统一电价和补贴不到位也是企业和投资者缺乏电站开发积极性的重要原因。由于国内各地光照资源条件存在差异导致光伏发电成本不同，一直以来的“一刀切”上网电价本身不具合理性，且使得企业无法对收益和风险进行预估。另外，光伏补贴主要是来自于可再生能源附加补助资金，如今高达300亿元的资金缺口导致很多项目无法拿到补贴。可喜的是，2012年12月19日召开的国务院常务会议研究制定了促进光伏产业健康发展的政策措施，其中首次提出按照资源条件确定光伏电站分区域上网标杆电价，并完善中央财政资金支持光伏发展的机制，即财政部将对光伏电站建设补贴予以支持，并根据成本变化对上网电价和补贴标准进行合理调减。会议还明确对光伏电站项目执行与风电相同的增值税优惠，鼓励单位、社区和家庭安装、使用光伏发电系统，这些都为分布式光伏电站大规模开发提供了政策保障。
操作性规章缺失致落地困难
虽然国家出台了一系列利好政策，但在管理体制、技术标准、商业模式等方面的问题也使得我国分布式光伏发电的规模化应用存在诸多困难。
我国分布式光伏发电处于起步阶段，虽然国家出台了一系列利好政策，但发展初期在管理体制、技术标准、商业模式等方面的问题也使得其规模化应用存在诸多困难。
去年年底，北京出现首个个人申请分布式光伏发电并网遭遇政策障碍的实例。原因是目前出台的一些政策多为原则性政策，可操作性不强，制约着发电并网的落实。因此，与当前政策配套的具体实施细则亟待尽快出台，包括分布式发电管理、质量控制措施、电网接入审批程序、电价补贴标准、实施过程中的利益分配等在内的诸多细节问题仍需进一步明确。
首先，在中国，由于水电等成本较低，光伏发电尚不具经济性，必须通过国家补贴来拉动。那么如何对电站进行补贴，是初装投资补贴还是度（千瓦时）电补贴？是净电量补贴还是总电量补贴？补贴的额度有多少？补贴期限有多长？补贴如何发放？这些问题都将影响企业和投资者的电站开发积极性。另外，针对先前补贴不到位的问题，很多企业对政策是否能真正落实持怀疑和观望态度。因此，针对落实补贴的配套管理问题亟待解决。
其次，缺乏统一和高质量的标准也将影响我国分布式光伏发电的发展前景。相比美国、德国、日本等国，我国在分布式光伏发电并网技术标准方面还比较欠缺，已发布的标准要求较低，目前只有《光伏系统并网技术要求》和《光伏系统电网接入特性》两个国标文件，有关设备规范、设计、测试、运行控制、监控等方面的行标和国标的制定工作亟须启动，并需广泛开展国际合作，借鉴国外的成熟模式，避免盲目投资、盲目建设。
再次，商业模式也是影响分布式光伏发电应用的重要方面。目前欧洲主要采取“上网电价、统购统销”模式，电网公司以高电价收购光伏电站电量，国家补贴差价;美国主要采取“净电量计量”模式，电表以“反转”的方式计量净用电数，交易简单。我国对分布式发电示范园区项目采取“自发自用+电价补贴”的模式，即对于自用电量给以固定电价补贴，而反送到电网的光伏电量，电网按照燃煤脱硫电价收购（约0.35元/kWh），国家对于反送电量给予相同的电价补贴。这种模式不仅要求光伏输出与负荷必须匹配，技术要求较高，而且还存在另一个问题，即项目收益因用户或建筑不同而不同，这使得光伏开发商很难介入。而“统购统销”模式不需要光伏输出与负荷匹配，且与建筑类型无关，光伏开发商很容易介入，只是这种模式需要政府投入更多补贴资金。但是，相对于促进分布式光伏发电规模化应用而言，这笔投入也是十分值得的。
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