自2013年下半年以来，国家发改委、能源局、财政部、国家电网和税务总局等部委陆续出台了多项政策支持分布式光伏电站市场的发展。
有数据预测，分布式光伏领域将在2014年迎来400%的增长。尽管上述政策实效仍有待在后续的执行过程中加以验证，但随着国内分布式光伏领域政策形成闭环，原有制约分布式光伏电站市场发展的两大核心问题“补贴”与“并网”正逐步得到解决。但笔者认为，摆在分布式光伏电站开发商面前的，将是日益凸显的融资难题。
合同能源管理为主流模式
目前应用最为广泛的分布式光伏电站主要是建立在城市建筑物屋顶的光伏发电项目。按照屋顶的业主分类，主要可分为工商业企业厂房屋顶电站和居民住房屋顶电站两大类。根据国家发改委2013年确定的光伏电价及补贴标准，现阶段我国的分布式光伏电站补贴采取“优先自发自用，余量上网，统一每度电补贴0.42元”的补贴方式。因此，分布式光伏电站的收益率很大程度上取决于对应用户的用电价格。
对于居民住房屋顶电站，由于下游用户为居民用电，电价较低，使得电站投资回收期过长（一般10年以上），经济性较低。因此现阶段居民住房屋顶电站，不论是居民自建或开发商建设，其发展空间均有限。
相比之下，工商业企业厂房屋顶电站经济性尚可（投资回收期一般6-8年）。该类电站主要建设模式也有两种，即工商业企业自主建设，或委托光伏电站开发商建设（即采用合同能源管理模式）。
尽管光伏电站技术门槛较低，但工商业企业自主建设项目仍存在较大难度，例如，涉及与多个政府部门、能源局、地方电力局、银行以及电站设计、施工等单位打交道，须组建专业的光伏电站运维团队……这对于本身并不从事光伏行业的工商业企业而言，需要耗费较大精力且投资回报并不具备绝对吸引力。
在这样的背景下，工商业企业委托光伏电站开发商以合同能源管理模式建设分布式光伏电站的模式能够充分利用光伏电站开发商的专业能力、降低项目投资环节交易成本、有助最大程度地提高光伏电站项目的收益水平，正逐渐成为分布式光伏电站领域的主流模式。
分布式光伏电站开发商的融资困境
尽管工商业企业委托光伏电站开发商以合同能源管理模式建设分布式光伏电站的模式有着诸多优势，但现阶段，光伏电站开发商仍遇到无法回避的融资障碍。这其中，除了传统合同能源管理项目融资中“轻资产、担保难”的困境，还面临缺乏长期融资渠道、用能单位违约风险偏高、补贴细节尚待厘清、项目滚动开发能力等额外挑战：
其一，与主流合同能源管理项目相比，分布式光伏电站投资周期更长。目前合同能源管理领域常见项目类型，如余热余压发电改造项目、LED绿色照明改造项目等，节能效益均可达50%，投资回收期一般为3-5年。而基于当前电价补贴水平，工商业企业屋顶分布式电站的投资回收期则需要达到6-8年甚至更长时间，收益率明显低于其他类合同能源管理项目，周期偏长。这一方面导致开发商既渴求长期资金又难以获得长期融资，多以短期债务融资来做长期回报安排，容易出现流动性风险，另一方面导致开发商需要面临更大的用能单位持续经营风险。
其二，常见合同能源管理项目多依附于用能单位主生产线，其运营状况对用能单位正常生产情况有较大影响，如余热余压发电项目、热电厂冷凝水回收利用项目。分布式光伏电站则不同，核心部件仅安装在厂房屋顶，是否正常运营对用能单位的正常生产经营不构成直接影响，从而导致用能单位违约成本较低，项目违约风险更高。
其三，从分布式光伏电站相关支持政策角度来看，一则目前实施的“优先自发自用，余量上网”政策在某种程度上导致项目结算涉及多个不同的相关利益主体（如电网、同一屋顶下的若干个工业企业），无形中增加了项目复杂程度与结算风险；二则尽管已有多项国家支持政策出台，项目开发流程及其管理还未完全理顺，补贴具体的落实还有待进一步观察，大多数银行业金融机构在面对开发商融资申请时持等待观望态度。
