成本居高市場仍處示范階段
　　
　　“光電建筑整體化市場還比較有限，目前技術基本成熟，關鍵是建設成本高，投入資金回收周期較長。”安徽天柱綠色能源科技有限公司總經理盧育發如是說。
　　
　　羅多表示，BAPV通常可以進行投入資金分析，一般來說，系統造價為10元/瓦，而BIPV則很難進行合算，但成本肯定很高。一般投建BIPV，絕大多數業主單位并非為了獲取經濟效益而是出于美觀或者是廣告效應，比如作為標志性示范工程，當作某地的招牌，實際市場規模很小，這自然與成本居高不下有關。其所用組件和支架要比普通屋頂電站分別貴3倍和2倍，而其他BOS(組件和系統平衡件)成本大致相當或略高，但要使用大量的小型逆變器，其價格要遠大于大型逆變器。
　　
　　羅多舉例指出，目前在廣東境內，1瓦裝機的市場報價約為10元，一年發電約1.2千瓦時，若執行1元/千瓦時的標桿上網電價，要收回成本約需7至8年時間。但實際上只有五大發電集團等大型國有發電企業才能享有到標桿上網電價這一待遇，一些民營企業是無法涉足和企及的。
　　
　　盡管晶硅電池及組件價格不斷走低，并有財政部和住建部聯合發布的《關于籌備實施2012年度太陽能光電建筑應用示范的通知》以及“金太陽示范工程”補貼支持，在一定程度上降低了建設成本，但很多項目還要購置儲能裝置，這意味著需增加投入。
　　
　　南京華伯儀器科技有限公司董事兼重要地位執行官李伯平提供的數據顯示，就普通單獨光伏電站儲能方式而言，鉛酸電池、鋰離子電池、鈉硫電池、超級電容的投入資金凈成本(萬元/KW120h)分別為9.6、43.2、22.1、480。
　　
　　如果說上述投入只是所謂顯性成本的話，那么有些則是隱性成本。
　　
　　中國可更新能源學會副理事長孟憲淦之前接受本報記者采訪時也曾明確表示，光電建筑整體化在城市的應用市場并不大，因為項目要牽涉到與城市建設規劃、建筑標準協調以及對建筑物進行重新設計改造等問題，又會產生額外的費用，而這些成本往往在臺面上是無法看到且明確計算的。
　　
　　從發電量來看，就廣州這樣的低緯度地區而言，光電建筑外立面發電量小，度電成本高。即便是在緯度相對較高的北京，亞運村某屋頂發電項目1千瓦裝機一天發電量也不到3千瓦時，發電成本約為2至3元。
　　
　　微電網難破并網之惑
　　
　　“我們在全國做了100多個分布式光伏發電項目，只有二三個項目實現并網。”羅多稱。其實這并非個案，“金太陽工程”相當一部分項目都未并網，作為分布式光伏發電應用的重要形式，即光電建筑整體化項目自然不能幸免于并網難。
　　
　　自發自用、多余上網本是分布式光伏發電項目運營的基本原則，但在國內由于電力體制以及利益博弈等問題，電網一直將分布式發電項目產生的電力視為“垃圾電”，認為其將增加電網建設和運營成本，威脅電網安全，因此對其接納的積較性并不高，并網難以及限電等現象頻頻出現。
　　
　　其實，現有很多項目即便并網也大都屬于用戶側并網。但羅多指出，這又會出現新的問題，即當負載消耗不了，就會出現電能逆流，其會沖擊大的公共電網，為此會設置防逆流裝置，一旦發生逆流，該裝置就會自動切斷，這就會使得30%到50%不等的光伏發電量白白浪費。
　　
　　為了破解分布式發電項目的電力消納等問題，業界逐漸把希望寄托在了微電網身上，但同樣受制于標準、技術、成本、政策等問題，微電網的前路似乎也并不明朗，現有項目境遇不一。
　　
　　羅多稱，興業太陽能在珠海東澳、萬山兩座孤島投建并運營了智能微電網系統，其中東澳“風光柴蓄智能微電網”已經安全運行兩年多，完全離網，自發自用，島上居民購電價格由過去純粹靠柴油發電時的2.5元/千瓦時(含相關部門補貼)，降到了現在的1.6元/千瓦時(不含相關部門補貼)。
　　
　　除了上述兩個“完全離網型”項目，興業太陽能還在其湖南產業園以及天津自然城建設了微電網系統，羅多稱，在建設過程中卻受到了電網的多重限制，“電網只允許在獨棟建筑物建立自發自用的微電網系統，不允許把規模做大，也就是兩棟或多棟建筑物之間不能建立輸配系統。”
　　
　　光電建筑整體化等分布式光伏發電項目所面臨的并網難或將破局。孟憲淦較早前向本報記者透露一份題為《國家電網關于大力支持光伏發電并網工作的意見》已上報國家層面，其核心在于有效簡化分布式發電并網流程，縮短并網時間，降低并網難度。這顯然是較大的利好消息，但能否有效落實仍待觀察。