方案难产的原因主要在于监管和结算上有一些问题，受到各方专家的明确批评，针对讨论稿和理想运行模式分别综述如下：
一、分布式光伏度电补贴方案之前的讨论稿（鼓励自发自用模式）
此方案主要提倡用户自发自用形式，避免直接送入电网，由此发挥分布式发电的就地消耗、减少电力传输（变送消耗电能）的特点。从计量和结算方式上，要求用户强制购买光伏电力（大多数光伏项目的投资方并不是房屋业主，对于房屋业主，以下简称“用户”）；政府对于用户购买的光伏电量，每度电再给予投资方0.4元左右的电价补贴；如用户消纳不了光伏电量，可直接反送入电网，和电网公司间按照1元/度电进行结算。以下是这个补贴方案的原理示意图：
该方案理论上节约了补贴资金，其实羊毛还是出在羊身上。因为电网公司减少了该用户的卖电收入，取而代之的是用户向光伏电站投资商进行购电（比向电网购电要便宜一些），财政补贴减少的资金实际上是由电网公司承担了。如果光伏在某一地区大量投入，电网公司就会产生阻挠心理，毕竟在开支增加（光伏电站运行对于电网的安全影响需要电力公司负责监督和监管）的情况下，减少了收入，一定会逐步产生抵触情绪。
此方案最大的隐患在于忽略了未来分布式发电多元化的趋势，光伏度电补贴和其他能源补贴电价是有差异的，而用户的正反转净计量电表就难以评估其真正电力来源是何方。
在我国未开展电力交易市场化之前，这个方案成为阻碍其他分布式能源发展的瓶颈，必然不能取得大家广泛认可。
二、光伏发电现阶段理想度电补贴模式（固定电价模式）
此模式是笔者结合国内外实际发展情况提出的建议，符合目前国内市场发展的趋势，也起到了在特定时期支持国内光伏应用市场发展的目的。
分布式发电是针对于集中式大型发电厂而言的，它具有数量多、配电网侧接入、减少输配电损耗、设置灵活等特点，而对于分布式发电的大小定义，目前无明确规定。笔者认为1万千瓦（10mw）以上单点接入电网的发电设施，应属于集中式发电厂，而非分布式电站，原因在于其主要升压至35kv或以上电网接入，属于输电网侧接入，而非配电网侧接入。
发展分布式发电的核心是提高发电、输电、配电整体系统的效能，在经济发展同时，降低我国gdp综合能耗。
只要符合以上分布式发电特点的应用，都有利于电网的能效提升，不一定局限于在用户的电表下端并网，完全可以在用户的计量电表上端子并网，其光伏所发电力主要还是在用户端交流母线上由用户使用掉，并不会大量反向流入上一级电网（只有在用户无法消耗光伏电能时才会出现，而此时接在电表下端子也是一样会流向电网）。
此接入方式一般称之为t接（或桥接），具体示意图见下方：
此方式计量后的结算就变成单一模式，光伏电表由电力公司统一计量，脱硫电价直接由电力公司支付给光伏电站投资商，额外的度电补贴部分，可以由监管部门根据电力公司计量结果发放给光伏投资商。
这样，光伏投资者的财务模型变得稳固，不再因为用户用电多少而引起投资回报的不确定。真正起到了对于光伏应用产业的支持，也让光伏电站投资商对于盈利有相对固定的预期，提高了投资者的积极性。
三、展望
光伏电站初装补贴之前的合同能源管理模式其实是违背了电力法的相关规定，投资者直接售电给了用户，电网的收益收到了影响（目前体制下，电网作为完全国有企业，其经营损益是和财政直接挂钩的），难以长期持续。当然，电力法改革是必须的，然而在光伏行业需要快速支持的当下，显然无法短期内实现。而第二种模式将避免这种情况的出现，能够快速进行推广。
而且针对目前电力改革的深入，电费结算模式也在不断变化，除了引入峰谷平尖的计量结算，未来可能需要细分到更多时段，那么光伏与用户的结算也存在着变数，这也会导致投资者对于收益预期的不确定性增加。自发自用模式还会引起投资者与用户间的谈判变得更加复杂，因为涉及到屋顶租赁、建设配合、电费结算（直接结算和间接结算两块）等谈判，实际上是将用户捆绑在了电站投资参与者的角色，这会让很多用户望而却步，也必将导致度电补贴政策的叫好不叫座！
如果按照固定电价模式，请各位赶紧去做一件事情，找屋顶并签约租赁！因为政策一旦推出后，屋顶租赁价格至少翻一倍以上。