2、大型商业电站的可再生能源补贴尚不能及时发放，光伏扶贫的发电收益又如何保障？
光伏扶贫项目的经营模式与商业光伏电站（分布式光伏项目）并无二致，都是发电量自用、出售获得的收益，外加国家财政提供的电量补贴。按照前述五部委文件，光伏扶贫项目在中东部以村级电站（含户用）为主，在西部以集中式电站为主。以甘肃为例，集中式（光伏）电站的上网标杆价为0.9元/千瓦时，其中电网企业按当地火电标杆价（含脱硫、脱硝、除尘电价)）0.325元/千瓦时当期结算，差额的0.575元/千瓦时主要为可再生能源发电补贴，即64%依靠财政补贴，来自于全国销售电价中每千瓦时1.5分的可再生能源附加费。假设各地的补贴比例相同，则全国200万户贫困通过光伏扶贫获得的每户每年3000元的收入中，有38.4亿元要依靠国家财政补贴，占每年可再生能源附加费的3.8%。然而，目前可再生能源发电补贴发放普遍不及时，已成为光伏业界常态，一拖两三年十分正常。目前大部分光伏电量补贴都是由电网公司垫付，但是这种垫付并无任何法律法规约束。实际上，2015年底，国家电网曾经发文要求全额上网的分布式项目暂停结算补贴，等财政部公布目录以后再行结算。
3、贫困地区光伏发电挑战电网运行。
目前在西北一些光伏装机较多的省份，电网调峰运行矛盾突出。当地光伏电站发电能力最大的时段是午后两点左右，这时的电网用电负荷因午餐、午休出现一个小低谷，再被光伏发电消耗掉一大部分，留给火电的负荷非常小，极端情况下如遇风电同时大发，甚至会小于凌晨低谷时段负荷。而火电为了承担之后的负荷，特别是晚间用电高峰，又不能停机调峰。所以午后时段留给光伏的消纳空间非常有限，部分地区因此发生弃光。西部省份扶贫任务重，如大规模开展光伏扶贫，将会恶化本已十分严峻的电网调峰问题，导致弃光加剧。
此外，贫困地区普遍用电负荷小，现有电网按照满足用电需求建设，电网结构薄弱、送电能力有限。大规模开展光伏扶贫，本地只能消纳一小部分光伏电力，剩余的大量电力需要上送更高电压等级电网，首先遇到是中低压电网容量不足问题，如要全额收购，需对这些偏远地区的电网实施扩容改造，但其经济性又因光伏电站利用小时数低而相对较差，给当地电网企业带来较大的财务压力。
另一方面，根据德国、西班牙等国的光伏发展经验，分布式光伏（中东部光伏扶贫的主要形式）因单点容量小、投资少，电网调度运行所需的通信、控制条件普遍较差，大规模发展将会遭遇调度机构无法有效监控（如电网发生故障时不能及时统一切除）、系统电压容易越限（在负荷较少的电网，光伏大发时电压偏低，停发、小发时电压偏高）、电网继电保护方向适配性差（电网潮流方向由单向并双向，大发时上送高压侧，停发、小发时下送负荷侧）等问题，对中低压电网的安全运行造成较大挑战。
在以上问题尚未得到充分认识和评估的前提下，在国家政策的春风里，不少地方已经开始描画分布式光伏飞跃式发展的美好前景。在国家能源局批复同意的《金寨县创建国家高比例可再生能源示范县规划》中要求，到2020年，金寨县建成可再生能源发电装机5.7GW，其中光伏发电3.2GW，占到全国太阳能“十三五”规划中光伏扶贫总量的五分之一。
面对如此乐观的发展规划和诸多问题共存，光伏业界人士表示，看不到一条清晰的可行路线。2014年初，国家能源主管部门曾经将年度分布式光伏发展目标定为新增840万千瓦并网装机容量，然而，因为以上种种问题的存在，只完成了467万千瓦。在问题并没有得到解决的情况下，光伏扶贫要如何完成这一更加宏大的五年15GW目标呢？
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