企业分布式电站被众多业内人士认为最具发展潜力的分布式市场。融资问题则是阻碍企业分布式电站发展的症结。我国需要借助三方力量共同解决这项难题。
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。
分布式光伏发电是未来我国发展光伏应用的主要市场，但仅靠居民屋顶发电显然无法发挥这个市场的全部作用。一个产业要想蓬勃发展，金融资本是不可或缺的参与方。由于国内光伏行业自2011年以来陷入低迷，出于风险考虑，大部分商业银行对光伏行业的贷款已经停止，行业一度遭遇“钱荒”。
针对融资难问题，去年8月，国家能源局联合国家开发银行股份有限公司出台了《支持分布式光伏发电金融服务的意见》，在贷款年限和利率上都给予了优惠措施，给分布式光伏的融资打开了一道口子。不过，由于国开行重点配合的是国家组织建设的新能源示范城市、绿色能源县、分布式光伏发电应用示范区等大型项目，因此仍难普及到其他类型的分布式项目。
随着相关政策的出台和行业的复苏，部分商业银行态度已有所转变，开始向光伏企业发放流动性贷款和短期贷款。不过，对分布式光伏而言，目前的融资渠道大多数源自银行贷款，融资渠道较为单一，同时缺乏完整的融资保障体制，在一定程度上降低了对投资方的保障。
政府、开发商、金融机构齐心合力
针对融资难题，我国就此对政府、开发商、金融机构提出建议，要求各方共同发力，共同化解分布式光伏电站融资难题。
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。
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。
分布式光伏发电是未来我国发展光伏应用的主要市场，但仅靠居民屋顶发电显然无法发挥这个市场的全部作用。一个产业要想蓬勃发展，金融资本是不可或缺的参与方。由于国内光伏行业自2011年以来陷入低迷，出于风险考虑，大部分商业银行对光伏行业的贷款已经停止，行业一度遭遇“钱荒”。
针对融资难问题，去年8月，国家能源局联合国家开发银行股份有限公司出台了《支持分布式光伏发电金融服务的意见》，在贷款年限和利率上都给予了优惠措施，给分布式光伏的融资打开了一道口子。不过，由于国开行重点配合的是国家组织建设的新能源示范城市、绿色能源县、分布式光伏发电应用示范区等大型项目，因此仍难普及到其他类型的分布式项目。
随着相关政策的出台和行业的复苏，部分商业银行态度已有所转变，开始向光伏企业发放流动性贷款和短期贷款。不过，对分布式光伏而言，目前的融资渠道大多数源自银行贷款，融资渠道较为单一，同时缺乏完整的融资保障体制，在一定程度上降低了对投资方的保障。
政府、开发商、金融机构齐心合力
针对融资难题，我国就此对政府、开发商、金融机构提出建议，要求各方共同发力，共同化解分布式光伏电站融资难题。
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。
