国家能源局《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》国能新能[号
核心提示：国能新能[号国家能源局关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知各省（区、市）发展改革委（能源局）、新疆生产建设兵团发展
国能新能[号
国家能源局关于进一步落实分布式发电
有关政策的通知
各省（区、市）发展改革委（能源局）、新疆生产建设兵团发展改革委，各派出机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力（集团）有限公司，华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、中国电力投资集团、神华集团公司、国家开发投资公司、中国节能环保集团公司、中国广核集团公司，水电水利规划设计总院、电力规划设计总院:
《国务院关于促进健康发展的若干意见》（国发[2013]24号）发布以来，各地区积极制定配套政策和实施方案，有力推动了分布式光伏发电在众多领域的多种方式利用，呈现出良好发展态势。但是各地区还存在不同程度的政策尚未完全落实、配套措施缺失、工作机制不健全等问题。为破解分布式光伏发电应用的关键制约，大力推进光伏发电多元化发展，加快扩大光伏发电市场规模，现就进一步落实分布式光伏发电有关政策通知如下：
一、高度重视发展分布式光伏发电的意义。光伏发电是我国重要的战略性新兴产业，大力推进光伏发电应用对优化能源结构、保障能源安全、改善生态环境、转变城乡用能方式具有重大战略意义。分布式光伏发电应用范围广，在城乡建筑、工业、农业、交通、公共设施等领域都有广阔应用前景，既是推动能源生产和消费革命的重要力量，也是促进稳增长调结构促改革惠民生的重要举措。各地区要高度重视发展分布式光伏发电的重大战略意义，主动作为，创新机制，全方位推动分布式光伏发电应用。
二、加强分布式光伏发电应用规划工作。各地区要将光伏发电纳入能源开发利用和城镇建设等相关规划，省级能源主管部门要组织工业企业集中的市县及各类开发区，系统开展建筑屋顶及其他场地光伏发电应用的资源调查工作，综合考虑屋顶面积、用电负荷等条件，编制分布式光伏发电应用规划，结合建设条件提出年度计划。各新能源示范城市、绿色能源示范县、新能源应用示范区、分布式光伏发电应用示范区要制定分布式光伏发电应用规划，并按年度落实重点建设项目。优先保障各类示范区和其它规划明确且建设条件落实的项目的年度规模指标。
三、鼓励开展多种形式的分布式光伏发电应用。充分利用具备条件的建筑屋顶（含附属空闲场地）资源，鼓励屋顶面积大、用电负荷大、电网供电价格高的开发区和大型工商企业率先开展光伏发电应用。鼓励各级地方政府在国家补贴基础上制定配套财政补贴政策，并且对公共机构、保障性住房和农村适当加大支持力度。鼓励在火车站（含高铁站）、高速公路服务区、飞机场航站楼、大型综合交通枢纽建筑、大型体育场馆和停车场等公共设施系统推广光伏发电，在相关建筑等设施的规划和设计中将光伏发电应用作为重要元素，鼓励大型企业集团对下属企业统一组织建设分布式光伏发电工程。因地制宜利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊等建设就地消纳的分布式光伏电站。鼓励分布式光伏发电与农户扶贫、新农村建设、农业设施相结合，促进农村居民生活改善和农业农村发展。对各类自发自用为主的分布式光伏发电项目，在受到建设规模指标限制时，省级能源主管部门应及时调剂解决或向国家能源局申请追加规模指标。
