我國分布式光伏發電處于起步階段，雖然國家出臺了一系列利好政策，但發展初期在政策落實、管理體制、技術標準、商業模式等方面的問題也使得其規?；瘧么嬖谥T多困難。

11月15日，北京出現首個個人申請分布式光伏發電并網遭遇政策障礙的實例。原因是目前出臺的一些政策多為原則性政策，可操作性不強制約著發電并網的落實。因此亟待與當前政策配套的具體實施細則盡快出臺，包括分布式發電管理、質量控制措施、電網接入審批程序、電價補貼標準、實施過程中的利益分配等在內的諸多方面仍需進一步明確。

在中國，由于水電等成本較低，光伏發電尚不具經濟性，必須通過國家補貼來拉動。那么如何對電站進行補貼，是初裝投資補貼還是度電補貼？是凈電量補貼還是總電量補貼？補貼的額度有多少？補貼期限有多長？補貼如何發放？這些問題都將影響企業和投資者的電站開發積極性。另外，針對先前補貼不到位的問題，很多企業對政策是否能真正落實持懷疑和觀望態度，因此，針對落實補貼的配套管理問題亟待解決。

其次，缺乏統一和高質量的標準也將影響我國分布式光伏發電的發展前景。相比美國、德國、日本等國，我國在分布式光伏發電并網技術標準方面還比較欠缺，已發布的標準要求較低，目前只有《光伏系統并網技術要求》和《光伏系統電網接入特性》兩個國標文件，有關設備規范、設計、測試、運行控制、監控等方面的行標和國標的制定工作急需啟動，并需廣泛開展國際合作，借鑒國外的成熟模式，避免盲目投資、盲目建設。

再者，商業模式也是影響分布式光伏發電應用的重要方面。目前歐洲主要采取“上網電價，統購統銷”模式，電網公司以高電價收購光伏電站電量，國家補貼差價；美國主要采取“凈電量計量”模式，電表以“反轉”的方式計量凈用電度數，交易簡單。國家能源局對分布式發電示范園區項目采取“自發自用+電價補貼”的模式，國家對于自用電量給以固定電價補貼，而反送到電網的光伏電量，電網按照燃煤脫硫電價收購（約0.35元/kWh），國家對于反送電量給予相同的電價補貼。這種模式不僅要求光伏輸出與負荷必須匹配，技術要求較高；而且還存在另一個問題，即項目收益因用戶或建筑不同而不同，這使得光伏開發商很難介入。而“統購統銷”模式不需要光伏輸出與負荷匹配，且與建筑類型無關，光伏開發商很容易介入，只是這種模式需要政府投入更多補貼資金，但相對于促進分布式光伏發電規模化應用而言，這筆投入也是十分值得的。

此外，還有很多因素制約著國內分布式光伏發電市場的發展。例如，目前分布式光伏應用最廣泛的是建在城市建筑物屋頂的發電項目，而我國城市以高層建筑為主，發展條件不及歐美，因此分布式電站設計在技術層面仍有待進一步突破；在發電裝備檢測認證方面，歐洲和美國均規定所有光伏組件和逆變器都必須通過檢測認證，而國內尚未出臺強制的檢測認證制度，潛在的并網安全威脅也在一定程度上制約著光伏發電的可持續發展；在電網接入方面，國家電網將權力下放，但地市公司存在的技術及管理經驗不足等問題也將拉長并網周期；在投融資方面，電站建設如果缺乏有效的融資渠道和政策，其實施也會遇到很多障礙，因此還需通過模式創新解決企業資金鏈和電站開發的融資等問題。