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。商業銀行更是多處于觀望狀態，乃至對光伏以一刀切心態敬而遠之。

　　筆者認為，這雖可理解為分布式在發展過程中必經的尷尬期，但其中一些問題還是透露出了我國在支持新能源發展中一貫存在的弊病，即多部門間協調不力、中央與地方沒能形成共鳴、政策落實監管形同虛設等。

　　政策的努力

　　不過，隨著李克強總理多次表態支持國內光伏發電產業的發展，并推動簡政放權等為新能源創造適宜環境的“頂層”措施，進入2014 年以來， 國內分布式的政策環境和融資環境都在逐漸走向明朗。

　　除了各地分布式光伏發電產業發展規劃、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出臺外，各地方的光伏發電統貸平臺的建設也在跟進，開發園區也在進行統一協調，電網企業也是一路綠燈， 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下逐步發展。

　　目前，分布式光伏發電項目的最大劣勢依然是其高昂的發電成本， LCOE（度電成本核算）基本都在0.7-1 元/kwh 之間，相比光伏發電時段（早8 點到下午4 點左右）工商業正常用電加權平均價格（0.7-0.9 元/kwh）， 價格優勢也并不明顯。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，盡管經歷了前些年的大幅成本下降，10 元/W上下的分布式光伏發電項目系統造價，相對還是較高。因此，成本繼續下降仍然是光伏業急需解決的問題。但這要靠產業上下游的共同努力，要依靠持續不斷的研發投入帶來更低的制造成本和更高的發電效率。

　　商業模式要創新

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

　　不過，由于屋頂業主性質不同， 業主的經營情況是不可控的，如果遭遇業主經營不善導致用電量急劇下降或干脆停產、破產，則其屋頂上的光伏系統所發電力將全部變為余量上網（即自發自用比例降為0%）。因此， 在最新的政策中提到的允許在指定區域內實現直購電，也將對項目收益有著積極的影響。