四、加强对建筑屋顶资源使用的统筹协调。鼓励地方政府建立光伏发电应用协调工作机制，引导建筑业主单位（含使用单位）自建或与专业化企业合作建设屋顶光伏发电工程，主动协调电网接入、项目备案、建筑管理等工作。对屋顶面积达到一定规模且适宜光伏发电应用的新建和改扩建建筑物，应要求同步安装光伏发电设施或预留安装条件。政府投资或财政补助的公共建筑、保障性住房、新城镇和新农村建设，应优先考虑光伏发电应用。地方政府可根据本地实际，通过制定示范合同文本等方式，引导区域内企业建立规范的光伏发电合同能源管理服务模式。地方政府可将建筑光伏发电应用纳入节能减排考核及奖惩制度，消纳分布式光伏发电量的单位可按折算的节能量参与相关交易。鼓励分布式光伏发电项目根据《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》参与国内自愿碳减排交易。
五、完善分布式光伏发电工程标准和质量管理。加强光伏产品、光伏发电工程和建筑安装光伏发电设施的安全性评价和管理工作，对载荷校核、安装方式、抗风、防震、消防、避雷等要严格执行国家标准和工程规范。并网运行的光伏发电项目和享受各级政府补贴的非并网独立光伏发电项目，须采用经国家认监委批准的认证机构认证的光伏产品。建设单位进行设备的采购招标时，应明确要求采用获得认证的光伏产品，施工单位应具备相应的资质要求。各地区的市县（区）政府要建立建筑光伏发电应用的统筹协调管理工作机制，加强分布式光伏发电项目的质量管理和安全监督。各级地方政府不得随意设置审批和收费事项，不得限制符合国家标准和市场准入条件的产品进入本地市场，不得向项目单位提出采购本地产品的不合理要求，不得以各种方式为低劣产品提供市场保护。
六、建立简便高效规范的项目备案管理工作机制。各级能源主管部门要抓紧制定完善分布式光伏发电项目备案管理的工作细则，督促市县（区）能源主管部门设立分布式光伏发电项目备案受理窗口，建立简便高效规范的工作流程，明确项目备案条件和办理时限，并向社会公布。鼓励市县（区）政府设立&一站式&管理服务窗口，建立多部门高效协调的管理工作机制，并与电网企业衔接好项目接网条件和并网服务。对个人利用住宅（或个人所有的营业性建筑）建设的分布式光伏发电项目，电网企业直接受理并网申请后代个人向当地能源主管部门办理项目备案。
七、完善分布式光伏发电发展模式。利用建筑屋顶及附属场地建设的分布式光伏发电项目，在项目备案时可选择&自发自用、余电上网&或&全额上网&中的一种模式。&全额上网&项目的全部发电量由电网企业按照当地光伏电站标杆上网电价收购。已按&自发自用、余电上网&模式执行的项目，在用电负荷显著减少（含消失）或供用电关系无法履行的情况下，允许变更为&全额上网&模式，项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案，与电网企业签订新的并网协议和购售电合同，电网企业负责向财政部和国家能源局申请补贴目录变更。在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设、以35千伏及以下电压等级接入电网（东北地区66千伏及以下）、单个项目容量不超过2万千瓦且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目，纳入分布式光伏发电规模指标管理，执行当地光伏电站标杆上网电价，电网企业按照《分布式发电管理暂行办法》的第十七条规定及设立的&绿色通道&，由地级市或县级电网企业按照简化程序办理电网接入并提供相应并网服务。
