鋰電世界 2013年下半年以來，國家先后出臺了一系列政策措施，光伏行業回暖，新一輪光伏電站投資熱潮正在悄然興起。國家能源局明確2014年我國光伏項目建設規模為14GW，分布式占60%，主要向東部有補貼和電價較高地區傾斜。預計從2014年起，我國未來光伏電站的發展將以分布式電站發展為主。
一、融資難是分布式電站建設中的首要問題
由于分布式電站核心部件僅安裝在廠房屋頂，是否正常運營對用能單位的正常生產經營不構成直接影響，從而導致用能單位違約成本較低，項目違約風險較高。而用能企業作為主要的電價結算對象，是發電企業未來現金流的主要來源。但是由于企業經營本身的不確定性，導致在金融機構審批項目貸款時，發電企業未來的現金流收益很難通過風險評估，在這種狀況下能夠拿到銀行貸款的項目寥寥無幾。
二、政策增加了項目復雜程度與結算風險
目前實施的“優先自發自用、余量上網”政策在某種程度上導致項目結算涉及多個不同的相關利益主體，無形中增加了項目復雜程度與結算風險。
三、現行度電補貼水平影響分布式電站大規模發展
度電補貼的初衷主要是鼓勵自發自用，而現行采購電價加上0.42元/千瓦時度電補貼的最終電價成為衡量光伏發電效益的標準。從目前國家能源局公布的分布式光伏發電示范區的14省市的銷售電價看，除上海、北京外，其他省市10KV以下的工商企業用戶銷售電價加上0.42元/千瓦時度電補貼，用戶能夠得到的理論收入基本上低于每千瓦時1.15元，其標準安裝條件的財務內部收益率也僅有8%。如果所建設的分布式光伏發電全部按照火電脫硫電價加上0.42元/千瓦時度電補貼賣給供電部門，14省市的平均上網電價將在0.9元/千瓦時左右。在這種狀況下，發電投資商的積極性將受到嚴重挫傷。
四、并網難仍是制約光伏電站建設的瓶頸
我國雖然太陽能資源豐富，但受制于光伏電站優勢資源區與負荷中心相距較遠、并網相關政策不健全、電網的接納能力等因素影響，無論是以集中式開發為主的西部地區，還是以分布式開發為主的東部地區，都還存在并網難的問題。
五、中央與地方相關政策存在不配套問題
光伏電站尚屬于新興產業，國家層面有原則性的政策，但地方還是缺乏具體的配套政策，且各地對光伏電站的審批也不盡相同。現在建設光伏電站沒有具體的流程，而且每個省份都不一樣，加之地方保護主義政策的存在，也影響了投資商的積極性。