其四，工商业企业厂房屋顶电站项目的规模处于“不大不小”的尴尬状态。从吸引投资者的角度，与动辄装机上百兆瓦的大型地面光伏电站相比，工商业企业厂房屋顶电站规模过小，考虑到平均交易成本，电站建成后难以吸引资本市场或基金等其他社会资本的进入，严重制约了开发商的项目滚动开发能力；从分散项目风险的角度，与小到装机2千瓦-3千瓦的居民住房屋顶电站相比，工商业企业厂房屋顶电站的规模又显得过大，一旦项目发生风险，大量电站组件设备难以迅速找到合适的替代运用场所，光伏设备可拆卸、易转移的优势难以发挥。
三方合力破解融资难题
尽管利用合同能源管理模式建设分布式光伏电站存在诸多障碍因素，但仍不失为未来国内光伏终端利用领域的投资“蓝海”。
笔者仅从政府、开发商、金融机构三个角度，就各方如何形成合力，共同化解分布式光伏电站融资难题提出如下建议。
首先，针对政府有关部门，建议细化补贴相关政策，尽快理顺实施细节，使产业扶持政策能够尽快起到实效；借鉴德国分布式光伏“强制统一上网、统一以固定电价与电网结算、政策性金融机构主导”的成功经验，使其实际上成为项目融资的担保，鼓励国内政策性银行及其他金融机构充分发挥长期融资渠道优势，为分布式光伏电站提供中长期融资支持。
其次，针对光伏电站开发商，一方面开发商应尽量选择用电价格较高、经营稳健的工商业企业作为业主的屋顶，有利于保障项目用电需求、缩短投资回收期限、降低用能单位持续经营风险；另一方面在项目运作初期，建议开发商以较多的自有资本投入，先以较多的资本撬动较小的项目，以期尽快形成稳定的现金流，在后续的项目滚动开发中再逐步加大项目规模和融资金额，渐进式放大资金杠杆比例。
再次，针对银行业金融机构，建议在现阶段结合市场实际，加强市场研究，主动选择具备市场资源以及渠道、主体、股东优势的光伏电站开发商，把握优质主体，帮助其做大做强；针对已建成并稳定运营的分布式光伏电站，利用其稳定现金流优势，创新开发反向融资产品，盘活电站开发商已建成项目资产；利用银行渠道及信息优势，借鉴美国分布式光伏融资市场成功经验，多渠道引入保险资金投资、光伏电站资产证券化融资等手段，拓宽光伏电站长期资金来源。
有数据预测，分布式光伏领域将在2014年迎来400%的增长。尽管上述政策实效仍有待在后续的执行过程中加以验证，但随着国内分布式光伏领域政策形成闭环，原有制约分布式光伏电站市场发展的两大核心问题“补贴”与“并网”正逐步得到解决。但笔者认为，摆在分布式光伏电站开发商面前的，将是日益凸显的融资难题。
合同能源管理为主流模式
目前应用最为广泛的分布式光伏电站主要是建立在城市建筑物屋顶的光伏发电项目。按照屋顶的业主分类，主要可分为工商业企业厂房屋顶电站和居民住房屋顶电站两大类。根据国家发改委2013年确定的光伏电价及补贴标准，现阶段我国的分布式光伏电站补贴采取“优先自发自用，余量上网，统一每度电补贴0.42元”的补贴方式。因此，分布式光伏电站的收益率很大程度上取决于对应用户的用电价格。
对于居民住房屋顶电站，由于下游用户为居民用电，电价较低，使得电站投资回收期过长（一般10年以上），经济性较低。因此现阶段居民住房屋顶电站，不论是居民自建或开发商建设，其发展空间均有限。
相比之下，工商业企业厂房屋顶电站经济性尚可（投资回收期一般6-8年）。该类电站主要建设模式也有两种，即工商业企业自主建设，或委托光伏电站开发商建设（即采用合同能源管理模式）。
尽管光伏电站技术门槛较低，但工商业企业自主建设项目仍存在较大难度，例如，涉及与多个政府部门、能源局、地方电力局、银行以及电站设计、施工等单位打交道，须组建专业的光伏电站运维团队……这对于本身并不从事光伏行业的工商业企业而言，需要耗费较大精力且投资回报并不具备绝对吸引力。
在这样的背景下，工商业企业委托光伏电站开发商以合同能源管理模式建设分布式光伏电站的模式能够充分利用光伏电站开发商的专业能力、降低项目投资环节交易成本、有助最大程度地提高光伏电站项目的收益水平，正逐渐成为分布式光伏电站领域的主流模式。