八、进一步创新分布式光伏发电应用示范区建设。继续推进分布式光伏发电应用示范区建设，重点开展发展模式、投融资模式及专业化服务模式创新。在示范区探索分布式光伏发电区域电力交易试点，允许分布式光伏发电项目向同一变电台区的符合政策和条件的电力用户直接售电，电价由供用电双方协商，电网企业负责输电和电费结算。鼓励示范区政府与银行等金融机构合作开展金融服务创新试点，通过设立公共担保基金、公共资金池等方式为本地区光伏发电项目提供融资服务。各省级能源主管部门组织具备条件的地区提出示范区实施方案报国家能源局，国家能源局会同有关部门研究确定有关政策条件后指导示范区组织实施。对示范区内的分布式光伏发电项目（含就近消纳的分布式光伏电站），可按照&先备案，后追加规模指标&方式管理，以支持示范区建设持续进行。
九、完善分布式光伏发电接网和并网运行服务。在市县（区）电网企业设立分布式光伏发电 &一站式&并网服务窗口，明确办理并网手续的申请条件、工作流程、办理时限，并在电网企业相关网站公布。对法人单位申请并网的光伏发电项目，电网企业应及时出具项目接入电网意见函，在项目完成备案后开展相关配套并网工作，对个人利用住宅（或个人所有的营业性建筑）建设的分布式光伏发电项目，电网企业直接受理并及时开展相关并网服务。电网企业应按规定的并网点及时完成应承担的接网工程，在符合电网运行安全技术要求的前提下，尽可能在用户侧以较低电压等级接入，允许内部多点接入配电系统，避免安装不必要的升压设备。项目单位和电网企业要相互配合，如对接网方式存在争议，可申请国家能源局派出机构协调。电网企业提供的电能计量表应可明确区分项目总发电量、&自发自用&电量（包括合同能源服务方式中光伏企业向电力用户的供电量）和上网电量，并具备向电力运行调度机构传送项目运行信息的功能。
十、加强配套电网技术和管理体系建设。各级电网企业在进行配电网规划和建设时，要充分考虑当地分布式光伏发电的发展潜力、规划和建设情况，采用相应的智能电网技术、配置相应的安全保护和运行调节设施。对分布式光伏发电规模大的新能源示范城市、绿色能源示范县、分布式光伏发电应用示范区，应同步制定相应的智能配电网建设方案，建设双向互动、控制灵活、安全可靠的配电网系统。建立包含分布式光伏发电功率预测和实时运行监测等功能的配电网运行信息管理系统，开展需求侧响应负荷管理，对区域内的分布式光伏发电实现实时动态监控和发输用一体化控制。鼓励探索微电网技术并在相对独立的区域应用，提高局部电网接纳高比例分布式光伏发电的能力。
十一、完善分布式光伏发电的电费结算和补贴拨付。各电网企业按月（或双方约定）与分布式光伏发电项目单位（含个人）结算电费和转付国家补贴资金，要做好分布式光伏发电的发电量预测，按分布式光伏发电项目优先原则做好补贴资金使用预算和计划，保障分布式光伏发电项目的国家补贴资金及时足额转付到位。电网企业应按照有关规定配合当地税务部门处理好购买分布式光伏发电项目电力产品发票开具和税款征收问题。对已备案且符合年度规模管理的项目，电网企业应做好项目电费结算和补贴发放情况的统计，并按要求向国家和省级能源主管部门及国家能源局派出机构报送相关信息。项目并网验收后，电网企业代理按季度向财政部和国家能源局上报项目补贴资格申请。
十二、创新分布式光伏发电融资服务。鼓励银行等金融机构结合分布式光伏发电的特点和融资需求，对分布式光伏发电项目提供优惠贷款，采取灵活的贷款担保方式，探索以项目售电收费权和项目资产为质押的贷款机制。鼓励银行等金融机构与地方政府合作建立分布式光伏发电项目融资服务平台，与光伏发电骨干企业建立银企战略合作关系，探索对有效益、有市场、有订单、有信誉的&四有企业&实行封闭贷款。鼓励地方政府结合民生项目对分布式光伏发电提供贷款贴息政策。鼓励采用融资租赁方式为光伏发电提供一体化融资租赁服务，鼓励各类基金、保险、信托等与产业资本结合，探索建立光伏发电投资基金，鼓励担保机构对中小企业建设分布式光伏开展信用担保，在支农金融服务中开展支持光伏入户和农业设施光伏利用业务。建立以个人收入等为信用条件的贷款机制，逐步推行对信用度高的个人安装分布式光伏发电设施提供免担保贷款。
