毫无疑问，几经雕琢的2019年光伏建设管理办法是目前最合理、最市场化的政策，但在征求意见稿中，仍有几点较为模糊之处。
第一，征求意见稿中提出要优化建设投资营商环境，包括确认有关地方政府部门在项目开发过程中没有以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，没有强制要求项目直接出让股份或收益用于应由政府承担的各项事务，没有强制要求将采购本地设备作为捆绑条件等。
实际上，类似的政策在此前主管部门的文件通知中也曾明确过，但即使在领跑者项目中，依然存在附加其他费用的情况。所以，尽管政策初衷是好的，但在实操阶段，如何落实以及有效的监管仍困难重重。这也是我国光伏电站建设非技术成本一直居高不下的原因之一。
第二，在2019年光伏发电建设管理方案中，将项目类别明确分为五类，其中普通光伏电站指装机容量6兆瓦及以上的光伏电站，工商业分布式光伏发电项目指就地开发、就近利用且单点并网装机容量小于6兆瓦的户用光伏以外的各类分布式光伏发电项目。
那么问题来了，自发自用、余电上网且装机容量大于6MW的工商业分布式项目该如何申报竞价？若将项目拆分为多个小于6MW的分布式项目分别进行申报，是否会无形之中增加项目前期开发的工作量及成本？此外，直供电光伏项目是否可以作为自发自用分布式项目参与竞价申报？这些不够明确的概念也给项目申报带来了一定的困惑。
第三，户用项目补贴政策已经基本清晰，总补贴额7.5亿，折合350万千瓦装机，包括531之后、该文件发布前已建成并网但未纳入国家补贴范围的项目。同时省级电网企业每月10日前对外公布上月新增并网和当年累计新增并网的户用光伏装机容量及项目名单，当截止上月底的当年累计新增并网装机容量超过当年可安排的新增项目年度装机总量时，当月最后一天为本年度可享受国家补贴政策的户用光伏并网截止时间。
按照该申报规则，假设10月10日公布的9月累计装机超过3.5GW，那么户用项目并网截止到10月底，留有一个月的缓冲期；但是，假设10月10日公布的9月累计装机为3.4GW，那么按照意见稿，实际上11月10日公布的10月累计装机才“超过3.5GW”，户用项目并网时间则截止到11月底，如此相当于有将近两个月的缓冲期。按照531之前户用市场的高峰期，每月装机约4-5万套，对应装机320-400MW，缓冲期一个月的话户用规模还在可控范围内，若缓冲期变成两个月，是否会超出户用补贴额预算呢？
第四，征求意见稿中提到，在全国排序累计补贴总额时，各项目年补贴额为“度电补贴强度×装机×年利用小时数”，其中年利用小时数按《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150号）规定的最低保障收购年利用小时数计算，未规定最低保障收购年利用小时数的，按Ⅱ类地区1300、Ⅲ类地区1100基础小时数计算。
查阅1150号文件发现，该文件只规定了Ⅰ类及部分Ⅱ类资源区的利用小时数，因此Ⅲ类资源区将按照1100利用小时数计算，同为Ⅲ类资源区，山东等太阳能资源充足的地区利用小时数可能在1300h，而湖南、湖北等太阳能资源较差的地区可能不足1000h。所以取这一参考值只是为了方便计算30亿补贴额对应的规模上限，具体补贴发放额还是要看实际的发电量。
从整个政策方向来看，基本延续了2月份座谈会上征求意见稿的思路，但仍需国家发改委价格文件的正式出台，给户用以及存量项目的电价以政策支撑。
