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2014年上半年，分布式光伏新增容量仅50万千瓦，为去年同期容量的不足50%，国家能源指定的18个分布式光伏示范区进展也十分缓慢，原因有三个方面：一是屋顶资源有限。分布式光伏项目普遍要求屋顶面积大，结构好，承重强，用户用电电价高，用电量大，运营稳定，资信好，这样的屋顶大多都在“金太阳”工程中被利用，因此现有存量较少;二是项目融资难。目前分布式光伏主要采用“优先自用，余电上网，全电量补贴”的方式，由于居民电价较低，发展居民分布式光伏不具备经济性，造成融资困难;三是外部配套难。一方面地方政府政策实施细则难以确定，如补贴金额一项，各地Z终执行效果有很大不确定性;另一方面在并网和协调各方责任关系等方面也有一定难度，有待经验探索和工作改进。

今年8月，国家能源局组织在嘉兴召开全国分布式光伏发电现场交流会，根据产业发展进行政策微调，推动光伏产业可持续发展，国家能源局局长吴新雄提出，各方要齐心协力，密切配合，共同推动分布式光伏发电取得更大发展，确保全年新增光伏发电并网容量1300万千瓦以上，同时还表示政府后续还将强化政策支持。

2011年，国家发改委发布《关于发展天然气分布式能源的指导意见》，意见提出“十二五”初期启动一批天然气分布式能源示范项目，“十二五”期间建设1000个左右天然气分布式能源项目，但实际工作中进展缓慢。

主要原因在于一是建设成本问题。目前我国已与国外先进的燃气轮机供应商开展了合作，但核心技术仍掌握在外方手中，项目投资难以下降，运营和维护成本很高;二是燃料成本问题。近年来，国家多次上调天然气价格，天然气发电经济性进一步下降;三是并网问题。受价格、管理和安全等多种因素影响，天然气发电并网管理存在一定困难;四是政策机制问题。主要是电价机制和成本分摊机制仍不明确。

此外，与德国、丹麦等国家想比，我国分布式风电发展非常滞后。主要原因一是项目临近人口密集地区，选址征地较为困难;二是容易产生噪声、光影、景观等环境影响，环评通过较困难;三是风资源相对较差，影响项目经济性。

总之，与大型集中式电站相比，分布式发电接入后将改变配电网原先单一、辐射状的网络接线形势，使配电网形成了多电源供电网络，对整个电网规划、设计和运行产生影响，主要体现在一是分布式电源投资主体相对分散，统筹管理难度大，建设周期短，加大了电源电网协调匹配发展的难度，也增加了规划不确定性。

二是分布式电源并网使传统配电网成为有源网络，潮流由单向变成双向流动，增加了配电网网架构建的复杂性。

三是分布式电源间歇性、波动性易引起电压偏差、电压波动和闪变等问题;电力电子设备大量并网增加配网谐波治理难度。

四是对控制保护的影响。目前我国配电网整体自动化、信息化水平不高，通信通道覆盖率低，难以实现对分布式电源新的全面管理，形成运行控制盲点，现有的电网潮流控制、电压调节及几点保护方案不能适应，需进行较大规模的改造更新。

五是对运行效率的影响。大量间歇式分布式电源的接入使得配电网设备负载率降低，配电网的单位负荷和单位电量的供电成本增加，将降低配电网资产投资回报单。