投資風險與回報問題始終是制約分布式光伏市場的關鍵因素

許多投資企業表示“6年左右的回收期還是可以接受的”。但事實上，按照目前的補貼政策計算，分布式光伏發電項目的回收期通常都超過了6年。這一回收期是否稱得上合理，一方面有待市場檢驗，一方面更取決于尚未出臺的電價補貼政策。
　　
　　除了電價政策，“金太陽”工程實施過程中還暴露出許多分布式光伏未來發展中的共性問題。比如屋頂的可靠性問題，并網的問題，相關配套法規的問題。
　　
　　盡管存在著諸多問題，可無論在業內專家還是項目開發企業看來，“金太陽”工程無疑都是值得肯定的有益探索，為國內光伏產業發展打下基礎，做了貢獻，對那些真正想做分布式光伏發電的企業來說，作用巨大。
　　
　　據國家發改委可再生能源研究中心副主任任東明提供的數據，“金太陽”工程歷經4年發展，總規模達到3160兆瓦，其中2009年642兆瓦，2010年272兆瓦，2011年600兆瓦，2012年1090兆瓦。

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此外，投資風險與回報問題始終是制約分布式光伏市場的關鍵因素，其中，電價政策又是關鍵。以浙江為例，凡在2012年1月1日前核準建設、2012年12月31日及以前建成投產的“金太陽”項目，上網電價在0.482元的脫硫燃煤價基礎上，享受0.7元的省財政補貼，達到每千瓦時1.182元，而此后核準、投產的“金太陽”則只有0.482元的脫硫燃煤價。以正泰投建的杭州火車東站10兆瓦分布式光伏項目為例，2.4億元的總投資中，自投資金為1.4億元，項目年發電為982萬千瓦時，即使按1.182元的電價計算，靜態回收成本也要12年，可由于客觀原因，該項目未能在2012年年底建成投產，如果按0.482元的電價算，“這個項目就爛掉了，靜態回收20多年都收不回成本”。
　　
　　而根據天通新環境技術有限公司副總張遠的測算，“在現有的系統建設成本和‘金太陽’的補貼政策下，以合同能源管理為基礎,在華東地區的光伏項目,投資回收期通常在8～10年年化收益率10%～12%左右。”