其次，則是融資支持不到位。政策性銀行——譬如國開行，落實“國能新能【312】文件”的力度不足。商業(yè)銀行更是多處于觀望狀態(tài)，乃至對光伏以一刀切心態(tài)敬而遠之。

　　筆者認為，這雖可理解為分布式在發(fā)展過程中必經(jīng)的尷尬期，但其中一些問題還是透露出了我國在支持新能源發(fā)展中一貫存在的弊病，即多部門間協(xié)調(diào)不力、中央與地方?jīng)]能形成共鳴、政策落實監(jiān)管形同虛設(shè)等。

　　政策的努力

　　不過，隨著李克強總理多次表態(tài)支持國內(nèi)光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，并推動簡政放權(quán)等為新能源創(chuàng)造適宜環(huán)境的“頂層”措施，進入2014 年以來， 國內(nèi)分布式的政策環(huán)境和融資環(huán)境都在逐漸走向明朗。

　　除了各地分布式光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃、落實“國八條”的地方實施細則以及各地的附加補貼政策在陸續(xù)出臺外，各地方的光伏發(fā)電統(tǒng)貸平臺的建設(shè)也在跟進，開發(fā)園區(qū)也在進行統(tǒng)一協(xié)調(diào)，電網(wǎng)企業(yè)也是一路綠燈， 等等。

　　但這些解決方案仍需要細化再細化，只有在充分考慮各方利益及實際可操作性之后，市場才有可能在良好生態(tài)下逐步發(fā)展。

　　目前，分布式光伏發(fā)電項目的最大劣勢依然是其高昂的發(fā)電成本， LCOE（度電成本核算）基本都在0.7-1 元/kwh 之間，相比光伏發(fā)電時段（早8 點到下午4 點左右）工商業(yè)正常用電加權(quán)平均價格（0.7-0.9 元/kwh）， 價格優(yōu)勢也并不明顯。即便加上國家給予的分布式補貼0.42元/kwh，項目的投資回報率也不是很高，投資收回年限基本都在6-8 年左右。

　　而另一方面，盡管經(jīng)歷了前些年的大幅成本下降，10 元/W上下的分布式光伏發(fā)電項目系統(tǒng)造價，相對還是較高。因此，成本繼續(xù)下降仍然是光伏業(yè)急需解決的問題。但這要靠產(chǎn)業(yè)上下游的共同努力，要依靠持續(xù)不斷的研發(fā)投入帶來更低的制造成本和更高的發(fā)電效率。

　　商業(yè)模式要創(chuàng)新

　　對于第三方投資者來說，要保證項目在20-25 年實現(xiàn)穩(wěn)定的現(xiàn)金流， 首先在確定項目所在屋頂時就要了解清楚屋頂業(yè)主用電負荷情況，并在設(shè)計上保證光伏峰值功率不超過業(yè)主光伏發(fā)電時段用電負荷谷值，這樣就可確保自發(fā)自用比例達到最高。

　　不過，由于屋頂業(yè)主性質(zhì)不同， 業(yè)主的經(jīng)營情況是不可控的，如果遭遇業(yè)主經(jīng)營不善導(dǎo)致用電量急劇下降或干脆停產(chǎn)、破產(chǎn)，則其屋頂上的光伏系統(tǒng)所發(fā)電力將全部變?yōu)橛嗔可暇W(wǎng)（即自發(fā)自用比例降為0%）。因此， 在最新的政策中提到的允許在指定區(qū)域內(nèi)實現(xiàn)直購電，也將對項目收益有著積極的影響。