光伏产业对于保障能源安全、发展经济和应对气候变化具有重要意义。国家已经出台的2014光伏装机总量规划中，分布式光伏发电8.4GW，占60%。但从实际进程来看，上半年的装机量似乎尚未开始，不久前国家又透露出调整装机总量的信息。从不同的研讨会论坛中，我们似乎可以理解到，真正支持分布式发展的各项政策尚未出台，各种关系仍未理顺。从国外的成功发展经验来看，在中国发展分布式发电确实还有一些困难。
全面系统科学的政策体系尚未建立
全面系统科学的政策体系尚未建成，难以引导分布式光伏发电有序发展。分布式光伏发电政策体系设计时，根据项目容量、类型、电量类型(自用电量或余电上网电量)、投产时间等，科学确定不同的电价机制，作为引导分布式光伏发电有序发展的有利抓手。德国光伏发电装机容量连续7年居世界第一位，有赖于“差异性、逐年递减的上网电价”和“自用电量补贴”为核心的政策体系。其中，最有特色的就是通过多种方式鼓励用户自发自用，体现分布式光伏发电“就地消纳”的核心特征。2009年开始对自用电量进行额外补贴，自用电量比例越大，补贴水平越高。之后，从2013年开始对小型光伏发电配置储能设备提供财政补贴和金融支持，补贴储能设备采购价的30%，并提供低息贷款，此项补贴2013年度预算总额是2500万欧元。
分布式光伏发电管理不规范
在规划管理方面，国外着眼于保证电力系统整体经济性，积极引导分布式光伏发电优化布局。美国要求项目业主承担电网改造成本，从而可引导项目业主在现有规模较小地区(电网改造成本通常较小)开发建设。在立项和并网管理方面，国外根据项目类型和装机容量实行分类管理，简化项目管理的流程和要求。以德国为例，对于小于5千瓦的居民项目，项目业主只需经过简单的法人注册流程，无需要进行环境影响评价等审批过程，就可直接向电网企业提出项目申请。在运行管理方面，强化分布式光伏发电运行管理。2012年以前，德国仅对100千瓦以上的光伏发电项目进行监控管理。根据《可再生能源法2012》，2012年1月1日后投产的小于100千瓦的项目也被纳入监控范围。对不同装机容量的光伏发电机组，采用差异化的运行管理要求。
金融机构不积极
国家能源局对于分布式的重视，可以从年初的目标中看出端倪。在2013年分布式项目装机量突破800兆瓦的基础数据之上，今年国家能源局划出了8G瓦的分布式目标，远高于地面电站的6G瓦备案量。
分布式潜藏的巨大吸引力也是事实：2013年，我国分布式占全部光伏电站项目的比重只有14%，为3.1G瓦，而在欧洲分布式光伏系统的占比则达到了70%以上(含工商业、民用建筑等)。按照我国房屋可利用的总面积100亿平方米测算，市场潜力一目了然。
国电南瑞一位内部管理层说，相比地面电站，分布式的申报程序、运行管理等都很简单，接入方式也简易，“一个分布式项目，小于等于10千伏的低压侧就近接入即可，但地面电站则要高压侧接入、需要升压和专用输电线路。”
但据申银万国此前的调研，今年一季度北京、吉林、广西、重庆、贵州及河南、云南等地，分布式装机量都为零；而浙江、山东等规划为1G瓦的地区，完成量都不足10%，唯一超过10%完成率的只有广东一地。二季度的数据虽然还没有完全出来，但是同样不容乐观。
造成这一局面的缘由，就是因为很多项目拿不到银行贷款。“如果你是一个分布式的投资方，你的前期小项目没有稳定的发电量数据作支撑，后期项目想要拿到银行贷款，基本不可能。”国电南瑞那位内部管理层对此评价道。
航禹太阳能执行董事丁文磊表示，商业银行需要借钱方提供长期的、稳定的发电量数据，但受到气候和发电本身质量的影响，很多公司都拿不出。另一方面，我国的分布式项目启动于2009年，4年间不少是“金太阳”等国家补贴形式操作的，市场上没有几家模式成熟的分布式电站投资方，能提供稳定的发电量数据给银行。在光伏信用早前已被无锡尚德、ST超日等公司透支的情况下，银行已加强了对光伏贷款的严格审核，这无疑让分布式项目启动艰难。
还有几点，也无法说服银行乖乖掏钱：第一，分布式项目的收益率不能保证。分布式是采取“自发自用”加“余量上网”来实现电费收益的，收益中的一部分用来还银行贷款。而“自发自用”的量不确定，导致其电费缴纳的数字也不恒定；第二，有些分布式项目做好之后，假设遇到自然灾害或人为损害、公司倒闭等，屋顶就会变化，银行会担心这个项目的持续性。另外，分布式项目一般的收益期高达8~10年，银行习惯于放短贷，彼此之间又会产生矛盾。
此外，分布式项目通常没人提供担保，最多就是用该分布式项目拿去给银行做担保，不过银行通常对这类担保视而不见。一些个人的屋顶安装项目，银行则提议要求以个人资产作为分布式项目的担保，该要求也受阻。一位自掏腰包安装分布式屋顶电站的光伏公司内部高层就对记者说，安装光伏电站就像你分期付款购买某产品一样，“难道卖方还让你提供个人的资产担保么？”
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