不过，李俊峰也承认，中国现行的光伏补贴策略确实存在缺陷。
“最开始制定价格补贴政策的时候，我也是起草人之一。按照德国的办法，其实光伏补贴政策极其简单。除了电价，政府什么也不用管。从附加费的收取到‘补贴’的发放，都是由电网自行安排。说实话，除了电网，谁也不知道具体补了多少钱。”
“本来我们是学着德国的做法，结果现在就出‘幺蛾子’了。”李俊峰说，电网把附加费交上去，相关部门重新核对发电量，计算补贴金额，再层层审批下来。“想解决这个问题，还是要回归那个简单办法，交给电网去做。”
“金改”和“电改”，光伏的两条出路
“好多人问我：‘为什么美国的光伏发电那么便宜？为什么我们做不到？’我说：‘这里边没有任何阴谋，完全是我们自己的问题。’”李俊峰告诉《经济》记者，美国目前光伏发电的售价大概在8.1美分/千瓦时（约相当于人民币0.5元/千瓦时），而直到“十三五”期间，我国的光伏发电售价才会降到0.7元/千瓦时以下。之所以存在如此鲜明的价格差，最主要的影响因素正是两国银行贷款利率水平的不同。
“美国人的融资利率是2%，而我们是8%。”李俊峰说，假设中国某发电站贷款10000元，年发电1200小时，那么，仅财务成本一项，每年就要800元，每小时的财务成本更是高达0.6元。“所以，当中国的光伏企业按照9毛钱的电价销售时，还不怎么赚钱，而美国人5毛钱就已经能赚钱了。因此，想要降低光伏发电的成本，金融体制必须改革。”
陶光远则认为，即便风能、太阳能等可再生能源的发电成本降下来了，但如果缺乏针对风光电波动性的应对办法，前路依然将会困难重重。“到了2020年，可能出现的情况是：某一个时段，风光电就足以满足电力用户的需求了。但即便如此，也不可能完全舍弃化石能源发电，否则电力系统稳定性难以保证。”这意味着，随着可再生能源的发展，2020年以后，我国的电力很可能会出现富余，引起巨大电力浪费。如何消纳波动的风光电，将是推进可再生能源深入发展所无法回避的核心问题。
解决的办法并非没有。
就在今年“两会”后不久，中共中央通过了关于电力体制改革的“九号文”，其中明确提出：要形成适应市场要求的电价机制，激发企业内在活力，使市场在资源配置中起决定性作用。
陶光远认为，市场化电价机制的建立，无疑将有助于消纳过剩的风光电。“过剩的电的价格应当是波动的，这样一来，我们的工业企业就可以使用它们。”既降低了企业生产成本，又能纾解过量的电。“德国已经开始取消光伏固定的上网电价，我们也要从现在开始，建立类似的机制。”
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