从2012年国家有关部门开始大力推广分布式光伏发电应用示范区，到2013年全年密集发布分布式光伏发电的管理、并网及补贴办法，国家支持力度不可谓不大，但事实上整个分布式光伏产业却没有出现预想中的快速发展盛况，只能用不温不火来形容。究其原因，笔者以为不外乎以下五个方面。
发电成本较高
笔者所指的分布式光伏发电，泛指满足自发自用比例、单个并网点在6兆瓦以下的用户侧并网光伏发电项目，这类项目通常从几千瓦到几兆瓦不等，单个项目容量越小，单位造价越高。
但即便是兆瓦级的大型分布式项目，LCOE（度电成本核算）也基本都在0.8元/千瓦时左右，相比光伏发电时段（早8时到16时左右）工商业正常用电加权平均价格（0.7~0.9元/千瓦时），价格优势也并不明显。即便加上国家给予的分布式补贴0.42元/千瓦时，项目的投资回报率也不是很高，投资收回年限基本都在6~8年左右。
尽管经历了前些年的大幅成本下降，7~10元/瓦的分布式光伏发电项目系统造价相对还是较高，要想在国内推广，成本的继续下降是光伏行业急需解决的问题。
这要靠晶硅体系上下游的共同努力，也要靠持续不断的研发投入带来更低的制造成本和更高的发电效率。
自发自用比例难控
从笔者获悉的情况来看，由于余电上网部分卖给电网企业只能得到火电脱硫标杆上网电价（0.25~0.52元/千瓦时不等）加0.42元/千瓦时的补贴，远远低于自用部分电价水平，分布式光伏发电项目若想取得最佳收益率，自发自用比例越高越好，最低一般也不要低于70%，否则投资回报率会比较难看但自发自用比例的保障分两个层面：一是选择屋顶时要了解屋顶业主的用电负荷情况，在设计上保证光伏峰值功率不超过业主光伏发电时段用电负荷谷值，这样就可确保自发自用比例达到最高。不过，由于不排除特殊情况出现，所以虽不能保证100%自发自用比例，但90%还是可以的。
第二，由于屋顶业主性质不同，业主的经营情况是不可控的，如果遭遇业主经营不善导致用电量急剧下降或干脆停产、破产，那么其屋顶上的光伏系统所发电力将大部分转为余量上网（即自发自用比例降到最低），这样仅能保证理论上的最低收益。
所以，自发自用比例的风险控制在于项目设计初期的屋顶业主选择和系统容量设计，经营状况比较稳定的企业的屋顶更为合适。无论采用合同条款还是信用担保的形式控制这个风险，都是投资主体需要关注的。另外切记，分布式光伏项目不比金太阳工程，不是靠容量取胜，而必须依靠利用效率实现较好效益。
电费结算繁杂
分布式光伏发电项目要想获得最大的收益，所发电量实现自发自用是最重要的。
如果只是自投自建，那就没有与第三方进行电费结算的问题了。但如果是第三方投资，采用合同能源管理模式与屋顶业主合作分享收益，那就意味着屋顶业主应按月结付当期合同能源管理电价费用。
但在我国特有的商业环境下，仅凭一纸合同能源管理协议不足以控制电费结算风险，因此如何控制这方面的风险成为分布式光伏发电项目投资主体心中最大的关注点。
目前，这方面的风险控制方法有通过与保险公司合作设计相应的保险产品，也有通过集团母公司给予旗下子公司屋顶项目提供担保的形式，或者通过化整为零遵循大数法则的风险分散原理打包众多小型项目成为一个整体，或者通过地方政府担保，或者通过与屋顶业主合资的形式确保收益安全。方法各有优劣，总之，只有找到适合自己的同时也适合分布式光伏发电特性的风险控制模式才能确保收益稳定。
补贴代付困难
在《分布式光伏发电项目暂行管理办法》出台之后，各地相关部门都有规可循，分布式项目的备案和并网申请等工作基本上都比较顺利，各地支持态度和业务能力随着项目增多和影响力扩大都有所提升，目前来看没有政策性风险。
至于电网企业方面的补贴代付，公司法人为投资主体的项目不存在开具发票问题，只涉及如何执行增值税减半的问题，虽然国家税务总局有明确文件规定，但目前为止各地方的执行情况各有不同，需要各地税务部门统一认识，切实执行。
最大的问题还是在自然人为投资主体的户用分布式光伏发电项目上，由于自然人在税务机关代开发票的问题尚不能解决，因此目前各地电网企业只能采取预先垫付脱硫煤电价和分布式补贴，待补开发票之后另行支付另一半增值税的方式。
融资难度较大
分布式光伏项目融资是目前较为突出的问题。由于投资回收期较长以及上述各种因素的存在，包括银行在内的融资机构到目前为止都对分布式光伏发电项目持关注但暂不参与的态度。据笔者所知，就连长期以来大力支持电力工业发展的国家开发银行，到目前对首批18个分布式光伏项目示范区的支持力度也有限。毕竟即便是国开行也是要遵循有保有贷、控制风险的前提来发放贷款的。所以分布式光伏项目投资者在资金不太充裕的情况下，要想获得金融机构的资金支持也是有难度的。
当然，即便有上述一些风险存在，按照100%资本金投资的话，收益率也是基本有保障的。但由于没有贷款这个经济杠杆，光伏发电这个资金密集型产业对资金的占有量和周转压力较大的特性凸显，不利于包括各类资产管理机构（证券、基金、保险、类信托、融资租赁等）外部资金以财务投资的角度进入，极大地影响了分布式光伏发电的社会参与度。
