合同能源管理保护机制不够
“在整个政策中，我感觉更重要的一点是未来收益能否保证的问题。”李先生说，按照新文件，国家应倾向于合同能源管理的模式进行收益结算，“这不是不好，而是还有一些缺陷。”
李先生所服务企业所在的地区，就有一个国家级开发区。按一般模式，电站投资者的收入（即售电价格）基本是0.92元/千瓦时（以国家补贴0.45元+0.47元脱硫电价计算）；而如果换成“合同能源管理”模式，电站投资者的收入则是1.25元/千瓦时（0.45元补贴价+高新区电价的90%，约0.8元）。相比之下，售电越贵对投资者越合算；而且后一种合作方式中，投资者和用电方单独结算费用，不涉及对主干网的接入影响，是电网所推崇的。
所以，国家对合同能源管理的推行也是有道理的，按照后一种算法，基本上投资6年后就有固定收益。
但合同能源管理也存在着几个弊端：其一，没人保证用电企业能长期在这一园区内运转，这样卖方（即电站投资方）的收益就不确定；其二，没有相应机制约束用电企业一直缴纳电费，毕竟卖方无法像电网公司那样可以因对方不买单而随时断电、限电。
不过，一家已签订合同能源管理的用电企业工作人员刘先生则表示，合同能源管理的实施能否到位，涉及信誉及担保体系等诸多方面。假设用电企业有第三方担保，或有保险公司愿对这类项目进行承保，上述难题解决起来也不算特别复杂。“光伏项目本来就在试验和摸索中，不可能面面俱到，而且国家有些政策也是在征求意见的过程中，企业和政府都可以再提意见进行完善。如果知难而退，很多光伏项目都将寸步难行了。”
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