国相反：电力公司以高于常规电价的价格收购光伏电量，政府对于超出常规电价的部分给以补偿，补偿金则通过绿色电力附加分摊到电网的销售电价中去。“正是通过这些政策，国外光伏应用市场得到了迅速扩展。”褚君浩呼吁尽快修改《电力法》，以符合光伏发电、风力发电等快速扩展的需求。褚君浩特别强调，《电力法》第二十一条和第二十五条应该重新修订。《电力法》第二十一条为：“电网运行实行统一调度、分级管理。任何单位和个人不得非法干预电网调度。”
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