去年年底，北京出現(xiàn)較早的個人申請分布式光伏發(fā)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(fā)電并網的落實。因此，與當前政策配套的具體實施細則亟待盡快出臺，包括分布式發(fā)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細節(jié)問題仍需進一步明確。
　　
　　首先，在中國，由于水電等成本較低，光伏發(fā)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，是初裝投入資金補貼還是度(千瓦時)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(fā)放?這些問題都將影響企業(yè)和投入資金者的電站開發(fā)積較性。另外，針對先前補貼不到位的問題，很多企業(yè)對政策是否能真實落實持懷疑和觀望態(tài)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(tǒng)一和高質量的標準也將影響我國分布式光伏發(fā)電的發(fā)展前景。相比美國、德國、日本等國，我國在分布式光伏發(fā)電并網技術標準方面還比較欠缺，已發(fā)布的標準要求較低，目前只有《光伏系統(tǒng)并網技術要求》和《光伏系統(tǒng)電網接入特性》兩個國標文件，有關設備規(guī)范、設計、測試、運行控制、監(jiān)控等方面的行標和國標的制定工作亟須啟動，并需廣泛開展全部合作，借鑒國外的成熟模式，避免盲目投入資金、盲目建設。
　　
　　再次，商業(yè)模式也是影響分布式光伏發(fā)電應用的重要方面。目前歐洲主要采取“上網電價、統(tǒng)購統(tǒng)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”的方式計量凈用電數，交易簡單。我國對分布式發(fā)電示范園區(qū)項目采取“自發(fā)自用+電價補貼”的模式，即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(fā)商很難介入。而“統(tǒng)購統(tǒng)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(fā)商很容易介入，只是這種模式需要相關部門投入更多補貼資金。但是，相對于促進分布式光伏發(fā)電規(guī)�；瘧枚�，這筆投入也是十分值得的。
　　
　　較后，還有很多因素制約著國內分布式光伏發(fā)電市場的發(fā)展。例如，目前分布式光伏應用較廣泛的是建在城市建筑物屋頂的發(fā)電項目，而我國城市以高層建筑為主，發(fā)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打破;在發(fā)電裝備檢驗認證方面，歐洲和美國均規(guī)定所有光伏組件和逆變器都必須通過檢驗認證，而國內尚未出臺強制的檢驗認證制度，潛在的并網安全問題也在一定程度上制約著光伏發(fā)電的可持續(xù)發(fā)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;在投融入資金方面，電站建設如果缺乏有效的融入資金渠道和政策，其實施也會遇到很多障礙，因此還需通過模式創(chuàng)新解決企業(yè)資金鏈和電站開發(fā)的融入資金等問題。