我国按照1995年通过的《电力法》，“一个供电营业区内只设立一个供电营业机构”。除了电力公司其它机构不得出售电力。这一规定显然落后于现代电力发展的趋势。近年来，国家有关部门和电网企业着力开发智能电网，主要目标是满足电力大规模、集中、远距离输送的需要，对如何向微网、分布式能源开放尚未提上日程，这在很大程度上制约了光伏产品在中国的使用。
补贴方式应做两大调整
记者：按各国经验看，启动光伏市场离不开补贴机制。目前，国内光伏发电补贴政策在实践中存在什么问题?
范必：就补贴机制而言，除了上述的金太阳示范工程，可再生电价附加基金也是一种途径。2011年，国家发改委发布了首个全国统一的太阳能光伏发电上网电价补贴政策，每千瓦时补贴至1.15元或1元。即：超出常规火电上网标杆电价的部分，由销售电价中加收的可再生电价附加基金支付。
可再生能源电价附加的标准，从最初的2厘/千瓦时，提高到2009年11月的4厘/千瓦时，2011年12月提高到8厘/千瓦时。按现在标准，理论上每年应收可再生能源基金约300亿元，由于各种减免政策政出多门，征收过程管理不规范，现基金实际年收入不到200亿元。这些钱主要用于风电补贴，约180亿元，其它用于电网接入系统工程、生物质能发电、垃圾发电、光伏发电等，总量严重不足。目前基金补贴大量拖欠，风电只补到2010年第四季度。光伏发电能够使用基金的数量较少。
光伏发电与常规能源相比经济性较差，还不具备竞争力，在一定时期内要靠补贴才能盈利。但是，对光伏发电的补贴不可能无限制地提高，在补贴资金有限的情况下，要通过合理的制度安排和竞争机制，用尽可能少的资金带动尽可能多的光伏发电。
记者：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)。
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