分布式光伏电站开发商的融资困境
尽管工商业企业委托光伏电站开发商以合同能源管理模式建设分布式光伏电站的模式有着诸多优势，但现阶段，光伏电站开发商仍遇到无法回避的融资障碍。这其中，除了传统合同能源管理项目融资中“轻资产、担保难”的困境，还面临缺乏长期融资渠道、用能单位违约风险偏高、补贴细节尚待厘清、项目滚动开发能力等额外挑战：
其一，与主流合同能源管理项目相比，分布式光伏电站投资周期更长。目前合同能源管理领域常见项目类型，如余热余压发电改造项目、LED绿色照明改造项目等，节能效益均可达50%，投资回收期一般为3-5年。而基于当前电价补贴水平，工商业企业屋顶分布式电站的投资回收期则需要达到6-8年甚至更长时间，收益率明显低于其他类合同能源管理项目，周期偏长。这一方面导致开发商既渴求长期资金又难以获得长期融资，多以短期债务融资来做长期回报安排，容易出现流动性风险，另一方面导致开发商需要面临更大的用能单位持续经营风险。
其二，常见合同能源管理项目多依附于用能单位主生产线，其运营状况对用能单位正常生产情况有较大影响，如余热余压发电项目、热电厂冷凝水回收利用项目。分布式光伏电站则不同，核心部件仅安装在厂房屋顶，是否正常运营对用能单位的正常生产经营不构成直接影响，从而导致用能单位违约成本较低，项目违约风险更高。
其三，从分布式光伏电站相关支持政策角度来看，一则目前实施的“优先自发自用，余量上网”政策在某种程度上导致项目结算涉及多个不同的相关利益主体（如电网、同一屋顶下的若干个工业企业），无形中增加了项目复杂程度与结算风险；二则尽管已有多项国家支持政策出台，项目开发流程及其管理还未完全理顺，补贴具体的落实还有待进一步观察，大多数银行业金融机构在面对开发商融资申请时持等待观望态度。
其四，工商业企业厂房屋顶电站项目的规模处于“不大不小”的尴尬状态。从吸引投资者的角度，与动辄装机上百兆瓦的大型地面光伏电站相比，工商业企业厂房屋顶电站规模过小，考虑到平均交易成本，电站建成后难以吸引资本市场或基金等其他社会资本的进入，严重制约了开发商的项目滚动开发能力；从分散项目风险的角度，与小到装机2千瓦-3千瓦的居民住房屋顶电站相比，工商业企业厂房屋顶电站的规模又显得过大，一旦项目发生风险，大量电站组件设备难以迅速找到合适的替代运用场所，光伏设备可拆卸、易转移的优势难以发挥。
尽管利用合同能源管理模式建设分布式光伏电站存在诸多障碍因素，但仍不失为未来国内光伏终端利用领域的投资“蓝海”。
笔者仅从政府、开发商、金融机构三个角度，就各方如何形成合力，共同化解分布式光伏电站融资难题提出如下建议。
首先，针对政府有关部门，建议细化补贴相关政策，尽快理顺实施细节，使产业扶持政策能够尽快起到实效；借鉴德国分布式光伏“强制统一上网、统一以固定电价与电网结算、政策性金融机构主导”的成功经验，使其实际上成为项目融资的担保，鼓励国内政策性银行及其他金融机构充分发挥长期融资渠道优势，为分布式光伏电站提供中长期融资支持。
其次，针对光伏电站开发商，一方面开发商应尽量选择用电价格较高、经营稳健的工商业企业作为业主的屋顶，有利于保障项目用电需求、缩短投资回收期限、降低用能单位持续经营风险；另一方面在项目运作初期，建议开发商以较多的自有资本投入，先以较多的资本撬动较小的项目，以期尽快形成稳定的现金流，在后续的项目滚动开发中再逐步加大项目规模和融资金额，渐进式放大资金杠杆比例。
再次，针对银行业金融机构，建议在现阶段结合市场实际，加强市场研究，主动选择具备市场资源以及渠道、主体、股东优势的光伏电站开发商，把握优质主体，帮助其做大做强；针对已建成并稳定运营的分布式光伏电站，利用其稳定现金流优势，创新开发反向融资产品，盘活电站开发商已建成项目资产；利用银行渠道及信息优势，借鉴美国分布式光伏融资市场成功经验，多渠道引入保险资金投资、光伏电站资产证券化融资等手段，拓宽光伏电站长期资金来源。