十三、完善产业体系和公共服务。通过市场机制培育分布式光伏发电系统规划设计、工程建设、评估认证、运营维护等环节的专业化服务能力。鼓励技术先进、投资能力强、经营规范的企业按照统一标准规范开展项目设计、施工、建设、管理及运营一体化服务，建立网络化的营销和技术服务体系。完善光伏发电工程设计、施工和运行维护的从业资格认证制度,健全相关从业机构和企业的资信管理体系。建立光伏产业监测和预警机制，及时发布技术、市场、产能、质量等信息和预警预报，引导行业理性健康发展。
十四、加强信息统计和监测体系建设。国家能源局建立并完善覆盖光伏发电项目备案、接网申请、建设进度、并网容量、发电量、利用方式等情况的信息管理系统，委托国家可再生能源信息管理中心（依托中国水电水利规划设计总院）管理。各市县（区）能源主管部门按月在信息管理系统填报项目备案情况，各省级能源主管部门及时督促并汇总，国家能源局派出机构及时查询跟踪情况。国家电网公司、南方电网公司等电网企业按月进行接网申请、并网容量、发电量信息、电费结算、补贴发放等情况的信息统计，按月报送国家能源局并抄送国家可再生能源信息管理中心。各省级能源主管部门按季度在信息管理系统报送项目备案、建设和运行的汇总信息，按半年、全年向国家能源局上报发展情况的总结报告。国家可再生能源信息管理中心按季度、半年、全年向国家能源局报送全国光伏发电统计及评价报告。
十五、加强政策落实的监督检查和市场监管。国家能源局派出机构会同地方能源主管部门等加强分布式光伏发电相关国家和地方政策落实的监督检查。国家能源局派出机构负责对分布式光伏发电的并网安全进行监管，电网企业应配合做好安全监管的技术支持工作。建立对电网企业的接网服务、接入方案、并网运行、电能计量、电量收购、电费结算、补贴资金发放各环节进行全程监管的工作机制。加强对分布式光伏发电合同能源服务以及电力交易的监管，相关方发生争议时，可向国家能源局派出机构申请协调，也可通过12398举报投诉电话反映，国家能源局派出机构应会同当地能源主管部门协调解决。如电网公司未按照规定接入和收购光伏发电的电量，按照《可再生能源法》第二十九条规定承担法律责任。国家能源局派出机构会同省级能源主管部门对分布式光伏发电开展专项监管，按半年、全年向国家能源局上报专项监管报告，并以适当方式向社会公布，发现重大问题及时上报。
国家能源局
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　　光伏投资热背后的冷思考
　　企业观察报记者 张起花
　　"目前，光伏产业已经成为中国为数不多的可以同步参与国际竞争、保持国际先进水平的产业。”9月7日，在第二届中国光伏电站投融资论坛上，中国光伏行业协会秘书长王勃华作出如是表示。
7月29日，位于江苏泰州的全国最大水上光伏发电项目总发电量已经突破十亿度
　　据企业观察报记者了解，2015年上半年，工业总体下行的大环境下，我国光伏产业逆势增长，总产值超过2000亿元，同比增幅达到30%。同时，国内光伏企业盈利情况也明显好转，前十家组件企业平均毛利率超过15%，多数企业扭亏为盈。仅2015年上半年，天合、阿特斯、晶科、晶澳等企业的组件出货量达到7.4GW，毛利润合计超过8.2亿美元，净利润合计约为1.9亿美元。
　　正因为如此良好的发展情势，今年以来，我国光伏领域的投资热情异常高涨。从早些年的制造环节向光伏应用环节转移，且光伏应用呈现出多样化融合发展趋势，如光伏与扶贫、农业、环境、气候等结合。而且，除金融机构外，华为、恒大等产业巨头，新兴际华、中国节能等央企，、、等一批上市公司及很多传统行业企业如等，纷纷跨界进入光伏业，掀起投资热潮。加上国家扶持政策向分布式光伏电站倾斜以及光伏市场需求的回暖，有业内人士称，光伏产业的“黄金发展期”已经到来。
