年国家发改委(能源局)、财政部和电网连续出台了一系列利好国内分布式光伏市场开发的鼓励政策，包括度电补贴、并网接入、项目备案等。行业为之振奋，似乎国内光伏市场的繁荣就在眼前。半年过去，业界不免失望。分布式光伏市场仍然进展缓慢，看来发改委制定的8GW目标难以完成。这说明目前政策存在不足，仍然无法解除投资者的顾虑。
主要问题是：
一、补贴力度不足，缺乏投资吸引力
目前分布式采用自发自用，外加度电补贴的方式。普通居民电价0.5元，加上补贴0.42元，光伏发电每度电收益共0.92元，这样算来，投资回报需要9年。何况，一般业主光伏发电做不到100% 自用，多余上传按0.38元卖给电网(脱硫煤电价)，投资回报就更长了。所以对居民来说分布式光伏没有吸引力。
二、自发自用，发电结算风险较大
对于工商业屋顶来说，工业电价1元，加上补贴0.42元，光伏发电每度电收益共1.42元，这样算来，投资回报只需6年，IRR12.5%。这个回报还比较有吸引力，至少可以接受。但是中国很多工厂企业的寿命不过5-8年，6年内屋顶业主是否能够保持正常经营能力，光伏发电电费是否能够收回，这其中存在一定的风险。如果不到6年，业主就被拆迁或者破产，那投资者就颗粒无收。
、并网手续复杂，并网风险仍然存在
2012年国网就发布了鼓励分布式并网的政策，但在各地实际执行中，我们发现各地供电局对国网并网政策掌握松紧不一，解读不一致。尤其在房屋产权、建设资质要求上有的过于严格，人为抬高了并网成本和门槛，打消投资人的积极性。另外，并网手续过于复杂，仍有待简化。
解决的办法就是尽快推出中国的分布式光伏的上网电价(FIT)。中国2013年虽推出的光伏上网电价，可是只针对地面集中式光伏电站，对分布式不适用。
分布式光伏的上网电价的优点是：
1. 直接和电网结算光伏电费，解决结算风险问题。
屋顶光伏电站发电首先全部上传按照上网电价卖给电网，比如1元 /度，业主用电再从电网正常购电即可。电站投资者直接和电网结算发电电费，就避开了业主的持续经营能力的风险问题。
2. 减少结算环节
光伏上网电价本身就含了补贴，这样就不需要去分别计算上网电费和度电补贴了，减少了结算环节。
上网电价的有效性已为欧美所证明。德国是“上网电价法”首先对光伏发电开放的国家，政府规定电网公司必须无条件地高价优先收购光伏发电，再由财政对全国电网进行分摊补贴，即强制光伏上网电价(Feed-In-Tariff：FIT)。其法案的基本原则是1.强制入网2.全部收购3.规定电价4.逐年递减。这一法案彻底解决了困扰可再生能源发电的入网问题，为光伏用户提供了有保障的投资回报，极大地推动德国光伏市场的扩大。
上网电价在中国的应用是有法律基础的。早在09年中国就颁布了《可再生能源法修正案》,其中：
第14条 实行可再生能源发电全额保障性收购;
第21条 电网企业依照本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿。
中国政府要是真想发展分布式光伏国内市场，现在是应该还原从德国取回真经的时候了，执行强制光伏上网电价(FIT)，新政策应该具备以下几个特点：
1. 所有光伏发电电网强制并网，没有商量
2. 全额收购，没有电站的大小门槛，不要求自发自用
3. 设定年度装机上限，先到先得，项目6MW以下无需审批(只要发电符合并网标准)，改为备案制
4. 上网电价按地区分为西部、中部、东部，执行三个地区统一电价。由于中国国土面积比德国大很多，地理条件更复杂，不能全国统一执行一个上网电价，而是要根据各区域光辐照资源划分为三个上网电价。上网电价逐年下调。
5. 上网电价随光伏电站的规模增加而递减，也就是规模越大的电站，上网电价越低。目的是鼓励分布式小型电站，抑制大型集中式地面电站的建设。（作者：和海一样的新能源）
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