樂觀一點來看，即使資金問題能夠順利解決，但在考慮資金成本后，地面電站以及分布式光伏中的居民屋頂項目，最終的收益率也已大打折扣，基本上只能達到同期銀行存款的收益水平。

    從這個角度來講，投資光伏電站真正合算的應該是擁有較多閑置資金的投資者或者是工商業用電大戶，而非目前以上游制造業企業及五大發電集團等為主的“圈內人”。

    而從整個行業的可持續發展來看，只有吸引越來越多的類似工商業企業等業外投資者介入光伏電站投資，才能維持一個相對開放的供應鏈，而不是像現在這樣越來越趨于封閉。

    這實際上也凸顯出了光伏電站投資者的困境，如何盡快打通包括信托、私募等可以吸引民間資金進入的融資通道，成為了當務之急。

    融資難題

    根據發改委公布的標準，大型地面電站方面，將全國分為三類太陽能資源區，確定了相應的三類資源區標桿上網電價，分別為每千瓦時0.9元，0.95元和1元。而分布式光伏方面，將實行按照全電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元（含稅，下同）。其中，分布式光伏發電系統自用有余上網的電量，由電網企業按照當地燃煤機組標桿上網電價收購。

    對比此前發改委發布的征求意見稿，此次最終出臺的電價補貼標準明顯給了業界幾分驚喜。其中，分布式方面，較征求意見稿中0.35元的最低點提高了7分錢，地面電站也均有相應提高。

    如果不考慮資金問題，此次出臺的電價標準，在收益率方面的吸引力可能無需贅言。

    但是，從國內光伏行業當前的情況來看，融資是始終繞不開的話題，此次也不例外。

    根據發改委能源研究所研究員王斯成的測算，在成本為10元/瓦左右的情況下，今年8-10GW的裝機量所需初始資金大概800億-1000億元。而“十二五”末要完成35GW的裝機容量，則需要初始資金約為3500億元。

    中投顧問能源行業研究員任浩寧表示，根據保守測算，在光伏電站建設環節，自今年至2015年，除去項目法定出資占比的20%~30%部分，每年融資缺口仍將達600億元。