　　几年前，光伏产业倒闭潮、破产潮的一幕仿佛还在昨天，如今光伏产业投资热潮再次袭来。业界专家认为，这股投资热潮的背后还有诸多因素，需要引起进入光伏投资领域的企业足够注意。
　　光伏电站质量堪忧
　　纵观目前整个光伏产业链，光伏电站的投资热情最为高涨。王勃华解释说，在光伏行业，开发环节的内部收益率可达到8-10%，如果投资方对下游的议价能力较强，有可能更高，远高于制造业。
　　只需要20%的自有资金，10%的净利润率便唾手可得，投资光伏电站的净资产收益率甚至高达50%左右。尽管每1万千瓦光伏电站需要80亿-100亿元的投资，但仍然吸引着上市公司和大资金争相进入。
　　“此外，对于组件制造企业而言，投资光伏电站也可拉动企业自身消化电池组件等产能。2014年，全国组件制造商前20名中，几乎全部涉足下游电站开发业务。”王勃华说，2015年上半年，A股上市公司光伏概念股中，被用于光伏电站的募集金额达260亿元，电站规模超过3GW。
　　但是，光伏电站要兑现上述收益率水平，有重要的前提条件，即光伏电站所在地区的光照资源优越，项目并网条件便利。而且，8%-10%的内部收益率是电站稳定运行25年的全寿命周期的平均水平。
　　业界专家认为，在目前国内光伏行业发展水平下，这一数据并不容易实现。据远景能源的调研结果显示：超过50%的资本方由于没有参与光伏电站开发、建设和运营的全过程，对电站质量缺乏信心。
　　事实也是如此。光伏权威认证机构——鉴衡认证中心对国内32个省市、容量3.3GW的425个包括大型地面电站和分布式光伏电站所用设备检测后的调查报告显示： 30%建成3年以上的电站都不同程度出现了问题；由于组件的质量问题，有些建成3年的电站设备衰减率甚至高达68%。如果组件一年衰减超过5%，照此速度，5年后这个电站就将报废。
　　国家应对气候战略研究和国际合作中心主任李俊峰也指出：“还有一部分的电池原规定25年衰减多少，现在是3年已经衰减了25年应该衰减的，甚至当年衰减了30%多……”他认为，这已经“不是质量问题，而是经济犯罪，甚至是刑事犯罪的问题”。
　　据企业观察报记者了解，组件是太阳能电站最重要的组成设备，电站的质量、发电量、收益率、价值都与它息息相关。它主要由太阳电池、封装材料、背板、玻璃、边框、接线盒等组成，这些材料都对组件性能、质量产生影响。电池片是核心，外面的封装材料都是为了保护它，其中一个关键的保护材料是处于最外层的背板，一旦背板失效，里面的封装材料、电池片就如同失去相应庇护。
　　王勃华对此很是担忧：“投资光伏电站，20年质保如何保证？部分组件产品功率虚标，衰减现象严重问题如何解决？ 怎样确保电站施工过程进一步规范，尤其避免冬季集中抢装带来的隐患？这一系列问题都是纷至沓来投资光伏电站的企业需要深思的。”
　　严重依赖政策支持
　　在光伏行业火热发展的同时，我们也可以看到其很明显的一个特征，即光伏产业不是纯粹按照市场化规律来发展，严重依赖于政策的支持和政府的补贴。如果政策和补贴出现变数，整个光伏行业的利润就会被颠覆。
　　早在2007年，中国就已成为了全球最大的光伏产品制造基地，多晶硅、太阳能电池板、太阳能组件与光伏变速器等与光伏相关的组件大多出自中国厂商。但是，蜂拥而上的投资热潮也让中国光伏行业一度陷入产能过剩的尴尬境地，2011年和2012年甚至出现了光伏厂商大规模倒闭的现象。
　　如今，光伏产业又现繁荣景象。国家发展改革委能源研究所、国家可再生能源研究中心研究员时璟丽表示，这和我国系列提振光伏行业发展的政策出台有关。
