记者从日前举行的中国光伏产业国际论坛了解到，收益率低、屋顶难找、融资困难、交易风险大、并网难、备案难，以及长期负荷稳定性难以保证等问题，制约着分布式光伏发电行业的发展。
　　“分布式光伏发电执行起来困难的主要原因还在于收益率低。”国家发改委能源研究所研究员王斯成日前在该论坛上对记者说，针对上述问题，国家能源局正在开展调研，着手调整分布式光伏发电的支持政策。
　　业界反应强烈
　　在过去的一年半时间里，我国密集出台了一系列扶持光伏产业的政策，其中分布式发电被列为发展重点。
　　根据2013年7月15日发布的《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，2014年我国要建设14吉瓦光伏电站，其中6吉瓦为光伏电站项目，剩余的8吉瓦则要通过分布式发电来实现。
　　但政策的出台并未刺激分布式光伏行业的蓬勃发展。去年9月国家能源局正式公布了第一批分布式光伏发电示范区名单，到目前为止没有一个项目开工。
　　“尽管国家、地方出台了多个不同层面的利好政策，但是实际操作层面的政策仍然没有出台。”一位从事光伏电站EPC的人士告诉记者，针对个人投资光伏，光伏发电如何计算并不清楚。
　　“对于个人投资光伏来说，中国具备一定屋顶面积的人比例很低，除了大城市别墅有一定市场，在农村推广光伏是滑稽可笑的。”上述人士表示，农村虽然屋顶相对稳定，但是用户侧电价及用户侧用电量跟城市别墅有绝对的差别。除非再有额外的补贴，比如光伏大棚，才能大面积推广。
　　而在分布式光伏领域面临的困难中，融资难是最为突出的问题。“国家开发银行和地方政府提出共同打造一个融资平台的目标短期内难以实现。”中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会会长李俊峰告诉记者，当前分布式光伏0.42元的补贴远低于大型光伏电站1元的标杆电价，投资回报比较小，导致银行和投资者认可度不高。
　　“分布式光伏的投资风险也是需要考虑的。”华电福新能源公司副总经理霍广钊表示，特别是对于企业屋顶，要考虑今后生存能不能长久、能不能持续。他认为，目前分布式能源发展还需要探讨一种可行的商业模式。
　　国家发改委国合中心国际能源所所长王进表示，目前分布式光伏发电在中国遇到的问题仍然比较多，一方面是由于刚起步；另一方面则在于政府正处于体制改革时期，实行简政放权，光伏项目审批权下放到地方政府部门，但地方政府仍需要研究和消化。
　　需要政策支持
　　从2011年开始，中国光伏装机规模每年几乎是以100%的速度在增长，仅2012年新增光伏装机就达400万千瓦，2013年中国光伏更是大踏步前进，开始走向健康发展之路。
　　2014年国家能源局将新增光伏发电备案总规模调高至14吉瓦，其中分布式发电8吉瓦。对于这个目标能否实现，业界表示担忧。
　　大唐新能源股份公司副总经济师刘维芳表示，今年8吉瓦的装机目标恐怕难以完成，从第一季度来看，分布式光伏开发量非常低，目前大部分还在开发地面电站。
　　李俊峰坦言，去年有较多的分布式发电，但实际占比不到四分之一，今年要完成8吉瓦的目标还是比较困难。他认为，财政部的补贴政策并没有真正鼓励分布式发电。分布式发电不像光伏电站，它的投资回报是不确定的，电价透明度不够，就没办法得到投资者的认可。
　　据了解，分布式光伏发电主要按照全部自用、自发自用+余电上网、全部卖给电网公司三种模式来运营。王斯成表示，全部自用和卖给电网都很不划算，目前在中国发展分布式光伏就只有“自发自用”一条路。他举例说，假设建筑业主自己建设分布式光伏电站，9元/瓦的初投资，80%电量自发自用，那么低电价建筑的内部收益率几乎都在10%以下，工业用户也基本不赚钱，只有商业用户是能赢利的。
　　为了保证今年分布式光伏发电目标的实现，国家能源局已制定了行动计划，将密集到各地考察调研。针对分布式发电存在的问题，广泛征求意见。
　　据王斯成透露，分布式光伏电价不会做出调整，但有可能允许部分分布式光伏电站接入统一公共配电网，享受1元的标杆电价。比如东部地区的分布式电价有望从0.82元/千瓦时，上调至地面电站标杆电价1元/千瓦时水平。
　　同时，国家能源局希望电力公司作为第三方监督开发商和建筑业主之间对合同能源管理的执行，或者由电网公司代收电费，解决收费难的问题，以降低交易风险。
　　在融资方面，目前广东省正在进行地方政府光伏融资平台试点，由国开行授信地方政府，地方政府担保，直接发放贷款给中小企业。