分布式光伏融资难更深层的原因，笔者认为是来源于补贴政策下的盈利模式。从我国光伏发电补贴发放政策设计来看，补贴收益的直接获益方是电站持有方，而非用电方。在目前分布式光伏自发自用模式下，用电企业仅享受合同能源管理协议下的电费优惠，却要承担光伏电站可能带来的额外风险（主要是屋顶漏水）。另一方面，受到光伏光电转化率、用电企业屋顶面积等客观情况限制，可使用的新能源电力对于用电量大得企业是非常有限的，对于这种企业，新能源电力的需求并未完全被调动起来。此外，受我国屋顶产权限制，大多数不具备光伏系统安装条件的社会用电方无法享受新能源电力。而在美国，针对这种情况，以REC政策为支持的SunPort为更广泛的社会用电方提供了可供选择的清洁能源电力。在我国，SPI的緑电通模式可以说是一种将可再生能源电力普惠至社会大众的尝试。根据SPI的介绍，緑电通可通过提供家庭电费折扣的方式让普通消费者参与光伏电站投资。緑电通模式能否在我国被普遍接受并形成电力消费习惯，还需要长期市场检验。
短期内要解决分布式光伏项目融资难问题，笔者认为较为直接的方式是使金融机构，如银行、融资租赁公司允许光伏电站项目公司不需要以额外的增信措施（如待融资电站资产外的抵质押、母公司担保等）申请信用贷款或融资租赁。
解决方案的可行性探讨
目前已经有一些金融机构在探讨这种融资方式的可行性。
笔者认为该模式可行性的关键在于如何进行风险分担。在当前的BT模式中，开发商、EPC企业通常只保证电站竣工验收后一年的发电量。
这种模式相当于将开发阶段、建设阶段产生的潜在风险转嫁给了电站持有方。如何在电站存续期内通过法律与金融相结合的手段，使各方利益与承担相应风险挂钩，比如在电站存续期内如何规定开发商保证电站在20年内不出现电费收缴、屋顶存续、退出合同能源管理协议或中断屋顶租赁协议等问题。通过完善合同架构及相关法律、规范，让开发商、EPC企业参与电站运维，从而不把风险全都转嫁到最终持有方上。让产业链每个环节做好相对应的工作，获得相应地利润，承担相应的风险，是使电站资产获得金融机构信用融资的前提。
长远来看，电改深入实施将为实现可再生能源电力平价化铺平道路。很多专家强调，我国新能源电力发展很大程度上受制于现行电力体制，这主要体现在倒挂的电价与受限的售电端。随着雾霾等污染问题加剧，想要从需求侧调动社会对新能源电力的需求，可以从电价方面进行调整，引入资源税，将社会成本体现在传统火力发电的电价中。
另一方面，通过电改逐步完善完整的电力交易市场，使可再生能源电力可以在电力现货及中长期市场中可以与传统电力进行充分地市场竞争。为保障可再生能源电力的市场竞争力，可再生能源电力全额保障性收购管理办法通过落实可再生能源优先发电制度，结合市场竞争机制，可以确保实现可再生能源发电全额保障性收购。
许多投资者认为2016年分布式光伏融资难情况将得到缓解，目前市场上也有越来越多的投资者有兴趣参与分布式市场。各种分布式光伏中间平台对商业模式的探索、创新也在为产业突破做出贡献。笔者期待分布式光伏商业模式在中国的春天早日到来。
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