　　自2013年国务院《关于推动光伏行业健康发展的若干意见》出台后，去年以来，中央相关部委也推出了一系列扶持政策：财政部出台光伏补贴发放政策、国家能源局和国家开发银行联合出台支持融资意见、光伏发电装机配额制如期落地、国家能源局公布了《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》，并联合国务院扶贫办发布了光伏扶贫工程工作方案。
　　“国家能源局发布《光伏电站项目管理暂行办法》后，将光伏电站的核准制改为备案制，由省级主管部门对光伏项目实施备案管理，简化了光伏电站的审批流程和审批程序，这明显有利于提高我国光伏电站的建设速度。”时璟丽说。
　　政策对光伏产业的推动的确显而易见。目前，我国分布式发电做得比较好的地方也都与当地出台的分布式光伏发电的支持政策有关，广东对光伏没有全省的地方性支持政策，所以从今年上半年来看，其新增的分布式装机的规模仅是2万千瓦，跌出10名以外。
　　“近两年，中央有关部门出台的支持光伏发电政策，尤其是分布式光伏发电的主要政策就有34项，涵盖了整个产业发展的上中下游各个环节，包括其他相应的配套措施。”时璟丽说，总结来看，促进分布式光伏市场发展的主要政策，主要在6个方面，包括战略规划和项目管理、并网、价格财税、融资政策、商业模式和扩大市场方面的政策。
　　由于前期投资大，回收期长，光伏政策中最受关注的还是光伏补贴政策。2013年8月，国家发改委发布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，明确分布式光伏发电项目的补贴标准为0.42元/千瓦时(含税)。其中，对于光伏电站的补贴办法是：将全国分为三类太阳能资源区，相应制定光伏电站标杆上网电价，I类资源区上网电价0.9元/千瓦时，II类资源区上网电价0.95元/千瓦时，III类资源区上网电价为1.0/千瓦时，光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫等环保电价)的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴。
　　对于分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为0.422元/千瓦时(含税)。其中，分布式光伏发电系统自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。
　　此外，还有一些地方性支持政策也给处于寒冬的光伏企业注入了一针兴奋剂，巨额投资潮随即汹涌而来。对此王勃华表示：“任何市场都不可能无休止地扩大规模。市场是非常重要的资源，是不能随便透支的，应该统筹发展。光伏产品一用就是20年、25年，使用周期比较长，这就应该防止提前消费。”
　　此前，国家能源局原局长张国宝也在公开场合多次强调：新能源发展如果靠补贴就“甭想做大了”，甚至是“做死了”。他认为我国光伏产业应该在机制上引入竞争，鼓励创新方式降低成本，逐渐减少补贴，最终做到不要补贴，与燃煤发电有一定的竞争可比性。
　　融资难是最大痛点
　　史玉柱成立了一个名为绿巨人的公司，重点投资光伏业；江苏旷达以9000万元收购了青海力诺太阳能公司100%股权，正式发力光伏；与金保利新能源共同投资4.5亿元，收购位于江苏徐州丰县的23.8MW已并网生态农业光伏发电项目的全部股权……近年来，光伏行业的投资并购越来越惹人眼目，越来越多的企业通过不同的途径进入光伏行业。
　　但是不得不直视的一个现实问题是，光伏行业融资难的问题依然是发展中的最大痛点。
　　去年，风光一时的公告称，由于公司营运资金紧张，多晶示范工厂将进行出租，租赁资金用于补充公司流动资金，可降低公司运营负担。有财务分析专家认为，高比例股权质押是致使其陷入困境的原因之一。“天龙光电已然陨落”。
