但沒有任何一個部門能進行有效統籌、監管和協調關乎可更新能源發展的資源普查、規劃發展等事項。而且有關政策制定和項目決策征求意見不充分，信息不透明，缺乏公開性，配套政策不完善等也是造成《可更新能源法》統一規制執行不力的原因。在《可更新能源法》規制中普遍存在責任不清，職能相互交叉的問題。各監管主體往往只看重對自身有利的方面、根據各自習慣和喜好進行管理，例如發改委偏重于用傳統的項目審批方式來進行市場調節，對公共利益的考慮在某些時候有意無意的被放在了次要位置。《可更新能源法》條文原則性的規定比較普遍，在具體實踐中不容易操作。同時價格調整的不穩定性和定價機制、測算過程的不透明性，導致國家發改委多次以一紙文件形式進行上網電價調整而廣受業界垢病。
　　
　　缺乏光伏電價規制政策的后評估制度。光伏電價規制政策績效如何，電價規制部門、監管機構很少進行認真評估，即使是業內人士，也很少有人進行專門研究。除了原電監會每年定期主動發布有關監管報告，就電價政策執行情況進行披露，粗略的指出問題并提出監管意見外，幾乎沒有其他部門主動進行政策后評估并公布評估結果。電價政策的調整往往是社會環境、經濟形勢、改變壓力、產業發展狀況等原因集合促使電價規制部門開展相關工作，價格規制部門很少主動去調整規制政策。
　　
　　從總體來說，我國對電價規制政策的效果、政策合理性、績效等情況以及與相關政策的比較是否達到了預期目的，是否非常大程度的保證了公共利益，是否存在繼續調整的空間等等都缺乏相應的后評估制度，導致了公眾知情權的缺失。同時因為光伏發電價格規制權力分散，規制主體責任不清，致使有關部門只要完成份內工作，在原則和實施過程中不出差錯即可，具體細化的政策績效評價基本都未納入規制部門視線。《可更新能源法》也是如此，法律的執行缺乏明確的、規范化的報告評價制度和體系，整個社會公眾對電價規制的知情權也得不到保證，同樣不利于可更新能源電力的長遠發展。
　　
　　3.3、光伏發電價格規制體系層面的問題及其原因
　　
　　（1）主要問題
　　
　　●上網電價的定價機制方面存在不合理性，單一的固定電價制度往往不能及時反映實際的情況，電價的調整往往滯后于發展情況，造成相關部門財政補貼浪費。
　　
　　●不同地區上網電價一刀切現象嚴重，即使目前的固定電價制度，對全國的光照資源劃區不盡合理，資源分區過于粗放，沒有統籌仔細考慮光照強度和光照時間、投入資金成本之間的關聯度，沒有形成合理有效價差體系。對企業而言，也未能形成合理的投入與產出比。
　　
　　●補貼缺乏地區針對性，對于以水電為主的地區（例如青海）電網企業來說，以當地火電標桿電價為基準進行電價超出部分的價格補貼，導致相關部門補貼的不足部分需要電網企業負擔，嚴重影響了電網企業的利益和經營效益，導致其不愿意或尋找各種理由規避、故意拖延收購可更新能源。
　　
　　（2）原因分析
　　
　　電價規制政策的制定粗放單一，針對性不足。目前中國對風電、光伏等可更新能源的上網電價制定了類似的電價規制政策。都是先開展特許招標競價上網，后又試行固定電價（標桿電價）政策。光伏發電上網電價政策也一樣，較初實行的是特許權招標定價（2009年前），隨后以2011年12月31日并網發電的時間節點為界，制定全國統一的光伏發電標桿上網電價。2013年8月26日，國家發改委再次對太陽能光伏上網標桿電價進行了調整，將全國分為三類太陽能資源區，分區制定相應的光伏電站上網標桿電價。截至目前，不僅風電、光伏發電，而且潮汐能發電和地熱能發電項目等可更新能源發電全部實行了固定電價政策。
　　
　　但是，固定電價規定依然比較粗放，沒有考慮各省實際情況進行分省制定，補貼政策的一刀切，結果就對不同的地區產生不同的影響，有些甚至是導致電網企業比非常大的虧損問題出現，以青海省為例，國家目前對當地光伏發電試行固定電價，上網電價以1元/千瓦時為例，以當地火電標桿電價為標準，對超出部分電價向電網企業進行補貼，當地火電標桿電價（含脫硫電價）為0.354元/千瓦時，即每電網企業每收購一度太陽能電力，國家就給電網企業補貼0.655元，從這個角度看，無論電網企業收購可更新能源還是火電，均沒有任何損失，但是青海省卻是以水電為主的省份，其黃河上游拉西瓦、積石峽、公伯峽等幾大水電站每度電的收購價格均0.23元，龍羊峽水電站的收購電價更低，但是光伏補貼卻是以當地火電標桿電價為基礎的，所以，電網企業每收購一度太陽能電力，就相當于自己要背負約0.12元的損失，2013年，青海省電力公司全年還是盈利的，但是，2014年由于太陽能發電的迅猛發展，法律要求的可更新能源全額收購，導致青海省電力公司全年虧損約3億元。這給電網企業帶來嚴重的經營困難，同時使電網企業不愿意大量的接納太陽能等新能源。