发电成本较高
笔者所指的分布式光伏发电，泛指满足自发自用比例、单个并网点在6兆瓦以下的用户侧并网光伏发电项目，这类项目通常从几千瓦到几兆瓦不等，单个项目容量越小，单位造价越高。
但即便是兆瓦级的大型分布式项目，LCOE（度电成本核算）也基本都在0.8元/千瓦时左右，相比光伏发电时段（早8时到16时左右）工商业正常用电加权平均价格（0.7~0.9元/千瓦时），价格优势也并不明显。即便加上国家给予的分布式补贴0.42元/千瓦时，项目的投资回报率也不是很高，投资收回年限基本都在6~8年左右。
尽管经历了前些年的大幅成本下降，7~10元/瓦的分布式光伏发电项目系统造价相对还是较高，要想在国内推广，成本的继续下降是光伏行业急需解决的问题。
这要靠晶硅体系上下游的共同努力，也要靠持续不断的研发投入带来更低的制造成本和更高的发电效率。
自发自用比例难控
从笔者获悉的情况来看，由于余电上网部分卖给电网企业只能得到火电脱硫标杆上网电价（0.25~0.52元/千瓦时不等）加0.42元/千瓦时的补贴，远远低于自用部分电价水平，分布式光伏发电项目若想取得最佳收益率，自发自用比例越高越好，最低一般也不要低于70%，否则投资回报率会比较难看但自发自用比例的保障分两个层面：一是选择屋顶时要了解屋顶业主的用电负荷情况，在设计上保证光伏峰值功率不超过业主光伏发电时段用电负荷谷值，这样就可确保自发自用比例达到最高。不过，由于不排除特殊情况出现，所以虽不能保证100%自发自用比例，但90%还是可以的。
第二，由于屋顶业主性质不同，业主的经营情况是不可控的，如果遭遇业主经营不善导致用电量急剧下降或干脆停产、破产，那么其屋顶上的光伏系统所发电力将大部分转为余量上网（即自发自用比例降到最低），这样仅能保证理论上的最低收益。
所以，自发自用比例的风险控制在于项目设计初期的屋顶业主选择和系统容量设计，经营状况比较稳定的企业的屋顶更为合适。无论采用合同条款还是信用担保的形式控制这个风险，都是投资主体需要关注的。另外切记，分布式光伏项目不比金太阳工程，不是靠容量取胜，而必须依靠利用效率实现较好效益。
电费结算繁杂
分布式光伏发电项目要想获得最大的收益，所发电量实现自发自用是最重要的。
如果只是自投自建，那就没有与第三方进行电费结算的问题了。但如果是第三方投资，采用合同能源管理模式与屋顶业主合作分享收益，那就意味着屋顶业主应按月结付当期合同能源管理电价费用。
但在我国特有的商业环境下，仅凭一纸合同能源管理协议不足以控制电费结算风险，因此如何控制这方面的风险成为分布式光伏发电项目投资主体心中最大的关注点。
目前，这方面的风险控制方法有通过与保险公司合作设计相应的保险产品，也有通过集团母公司给予旗下子公司屋顶项目提供担保的形式，或者通过化整为零遵循大数法则的风险分散原理打包众多小型项目成为一个整体，或者通过地方政府担保，或者通过与屋顶业主合资的形式确保收益安全。方法各有优劣，总之，只有找到适合自己的同时也适合分布式光伏发电特性的风险控制模式才能确保收益稳定。
补贴代付困难
在《分布式光伏发电项目暂行管理办法》出台之后，各地相关部门都有规可循，分布式项目的备案和并网申请等工作基本上都比较顺利，各地支持态度和业务能力随着项目增多和影响力扩大都有所提升，目前来看没有政策性风险。
至于电网企业方面的补贴代付，公司法人为投资主体的项目不存在开具发票问题，只涉及如何执行增值税减半的问题，虽然国家税务总局有明确文件规定，但目前为止各地方的执行情况各有不同，需要各地税务部门统一认识，切实执行。
最大的问题还是在自然人为投资主体的户用分布式光伏发电项目上，由于自然人在税务机关代开发票的问题尚不能解决，因此目前各地电网企业只能采取预先垫付脱硫煤电价和分布式补贴，待补开发票之后另行支付另一半增值税的方式。
融资难度较大
分布式光伏项目融资是目前较为突出的问题。由于投资回收期较长以及上述各种因素的存在，包括银行在内的融资机构到目前为止都对分布式光伏发电项目持关注但暂不参与的态度。据笔者所知，就连长期以来大力支持电力工业发展的国家开发银行，到目前对首批18个分布式光伏项目示范区的支持力度也有限。毕竟即便是国开行也是要遵循有保有贷、控制风险的前提来发放贷款的。所以分布式光伏项目投资者在资金不太充裕的情况下，要想获得金融机构的资金支持也是有难度的。
当然，即便有上述一些风险存在，按照100%资本金投资的话，收益率也是基本有保障的。但由于没有贷款这个经济杠杆，光伏发电这个资金密集型产业对资金的占有量和周转压力较大的特性凸显，不利于包括各类资产管理机构（证券、基金、保险、类信托、融资租赁等）外部资金以财务投资的角度进入，极大地影响了分布式光伏发电的社会参与度。
