被蚕食的收益
除了并网难题外，另外一个困扰行业的难题，则来自于相关政策的不透明，这其中就包括在用户侧并网问题上的升压标准。
据了解，按照相关规定，所有金太阳示范项目都应当允许光伏系统在用户侧并网，以抵消电网电量的方式运行。但在实际操作中，地方电力公司常常要求光伏系统升压并入公共配电网。而这势必要增加升压站的投资。并且，在电价方面只能享受到脱硫燃煤电价，而不是零售电价，使得项目的经济效益受到损害。
“常州产业园有一个两兆瓦的项目，本来可以直接并网，但电网公司要求统一升压并网。这就需要建升压站，一个升压站70 万，没有升压之前，可以享受自消费的电价，将近0.9 元，但升压后，只能享受3 毛多的脱硫电价。”王斯成表示，虽然国家电网已经发文可以按照自备电厂以及合同能源管理来执行，但在接网设计、入网检测、系统自备金、电站监控数据上传等方面的收费仍未明确。比如，接网设计方面，一个接网点就要收费好几十万，这势必将增加开发商的投资成本。
此外，建设部门、环保部门等乱收费问题也比较突出。
与分布式电站的收费标准缺失相比，大型地面电站同样也面临类似问题。
有电站业主抱怨称，今年在青海投资电站，事先需要缴纳一定的保证金，但这笔钱何时归还以及期间利息归属问题却没有明确规定。至于能否最终退回，大家心里也没底。
而在王斯成看来，现在对于一些大型电站的收益影响最大的则来自于土地使用费。“特许权招标时，10 兆瓦电站的25年土地租金为300 万元。而现在在一些地方，10 兆瓦的电站一年的土地租用费就要收到150 万元，整个电站一年的收入也就是1500 万左右，仅这一项就抵消了许多电站整个的收益率。”
黄碧斌则认为，由于分布式光伏发电接入系统设计规范尚未发布，接入系统设计单位在电源接入电压等级、专线或T接、第一落点等接入方案的确定随意性较大，通信方式、传输通道和传输信息等二次设备的配置标准不统一，部分项目投资偏高。
困局待解
根据王斯成的测算，在西部光照资源条件较好地区，受益于组件价格下降等因素，光伏发电的初投资可以降到1 万元/千瓦，这样，合理电价可以压到0.77 元(年平均发电1500 小时)，已经接近于目前的工商类电价。而如果是在东部地区的话，年发电在1100 小时的合理电价约为1.3 元/kWh，也正在接近目前0.925 元的工商类用电价格。
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