虽然此文件明确了业内人士期待已久的上网电价，但如果说此文件将让我国光伏市场出现爆发式增长，则还需很长的一段路要走。
一是上网难的问题并未解决。此文件明确了上网电价，但并没有相对应的光伏上网政策作为配套，光伏电站建成，如若不能并网，则将无法享受上网电价。目前光伏电站并网是阻碍国内光伏市场发展的最大问题，光伏发电的波动性使得其在接入电网时，可能会产生谐波、逆流、电压闪变等问题，对现有电网造成一定的冲击，因此也被电网公司作为“垃圾”电源受到消极处置。同时，光伏发电的间歇性和不可预测性等特点使得其在调峰调频方面需要较多的其他电力来平衡，如火电、水电等，这将给电网的调度增加责任，也会影响到现有电厂的利益。目前，我国并网的光伏项目，多数由当地的电网所接纳，但当地电网的接纳能力有限，如若不尽快建成高压远距离输电，理顺电网公司等各方利益关系，则并网难的问题仍将存在，国内光伏市场的启动仍将是空口号。
二是1.15元/度电价对市场的启动有限。从文件中可以看到，1.15元/度的电价是对2011年7月1日之前核准建设电站的一种补贴，而在此后核准的电价则仅为1元/千瓦时，一前一后相差了0.15元，因此上网电价与其说是促进国内光伏市场的发展，不如说是对过去建设电站的弥补。另外，文件中并没有对补贴的年限进行说明，而据测算，初始投资17元/瓦，资本金20%，资本金回收10年，电站建设在西部的情况下，光伏发电电价仍为1.2元/千瓦时，因此1.15元的电价也并不是非常诱人。特别是在目前银根紧缩、融资成本高企的情况下，光伏电站投资过长的资金回收率也将成为障碍之一。另外，电站采取一刀切的方式，并不利于东部地区光伏市场的发展。平均来说，东部地区的有效日照时间比西部低200小时/年，因此在东部建设光伏电站其收益率将更低。
三是文件没有确定光伏电站的安装容量上限，文件中说明了高于当地脱硫燃煤机组上网电价主要通过全国征收的可再生能源电价附加费来解决，在2010年，全国征收的可再生能源附加费约为130亿左右，但大部分资金用于补贴风力发电和生物质发电，用于光伏发电的比例非常低，不到5%。
按每千瓦时电补贴8毛算，假定可再生能源补贴5%，则最多可补贴800MW，而仅青海一省的规模就已接近800MW。因此，若扩大补贴规模，需加大可再生能源附加费。而在当前我国通货膨胀压力大、中小企业融资困难，并且今年上半年刚因电荒而上调电价的情况下，短期内上调电价附加费，难度较大。
