光伏产业的寒冬促使我国政府下决心通过启动国内市场去消化过剩的产能。单在2014年，计划的安装量就达到14GW，其中分布式发电占8GW，地面电站占6GW，以每瓦平均投资为8元人民币计算，这需要1120亿元的资本投入，而要完成三年安装35GW的目标，资本投入高达2800亿元。
在当前，银行对光伏发电这一新事物的态度保守，也分不清光伏制造业和光伏发电业是两个性质和风险完全不同的行业，为了控制风险，银行普遍要求业主以房产或土地这些长期有效的资产抵押，使光伏发电无法以独立的发电项目进行融资，这不利于光伏发电的可持续发展。我国必须完善法规，并发展出以独立项目为融资主体的金融解决方案才可促使光伏发电的长久可持续发展。解决了融资问题，便可以利用资本杠杆提高股本的回报率，使业主降低对每度电补贴的要求，使国家和各省区的公共财政资源得到更有效地运用。银行的融资思维基本上可分为下列几类，一是以现金流为依据的融资（cashflowbased financing）二是以资产质押为依据的融资（assetbased financing），三是以信用为依据的融资（Creditbased financing）。银行家是最安全最保守的族群，在家里睡觉都要带钢盔，风险意识非常强。因此，要解决融资的问题，就必须先解决风险问题。在本文，我们将讨论如何在当前的政策框架下利用商业运作模式、保险工具和设计新的政策性保险工具去推开光伏融资的大门。
光伏发电的风险
和所有的商业活动一样，光伏发电也是存在风险的。这主要可划分为生产端的风险和销售端的风险。生产端的风险由项目建设起包括设计风险、施工风险、设备质量风险、并网风险等，而一个进入正常营运的项目则主要是运作风险、日照量波动风险、设备损坏风险和购电方的违约风险等。在国外的实践中，设备故障和灰尘是构成发电量不足的主要原因，而灰尘的影响在不同的地区是不一样的。在德国，电站业主基本上没有灰尘影响发电的概念，因空气清新。但在印度，灰尘对发电量的影响十分之大，需要每周对电池板进行清洗。在泰国的旱季，电池板一个月不清洗对发电量的影响是10%，而设备故障和日照波动对全年发电量的影响少过1%。因此，运作风险是构成电站发电量的主要风险，营运商必须勤于维护去获取更大的发电量。相比于其他的发电方式，光伏发电设备是静态设备，稳定性极高，风险极低。对于销售端的风险这主要是购电合同的违约风险和政策的改变风险。在外国的实践中，政策风险远高于购电合同和购电法案的变更风险。在外国的经验中，政府突然增加的光伏发电税和更改已执行中的补贴电价是构成光伏发电项目收益波动的最大风险。在中国，部分地区的光伏电站因高压线容量不足而曾出现轮流上网的现象，这也影响发电收益。但随着电网累计越来越多的经验，这种因计算错误引起的问题越来越少。
解决地面光伏电站融资的难题
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