　　事实上，还有多家光伏企业陷入信用债违约漩涡。*就是其中之一，公开资料显示，该公司董事长倪开禄及其女儿倪娜将所持股份几乎全部进行质押融资，被质押公司股份占总股本比例超过43%。随着公司业绩变脸，股价跳水，相关信托公司也陷于被动，*ST超日最终不得不走上破产重整的道路。
　　“虽然股权质押融资成本较高，风险较大，但光伏企业融资的渠道确实有限。”一位光伏企业人士告诉记者，2011年光伏行业进入寒冬，除了政策性银行仍给予部分信贷支持外，大多数光伏企业都被商业银行打入了“黑名单”。越是业绩不佳的企业越容易遭遇抽贷危机。
　　即便在大量支持光伏行业政策出炉后，银行并未放松对光伏行业的警惕，能够获新增贷款的企业少之又少，而发债或者通过市场再融资的可能性也微乎其微。进行股权质押融资似乎成为相对可行的办法。
　　公开资料显示，目前多数光伏企业均涉及股权质押融资，不少公司股权质押占到了总股本比例的40%至50%。大股东和高管更是将所持股份几乎全部进行质押。
　　据企业观察报记者了解，对于分布式光伏发电市场而言，融资困难也是现阶段分布式电站建设遇到的难题。融资困难主要源于产权问题。与地面光伏电站拥有土地的使用权和电站的所有权，容易以电站为抵押换取贷款不同，开发商建设分布式光伏电站，其所使用的屋顶的所有权可能分属几家项目业主，也可能由一家业主所有，屋顶协议的签署是个问题。
　　同时，分布式电站的运营期是25年，但中国企业的寿命却大概只有10年左右。一旦企业破产倒闭或者换了新的业主，屋顶的产权随之更换，分布式电站是否能继续运行下去，谁也说不清。在这种情况下，银行不敢贸然放贷。
　　就此问题，中国能源经济研究院常务副院长红炜表示：“在不包括国有企业执行的大型国家项目融资的前提下，中国企业融资总额的95%是要靠以资产抵押的方式来获取的。这种融资结构是以传统金融思维为基础的，是与光伏产业巨大且超高速发展的需求不相适应的。”
　　他认为，按照传统金融思维，在融资行为中，以资产抵押为主要控制风险方式。是以融入企业可抵押资产的数量性、优质性和流动性作为是否提供融资服务的出发点。反映在现实信贷行为中的结果就是，除了国家重大项目不需要担保外，其他所有融资都需要求融入企业必须具有不少于20%的现金和大于80%的可抵押资产。
　　“但是，光伏企业可抵押资产规模的绝对值有限，而且光伏产业可抵押资产规模的增长远远落后于融资需求的增长。”因此，他认为，传统金融满足不了光伏产业的融资需求。一方面，在信贷市场，需要变以资产抵押控制风险的思维为以项目未来收益权为出发点的思维；另一方面，在金融创新和资本市场，需加速网络金融产品和股权类融资产品的创新。
　　梳理今后光伏企业可采用的融资渠道，上市平台用股权融资、可转债等方式，公司平台可借助信托、产业基金、夹层融资、众筹等形式，项目层面可用融资租赁、银行贷款、项目收益债等方式融资。
　　但遗憾的是，立体化的融资渠道也不一定就能解决全部融资难问题。目前投融资双方之间最大的分歧是项目现金流的覆盖问题，投资人主要考虑由电站质量保证的未来收益现金流和国家补贴现金流能否覆盖资金成本。
　　现实是，弃光限电一直是困扰新能源行业发展的头号大敌。今年以来甘肃等多地光伏项目“弃光”现象进一步恶化，限电率从之前的50%上升到70%，严重时甚至达到80%。补贴拖欠1.5-2年，严重影响企业现金流，无法覆盖项目还款本息。
　　江山控股市场发展部总经理廉锐表示，目前光伏行业存在的两个问题是限电和补贴不到位，究其原因是光伏电站“抢装潮”式增长和送出通道建设缓慢之间的矛盾加剧。随着短时间内大规模装机的出现，使得新增的发电量无法通过现有电网消纳。