近年来，我国十分重视光伏产业的发展，从2013年年初至今，国家陆续出台了几十项促进光伏产业发展的相关政策，促进了分布式光伏发电市场快速发展。从历史数据来看，截至2012年年底，我国光伏发电累计总装机容量达到650万千瓦，而2013年一年的增长量为1292万千瓦。国家能源局2014年年初公布了全年光伏市场的新增备案总规模，为1400万千瓦，其中分布式光伏发电占800万千瓦。
我预计，今年的分布式光伏发电市场，如果是纯粹的屋顶分布式光伏发电项目，即使金太阳项目和度电补贴项目全部加起来，也不可能完成能源局年初下达的800万千瓦目标，但是如果加上农光互补、渔光互补等项目，这一目标应该就能顺利完成。然而，如果就区域分布而言，其实很多省（自治区、直辖市）的任务是无法完成的。这点充分说明了无论是政府还是企业，都在一定程度上低估了分布式光伏电站的建设难度，但这也充分说明，未来我国此类电站的建设潜力和发展空间巨大。
近期，国家能源局出台了《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》（以下简称“406号文”），其中包含15条分布式光伏的扶持新政，引起业内外广泛关注。作为光伏产业发展的重要里程碑，406号文将成为未来光伏电站建设的重要指导性文件。这一政策出台后，今后分布式光伏电站需要解决的政策性问题已经不多了。如果406号文的每一条政策能够落实到位，相信国内分布式光伏电站的建设将具有巨大的发展前景。
在新政策出台，业界对分布式光伏的发展信心进一步增强时，我们也还是不能忽视分布式光伏发电产业一直存在的一些“老大难”问题。我认为，目前，分布式光伏发电存在几方面难题。
融资难问题目前主要表现在中小企业。在分布式光伏电站建设中，大型发电企业鉴于其自身定位的问题，难以有很大的作为。而作为分布式光伏电站建设的主流—中小型企业，即使获得非常好的项目收益率，却往往因为信用等级不足，无法得到公平的融资环境。
电网接入难的问题是双向的。一方面，很多分布式光伏投资方对项目接入电网应该具备的基本技术和安全条件并不熟悉，所以在接入方案讨论过程中，容易出现与基层电网企业沟通不畅的情况，加强双方之间的理解很有必要。另一方面，虽然国家电网公司大力支持和服务光伏发电并网，但一些基层供电企业可能还停留在传统发电技术的惯性思维上，还需要花一段时间了解分布式光伏发电的特点和技术，做好传统电网对可再生能源接入的适应和转型。
电费收取难问题产生的主要原因在于，不少分布式光伏电站开发商租赁的是工业企业的屋顶，而工业企业则须接纳全部光伏发电电力。但是，等到开发商向屋顶业主收取电费时，一旦屋顶业主信用不足，外加目前的运营机制又缺乏强制性的电费收取措施，就会直接导致分布式光伏电站的生存受到严重威胁。
针对上述提到的三个难题，我认为：应该通过扩展金融工具、创新金融模式去开拓分布式光伏发电的融资渠道。从我国改善环境问题任务的艰巨性以及新能源应用的迫切性等角度出发，分布式光伏市场应该允许中小企业采取多种金融工具进行融资。除银行加大支持力度以外，应允许经有关信用机构审核通过的分布式光伏发电项目采取私募、众筹、基金、企业债券以及融资租赁等各种形式筹集资金，加快分布式光伏发电项目的建设。
而在分布式光伏并网问题上，电网企业的配合力度以及相应配套设施建设，已经成为行业最关注的焦点之一。电网企业在接纳和消纳分布式光伏的过程中至关重要，我个人认为，目前国家出台的20多个支持光伏发电的政策，全部忽略了电网企业在其中应有的利益。对于同样是企业的国家电网公司来说，只强调和要求国家电网公司在并网过程中纯粹地付出，提供免费支持，短期内也许可以，长期必然难以支撑。尤其是实行度电补贴政策之后，电网相应的计量工作量十分巨大，这也为基层电网企业带来了工作难度和压力。今后，国家在制定相应政策时，应当适当考虑电网企业的利益，力争全方位调动电网在分布式光伏项目接入、计量以及相关配套服务方面的积极性。
至于电费收取的问题，我认为今后可以按照目前新政中规定的示范区的收取模式，由电网企业代为收取，这是分布式光伏发电能够得到全面发展的必备条件。
新政出台后，国家能源局也表示将不断调整光伏发展政策，业界也在一直呼吁从融资、并网及电价补贴等关键层面对政策进行调整。对于相关政策今后的落实以及调整，我认为，第一应抓紧新政的落地工作，建立方便快捷和高效的备案制度，落实不同上网模式的相应配套措施。建立接入系统协调机制，做好分布式光伏发电补贴的到位工作。第二是在申报规模和范围方面，降低分布式光伏发电应用示范区申报的门槛。第三是进一步细分电价，完善电价机制。第四是争取建立分布式光伏电站的不动产产权制度，通过立法消除分布式电站的存续风险。第五是进一步加大光伏金融的创新力度，比如支持地方政府成立光伏发展基金，鼓励一些有实力的优秀企业采取自主融资手段。
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