據記者此前了解，目前建設“金太陽”項目在需要屋頂業主有安裝意愿的前提下，最重要的是要拿到當地電網公司同意項目并網的書面意見。因此很多項目即使報上去，也可能會因這兩個問題沒解決好而未獲批。“尤其是電網公司的批文非常難拿”，業內人士向記者坦陳，從近兩年他們承建“金太陽”項目的經驗來看，最后能夠批準項目的比例不足最初申報項目數量的10%。

　　不僅是此類“自給式”光伏發電項目，當前我國大型光伏發電站項目要實現并網，也要首先經過電網公司核準方可獲批，否則就無法享受上網電價，這也嚴重制約了光伏行業的發展。
　
　　“這一方面是電網公司擔心并網會影響其經營效益，另一方面是對光伏的電能質量仍心存疑慮”，上述業內人士表示，“光伏發電如要并網，需要安裝無功補償等設備，對于這塊多出來的投資，電網公司也不愿承擔”。

　　據了解，2009年第一期“金太陽”示范工程設計裝機規模為642兆瓦（2010年，財政部宣布取消54兆瓦的2009年“金太陽”工程示范項目），2010年第二期示范工程為272兆瓦，2011年第三期示范工程為600兆瓦。粗略算來，3年3期工程總規模為1400兆瓦左右，如果并網率為40%，3年“金太陽”工程的并網規模僅為560兆瓦左右。

　　“要注重從體制機制上解決，比如自發自用，確實會影響電力公司銷售電量和收益，這種情況下要考慮怎么給它一定的激勵，讓它也支持這件事”，常瑜表示，即發即用、就地消納的“自給式”光伏發電項目沒有遠距離傳輸的問題，而且白天發電，和用電高峰相匹配。

　　破解政出多門

　　在解決光伏發電項目制約因素的同時，不能忽略的是當前國內分布式光伏發電示范項目建設所面臨的政出多門、多頭管理的情況。據記者了解，目前國內相關示范項目主要有“金屋頂”和“金太陽”兩類。其中“金屋頂”政策支持的是BIPV（光伏建筑一體化）項目，即將光伏組件作為建筑的一部分（如屋頂、幕墻等），集美觀和環保于一體的分布式發電項目；“金太陽”政策支持項目范圍更廣泛，既包括“金屋頂”政策所支持的BIPV項目，又包括將光伏電站作為建筑附加部分（如安裝在屋頂上）那樣的分布式發電項目。

　　根據今年最新政策，“金太陽”政策對用戶側光伏發電項目補助標準為7元/瓦；而同期執行的“金屋頂”政策補貼對與建筑一般結合的利用形式，補助標準為7.5元/瓦，對建材型等與建筑物高度緊密結合的光電一體化項目，補助標準更是高達9元/瓦。

　　面對補貼標準上的現實差距，項目業主在選擇支持政策時，更傾向于“金屋頂”政策。記者注意到，自2009年兩項政策執行以來，“金屋頂”政策所支持項目的單個項目一般容量較小，且支持總量規模較小；“金太陽”支持項目單個項目的容量更大，且支持總量也較大。

　　由此可知，即便項目業主更想將自己的項目申請成為“金屋頂”項目，但較之“金太陽”政策，其同一項目申請成為前者項目的難度還要大得多。在常瑜看來：“這易于誤導企業認為‘金太陽’政策補貼標準低，不合理，應該按照住建部‘金屋頂’政策進行補貼，進而引起市場混亂”。

　　為此，有專家建議，應將上述兩項扶持資金整合到國家可再生能源發展基金之下，并由相關部門集中管理，統籌協調，借助這筆資金出臺針對分布式光伏發電系統的上網電價政策。