业内人士称，大型地面电站为主的中国光伏发展模式取得了巨大成绩，也面临严峻挑战。
正在负责“分布式光伏直接交易和主要政策研究”课题的负责人、清华大学能源互联网创新研究院政策研究室主任何继江博士认为，“弃光”问题已掣肘光伏行业发展，其深层次原因是现有政策不足以引导光伏项目就近建设。
据中国光伏行业协会发布的数据显示，2015年国家电网调度范围内弃光率12.62%，集中在西北地区的甘肃、青海、新疆和宁夏四省区，其中甘肃弃光率高达30.7%。
与此同时，“分布式光伏直接交易和主要政策研究”课题的另一参与者、中关村新华新能源产业研究院副理事长兼秘书长林玉认为，中国分布式光伏的发展明显滞后，挑战巨大。目前光伏装机中分布式光伏仅有16%，其中接入10千伏及以下电压等级的光伏项目累计并网容量仅473万千瓦，占总量1.1%。十三五规划中2020年分布式光伏发电累计装机规模是70吉瓦，占光伏总装机150吉瓦的46.7%，也就是说未来五年增量光伏中分布式光伏占比应超过63%。这个规划目标如何能够实现？
何继江对新华网表示，光伏发展的关键在于贴近市场就近建设，破解分布式光伏发展僵局的关键政策是要实现“就近建设、专业开发、直接交易”，并且制订新的适应分布式光伏的电价政策。
何继江还介绍，德国的分布式光伏发展对中国非常具有借鉴意义。德国并不是太阳能资源很丰富的国家。德国平均年日照时间约1500小时，光伏年平均发电时数仅为800多小时，并不是光照条件好的国家。但是，2015年度德国光伏发电量已经占到总发电量的6%。德国光伏装机总量40吉瓦，其中80%以上是分布式光伏，消纳基本没有问题。2014年6月9日中午，德国的太阳能生产峰值为23.1GW，瞬时功率高达全国电力需求的50.6%。中国东部地区的光照资源虽然不如西北地区，但比德国还是明显要好。
据国内某光伏企业实测，我国东部沿海省份年平均可发电小时数高于1100小时，省会城市中发电时数最少的为杭州986小时，最高的为天津1317小时。北京的光伏发电时数达到1214小时。从太阳光照资源的角度看，西藏、青海等地的光伏资源最好，然而从市场需求的角度分析，光伏资源最大的市场需求却在江苏、浙江、广东等经济发达地区。这些地区电力供应相对紧张，又面临能源消费总量指标的约束，更关键的是，这些地区的工商业电价较高。
以北京为例进行电价分析，实行峰谷电价，上午10点至下午3点间在1千伏以下接入的工商业用电适用峰段电价1.4元每千瓦时，目前光伏的度电成本已经低于这个数值，而这个时间段也正是光伏最主要的发电时段，何况国家还对分布式光伏有为期20年的0.42元的度电补贴，北京市还有补贴政策。如果工商业能够积极消纳光伏，北京市的分布式光伏就可能迎来爆发式发展。再对电动汽车充电价格进行分析。北京电力公司刚刚发布电动汽车充电峰谷电价，10点至15点该公司的公共充电桩含服务费的充电价格为1.8元/度，这个价格也明显高于光伏度电成本。如果采用光伏充电站方案，利用停车场顶棚的光伏，或屋顶光伏给电动汽车充电，光伏可以实现盈利。如果有合适的激励工商业消纳光伏的政策创新，将大大激发中东部电价较高地区分布式光伏的快速发展。
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