其次，则是融资支持不到位。政策性银行——譬如国开行，落实“国能新能【312】文件”的力度不足。商业银行更是多处于观望状态，乃至对光伏以一刀切心态敬而远之。

　　笔者认为，这虽可理解为分布式在发展过程中必经的尴尬期，但其中一些问题还是透露出了我国在支持新能源发展中一贯存在的弊病，即多部门间协调不力、中央与地方没能形成共鸣、政策落实监管形同虚设等。

　　政策的努力

　　不过，随着李克强总理多次表态支持国内光伏发电产业的发展，并推动简政放权等为新能源创造适宜环境的“顶层”措施，进入2014 年以来， 国内分布式的政策环境和融资环境都在逐渐走向明朗。

　　除了各地分布式光伏发电产业发展规划、落实“国八条”的地方实施细则以及各地的附加补贴政策在陆续出台外，各地方的光伏发电统贷平台的建设也在跟进，开发园区也在进行统一协调，电网企业也是一路绿灯， 等等。

　　但这些解决方案仍需要细化再细化，只有在充分考虑各方利益及实际可操作性之后，市场才有可能在良好生态下逐步发展。

　　目前，分布式光伏发电项目的最大劣势依然是其高昂的发电成本， LCOE（度电成本核算）基本都在0.7-1 元/kwh 之间，相比光伏发电时段（早8 点到下午4 点左右）工商业正常用电加权平均价格（0.7-0.9 元/kwh）， 价格优势也并不明显。即便加上国家给予的分布式补贴0.42元/kwh，项目的投资回报率也不是很高，投资收回年限基本都在6-8 年左右。

　　而另一方面，尽管经历了前些年的大幅成本下降，10 元/W上下的分布式光伏发电项目系统造价，相对还是较高。因此，成本继续下降仍然是光伏业急需解决的问题。但这要靠产业上下游的共同努力，要依靠持续不断的研发投入带来更低的制造成本和更高的发电效率。

　　商业模式要创新

　　对于第三方投资者来说，要保证项目在20-25 年实现稳定的现金流， 首先在确定项目所在屋顶时就要了解清楚屋顶业主用电负荷情况，并在设计上保证光伏峰值功率不超过业主光伏发电时段用电负荷谷值，这样就可确保自发自用比例达到最高。

　　不过，由于屋顶业主性质不同， 业主的经营情况是不可控的，如果遭遇业主经营不善导致用电量急剧下降或干脆停产、破产，则其屋顶上的光伏系统所发电力将全部变为余量上网（即自发自用比例降为0%）。因此， 在最新的政策中提到的允许在指定区域内实现直购电，也将对项目收益有着积极的影响。